顾锡奎 何鹏 陈思锭

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.中国石油西南油气田公司重庆气矿 3.斯伦贝谢科技服务(北京)有限公司

川东气田是典型的含硫气田，其中70%以上的气井是含硫气井。在酸性气田的开发过程中，腐蚀问题始终比较突出，成为影响气田安全、经济开发的主要因素，特别是当H2S含量较高时，由于腐蚀导致穿孔、破裂发生天然气泄露，不仅影响气田的正常开发，而且将造成环境污染甚至灾难事故[1]。天高线集输管道位于川东气田云安场构造带，地处山地丘陵地带，管道起伏变化相对较大，管道内流体流动特性变化明显，对管壁腐蚀产生较大的影响。天高线的B段全长22.7 km，H2S质量浓度83 g/m3左右，为典型的高含硫长距离集输管道。该管道采用湿气输送工艺，腐蚀环境非常恶劣。为了获得天高线高酸性湿气输送管道的腐蚀情况，天高线B段共设置2处腐蚀监测点，分别位于管道的始末端。从前期漏磁检测报告看，该管道内部金属损失异常450处，分布在管道的各个管段。因此，仅仅在始末两端设置腐蚀监测点很难全面有效地获得管道腐蚀情况，需要进一步完善在线腐蚀监测系统。

通过对天高线B段集输管道多相流模拟分析，分别计算出管道沿程的流体温度、压力、气液相流速、流型、持液率、气液相与壁面间剪切应力等流体特性的分布规律。根据流体特征分布研究管道内壁腐蚀的主要影响因素，确定管道容易发生腐蚀的部位，从而为腐蚀监测的设置提供依据。

1 管道流体特征分析

选取天高线B段某时间段的运行工况数据，模拟计算得到管道流体沿程流动特征参数分布规律，包括压力、温度、气液相流速、流型、持液率、气液相与管壁间的最大剪切应力等参数。

1.1 流体持液率

持液率又称为截面含液率，是气、液两相管流最重要的特征参数之一。在山地丘陵地区的高含硫气田开发过程中，考虑到工艺安全、经济效益以及环境保护等因素，多起伏低持液率天然气集输管道的工艺计算是当前亟待解决的问题之一[2]。管道沿程持液率变化受管道高程变化很大，下坡管段内持液率较低，且坡度越陡，持液率越小，上坡管段持液率普遍较高，且上坡管段内流体持液率几乎不受坡度的影响。距离管道流体入口处越近，液相越容易在管道的低洼处积聚下来，表现为管道前段的持液率要显著高于后段。

1.2 管内流体与管壁间剪切应力分布

该管道气相-管壁间剪切应力变化比较平稳，气相与管壁间的最大剪切应力不到4.5 Pa，而液体与管壁间的剪切应力沿管道变化很大。根据剪切应力计算公式τL= 1/2fLρLμL2，液相-管壁剪切应力受液相流速、密度、黏度及管壁粗糙度等因素的综合影响，对于确定的流体和输送管道，管内剪切应力主要受流型及流速的影响[3-4]。管道的上坡管段内流型为段塞流，此时管内流体与管壁剪切应力较大。这是由于段塞流中气、液两相相互影响的复杂性导致混合液紊流程度很大；下坡管段内流型为分层流，且坡度较陡的下坡管内液相流速很大。由剪切应力计算公式可知，液体-管壁剪切应力与液相流速的平方呈正比，因此坡度较陡的下坡管内液体-管壁剪切应力也很大。

1.3 管内流体流型分布

在不同倾角的多相流流动管道(从水平管到垂直管)中流型差异很大，且其影响因素很多。Xiao等[5]在Taitel和Dukler等的流型判别方法基础上，将流型分为分层流、环状流、段塞流以及散泡状流。

管道沿程不同位置处管内气-水两相流动的流型不尽相同。在给定的管道运行工况条件下，管道沿程各位置主要存在分层流和段塞流两种流型，且分层流主要出现在下坡管段以及部分上坡管段中；而段塞流主要出现在较为陡峭的上坡管段中。这与1976年美国Beggs和Brill所进行的倾斜管中气-水两相流动研究所得出的流型规律一致，即管路上坡段不易出现分层流型，而在下坡管段所观察到的流型几乎总是分层流，这一流型分布结果符合多相流的流型分布规律[6]。

