CN113051762B - 地热全流程腐蚀速率校正方法 - Google Patents
地热全流程腐蚀速率校正方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113051762B CN113051762B CN202110340812.0A CN202110340812A CN113051762B CN 113051762 B CN113051762 B CN 113051762B CN 202110340812 A CN202110340812 A CN 202110340812A CN 113051762 B CN113051762 B CN 113051762B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pipeline
- unit
- corrosion rate
- corrosive gas
- geothermal
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 title claims abstract description 132
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 title claims abstract description 122
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 238000012937 correction Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 36
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims description 16
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 11
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 6
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000015 iron(II) carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 86
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005536 corrosion prevention Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 2
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 2
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
- F24T—GEOTHERMAL COLLECTORS; GEOTHERMAL SYSTEMS
- F24T10/00—Geothermal collectors
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F2119/00—Details relating to the type or aim of the analysis or the optimisation
- G06F2119/08—Thermal analysis or thermal optimisation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
本发明涉及一种地热全流程腐蚀速率校正方法，其步骤为：S1、根据地热开发系统的类型，确定关键节点的位置；S2、计算关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率；S3、根据腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀性气体的消耗速率；S4、根据腐蚀性气体的消耗速率计算各个关键节点处剩余的腐蚀性气体的分压；S5、根据步骤S4中得到的腐蚀性气体的分压，重复步骤S2，更新各个关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率，根据全流程内前后两次计算得到的腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀速率方差EV，若EV＜1％，完成校正，否则按照更新后的腐蚀性气体的腐蚀速率，重复步骤S3‑S5，迭代计算腐蚀性气体的腐蚀速率，直至EV＜1％，完成校正。本发明提高全流程内腐蚀风险预测的准确性。
Description
技术领域
本发明属于地热管线防腐技术领域，涉及腐蚀风险预测技术，具体地说，涉及了一种地热全流程腐蚀速率校正方法。
背景技术
地热能是一种新的清洁可再生能源，地热可采储量丰富，中低温地热资源开采来用规模呈逐年增大趋势。在开采地热水的开发利用过程中，需要采用完整的生产井-地面管线-换热器-地面管线-回灌井流程，以便于处理储层压力亏空以及采热后地热水处置的问题。
