流場作用下的酸性天然氣管道內(nèi)腐蝕理論研究

【摘要】：隨著石油天然氣事業(yè)的快速發(fā)展,石油天然氣開采量的日益增加使得輸運管道的里程也在不斷擴大。H2S與CO2作為油氣伴生氣存在于油氣之中,并通達油氣的開采進入到輸運系統(tǒng)中,這不僅對油氣工業(yè)造成了巨大的經(jīng)濟損失,同時也對環(huán)境造成了很大的污染。而隨著油氣勘探工作越來越向地層深處發(fā)展,作為伴生氣體的H2S與CO2含量也在不斷上升,加之管道輸運過程中高溫、高壓、流速和流態(tài)變化的相互作用,管道在流場作用下的腐蝕問題也愈加突出。因此,研究流場作用下管道內(nèi)腐蝕預測問題,對于實現(xiàn)指導在役管道系統(tǒng)的檢測工作量,保障管道系統(tǒng)的安全運行,具有重大的現(xiàn)實意義。 本文以我國的大慶徐深6-3氣站與川氣東送A線為研究對象,在De waard腐蝕模型與Euler多相流模型的基礎(chǔ)上,分別建立CO2腐蝕模型與CO2/H2S腐蝕模型對其三維管道進行仿真模擬。得出的結(jié)論如下： 當CO2單獨存在時,管段的高程變化對其腐蝕程度有直接的影響；管線的腐蝕率在以CO2分壓與溫度為自變量的坐標系中呈大致先增加再降低的拋物線形式；氣相的微小分壓變化(0.025MPa-0.197MPa)并不能引起管線近壁處湍動能與流速的增加,但會使管道內(nèi)C02相分布呈線性增加。而在流場因素中單獨考慮湍動能與流速影響時,可以明顯表現(xiàn)出對腐蝕速率產(chǎn)生促進的傾向。彎頭影響位置表現(xiàn)在流向變化位置的下游迎流側(cè)壁面與彎頭內(nèi)徑壁面；T形管影響位置表現(xiàn)在內(nèi)部結(jié)構(gòu)X形狀合流方向的斜向內(nèi)壁與迎流側(cè)內(nèi)徑的位置；CO2相的分布情況與現(xiàn)場管道的腐蝕位置吻合良好；而含水率的變化(0.0668%-0.267%)將引起管道內(nèi)持液率分布呈線性增加,在流場誘導下與CO2共同作用引起管道內(nèi)腐蝕的直接增高。 CO2/H2S共同存在時,當CO2分壓保持0.2108MPa不變時,管線的腐蝕率在以H2S分壓與溫度為自變量的坐標系中呈大致先增加再降低的拋物線形式。但對流場進行分析時可以發(fā)現(xiàn),對于管徑較大的氣體輸運管道(Φ=406.4mm),由于流道較寬廣通暢,在管線流道小范圍變化處(50與15°)流場參數(shù)變化范圍較小,管道出現(xiàn)均勻腐蝕的概率較之出現(xiàn)極值腐蝕的概率大；管線中H2S分壓與C02分壓的增高,使管道內(nèi)壁的相分布呈線性增長,且其分布多以略高或略低于均值的橢圓片狀形式出現(xiàn),在其15°俯角開始與結(jié)束處的0點方向,由于流道突變的作用,使得相分布略高于均值。 根據(jù)模擬所得的流場參數(shù)與管壁腐蝕率的關(guān)系,在沖蝕模型與De waard模型的基礎(chǔ)上提出流場作用下的酸性天然氣管道內(nèi)腐蝕模型。該模型在不引入流場影響下時與De waard腐蝕模型相似,當介入流場參數(shù)的影響時,可對流場參數(shù)進行相應(yīng)影響因子的修正以適應(yīng)當前的工況。在與工況數(shù)據(jù)對比時,流場作用下的CO2預測模型最大腐蝕速率、平均腐蝕速率與大慶徐深6氣站實測值的回歸系數(shù)分別為0.84與1.12；而流場作用下的CO2/H2S腐蝕預測模型平均腐蝕速率與川東線A線實測值回歸系數(shù)為1.07。該模型計算出的管線重點腐蝕位置與腐蝕率情況,在與現(xiàn)場工況的壁厚檢測對照下吻合情況良好,驗證了該改進腐蝕模型的正確性。 圖43幅,表5個,參考文獻52篇。 【關(guān)鍵詞】：酸性天然氣 管道 內(nèi)腐蝕 CO_2/H_2S 模擬
【學位授予單位】：北京交通大學
【學位級別】：碩士
【學位授予年份】：2012
【分類號】：TE988.2
【目錄】：