1.4 管道沿程压力和温度分布

管道沿程压力变化曲线与管道纵断面走势相反，即在上坡管段，管道内流体压力迅速降低；下坡管段，流体压力减少缓慢，甚至部分回升。由于管路沿线地形起伏时，管道的压降除克服沿程摩阻外，还包括上坡段举升流体所消耗而在下坡段不能完全回收的静压损失[7]，压力从6.24 MPa降至5.46 MPa。

管内流体温度沿管道逐渐降低，逐渐接近于管道外部土壤温度，且距离管道起点越近，温降速率越大。这是由于管道入口处高温流体与周围环境介质温度(土壤温度)温差最大，随着管道延长，流体不断地与外界进行热量交换使得温度逐渐降低，管道温度从29 ℃降至19 ℃。

从模拟分析结果可知，管道始末段历次腐蚀监测数据相近，推测压力和温度不是该管道产生腐蚀差异的主要影响因素。

2 流体特性对管壁腐蚀的影响

为了进一步明确管道流体特性对管壁腐蚀的影响，分别在持液率、剪切应力(流速)比较突出的管段和不同流型的管段进行超声波全周向管壁测厚，确定管道腐蚀的主要影响因素，为腐蚀监测点位置的选择提供依据。

2.1 持液率对管壁腐蚀的影响

山地丘陵等地区的管道沿线起伏变化不定，湿气管道经过地形起伏地区时，管内凝析液和水极易在管道低洼处积聚，加速管道内腐蚀[8-9]。图1为管道水平距离1000～1120 m段持液率随管道高程的变化曲线。在水平距离1041 m管段，压力为8.5 MPa、温度为29.22 ℃、气相流速为3.81 m/s、液相流速为0.39 m/s、流体流型为分层流、气相-管壁间剪切应力为1.7 Pa、液相-管壁间剪切应力为4.06 Pa，持液率变化较为显著。

通过水平距离1041 m管段与水平距离836 m管段处(水平距离836管段附近流体流动特征参数：压力为8.7 MPa、温度为29.97 ℃、气相流速为3.68 m/s、液相流速为0.31 m/s、持液率为0、流型为分层流、气相-管壁间剪切应力为2.22 Pa、液相-管壁间剪切应力为0.5 Pa)超声波全周向测厚数据(见表1)对比可知：持液率比较高的管段是管道容易发生腐蚀的部位，该段腐蚀减薄的主要位置发生在管道中下方，也是管道容易产生积液的地方。

表1 天高线B段距离836 m及1041 m处超声波测试数据Table 1 Ultrasonic data at the distance 836 m and 1041 m of Tiangao line B section测厚点位置时钟方向测厚数值平均值(正对气流来向☉)/mm01234567891011距离836 m15.0815.2415.3915.4815.2115.4715.3315.0815.2415.3915.4815.21距离1041 m15.1414.9815.1414.8415.0914.8414.5614.5714.5714.8515.4415.38

2.2 液相与管壁剪切应力对腐蚀的影响

由于该管道气相-管壁间剪切应力变化比较平稳，而液体与管壁间剪切应力沿管道变化很大，推断液相与管壁间的剪切应力是产生冲刷腐蚀差异的主要因素。图2为天高线B段距离17 430～17 630 m段气、液相与管壁间剪切应力变化曲线。该管段压力6.1 MPa，温度20.91 ℃，持液率0，流体流型为分层，气相-管壁间剪切应力2 Pa左右，液相-管壁间剪切应力从37.67 Pa下降至7.73 Pa。

由于液相-管壁剪切应力与液相流速的平方呈正比，因此液相流速大的管段，液体与管壁剪切应力很大。流体的流速对管路的冲刷腐蚀起着重要作用，流体的流速大小决定了液相对管路的冲刷腐蚀程度：低流速时，流体对管路的冲刷腐蚀程度较低；高流速时，流体对管路的冲刷腐蚀程度较大[10-14]。根据超声波测厚数据(见表2 )看，主要腐蚀减薄位置位于管道左下方。这可能是由于下坡管道底部液相流速较大，即液体与管壁剪切应力对管壁的冲刷腐蚀更为显著。