在地热系统中普遍存在着腐蚀问题，在生产井筒和地面管线中，主要存在CO2腐蚀，其中的腐蚀性离子和CO2主要由地层和井筒内发生的矿物、水相反应得到。而在回灌井筒中，对于封闭型地热采灌系统，无空气进入，主要为CO2腐蚀；但对于封闭程度较低或开放型的地热采灌系统，空气中的O2易发生混入而导致氧气腐蚀。当腐蚀性气体对管线或井壁造成腐蚀时，气体浓度将下降，从而对下游管材的腐蚀性将有所减弱，下游管材的腐蚀风险相对降低。现有腐蚀风险预测时，并未考虑腐蚀腐蚀气体消耗量对下游管材腐蚀性减弱的问题，腐蚀风险预测并不准确。因此，为了提高全流程内腐蚀风险预测的准确性，研究一种根据腐蚀气体消耗量对地热全流程中的管材腐蚀速率进行校正的方法是极为必要的。
发明内容
本发明针对现有技术存在的腐蚀风险预测准确性差等上述问题，提供一种基于电化学原理的考虑腐蚀气体消耗的地热全流程腐蚀速率校正方法，能够根据腐蚀气体消耗量对地热全流程中的管材腐蚀速率进行校正，提高全流程内腐蚀风险预测的准确性。
为了达到上述目的，本发明提供了一种地热全流程腐蚀速率校正方法，其具体步骤为：
S1、根据地热开发系统的类型，确定关键节点的位置；
S2、计算关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率；
S3、根据腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀性气体的消耗速率；
S4、根据腐蚀性气体的消耗速率计算各个关键节点处剩余的腐蚀性气体的分压；
S5、根据步骤S4中得到的腐蚀性气体的分压，重复步骤S2，更新各个关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率，根据全流程内前后两次计算得到的腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀速率方差EV，若EV＜1％，则完成校正，否则按照更新后的腐蚀性气体的腐蚀速率，重复步骤S3-S5，迭代计算腐蚀性气体的腐蚀速率，直至EV＜1％，则完成校正。
优选的，步骤S1中，确定关键节点的位置的具体方法为：
当地热开发系统的类型为不与外界进行气体交换的封闭系统时，管线内的腐蚀性气体为地热水溶解气中的CO2，地热全流程为生产井筒-地面管线-换热器-地面管线-回灌井筒，则关键节点为生产井井底-生产井井口-地面换热气入口-地面换热器出口-回灌井口-回灌井底；
当地热开发系统的类型为与外界进行气体交换的开放系统时，空气在换热器-回灌井口间的管线混入地热开发系统，管线内的腐蚀性气体为地热水溶解气中的CO2和混入的O2,地热全流程中，生产井筒-地面管线-换热器流程段腐蚀性气体为CO2，则关键节点为生产井井底-生产井井口-地面换热气入口，换热器-地面管线-回灌井筒流程段腐蚀性气体为O2，则关键节点为地面换热器出口-回灌井口-回灌井底。
优选的，步骤S2中，计算关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率的具体方法为：
利用经典的Norsok模型计算CO2腐蚀速率，所述经典的Norsok模型表示为：
Kt＝-0.00005t3+0.0047t2+0.0634t+2.1167 (2)
fcrg＝10P×(0.0031-1.4/T)Pcrg (3)
f(pH，t)＝(2.56×10-5t1.61-1)/2.4×(pH-4.6)+1 (5)
式中，CRCO2(i)为第i个关键节点处的CO2腐蚀速率，单位：mm/a；Kt为与温度t相关的常数，无量纲；t为管线内气体的温度，单位：℃；fcrg为腐蚀性气体逸度，单位：bar；P为管线内气体的总压力，单位：bar；T为管线内气体的温度，单位：K；Pcrg为腐蚀性气体分压，单位：bar；S为管线管壁切应力，单位：Pa；ρw为地热水密度，单位：kg/m3；f为管线摩擦系数；νw为地热水流速，单位：m/s；μw为地热水粘度，单位：Pa·s；Ra为管线粗糙度；D为管线管径，单位：mm；f(pH，t)为管线内溶液pH值对腐蚀速度的影响因子，无量纲；
利用改进后的Norsok模型计算O2腐蚀速率，所述改进后的Norsok模型表示为：
CRO2(i)＝F(t)×F(f)×F(S)×F(pH)×F(C) (6)
F(t)＝a1t3+a2t2+a3t+a4 (7)
F(pH)＝0.25×(a8pH3+a9pH2+a10pH+a11) (10)
fcrg＝10P×(-0.000178263-0.00139/T)Pcrg (12)
式中，CRO2(i)为第i个关键节点处的O2腐蚀速率，单位：mm/a，C为地热水矿化度，单位：ppm；F(t)为管线内气体温度t的函数，F(f)为管线摩擦系数f的函数，F(S)为管线管壁切应力S的函数，F(pH)为管线内溶液pH值的函数，F(C)为地热水矿化度的函数；a1、a2、a3、a4、a5、a6、a7、a8、a9、a10、a11、a15、a16均为拟合系数，根据实验拟合得到。
优选的，步骤S3中，计算腐蚀性气体的消耗速率的具体步骤为：
S31、根据关键节点i和关键节点i+1处的腐蚀性气体的腐蚀速率计算两个关键节点间的平均腐蚀速率：
式中，
为第i段的平均腐蚀速率，单位：mm/a；CR(i)为关键节点i处的腐蚀速率，CR(i+1)为关键节点i+1处的腐蚀速率；
S32、根据平均腐蚀速率计算i段管线单位管壁面积上铁Fe的消耗速率：
