[发明专利]一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法

说明书

一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法。本发明通过对湿天然气管道进行三维多相流模拟计算，得到管道内的流动参数，结合天然气中所含有的腐蚀性介质情况，选择合适的腐蚀模型预测管内腐蚀速率，并采用腐蚀实验装置验证腐蚀速率预测的可靠性，确定管线最可能发生腐蚀的位置，计算出湿天然气管道积液临界倾角，结合管道实际倾角预测积液概率，最后，根据预测的腐蚀速率和积液概率综合确定湿天然气管道内腐蚀高风险管段。

技术领域

本发明属于天然气管道安全风险评价技术领域，具体地说是涉及一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法，主要用于天然气管输系统腐蚀高风险段预测和识别。

背景技术

我国油气田湿气管道的建设时间大多比较久远，而且受当时设计能力、施工水平及材料条件等限制，经过多年的运行如今已进入事故高发期，其中腐蚀是影响管道安全和完整性的重要因素之一。

在石油伴生天然气或纯天然气中，从地层中采出的气体除了甲烷等，还含有一定量的腐蚀性气体，即二氧化碳、硫化氢、二氧化硫等。这些气体以纯气体存在时，腐蚀性较弱，但一旦溶于水中，就会大大的增强腐蚀性。由于从地层而来，在管道中的气体不可避免的携带有一定量的泥沙，这些泥沙随着气体运动时，起到了打磨的作用，造成了输气管道内壁的磨损，破坏了表面的保护膜，造成了腐蚀。此外，管道中微量氧气溶解于积水中，也存在一定腐蚀性。各种微生物以及运行温度、输送压力、流速等的变化，都会对管道腐蚀速率有一定程度的影响。天然气管道中还有一定量的水蒸气，管道内运行环境的变化会使水蒸气转化为水，随着重力的影响沉积到管道的底部，腐蚀性溶解于水就会造成管道腐蚀。积水与管道内壁接触的液面部分由于气相、液相环境交替，给金属的电化学腐蚀创造了条件，造成钢铁的坑蚀，在湿硫环境中会发生硫化物应力腐蚀。

2014年，国家安监总局牵头进行安全专项排查，结果显示我国油气管道平均每10公里就存在2.5处隐患，且整改率不足13％。与发达国家相比，我国油气管道事故发生率均高出近10倍。

目前国内外对湿天然气管道内腐蚀预测没有良好的方法，大多数采用管线直接检测技术如漏磁检测、超声检测等，检测费用高、时间长，且部分管道不具有直接检测条件，操作人员不能及时掌握管内腐蚀信息，引发腐蚀穿孔事故，造成严重的紧急损失，还危害人生安全。

本发明通过对管线进行三维多相流模拟计算，结合天然气中所含有的腐蚀性介质情况，选择合适的腐蚀模型预测管内腐蚀速率，并采用实验验证腐蚀速率预测的可靠性，确定管线最可能发生腐蚀的位置，结合管道倾角预测积液概率，确定腐蚀高风险管段。

发明内容

本发明为识别湿天然气管道内腐蚀高风险管段，减少由于内腐蚀引发的湿天然气管道泄漏事故，提出一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：

S1：建立管道三维模型，进行多相流模拟，计算管道流动参数；

S2：基于多相流模拟参数，选择适宜的腐蚀速率计算模型，计算管道沿线腐蚀速率；

S3：通过室内腐蚀实验装置实验评价计算结果的可靠性；

S4：若计算可靠则进入S5，若不可靠则回到S1重新计算；

S5：分析积液概率和腐蚀程度，确定腐蚀高风险点。

在管道三维多相流计算中，所有冷凝液体积聚在管道底部；管道中流型是气液分层流，并且在各个计算管段中流动稳定发展；采用曲面粗糙气液界面模型描述界面形状。

三维多相流计算按以下步骤计算：

201：建立双极柱坐标系下的动量模型

202：建立双极柱坐标系下传热模型

203：建立双极柱坐标系下相变模型