集气管道CO2内腐蚀影响因素分析.pdf

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1、2016年天然气技术与经济Vol.10，No.2第10卷·第2期NaturalGasTechnologyandEconomyApr.2016doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.02.014集气管道CO2内腐蚀影响因素分析王坤（中国石油大学（北京）机械与储运工程学院，北京102249）摘要针对气田集输管道CO2内腐蚀情况较为严重的状况，对某集输管道CO2内腐蚀的各影响因素进行逐一分析，采用WAARD95模型建立管道CO2内腐蚀模型，计算分析管道内的介质温度、CO2含量、管道运行压力、管径的变化对管道CO2内腐蚀速率变化的影响程度及规律，得出结论：

2、随着介质温度的升高及CO2含量的上升管道内腐蚀速率会增大，且CO2含量的变化对管道内腐蚀速率的影响最大；管道运行压力的变化不会对管道内腐蚀造成较大影响；而管径对不同倾角的管段腐蚀情况的影响不同。并提出应针对不同管道实际情况制定相应的清管方案和防腐措施的建议。关键词集气管道CO2内腐蚀WAARD95模型CO2含量压力管径文献标识码：B文章编号：2095-1132（2016）02-0054-03表1介质组分表0引言组分C1C2C3i-C4n-C4i-C5n-C5某气田集输管道内腐蚀情况较为严重，且随着摩尔84.33%5.03%1.40%0.15%0.29%0.21%0.27%输送

3、介质内CO2浓度逐渐增高，加之管道受当时的制分数管工艺、焊接工艺等水平限制，该段管线在CO2含量组分C6C7C8C9C10+CO2N2较高的气质条件下长期运行后，根据管道智能检测摩尔0.65%0.78%0.97%1.52%1.43%4.80%2.43%分数的结果显示，其内腐蚀状况正在不同程度地加重。笔者利用适用的管道CO2内腐蚀计算模型，对该集输2建立模型管道的CO2内腐蚀影响因素进行分析研究，找出单一因素对管道的CO2内腐蚀影响规律，分析不同因素对该集输管道的CO2内腐蚀计算选用的是管道内腐蚀的影响程度。WAARD95模型，该模型是目前应用最为广泛的一种基于半经验的CO2腐

4、蚀速率模型，在低于100℃的条1管道参数［1-2］件下，其计算结果与实际数据吻合度很高。某集输管道全长18.74km，管道规格为D325×WAARD95模型的表达式为：10，设计压力为7.85MPa，设计输送量为200×1＝1＋1（1）104m3／d。管道的管材为20#钢，内径为305mm，壁vcorrvrvm其中，厚为10mm，腐蚀余量为1.5mm，粗糙度为2.8e-5m，1119钢热容为500J／（kg·K），导热系数为50W／（m·K），lgvr＝4.93－t＋273＋0.58lgpCO2－0.34(pHact－pHCO2)；3密度为7800kg／m。U0.8目前运行管

5、段起点压力为7.264MPa，终点压力vm＝2.450.2pCO2；pHCO2＝3.82＋0.00384－0.5lgpCO2。d为5.195MPa，实际流量为30kg／s，介质中CO2摩尔式中，vcorr为腐蚀速率，mm／a；vr为反应速率，分数约为4.8%，不含H2S，水的质量比重约占5%，mm／a；vm为传质速率，mm／a；t为介质温度，℃；具体介质组分情况见表1。pCO2为CO2分压，Pa；pHact为实际pH值；pHCO2为CO2修订回稿日期：2016－03－29作者简介：王坤（1992－），硕士研究生，研究方向为油气田完整性管理。E-mail：bibberwhut@

6、163.com。54／NaturalGasTechnologyandEconomy总第56期天然气技术与经济·地面工程2016年饱和溶液的pH值；U为介质的液相流动速率，m／s；0.105mm／a，增幅达28.7%。由此可看出管道内CO2d为直径，m。含量增加会显著影响管道内腐蚀状况（图2）。3计算结果管道的CO2内腐蚀过程是十分复杂的电化学过程，影响管道CO2内腐蚀的环境因素包括管道内输送介质温度、CO2含量、压力、管径、pH值、水溶液［3-4］中的金属离子、细菌含量、蜡含量等。由于管道内pH值、水溶液中的金属离子、细菌及蜡含量因素的腐蚀机理十分复杂，WAARD95模型不适

7、用于这些因素下的腐蚀速率计算。因此选择介质温度、CO2含量、压力、管径4个管道运行工况参数对管道内腐蚀图2不同CO2含量下沿线管道内腐蚀速率变化图的影响进行分析，明确这些因素对腐蚀产生的影响3.3管道运行压力规律。管道运行压力的变化不会对管道内腐蚀状况造3.1介质温度成较大影响，不论是管道的上倾段还是下倾段，随随着介质温度的升高，管道内腐蚀速率逐渐增着压力的增大，管道内腐蚀速率几乎没有变化。可大。这种变化在下倾管段尤为显著，当管道输送介以认为，改变管道的运行压力对降低管道内腐蚀速质温度由20℃增加到50