式中，vFe(i)为第i段管线单位管壁面积上Fe的消耗速率，单位：mol/cm2/s；
为第i段管线平均腐蚀速率，单位：mm/a；ρFe为Fe的密度，单位：g/cm3；MFe为Fe的摩尔质量，单位：g/mol；
S33、根据铁Fe的消耗速率计算i段管线的腐蚀性气体的消耗速率，其具体步骤为：
在封闭系统或开放系统的生产井筒-地面管线-换热器流程段，腐蚀性气体为CO2，基于电化学腐蚀原理中的电子得失规则，Fe与CO2的关系满足化学方程式Fe+CO2+H2O＝FeCO3+H2，则CO2的消耗速率与Fe的消耗速率相同，即：
vCO2(i)＝vFe(i) (15)
式中，vCO2(i)为第i段管线单位管壁面积上CO2的消耗速率，单位：mol/cm2/s；
在开放系统的换热器-地面管线-回灌井筒流程段腐蚀性气体为O2，Fe与O2的关系满足化学方程式2Fe+O2+2H2O＝2Fe(OH)2，则O2的消耗速率为Fe的消耗速率的1/2，即：
vO2(i)＝vFe(i)/2 (16)
式中，vO2(i)为第i段管线单位管壁面积上O2的消耗速率，单位：mol/cm2/s。
优选的，步骤S4中，计算各个关键节点处剩余的腐蚀性气体的分压的具体步骤为：
S41、通过各关键节点的距离及地热水的流动速度，计算出地热水在关键节点间的流动时间，即滞留时间：
t(i)＝L(i)/u(i) (17)
式中，t(i)为第i段管线内地热水的滞留时间，单位：s；L(i)为第i段管线的管线长度，单位：m；u(i)为第i段管线内地热水的流动速度，单位：m/s；
S42、在封闭系统或开放系统的生产井筒-地面管线-换热器流程段，根据第i段管线的CO2消耗速率计算i段管线内单位体积地热水中CO2的气体消耗量为：
ΔWCO2(i)＝vCO2(i)×S(i)×t(i) (18)
式中，ΔWCO2(i)为第i段管线内单位体积地热水中的CO2气体消耗量，单位：mol/cm3；S(i)为第i段管线内的管壁面积，单位：cm2；
则第i段管线前、后关键节点的CO2浓度关系为：
WCO2(i+1)＝WCO2(i)-ΔWCO2(i) (19)
式中，WCO2(i)为第i段管线前关键节点处的CO2浓度，单位：mol/cm3；WCO2(i+1)为第i段管线后关键节点处的CO2浓度，单位：mol/cm3；
根据i段管线后关键节点处的CO2浓度WCO2(i+1)计算该关键节点处CO2浓度下降的比例，CO2浓度下降比例即为CO2分压下降比例，根据CO2分压下降比例重新计算i段管线后关键节点处的CO2分压；
在开放系统的换热器-地面管线-回灌井筒流程段，根据第i段管线的O2消耗速率计算i段管线内单位体积地热水中O2的气体消耗量为：
ΔWO2(i)＝vO2(i)×S(i)×t(i) (20)
式中，ΔWO2(i)为第i段管线内单位体积地热水中的O2气体消耗量，单位：mol/cm3；
则第i段管线前、后关键节点的O2浓度关系为：
WO2(i+1)＝WO2(i)-ΔWO2(i) (21)
式中，WO2(i)为第i段管线前关键节点处的O2浓度，单位：mol/cm3；WO2(i+1)为第i段管线后关键节点处的O2浓度，单位：mol/cm3；
根据i段管线后关键节点处的O2浓度WO2(i+1)计算该关键节点处O2浓度下降的比例，O2浓度下降比例即为O2分压下降比例，根据O2分压下降比例重新计算i段管线后关键节点处的O2分压。
优选的，所述腐蚀速率方差的计算公式表示为：
式中，n为全流程的总分段数；CR(i)′为更新后的关键节点i处的腐蚀速率，单位：mm/a。
与现有技术相比，本发明的优点和积极效果在于：
本发明提供的地热全流程腐蚀速率校正方法，基于电化学腐蚀原理，考虑地热水中腐蚀性气体从生产井井底-地面设备-回灌井底全流程中的腐蚀消耗及对下游管材腐蚀性的减弱，对地热全流程腐蚀速率进行校正，提高地热管线中腐蚀风险预测的准确性，为现场中地热管线防腐措施的开展提供依据和支持。通过本发明校正方法进行腐蚀速度校正后，确定关键节点处的腐蚀速率后，采用合理的防腐方法，可有效避免由于管材腐蚀导致的经济损失。
具体实施方式
下面，通过示例性的实施方式对本发明进行具体描述。然而应当理解，在没有进一步叙述的情况下，一个实施方式中的元件、结构和特征也可以有益地结合到其他实施方式中。
本发明提供了一种地热全流程腐蚀速率校正方法，其具体步骤为：
S1、根据地热开发系统的类型，确定关键节点的位置。
具体地，确定关键节点的位置的具体方法为：
当地热开发系统的类型为不与外界进行气体交换的封闭系统时，管线内的腐蚀性气体为地热水溶解气中的CO2，地热全流程为生产井筒-地面管线-换热器-地面管线-回灌井筒，则关键节点为生产井井底-生产井井口-地面换热气入口-地面换热器出口-回灌井口-回灌井底。
当地热开发系统的类型为与外界进行气体交换的开放系统时，空气在换热器-回灌井口间的管线混入地热开发系统，管线内的腐蚀性气体为地热水溶解气中的CO2和混入的O2,地热全流程中，生产井筒-地面管线-换热器流程段腐蚀性气体为CO2，则关键节点为生产井井底-生产井井口-地面换热气入口，换热器-地面管线-回灌井筒流程段腐蚀性气体为O2，则关键节点为地面换热器出口-回灌井口-回灌井底。
需要说明的是，当地热开发系统为与与外界进行气体交换的开放系统时，换热器-地面管线-回灌井筒流程段虽然腐蚀性气体包括CO2和O2，但由于O2的作用，减弱了CO2的腐蚀性，相对于CO2的弱腐蚀性，O2的腐蚀性危害更大，因此在此流程段，主要考虑O2的腐蚀性，忽略CO2的腐蚀性。
