【摘 要】
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页岩气集气干线内腐蚀除受管道材质、制造工艺、内涂层、焊接材质与质量、管道空间布局等固有因素的影响外,还受水、二氧化碳、泡排采气时的起消泡剂等腐蚀性介质的物理化学参数、温度等时变因素的影响。本论文针对页岩气集气干线积液导致的内腐蚀问题,结合现场实际情况,建立页岩气集气干线积液模型进行积液特征研究,分析内腐蚀影响因素,利用电化学和高温高压釜动态模拟积液环境研究集气干线积液时的腐蚀行为,建立腐蚀预测模型
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页岩气集气干线内腐蚀除受管道材质、制造工艺、内涂层、焊接材质与质量、管道空间布局等固有因素的影响外,还受水、二氧化碳、泡排采气时的起消泡剂等腐蚀性介质的物理化学参数、温度等时变因素的影响。本论文针对页岩气集气干线积液导致的内腐蚀问题,结合现场实际情况,建立页岩气集气干线积液模型进行积液特征研究,分析内腐蚀影响因素,利用电化学和高温高压釜动态模拟积液环境研究集气干线积液时的腐蚀行为,建立腐蚀预测模型并分析评价了腐蚀危险管段,确定了内腐蚀敏感管段的腐蚀速率。根据管道中的积液特性,提出了页岩气集气干线积液内腐蚀控制措施。主要研究内容及结果如下:1.运用多相流瞬态模拟软件（OLGA）建立了页岩气集气干线积液模型,研究了不同流量、入口温度、管线入口压力以及停输再启动的方式下管段内积液部位的积液规律,分析了影响积液量的主要因素,结果表明,积液量的控制因素为气体输量,其次为出口压力和入口温度,合理增加管道气体流量能有效降低管内积液量,合理的管道输送初温和控制管道输送启停时间能够在一定程度上控制积液量。2.利用电化学工作站CS310的三电极腐蚀电池,基于5因素3水平进行正交实验来分析采出水介质含量对管线钢L360N的腐蚀性的影响。基于对现场采出水质的调查分析,实验中考虑的5因素包括Cl-、HCO3-、SO42-、Ca2+和Mg2+离子,每个因素考虑3个浓度作为水平值设计正交实验矩阵。根据实验矩阵表利用化学分析纯和去离子水配置溶液,在25℃饱和CO2条件下采用电化学极化曲线对L360N材质的工作电极进行扫描,然后通过正交矩阵分析电化学模拟软件确定的腐蚀速率,进而确定了内腐蚀影响因素。3.建立页岩气集气干线积液腐蚀性预测实验方案。研究采用三种实验方案预测集气干线积液的腐蚀性:（1）利用电化学工作站中的自然腐蚀电位、极化曲线和动电位极化曲线三种方法来研究L360N在集气干线沿线的7个井口平台分离器水样中的腐蚀性。实验是在室温25℃,饱和CO2条件下进行,采用CS310电化学工作站在三电极腐蚀电池体系进行电化学测试。通过21组实验分析管材L360N在集气干线沿线各平台采出水中的均匀腐蚀程度和点蚀趋势;（2）利用高温高压釜在室温25℃,通入饱和CO2后保压在0.06MPa,高压釜最低转速60转/分钟（0.06m/s）的条件下对方案一中典型的平台采出水样的腐蚀性进行测试,实验周期为4天。通过测试腐蚀前后的失重量确定均匀腐蚀速率,判断腐蚀程度;再通过显微镜观察腐蚀形貌判断腐蚀状态,进而通过对平行试样的局部深度的测量,判断局部点蚀程度;（3）利用高温高压釜在室温25℃,通入饱和CO2后保压在0.06MPa,在静止条件下测试L360N在方案一中典型的平台采出水样在有2mms石英砂垢存在条件下的腐蚀性进行测试,实验周期为4天。通过测试腐蚀前后的失重量确定均匀腐蚀速率,判断腐蚀程度;再通过显微镜观察腐蚀形貌判断腐蚀状态,进而通过对平行试样的局部深度的测量,判断局部点蚀程度。4.结合页岩气集气干线运行实际情况,预选De Waard改进并联电阻型—CO2腐蚀预测模型作为基础模型,结合腐蚀实验分析数据和管道生产运行数据,建立了集气干线内腐蚀的均匀腐蚀速率模型。然后基于Ankara Papavinasam提出的油气管道内壁点蚀预测模型,结合集气干线沿线各平台的运行参数,对该模型加以修正,给出考虑积液、存在沉积物以及有微生物影响的集气干线内壁点蚀预测模型。5.开展内腐蚀直接评价分析（ICDA）,结合集气干线管线积液特征,确定了集气干线的内腐蚀敏感管段位置。根据内腐蚀模型,确定了内腐蚀敏感管段的腐蚀速率。6.根据管道中的积液特性,提出了页岩气集气干线积液内腐蚀控制措施。
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