表2 天高线B段距离836 m及17 540m处超声波测试数据Table 2 Ultrasonic data at the distance 836 m and 17 540 m of Tiangao line B section 测厚点位置时钟方向测厚数值平均值(正对气流来向☉)/mm01234567891011距离836 m15.0815.2415.3915.4815.2115.4715.3315.0815.2415.3915.4815.21距离17 539 m15.35 15.74 15.60 14.85 14.91 14.62 14.37 14.29 14.43 14.34 14.86 15.20

表3 天高线B段距离20 102 m处超声波测试数据Table 3 Ultrasonic data at the distance 20 102 m of Tiangao line B section测厚点位置时钟方向测厚数值平均值(正对气流来向☉)/mm01234567891011距离20 102 m13.9715.0715.3514.9315.3015.0515.0615.4715.1614.4414.1914.14

2.3 流体流型对管壁腐蚀的影响

在该管道工况条件下，管道沿程主要存在分层流和段塞流两种流型。由于该管道气相流量相对较大，因此，管道沿程以分层流为主，在管道上部一般会形成连续的气相区，气相与液相之间存在光滑的分界面，相间存在速度差(滑脱速度)，管内基本无压力波动。段塞流主要出现在较为陡峭的上坡管段中。

在管道水平距离20 102 m处，管段压力5.96 MPa，温度21.51 ℃，气相流速6.57 m/s，液相流速0.71 m/s，持液率0.045，流体流型为段塞流，气相-管壁间剪切应力3.13 Pa，液相-管壁间剪切应力6.15 Pa。超声波测厚数据(见表3)显示：开挖点的主要腐蚀减薄位置位于测厚点的0点方位附近，即管道上方。

这可能是由于气液交替，加速了腐蚀的进程。一般来说,与流动过程有关的腐蚀都属于流动腐蚀,流型对流动腐蚀的影响很大。在各种多相流流型中,段塞流对管道腐蚀影响最严重,这是由段塞流的特性决定的。Ellison和Wen(1981年)提出3种流动腐蚀类型:对流传质腐蚀、相转变腐蚀和冲刷腐蚀[15-16]。对于对流传质腐蚀来说,其腐蚀速度决定于腐蚀性介质向金属表面的传质速度及腐蚀产物从金属表面除去的速度;相变腐蚀取决于包含腐蚀介质的液相与金属表面的润湿情况(相变腐蚀受多相流流态的显著影响)；冲刷腐蚀常发生在高速、紊流(或流体存在固体)的情况下,紊流能把腐蚀产物从管道表面上除掉,同时强化了传质过程[17]。段塞流中,由于流体速度较高、流体处于高度紊流状态,在管壁形成的边界层很薄或几乎没有形成边界层。所以，上述3种腐蚀效应在段塞流条件下得以最充分的体现。Sun和JePson以及Zhou和JePson已证明在段塞流中常出现管壁剪切应力很大和紊流度很高的区域[18]。

3 管道腐蚀监测技术应用

3.1 腐蚀监测位置选择

腐蚀监测技术的有效性与监测位置的选择有很大关系，整个管道的腐蚀形态或腐蚀速度不可能完全相同，腐蚀监测必然局限于监测探头或元件所处的部位或管段。因此，正确而合理地选择监测位置，对于取得关键有效的腐蚀信息是极为重要的。对于长距离高程起伏较大的高酸性湿气输送管道来说，仅仅在始末两端设置腐蚀监测点很难全面有效地获得管道内腐蚀情况。因此，需要在腐蚀严重的管段增设监测点。通过上述流体特征对管道腐蚀的影响研究以及超声波测得的壁厚数据，建议腐蚀监测点的位置选择在腐蚀相对严重的段塞流管段。