S2、计算关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率。其具体方法为：
利用经典的Norsok模型计算CO2腐蚀速率，所述经典的Norsok模型表示为：
Kt＝-0.00005t3+0.0047t2+0.0634t+2.1167 (2)
fcrg＝10P×(0.0031-1.4/T)Pcrg (3)
f(pH，t)＝(2.56×10-5t1.61-1)/2.4×(pH-4.6)+1 (5)
式中，CRCO2(i)为第i个关键节点处的CO2腐蚀速率，单位：mm/a；Kt为与温度t相关的常数，无量纲；t为管线内气体的温度，单位：℃；fcrg为腐蚀性气体逸度，单位：bar；P为管线内气体的总压力，单位：bar；T为管线内气体的温度，单位：K；Pcrg为腐蚀性气体分压，单位：bar；S为管线管壁切应力，单位：Pa；ρw为地热水密度，单位：kg/m3；f为管线摩擦系数；νw为地热水流速，单位：m/s；μw为地热水粘度，单位：Pa·s；Ra为管线粗糙度，取0.19mm；D为管线管径，单位：mm；f(pH，t)为管线内溶液pH值对腐蚀速度的影响因子，无量纲，采用经验公式进行计算，适用于pH＝4.6～7。
利用改进后的Norsok模型计算O2腐蚀速率，所述改进后的Norsok模型表示为：
CRO2(i)＝F(t)×F(f)×F(S)×F(pH)×F(C) (6)
F(t)＝a1t3+a2t2+a3t+a4 (7)
F(pH)＝0.25×(a8pH3+a9pH2+a10pH+a11) (10)
fcrg＝10P×(-0.000178263-0.00139/T)Pcrg (12)
式中，CRO2(i)为第i个关键节点处的O2腐蚀速率，单位：mm/a，C为地热水矿化度，单位：ppm；F(t)为管线内气体温度t的函数，F(f)为管线摩擦系数f的函数，F(S)为管线管壁切应力S的函数，F(pH)为管线内溶液pH值的函数，F(C)为地热水矿化度的函数；a1、a2、a3、a4、a5、a6、a7、a8、a9、a10、a11、a15、a16均为拟合系数，根据实验拟合得到。
需要说明的是，上述经典的Norsok模型和改进后的Norsok模型中的参数根据每个关键节点处具体的地热水和管材性质确定。
S3、根据腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀性气体的消耗速率。其具体步骤为：
S31、根据关键节点i和关键节点i+1处的腐蚀性气体的腐蚀速率计算两个关键节点间的平均腐蚀速率：
式中，
为第i段的平均腐蚀速率，单位：mm/a；CR(i)为关键节点i处的腐蚀速率，CR(i+1)为关键节点i+1处的腐蚀速率；
S32、根据平均腐蚀速率计算i段管线单位管壁面积上铁Fe的消耗速率：
式中，vFe(i)为第i段管线单位管壁面积上Fe的消耗速率，单位：mol/cm2/s；
为第i段管线平均腐蚀速率，单位：mm/a；ρFe为Fe的密度，单位：g/cm3，取7.8g/cm3；MFe为Fe的摩尔质量，单位：g/mol，取56g/mol；
S33、根据铁Fe的消耗速率计算i段管线的腐蚀性气体的消耗速率，其具体步骤为：
在封闭系统或开放系统的生产井筒-地面管线-换热器流程段，腐蚀性气体为CO2，基于电化学腐蚀原理中的电子得失规则，Fe与CO2的关系满足化学方程式Fe+CO2+H2O＝FeCO3+H2，则CO2的消耗速率与Fe的消耗速率相同，即：
VCO2(i)＝vFe(i) (15)
式中，vCO2(i)为第i段管线单位管壁面积上CO2的消耗速率，单位：mol/cm2/s；
在开放系统的换热器-地面管线-回灌井筒流程段腐蚀性气体为O2，Fe与O2的关系满足化学方程式2Fe+O2+2H2O＝2Fe(OH)2，则O2的消耗速率为Fe的消耗速率的1/2，即:
VO2(i)＝VFe(i)/2 (16)
式中，vO2(i)为第i段管线单位管壁面积上O2的消耗速率，单位：mol/cm2/s。
S4、根据腐蚀性气体的消耗速率计算各个关键节点处剩余的腐蚀性气体的分压。其具体步骤为：
S41、通过各关键节点的距离及地热水的流动速度，计算出地热水在关键节点间的流动时间，即滞留时间：
t(i)＝L(i)/u(i) (17)
式中，t(i)为第i段管线内地热水的滞留时间，单位：s；L(i)为第i段管线的管线长度，单位：m；u(i)为第i段管线内地热水的流动速度，单位：m/s；
S42、在封闭系统或开放系统的生产井筒-地面管线-换热器流程段，根据第i段管线的CO2消耗速率计算i段管线内单位体积地热水中CO2的气体消耗量为：
ΔWCO2(i)＝vCO2(i)×S(i)×t(i) (18)
式中，ΔWCO2(i)为第i段管线内单位体积地热水中的CO2气体消耗量，单位：mol/cm3；S(i)为第i段管线内的管壁面积，单位：cm2；
则第i段管线前、后关键节点的CO2浓度关系为：
WCO2(i+1)＝WCO2(i)-ΔWCO2(i) (19)
式中，WCO2(i)为第i段管线前关键节点处的CO2浓度，单位：mol/cm3；WCO2(i+1)为第i段管线后关键节点处的CO2浓度，单位：mol/cm3；
根据i段管线后关键节点处的CO2浓度WCO2(i+1)计算该关键节点处CO2浓度下降的比例，CO2浓度下降比例即为CO2分压下降比例，根据CO2分压下降比例重新计算i段管线后关键节点处的CO2分压；
