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(guó)家管網(wǎng)集團(tuán)北方管道沈陽檢測(cè)技術(shù)分公司；2.國(guó)家管網(wǎng)集團(tuán)北方管道沈陽輸油氣分公司

摘要：長(zhǎng)輸管道因油品含水在管道低點(diǎn)聚集導(dǎo)致管道內(nèi)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(duì)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(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)開挖檢測(cè)和驗(yàn)證，判斷管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，可為高含水油氣管道安全管理提供借鑒。

關(guān)鍵詞：多相流仿真軟件OLGA；管道積水位置；內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)

近年來，由于內(nèi)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(zhì)的水在管道低點(diǎn)或流動(dòng)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(dòng)增強(qiáng)，管道內(nèi)壁暴露在聚集水或其他電解液中的時(shí)間越長(zhǎng)，受到的腐蝕越嚴(yán)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(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)，以便采取針對(duì)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(yàn)確定油水兩相流的流動(dòng)狀態(tài)，本文采用多相流仿真軟件OLGA對(duì)某輸油管道進(jìn)行不同工況模擬，通過分析流動(dòng)模型數(shù)值計(jì)算結(jié)果，識(shí)別管道潛在積水位置，并以此判斷可能發(fā)生內(nèi)腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)。

1  仿真模擬

基于GB/T 34350―2017《輸油管道內(nèi)腐蝕外檢測(cè)方法》要求，在確定管道積水位置方面做了改進(jìn)，即利用多相流仿真軟件OLGA對(duì)管道流動(dòng)情況進(jìn)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(yùn)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?jī)?nèi)容包括數(shù)據(jù)收集、檢測(cè)區(qū)段劃分、管道實(shí)際傾角計(jì)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(luò)線，全長(zhǎng)1486 m，管徑711 mm、壁厚7.8 mm、年輸量850萬t/a，設(shè)計(jì)壓力2 MPa，實(shí)際運(yùn)行壓力1 MPa。輸送介質(zhì)為0#柴油，20 ℃密度830 kg/m3、黏度4.7 mm2/s。根據(jù)0#柴油國(guó)標(biāo)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，其含水量為1.5%。管道起伏多、高差小，沿線經(jīng)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(cè)區(qū)段劃分。依據(jù)管道基本情況劃分檢測(cè)區(qū)段。分界點(diǎn)包括：①輸送介質(zhì)注入點(diǎn)、分輸點(diǎn)；②緩蝕劑或化學(xué)藥劑加注點(diǎn)；③經(jīng)過加溫或加壓站后，導(dǎo)致溫度和壓力等工藝參數(shù)發(fā)生變化的點(diǎn)；④特殊地形地貌起止點(diǎn)；⑤管道規(guī)格發(fā)生改變的點(diǎn)。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(diǎn)等特殊位置，將管道劃分為4個(gè)檢測(cè)區(qū)段，見圖 1。區(qū)段1（管道起點(diǎn)—坡段分界點(diǎn)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(diǎn)1—坡段分界點(diǎn)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(diǎn)關(guān)注位置。區(qū)段3（坡段分界點(diǎn)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(diǎn)）有連續(xù)下坡趨勢(shì)，起伏密集多變。

圖 1 管道檢測(cè)區(qū)段劃分示意圖

（3）數(shù)值計(jì)算。根據(jù)GB/T 34350―2017，確定最大液滴直徑、臨界液滴直徑、實(shí)際傾角等參數(shù)的計(jì)算方法，識(shí)別積水位置。根據(jù)水相在油相中的分散特性，當(dāng)水滴單獨(dú)存在懸浮于連續(xù)烴相中，則視為稀分散系。當(dāng)水滴非完全懸浮，存在明顯相互作用力時(shí)，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(jì)算得出0#柴油值為0.98，按照稀分散系計(jì)算其最大液滴直徑。

混合相入口速度依據(jù)油品經(jīng)濟(jì)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(jì)算表

臨界液滴直徑與管道的傾角有關(guān)，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(jì)算得出0#柴油臨界液滴直徑dcrit為0.061 mm。

式中：D為管道內(nèi)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(cè)量點(diǎn)的水平間距，以此反映管道所有實(shí)際傾角變化。依據(jù)計(jì)算結(jié)果繪制管道實(shí)際傾角剖面圖（圖 2）。

圖 2 管道實(shí)際傾角剖面圖

綜合以上結(jié)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(dòng)中因整理作用或在垂直流動(dòng)中因變形、乳化會(huì)分層分離，進(jìn)而形成積水。結(jié)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(fēng)險(xiǎn)。

1.2  運(yùn)行工況對(duì)積水位置的影響分析

借助OLGA建立簡(jiǎn)單模型模擬管道輸送工況，結(jié)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(shí)長(zhǎng)設(shè)置3 h，最大時(shí)間步長(zhǎng)60 s，最小時(shí)間步長(zhǎng)0.01 s。

（1）不同輸量工況的模擬結(jié)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(jìn)行五組仿真模擬，對(duì)應(yīng)質(zhì)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(lán)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(jié)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(jié)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(fēng)險(xiǎn)較大位置見表 2，距離表示距管道起點(diǎn)的長(zhǎng)度。

表 2 輸油管道積水位置

2  開挖驗(yàn)證

根據(jù)表 1結(jié)果，結(jié)合管線含水率分布情況選擇全線風(fēng)險(xiǎn)較大的三處作為建議開挖點(diǎn)，依次為第一風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)4） 、第二風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)2） 、第三風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)5），建議開挖檢測(cè)（圖 5）。

圖 5 管道建議開挖點(diǎn)縱斷面示意圖

經(jīng)實(shí)地考察，第一風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)4）和第二風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)2）因地理?xiàng)l件限制，不便開挖。選擇第三風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)5）開挖檢測(cè)。結(jié)果表明，該處管道壁厚無明顯減薄現(xiàn)象。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)超聲相控陣檢測(cè)結(jié)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(cè)結(jié)果

3  結(jié)論

（1）利用OLGA仿真軟件模擬管道典型生產(chǎn)工況，得到管道沿程含水率分布圖，從中識(shí)別含水率較大處為風(fēng)險(xiǎn)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(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)大多出現(xiàn)在起伏管線的上坡段，且在上坡段中部較長(zhǎng)時(shí)間維持高風(fēng)險(xiǎn)。

（3）第三風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)（風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)5）開挖檢測(cè)結(jié)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(nèi)腐蝕現(xiàn)象。受條件限制，無法對(duì)第一、第二風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)位置進(jìn)行開挖驗(yàn)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(yùn)行條件下積水可能性相對(duì)較低的其他管段亦不存在腐蝕，可初步判斷該管道內(nèi)腐蝕風(fēng)險(xiǎn)較低。

（4）該管道輸送模型和仿真計(jì)算方法，可為判斷管道內(nèi)腐蝕高風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)提供借鑒。

作者簡(jiǎn)介：李東昕，1988年生，碩士，工程師，畢業(yè)于遼寧工業(yè)大學(xué)材料物理與化學(xué)專業(yè)，主要從事長(zhǎng)輸管道檢測(cè)與評(píng)價(jià)等工作。聯(lián)系方式：18241667084，610243342@qq.com。