• 致謝5-6
• 中文摘要6-8
• ABSTRACT8-12
• 1 引言12-22
• 1.1 研究背景12-13
• 1.2 研究意義13-15
• 1.3 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀15-18
• 1.3.1 CO_2腐蝕15-17
• 1.3.2 CO_2/H_2S腐蝕17
• 1.3.3 流場對于內(nèi)腐蝕的影響17-18
• 1.4 當前研究中存在的問題18-19
• 1.5 本論文的研究難點19
• 1.6 主要內(nèi)容簡介19-20
• 1.7 本章小結(jié)20-22
• 2 酸性天然氣管道內(nèi)腐蝕模型與流體計算模型22-30
• 2.1 腐蝕模型22-25
• 2.1.1 CO_2腐蝕模型22-24
• 2.1.2 H_2S腐蝕模型24
• 2.1.3 CO_2/H_2S腐蝕模型24-25
• 2.2 多相流模型25-27
• 2.2.1 體積分數(shù)方程25
• 2.2.2 連續(xù)性方程25-26
• 2.2.3 動量方程26-27
• 2.2.4 能量方程27
• 2.3 湍流模型27-28
• 2.4 本章小結(jié)28-30
• 3 內(nèi)腐蝕模型與流體計算模型的建立30-38
• 3.1 單獨CO_2存在下管道腐蝕模型與流體計算模型(徐深集氣站6-3模型)30-33
• 3.1.1 平均內(nèi)腐蝕率預測模型30-32
• 3.1.2 流體計算模型32-33
• 3.2 CO_2/H_2S共存下管道內(nèi)腐蝕模型與流體計算模型(川東A線起始處H_2S/CO_2腐蝕模型)33-37
• 3.2.1 平均內(nèi)腐蝕率預測模型34-35
• 3.2.2 流體計算模型35-37
• 3.3 本章小結(jié)37-38
• 4 單獨CO_2存在下管道計算結(jié)果與分析38-58
• 4.1 管道腐蝕率的預測38-41
• 4.1.1 原始工況的還原模擬38-40
• 4.1.2 不同溫度及CO_2分壓對管線腐蝕速率的影響40-41
• 4.2 管道內(nèi)流場的預測41-55
• 4.2.1 原始工況的還原模擬41-43
• 4.2.2 重點管段處(彎頭及T形管)不同CO_2分壓下管道內(nèi)壁流場分析43-51
• 4.2.3 重點管段處(彎頭及T形管)不同CO_2分壓下管道內(nèi)壁流場分析51-54
• 4.2.4 流場對沖蝕速率的影響54-55
• 4.3 本章小結(jié)55-58
• 5 CO_2/H_2S共存下管道計算結(jié)果與分析58-70
• 5.1 管道腐蝕率的預測58-60
• 5.1.1 原始工況的還原模擬58
• 5.1.2 不同溫度及H_2S分壓對管線腐蝕速率的影響58-60
• 5.2 管道內(nèi)流場的預測60-69
• 5.2.1 原始工況的還原模擬60-63
• 5.2.2 不同流場參數(shù)下管段內(nèi)壁分析63-66
• 5.2.3 流場對沖蝕速率的影響66-69
• 5.3 本章小結(jié)69-70
• 6 結(jié)論與展望70-72
• 6.1 結(jié)論70-71
• 6.2 展望71-72
• 參考文獻72-76
• 作者簡歷76-80
• 學位論文數(shù)據(jù)集80

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