在开放系统的换热器-地面管线-回灌井筒流程段，根据第i段管线的O2消耗速率计算i段管线内单位体积地热水中O2的气体消耗量为：
ΔWO2(i)＝vO2(i)×S(i)×t(i) (20)
式中，ΔWO2(i)为第i段管线内单位体积地热水中的O2气体消耗量，单位：mol/cm3；
则第i段管线前、后关键节点的O2浓度关系为：
WO2(i+1)＝WO2(i)-ΔWO2(i) (21)
式中，WO2(i)为第i段管线前关键节点处的O2浓度，单位：mol/cm3；WO2(i+1)为第i段管线后关键节点处的O2浓度，单位：mol/cm3；
根据i段管线后关键节点处的O2浓度WO2(i+1)计算该关键节点处O2浓度下降的比例，O2浓度下降比例即为O2分压下降比例，根据O2分压下降比例重新计算i段管线后关键节点处的O2分压。
优选的，所述腐蚀速率方差的计算公式表示为：
式中，n为全流程的总分段数；CR(i)′为更新后的关键节点i处的腐蚀速率，单位：mm/a。
S5、根据步骤S4中得到的腐蚀性气体的分压，重复步骤S2，更新各个关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率，根据全流程内前后两次计算得到的腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀速率方差EV，若EV＜1％，则完成校正，否则按照更新后的腐蚀性气体的腐蚀速率，重复步骤S3-S5，迭代计算腐蚀性气体的腐蚀速率，直至EV＜1％，则完成校正。
本发明上述地热全流程腐蚀速率校正方法，基于电化学腐蚀原理，考虑地热水中腐蚀性气体从生产井井底-地面设备-回灌井底全流程中的腐蚀消耗及对下游管材腐蚀性的减弱，对地热全流程腐蚀速率进行校正，提高地热管线中腐蚀风险预测的准确性，为现场中地热管线防腐措施的开展提供依据和支持。通过本发明校正方法进行腐蚀速度校正后，确定关键节点处的腐蚀速率后，采用合理的防腐方法，可有效避免由于管材腐蚀导致的经济损失。常用的防腐方法有：(1)管材优选：对于预测腐蚀风险较高而又不易更换管材的部分，采用耐腐蚀的不锈钢或非金属材质，以降低腐蚀风险；(2)阴极保护：对于预测局部腐蚀极强的部位，可采取牺牲阳极的阴极保护方法；(3)回灌前地热水预处理：若系统封闭性较差，则可以通过对地热尾水进行杀菌、曝晒释放酸性气体，除氧后进行回灌。
以下结合具体地实施例对本发明上述方法作出进一步说明。
采取的地热采灌流程为生产井筒(1400m)-换热器前地面管线(500m)-换热器-换热器后地面管线(500m)-回灌井筒(1600m)，关键节点为生产井井底(65℃、14.32MPa)-生产井井口(58.13℃、0.10MPa)-地面换热器入口(58.13℃、0.10MPa)-地面热换气出口(20℃、0.10MPa)-回灌井口(20℃、0.10MPa)-回灌井底(29.84℃、16.91MPa)，各段管径均为0.19m。假设地热水流量为500方/天，地热水矿化度为36000ppm，初始气水比为214ml/l，其中CO2比例为85％，若氧气混入地热水中，则常温常压下氧气含量为5.57ppm。
以第一次迭代为例说明计算过程。对于不同的采灌系统，根据各关键节点处的温度、压力条件以及所含腐蚀性气体含量，计算腐蚀速率。
对于封闭系统，在生产井底到生产井口这两个节点处温压条件分别为65℃、14.32MPa和58.13℃、0.10MPa，先按照CO2在地热水中的初始浓度8.12×10-3mol/l，利用经典的Norsok模型计算CO2腐蚀速率分别为0.061mm/a和0.060mm/a，因此这一段内的平均腐蚀速率为0.061mm/a，折算为Fe的消耗速率为2.58×10-11mol/cm2/s，则CO2的消耗速率同样为2.58×10-11mol/cm2/s。根据1400m井筒长度以及0.27m/s的流速，计算出地热水在生产井筒中的滞留时间为1.47h，进一步计算出经过井筒内CO2消耗后，在生产井井口处的CO2在地热水中浓度为8.10×10-3mol/l，消耗比例为0.31％。经过类似计算，依此基础得到不同关键节点处的腐蚀性气体消耗后的浓度以及对应的腐蚀速率。对比前后两次得到的腐蚀速率，计算腐蚀速率方差为3.22×10-3<0.01，因此符合校正原则。对开放系统做同样计算，得到的各关键节点处的腐蚀性气体消耗量以及对应的腐蚀速率变化结果如表1所示。
表1
在表1的结果中可以看出，对于本实施例中CO2含量较低的地热采灌封闭系统，腐蚀速率较小，因此利用腐蚀气体消耗量对腐蚀速率校正时，前后变化极小；但对于开放系统，当溶解O2含量较低、且腐蚀速率较大时，回灌井筒沿程溶解O2消耗损失较大，对腐蚀速率影响较大，需要进行必要的校正。
上述实施例用来解释本发明，而不是对本发明进行限制，在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明做出的任何修改和改变，都落入本发明的保护范围。
Claims (6)
1.一种地热全流程腐蚀速率校正方法，其特征在于，其具体步骤为：
S1、根据地热开发系统的类型，确定关键节点的位置；
S2、计算关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率；
