2016年
第10卷·第2期
天然气技术与经济
Natural Gas Technology and Eoonomy
doi: 10. 3969 /j. issn. 20951132. 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）
Vol.10, No.2
Apr.2016
摘要针对气集输管道CO内离蚀情况较为严重的状况，对某集输管道CO内离蚀的各影响因素进行逐一分析，采用WAARD95模型建立管道CO1内府蚀模型，计算分析管道内的介质温度、CO含量、管运行压力、管径的变化对管道CO内府蚀建率变化的影响独度及规律，得出结论：随着介质温度的升高及CO舍量的上升管道内离蚀速率会增大，且CO舍量的变化对管道内岛蚀速率的影响最大；管道运行压力的变化不会对管道内扇蚀造成较大影响：而管径对不同倾角的管投岛蚀情况的影响不同。并提出应针对不同管道实除情况制定相应的清管方案和防岛措施的建议
CO含量压力管径
关键词集气管道CO.内腐蚀WAARD95模型
文献标识码：B
0引言
文章编号：20951132(2016)02005403
表1
介质组分表
某气田集输管道内腐蚀情况较为严重，且随着输送介质内CO:浓度逐渐增高，加之管道受当时的制管工艺、焊接工艺等水平限制，该段管线在CO含量较高的气质条件下长期运行后，根据管道智能检测的结果显示，其内腐蚀状况正在不同程度地加重。笔者利用适用的管道CO内腐蚀计算模型，对该集输管道的CO内腐蚀影响因素进行分析研究，找出单因素对管道的CO:内腐蚀影响规律，分析不同因素对管道内腐蚀的影响程度。
管道参数 1
某集输管道全长1874km，管道规格为D325× 10，设计压力为7.85MPa，设计输送量为200× 10°m／d。管道的管材为20#钢，内径为305mm，壁厚为10mm，腐蚀余量为1.5mm，粗糙度为2.8e-5m，钢热容为500J/（kg-K），导热系数为50W/（m·K），密度为7800kg／m。
目前运行管段起点压力为7.264MPa，终点压力为5.195MPa，实际流量为30kg／s，介质中CO,摩尔分数约为4.8%，不含H,S，水的质量比重约占5%，具体介质组分情况见表1。
组分尔分数组分摩尔分数
2
G
%t8
5.03%
G 0.65%
5%820
建立模型
c 1.40% C 0.97%
i-c. 0.15% c, 1.52%
n-c. 0.29% Cr 1.43%
ics 0.21% co.%08
n-Gs 0.27% N 2.43%
该集输管道的CO内腐蚀计算选用的是
WAARD95模型，该模型是目前应用最为广泛的一种基于半经验的C0,腐蚀速率模型，在低于100℃的条件下，其计算结果与实际数据吻合度很高(-2)。 WAARD95模型的表达式为：
11+1,F
(1)
其中，
Igm,-4.93-%+ 0.58 gpam-0.34(pH.-pHo) ：
t + 273
Po;pHo=3.82+0.003840.5go.
2.45// 2
式中，为腐蚀速率，mm/a；为反应速率， mm/a；%为传质速率，mm/a；t为介质温度，℃； Po,为CO分压，Pa；pH.为实际pH值；pHa,为CO
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：bibbenrhut@163.cxm 54
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