1多相流及腐蚀分析
根据海管生产运行数据，该海管入口压力和流量随时间变化的规律性不强，因此主要以海水温度和海管入口温度为依据[5]，选择海管的典型运行工况。综合考虑海水温度、海管入口温度及季节因素，最终选取1月16日、4月24日、7月20日、10月15日作为该海管典型运行工况，并对其进行多相流动和腐蚀分析。结合管输介质组分及典型运行工况下的管道参数，以海管入口气相介质输量、温度和压力为已知参数，利用OLGA7.0全动态多相流模拟软件建立海管多相流动模型与腐蚀预测模型，分别对混输海管典型工况进行多相流动分析和腐蚀速率分析。为了更加全面地分析天然气管道内的积液和腐蚀情况，考虑两种天然气含水状态：天然气含水量等于在管道入口压力、温度下的饱和含水量，天然气含水量等于管道入口压力和脱水后水露点下的含水量。由于在各典型工况下，多相流动分析与腐蚀速率分析中相关参数的变化规律相似，故变化规律的具体分析以1月16日工况为例。1.1天然气水露点含水量状态典型工况分析根据海管的运行压力、温度、流量、气体组分及实测水露点下的含水量（水的物质的量为5.6×10-5mol）进行海管运行分析，得出1月16日海管天然气水露点含水量状态下沿线温度与压力分布（图1）、持液率与流型（图2）和相关参数具体计算分析结果（表3）。在天然气水露点含水量典型工况下，海管的压力和温度均呈逐渐下降的趋势；整条海管流型均为单相流；由于天然气进行了脱水处理，其水露点温度低于沿线最低温度，因此基本不会有水从管道中析出，使得整条管道持液率和总积液量均很小，海管积液量的变化范围为0.22～0.31m3；入口立管处腐蚀速率的变化范围为0.032～0.071mm/a，其余各处均为0；由于在管道设计最大操作压力8MPa下水合物生成温度为－4℃，在最低运行压力2MPa下水合物生成温度为－20℃，均低于海管实际运行温度12℃，即管道沿线各点压力所对应的水合物的生成温度远低于管道沿线的运行温度，因此海管沿线各点均无水合物生成[6-9]。1.2天然气饱和含水量状态典型工况分析根据海管的运行压力、温度、流量、气体组分及饱和含水量下的气体组分等参数（水的物质的量为1.534×10-3mol）进行海管运行分析，得出1月16日海管天然气饱和含水量状态下沿线温度与压力（图3）、持液率与流型（图4）、CO2分压（图5）、介质流速（图6）、腐蚀速率（图7）及相关参数具体计算分析结果（表4）。在天然气饱和含水量典型工况下，海管压力和温度均呈逐渐下降的趋势；整条海管流型均为分层流；整条管道最大持液率均出现在出口立管段底端，最小持液率则出现在距入口5000～5500m处。天然气进入海管后，随着沿线温度的降低，天然气中的水分逐渐析出并在管道中形成积液[10]。持液率与地形起伏密切相关，管道上坡处持液率升高，下坡处持液率降低，海管积液量的范围为30.33～52.42m3；CO2分压、温度相对变化较小，介质流速相对变化量较大，因此在该海管中CO2分压、温度对腐蚀速率的影响相对较小，介质流速对腐蚀速率的影响最大，管内介质流速入口立管段较大，故腐蚀速率相对其他管段较大；管道沿线各点压力所对应的水合物的生成温度远低于管道沿线的运行温度，因此管道沿线各点均不可能生成水合物。
2结论与建议
（1）在水露点含水量状态和饱和含水量状态下，海管入口压力、温度、出口压力均在设计要求范围之内。（2）天然气水露点含水量状态下持液率和积液量几乎为0，管内流型为单相流，仅立管处有轻微腐蚀，海管内无水合物生成。（3）天然气饱和含水状态下积液量较大，管内流型为分层流，整个管道均会发生中度腐蚀，其中入口立管段较其他管段腐蚀速率大。（4）应加强海管天然气含水量检测和控制，减小管道持液率和积液量，提高管输效率，并采取有效的防护措施，降低海底天然气管道的腐蚀速率。
作者：廖柯熹 肖杰 华红玲 单位：西南石油大学石油与天然气工程学院