S3、根据腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀性气体的消耗速率；
S4、根据腐蚀性气体的消耗速率计算各个关键节点处剩余的腐蚀性气体的分压；
S5、根据步骤S4中得到的腐蚀性气体的分压，重复步骤S2，更新各个关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率，根据全流程内前后两次计算得到的腐蚀性气体的腐蚀速率计算腐蚀速率方差Ev，若Ev＜1％，则完成校正，否则按照更新后的腐蚀性气体的腐蚀速率，重复步骤S3-S5，迭代计算腐蚀性气体的腐蚀速率，直至Ev＜1％，则完成校正。
2.如权利要求1所述的地热全流程腐蚀速率校正方法，其特征在于，步骤S1中，确定关键节点的位置的具体方法为：
当地热开发系统的类型为不与外界进行气体交换的封闭系统时，管线内的腐蚀性气体为地热水溶解气中的CO2，地热全流程为生产井筒-地面管线-换热器-地面管线-回灌井筒，则关键节点为生产井井底-生产井井口-地面换热器入口-地面换热器出口-回灌井口-回灌井底；
当地热开发系统的类型为与外界进行气体交换的开放系统时，空气在换热器-回灌井口间的管线混入地热开发系统，管线内的腐蚀性气体为地热水溶解气中的CO2和混入的O2,地热全流程中，生产井筒-地面管线-换热器流程段腐蚀性气体为CO2，则关键节点为生产井井底-生产井井口-地面换热器入口，换热器-地面管线-回灌井筒流程段腐蚀性气体为O2，则关键节点为地面换热器出口-回灌井口-回灌井底。
3.如权利要求2所述的地热全流程腐蚀速率校正方法，其特征在于，步骤S2中，计算关键节点处的腐蚀性气体的腐蚀速率的具体方法为：
利用经典的Norsok模型计算CO2腐蚀速率，所述经典的Norsok模型表示为：
Kt＝-0.00005t3+0.0047t2+0.0634t+2.1167 (2)
fcrg＝10P×(0.0031-1.4/T)Pcrg (3)
f(pH，t)＝(2.56×10-5t1.61-1)/2.4×(pH-4.6)+1 (5)
式中，CRCO2(i)为第i个关键节点处的CO2腐蚀速率，单位：mm/a；Kt为与温度t相关的常数，无量纲；t为管线内气体的温度，单位：℃；fcrg为腐蚀性气体逸度，单位：bar；P为管线内气体的总压力，单位：bar；T为管线内气体的温度，单位：K；Pcrg为腐蚀性气体分压，单位：bar；S为管线管壁切应力，单位：Pa；ρw为地热水密度，单位：kg/m3；f为管线摩擦系数；νw为地热水流速，单位：m/s；μw为地热水粘度，单位：Pa·s；Ra为管线粗糙度；D为管线管径，单位：mm；f(pH，t)为管线内溶液pH值对腐蚀速度的影响因子，无量纲；
利用改进后的Norsok模型计算O2腐蚀速率，所述改进后的Norsok模型表示为：
CRO2(i)＝F(t)×F(f)×F(S)×F(pH)×F(C) (6)
F(t)＝a1t3+a2t2+a3t+a4 (7)
F(pH)＝0.25×(a8pH3+a9pH2+a10pH+a11) (10)
fcrg＝10P×(-0.000178263-0.00139/T)Pcrg (12)
式中，CRO2(i)为第i个关键节点处的O2腐蚀速率，单位：mm/a，C为地热水矿化度，单位：ppm；F(t)为管线内气体温度t的函数，F(f)为管线摩擦系数f的函数，F(S)为管线管壁切应力S的函数，F(pH)为管线内溶液pH值的函数，F(C)为地热水矿化度的函数；a1、a2、a3、a4、a5、a6、a7、a8、a9、a10、a11、a15、a16均为拟合系数，根据实验拟合得到。
4.如权利要求3所述的地热全流程腐蚀速率校正方法，其特征在于，步骤S3中，计算腐蚀性气体的消耗速率的具体步骤为：
S31、根据关键节点i和关键节点i+1处的腐蚀性气体的腐蚀速率计算两个关键节点间的平均腐蚀速率：
式中，
为第i段的平均腐蚀速率，单位：mm/a；CR(i)为关键节点i处的腐蚀速率，CR(i+1)为关键节点i+1处的腐蚀速率；
S32、根据平均腐蚀速率计算i段管线单位管壁面积上铁Fe的消耗速率：
式中，vFe(i)为第i段管线单位管壁面积上Fe的消耗速率，单位：mol/cm2/s；
为第i段管线平均腐蚀速率，单位：mm/a；ρFe为Fe的密度，单位：g/cm3；MFe为Fe的摩尔质量，单位：g/mol；
S33、根据铁Fe的消耗速率计算i段管线的腐蚀性气体的消耗速率，其具体步骤为：
在封闭系统或开放系统的生产井筒-地面管线-换热器流程段，腐蚀性气体为CO2，基于电化学腐蚀原理中的电子得失规则，Fe与CO2的关系满足化学方程式Fe+CO2+H2O＝FeCO3+H2，则CO2的消耗速率与Fe的消耗速率相同，即：
vCO2(i)＝vFe(i) (15)
式中，vCO2(i)为第i段管线单位管壁面积上CO2的消耗速率，单位：mol/cm2/s；
在开放系统的换热器-地面管线-回灌井筒流程段腐蚀性气体为O2，Fe与O2的关系满足化学方程式2Fe+O2+2H2O＝2Fe(OH)2，则O2的消耗速率为Fe的消耗速率的1/2，即:
vO2(i)＝vFe(i)/2 (16)
式中，vO2(i)为第i段管线单位管壁面积上O2的消耗速率，单位：mol/cm2/s。
5.如权利要求4所述的地热全流程腐蚀速率校正方法，其特征在于，步骤S4中，计算各个关键节点处剩余的腐蚀性气体的分压的具体步骤为：
S41、通过各关键节点的距离及地热水的流动速度，计算出地热水在关键节点间的流动时间，即滞留时间：
