李東昕1 劉凱峰1 閻宗攀1 王永豐1 王磊2 龐笑1 王鵬1 蘆思宇1 李廣鏊1

1.國家管網(wǎng)集團北方管道沈陽檢測技術分公司；2.國家管網(wǎng)集團北方管道沈陽輸油氣分公司

 

摘要：長輸管道因油品含水在管道低點聚集導致管道內腐蝕而發(fā)生穿孔的問題比較突出。采用OLGA 仿真軟件研究油品流速和初始含水量對某管道沿程含水率的影響規(guī)律，確定管道積水位置，通過選擇高風險點開挖檢測和驗證，判斷管道內腐蝕風險，可為高含水油氣管道安全管理提供借鑒。

關鍵詞：多相流仿真軟件OLGA；管道積水位置；內腐蝕風險

 

近年來，由于內腐蝕而引發(fā)的輸油管道穿孔現(xiàn)象逐漸增多。主要原因是油品中含腐蝕性雜質的水在管道低點或流動死區(qū)聚集形成積水，造成管道底部腐蝕。聚集水區(qū)域微生物活動增強，管道內壁暴露在聚集水或其他電解液中的時間越長，受到的腐蝕越嚴重。開展管道輸送過程中的油水分布情況分析，確定管道積水位置并判斷內腐蝕風險，以便采取針對性腐蝕控制措施很有必要。由于管輸油品含水量很低，難以通過試驗確定油水兩相流的流動狀態(tài)，本文采用多相流仿真軟件OLGA對某輸油管道進行不同工況模擬，通過分析流動模型數(shù)值計算結果，識別管道潛在積水位置，并以此判斷可能發(fā)生內腐蝕的風險。

1  仿真模擬

基于GB/T 34350―2017《輸油管道內腐蝕外檢測方法》要求，在確定管道積水位置方面做了改進，即利用多相流仿真軟件OLGA對管道流動情況進行模擬，以更直觀的管道含水率分布情況作為積水位置的主要判斷依據(jù)。運用OLGA軟件建立管道模型，模擬不同輸量、不同初始含水量的管道輸送工況，得到管線沿程含水率分布曲線。通過分析積水的分布規(guī)律，確定管道可能的積水位置。研究內容包括數(shù)據(jù)收集、檢測區(qū)段劃分、管道實際傾角計算、OLGA軟件仿真等方面。

1.1  輸油管道沿程含水率分析

（1）管道基本情況。該輸油管道為一條聯(lián)絡線，全長1486 m，管徑711 mm、壁厚7.8 mm、年輸量850萬t/a，設計壓力2 MPa，實際運行壓力1 MPa。輸送介質為0#柴油，20 ℃密度830 kg/m3、黏度4.7 mm2/s。根據(jù)0#柴油國標質量標準，其含水量為1.5%。管道起伏多、高差小，沿線經過高速公路、水渠等特殊路段，由GPS-RTK定位繪制管道高程、里程圖。

（2）檢測區(qū)段劃分。依據(jù)管道基本情況劃分檢測區(qū)段。分界點包括：①輸送介質注入點、分輸點；②緩蝕劑或化學藥劑加注點；③經過加溫或加壓站后，導致溫度和壓力等工藝參數(shù)發(fā)生變化的點；④特殊地形地貌起止點；⑤管道規(guī)格發(fā)生改變的點。該管道里程短、無支線、無藥劑加注、無變徑、無中間站，根據(jù)管道地形地貌數(shù)據(jù)，確定水工、水渠、坡段起終點等特殊位置，將管道劃分為4個檢測區(qū)段，見圖 1。區(qū)段1（管道起點—坡段分界點1）包括明顯的上坡段、流體加速段，起伏密集。區(qū)段2（坡段分界點1—坡段分界點2）包括明顯的上坡段和顯著的下坡段，呈“V”字形變化段，是管道積水重點關注位置。區(qū)段3（坡段分界點2—水渠2）包括明顯的上坡段、下坡段及水渠等不易開挖的建筑。區(qū)段4（水渠2—管道終點）有連續(xù)下坡趨勢，起伏密集多變。

圖 1 管道檢測區(qū)段劃分示意圖

（3）數(shù)值計算。根據(jù)GB/T 34350―2017，確定最大液滴直徑、臨界液滴直徑、實際傾角等參數(shù)的計算方法，識別積水位置。根據(jù)水相在油相中的分散特性，當水滴單獨存在懸浮于連續(xù)烴相中，則視為稀分散系。當水滴非完全懸浮，存在明顯相互作用力時，視為稠分散系。根據(jù)GB/T 34350―2017附錄A2.1，定量判斷依據(jù)式（1）：

式中：εω 為含水率，%；ρm 為油水混合物密度，kg/m3；ρo 為油品密度，kg/m3；計算得出0#柴油值為0.98，按照稀分散系計算其最大液滴直徑。

混合相入口速度依據(jù)油品經濟流速確定為0.5 m/s，根據(jù)該附錄A2.1所列Brauner模型， 可以得到0#柴油最大液滴直徑約為0.0434 m（表 1）。