3.2 腐蚀监测方法选择

由于腐蚀监测点选择的管段为埋地管道，更适合采用便于安装的无损非插入式监测方法。目前，油气田使用比较成熟的在线腐蚀非插入式监测技术有图场像技术、定点超声波技术和超声导波技术等。图场像技术即FSM(Field Signature Method)是一种检查金属管道、管道和容器的技术。在线定点超声波技术是将超声波传感器永久安装在设备和管道的被测点位，排除了人工定点测厚中的人为影响因素。超声导波(Ultrasonic Guided Wave)检测技术(又称长距离超声遥探法)主要用于在线管道检测，超声导波检测技术能检出管道内外部腐蚀。超声导波在线监测系统是用导波对管道的腐蚀状态进行永久性监测，对管道的腐蚀状态进行定期数据采集，通过对采集的批量数据进行分析，实现管道结构腐蚀及裂纹缺陷的在线监测和安全评估。与传统超声检测技术相比，超声导波技术具有检测效率高、检测覆盖范围大(一般金属管道中的导波可传播几十米甚至上百米)等优点[20]。

上述在线监测方法都适合安装在管道弯头、架空、埋地等困难部位的腐蚀监测。但FSM监测技术费用很高[21]，定点超声波监测方法监测范围太过于局限。因此，本试验推荐使用超声导波检测技术。UGPM超声导波在线监测系统基于参考信号的监测分析算法，监测灵敏度达0.5%，腐蚀定位精度±0.1 m，自动分析得到腐蚀趋势。

3.3 腐蚀监测结果

从2017年5月到2018年5月的腐蚀挂片的腐蚀形貌和监测数据(见表4)来看，天高线末段腐蚀速度小于0.025 mm/a，始终处于轻度均匀腐蚀的范畴。同时，这段时期管道始、末端电阻探针监测数据严重失真，无法真实反映管道的腐蚀状况。

图3是超声导波采样信号与参考信号对比图，监测周期为1年(2017年5月14日～2018年5月12日)。图中：红色线为2018年4月27日的采样信号，紫色线为2017年12月18日的参考信号。

表4 天高线B段腐蚀挂片监测数据Table 4 Monitoring data of corrosion coupon(from May 2017 to May 2018)mm/a监测时间(年-月)2017-05～2017-092017-09～2017-122017-12～2018-032018-03～2018-042018-04～2018-05腐蚀速率0.015 90.012 00.010 80.016 30.007 1

本次监测时长为1年。左3PE端面、右3PE端面和特征1都稳定存在，说明监测探头稳定且正常工作；从监测信号中可以发现，前半年的超声导波信号较为稳定，后半年的信号有所变化，变化的时期为2017年12月～2018年5月；异常点共计3处，分别左3PE端面两侧-0.435 m和-0.233 m处，以及正向位置0.976 m处。对3处的异常进行分析可得：①正向位置0.976 m处为异常特征，此处存在局部腐蚀；②-0.435 m和-0.233 m处紧挨着3PE端面，考虑腐蚀或3PE包覆层变化引起的可能性。

从上述腐蚀监测结果看出，腐蚀挂片和超声导波呈现出不同的腐蚀状态，腐蚀挂片显示为轻度的均匀腐蚀，超声导波则监测出局部腐蚀的腐蚀信息，超声导波能很好查找出管道上的局部腐蚀缺陷，和传统的监测方法形成互补，从而获得更全面有效的腐蚀信息。

4 结论与建议

(1) 通过高含硫输气管道流体特性模拟实验及管道测厚验证发现：持液率较高的管段，即液相越容易积聚的地方，往往积聚在管道的低洼处，管道内腐蚀也容易发生在管道底部；流体液相流速对管道内腐蚀也有一定的影响。由于液体-管壁剪切应力与液相流速的平方呈正比，因此，下坡坡度较陡的管内液体-管壁剪切应力较大，管道受到液体冲刷腐蚀也更为显著；流体流型对管壁腐蚀影响比较显著，通过超声波壁厚检测发现，流体段塞流段更容易发生腐蚀。

(2) 腐蚀监测位置和方法对获得有效的腐蚀信息至关重要。天高线腐蚀比较严重的管段均为埋地管道，根据各种在线腐蚀监测技术的特点和成本，选用非插入式腐蚀监测方法超声导波监测技术，进一步完善了高含硫长距离集输湿气管道在线腐蚀监测系统。

(3) 对于高含硫长距离湿气管道，不仅应在管道的始末段设置腐蚀监测点，还应在管道低洼处和转弯处设置腐蚀监测点，加之适宜的腐蚀监测方法，才能获得更加全面有效的腐蚀信息。