t(i)＝L(i)/u(i) (17)
式中，t(i)为第i段管线内地热水的滞留时间，单位：s；L(i)为第i 段管线的管线长度，单位：m；u(i)为第i段管线内地热水的流动速度，单位：m/s；
S42、在封闭系统或开放系统的生产井筒-地面管线-换热器流程段，根据第i段管线的CO2消耗速率计算i段管线内单位体积地热水中CO2的气体消耗量为：
ΔWCO2(i)＝vCO2(i)×S(i)×t(i) (18)
式中，ΔWCO2(i)为第i段管线内单位体积地热水中的CO2气体消耗量，单位：mol/cm3；S(i)为第i段管线内的管壁面积，单位：cm2；
则第i段管线前、后关键节点的CO2浓度关系为：
WCO2(i+1)＝WCO2(i)-ΔWCO2(i) (19)
式中，WCO2(i)为第i段管线前关键节点处的CO2浓度，单位：mol/cm3；WCO2(i+1)为第i段管线后关键节点处的CO2浓度，单位：mol/cm3；根据i段管线后关键节点处的CO2浓度WCO2(i+1)计算该关键节点处CO2浓度下降的比例，CO2浓度下降比例即为CO2分压下降比例，根据CO2分压下降比例重新计算i段管线后关键节点处的CO2分压；在开放系统的换热器-地面管线-回灌井筒流程段，根据第i段管线的O2消耗速率计算i段管线内单位体积地热水中O2的气体消耗量为：
ΔWO2(i)＝vO2(i)×S(i)×t(i) (20)
式中，ΔWO2(i)为第i段管线内单位体积地热水中的O2气体消耗量，单位：mol/cm3；
则第i段管线前、后关键节点的O2浓度关系为：
WO2(i+1)＝WO2(i)+ΔWO2(i) (21)
式中，WO2(i)为第i段管线前关键节点处的O2浓度，单位：mol/cm3；WO2(i+1)为第i段管线后关键节点处的O2浓度，单位：mol/cm3；
根据i段管线后关键节点处的O2浓度WO2(i+1)计算该关键节点处O2浓度下降的比例，O2浓度下降比例即为O2分压下降比例，根据O2分压下降比例重新计算i段管线后关键节点处的O2分压。
6.如权利要求5所述的地热全流程腐蚀速率校正方法，其特征在于，所述腐蚀速率方差的计算公式表示为：
式中，n为全流程的总分段数；CR(i)′为更新后的关键节点i处的腐蚀速率，单位：mm/a。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110340812.0A CN113051762B (zh) | 2021-03-30 | 2021-03-30 | 地热全流程腐蚀速率校正方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110340812.0A CN113051762B (zh) | 2021-03-30 | 2021-03-30 | 地热全流程腐蚀速率校正方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113051762A CN113051762A (zh) | 2021-06-29 |
| CN113051762B true CN113051762B (zh) | 2022-04-26 |
Family
ID=76516515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110340812.0A Expired - Fee Related CN113051762B (zh) | 2021-03-30 | 2021-03-30 | 地热全流程腐蚀速率校正方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113051762B (zh) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110186841A (zh) * | 2014-09-30 | 2019-08-30 | 罗斯蒙特公司 | 使用牺牲探针的腐蚀速率测量 |
| CN112214940A (zh) * | 2020-09-30 | 2021-01-12 | 西南石油大学 | 一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9317635B2 (en) * | 2012-06-29 | 2016-04-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Processes and systems for predicting corrosion |
-
2021
- 2021-03-30 CN CN202110340812.0A patent/CN113051762B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110186841A (zh) * | 2014-09-30 | 2019-08-30 | 罗斯蒙特公司 | 使用牺牲探针的腐蚀速率测量 |
| CN112214940A (zh) * | 2020-09-30 | 2021-01-12 | 西南石油大学 | 一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 基于流场计算的天然气集输管线CO_2腐蚀预测模型;崔钺等;《石油学报》;20130315(第02期);全文 * |