表 1 0#柴油最大液滴直徑計算表

臨界液滴直徑與管道的傾角有關，且每一管段的傾角均很小，所以各管段的臨界液滴直徑近似一致，取平均值作為全線的臨界液滴直徑。根據(jù)表 1及附錄2.1式（2）計算得出0#柴油臨界液滴直徑dcrit為0.061 mm。

式中：D為管道內徑，m；α為管道的傾角，°；Δρ為油水密度差，kg/m3；為重力加速度，9.81 m/s2；f 為湍流摩阻系數(shù)，0.046/Rem0.2；Um為混合相入口速度，m/s。

根據(jù)管道走向位置與地形等因素確定管道高程測量點的水平間距，以此反映管道所有實際傾角變化。依據(jù)計算結果繪制管道實際傾角剖面圖（圖 2）。

圖 2 管道實際傾角剖面圖

綜合以上結果，可以發(fā)現(xiàn)輸送油品最大液滴直徑大于臨界液滴直徑，則水滴在水平流動中因整理作用或在垂直流動中因變形、乳化會分層分離，進而形成積水。結合管道地形情況，初步判斷管道低洼處及上傾管段存在積水風險。

1.2  運行工況對積水位置的影響分析

借助OLGA建立簡單模型模擬管道輸送工況，結合入口條件、管道參數(shù)、油品參數(shù)、出口條件等數(shù)據(jù)。仿真輸出管道沿程的含水率分布圖，分析含水率分布規(guī)律可以確定管道積水位置。模擬時長設置3 h，最大時間步長60 s，最小時間步長0.01 s。

（1）不同輸量工況的模擬結果。首先以油品流速為變量，分別取流速0.5 m/s、1.0 m/s、1.5 m/s、2.0 m/s、2.5 m/s進行五組仿真模擬，對應質量流速分別為165 kg/s、330 kg/s、494 kg/s、659 kg/s、823 kg/s。得到不同輸量下的管道沿程含水率分布圖（圖 3），圖中藍線代表管道沿程含水率，紅線代表管道輸量，黑線代表管道高程。

圖 3 不同輸量工況管道沿程含水率分布圖示例

（2）油品初始含水量不同的工況模擬結果。油品流速為0.5 m/s工況下，模擬油品初始含水量分別為0.5%、1.0%、1.5%、2.0%，管道沿程含水率分布結果見圖 4。

圖 4 油品初始含水量不同的管道沿程含水率分布圖

沿程含水率最高的幾處，即管道發(fā)生積水概率較大位置。從圖 3、圖 4可知，該輸油管道積水風險較大位置見表 2，距離表示距管道起點的長度。

表 2 輸油管道積水位置

2  開挖驗證

根據(jù)表 1結果，結合管線含水率分布情況選擇全線風險較大的三處作為建議開挖點，依次為第一風險點（風險點4） 、第二風險點（風險點2） 、第三風險點（風險點5），建議開挖檢測（圖 5）。

圖 5 管道建議開挖點縱斷面示意圖

經實地考察，第一風險點（風險點4）和第二風險點（風險點2）因地理條件限制，不便開挖。選擇第三風險點（風險點5）開挖檢測。結果表明，該處管道壁厚無明顯減薄現(xiàn)象。結合現(xiàn)場超聲相控陣檢測結果，表明管壁沒有明顯的腐蝕現(xiàn)象或其他缺陷，見圖 6。

圖 6 0#柴油管道超聲相控陣檢測結果

3  結論

（1）利用OLGA仿真軟件模擬管道典型生產工況，得到管道沿程含水率分布圖，從中識別含水率較大處為風險較大積水位置。

（2）不同輸量下的管道沿程含水率分布特征基本一致，隨著油品輸量升高，沿程含水率降低。隨著油品初始含水量增加，管線發(fā)生積水位置增多。管道腐蝕風險點大多出現(xiàn)在起伏管線的上坡段，且在上坡段中部較長時間維持高風險。

（3）第三風險點（風險點5）開挖檢測結果表明，該可能發(fā)生積水位置處管道本體沒有明顯的壁厚減薄及其他內腐蝕現(xiàn)象。受條件限制，無法對第一、第二風險點位置進行開挖驗證，但基于積水可能性較高位置未發(fā)生腐蝕、管道壁厚無明顯減薄現(xiàn)狀，則相同運行條件下積水可能性相對較低的其他管段亦不存在腐蝕，可初步判斷該管道內腐蝕風險較低。

（4）該管道輸送模型和仿真計算方法，可為判斷管道內腐蝕高風險點提供借鑒。

作者簡介：李東昕，1988年生，碩士，工程師，畢業(yè)于遼寧工業(yè)大學材料物理與化學專業(yè)，主要從事長輸管道檢測與評價等工作。聯(lián)系方式：18241667084，610243342@qq.com。