| 管道腐蚀速率机理及预测方法;谢明等;《管道技术与设备》;20170715(第04期);全文 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113051762A (zh) | 2021-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8447529B2 (en) | Method and system for predicting corrosion rates using mechanistic models | |
| Shreir | Corrosion: corrosion control | |
| Thomas | Titanium in the geothermal industry | |
| Veritas | Recommended practice RP O501 erosive wear in piping systems | |
| CN112214940B (zh) | 一种湿天然气管道内腐蚀高风险段识别方法 | |
| CN113051762B (zh) | 地热全流程腐蚀速率校正方法 | |
| Rebak et al. | Effect of carbon dioxide and hydrogen sulfide on the localized corrosion of carbon steels and corrosion resistant alloys | |
| CN111798930A (zh) | 一种考虑腐蚀产物膜影响的co2腐蚀速率预测方法 | |
| CN103233233B (zh) | 防止海底油水混输管道腐蚀的方法及流程 | |
| Thammachart et al. | The use of inspection results for the evaluation of batch treatment efficiency and the remaining life of the pipelines subjected to top of line corrosion | |
| Xinsheng et al. | Prediction of external corrosion rate of offshore oil and gas pipelines based on FA-BAS-ELM | |
| Richardson et al. | Chemistry challenges in geothermal power generation | |
| CN203743848U (zh) | 一种集输系统 | |
| CN107163986B (zh) | 用于石油炼制加氢工艺高压空冷系统的阻垢缓蚀剂 | |
| CN104404525A (zh) | 防止油气管线和设备腐蚀的方法及其专用制剂 | |
| Goodboya et al. | Evaluation of desalinated seawater vs. filtered raw seawater for heap leach copper extraction on mountaintop mines in arid regions | |
| Al-Hengari et al. | Libyan Petroleum Institute experience in evaluation ofdesalination plants in the Libyan oil sector | |
| Moya et al. | Development of the neutralization system for production wells at the Miravalles geothermal field | |
| CN207064945U (zh) | 耐高温高防腐金属膨胀节 | |
| CN207174526U (zh) | 一种防腐蚀的储罐内低位加热管束结构 | |
| Fartash et al. | A systematic approach toward selection of cost-effective and corrosion resistant materials and corrosion inhibition and protection methods by using corrosion prediction models | |
| CN206738745U (zh) | 一种耐磨防腐钢衬复合管 | |
| US11313043B2 (en) | Coating carbon steel tubing with iron sulfide | |
| Schutz | Defining the corrosion performance window for grade 28 titanium | |
| Ismail | Prediction of CO2 corrosion with the presence of acetic acid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20220426 |