CO2管道輸送是實現(xiàn)碳捕獲、利用與封存（CCUS）技術(shù)快速發(fā)展和商業(yè)化、規(guī)?；瘧?yīng)用的關(guān)鍵環(huán)節(jié),通過長輸管道輸送超臨界CO2是大規(guī)模運輸CO2最經(jīng)濟、可行的方法[1],但是管輸CO2流體中不可避免含有H2O、O2、NO2、H2S等雜質(zhì)。在管網(wǎng)運行過程中,少量雜質(zhì)H2O一旦析出會附著在管壁上形成水滴和連續(xù)水膜[2],CO2和其他雜質(zhì)會溶于其中降低水相pH,造成長輸管線的內(nèi)壁腐蝕問題[3]。此外,在一定低溫、高壓條件下[4],管內(nèi)還會形成以水為主體包含一定客體分子的水合物晶體[5],該物質(zhì)會沖蝕管壁、堵塞管道,威脅管網(wǎng)安全運行[6]。

為了抑制自由水析出,國內(nèi)外出版的CO2管道設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)均對氣源的最大含水量提出了建議和要求,DNVGL-RP-F104《二氧化碳管道的設(shè)計和運行》中提供了一些指導(dǎo)性的最大含水量限值,這些限值是根據(jù)運營經(jīng)驗獲得的。例如Equinor運營的Sn?hvit管道要求水的最大體積分?jǐn)?shù)為0.005%,金德摩根公司規(guī)定其運營的管道水的最大質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.0261%；ISO 27913-2016《二氧化碳捕集、運輸和地質(zhì)儲存——管道運輸系統(tǒng)》中,要求將水的體積分?jǐn)?shù)控制在0.002%~0.063%,以抑制管內(nèi)腐蝕,為了防止水合物生成,應(yīng)將水的體積分?jǐn)?shù)限制在0.02%以下；SH/T 3202-2018《二氧化碳輸送管道工程設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)》中規(guī)定水的最小溶解度應(yīng)低于60%,當(dāng)管輸溫度為4 ℃時,水的質(zhì)量分?jǐn)?shù)的保守限值為0.02%。然而,研究表明[7],在含有少量雜質(zhì)的超臨界CO2輸送管道中,即使雜質(zhì)水的含量遠(yuǎn)小于標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定的含水量限值,管線也可能發(fā)生明顯的內(nèi)腐蝕,其原因可能是流體中的其他雜質(zhì)與雜質(zhì)H2O作用分離出水相[8]。國際能源機構(gòu)在《CCS系統(tǒng)的腐蝕與選材》中指出,雜質(zhì)可能會對水在CO2中的溶解度產(chǎn)生一定影響,促進自由水冷凝,該研究很好地支持了這一觀點。因此,根據(jù)ISO 27913-2016Carbon Dioxide Capture,Transportation and Geological Storage—Pipeline Transportation Systems在進行實際管道建設(shè)之前,設(shè)計方案中需明確少量雜質(zhì)H2O的影響,以及時采取必要的腐蝕防護手段,延長管線壽命,減少經(jīng)濟損失。

筆者以延長油田一期管網(wǎng)工程中榆林能化（YNH）-喬家洼（QJW）干線管道為樣本,采用OLGA軟件模擬含雜質(zhì)超臨界CO2輸送管線的實際運行過程,分析了在穩(wěn)態(tài)運行工況和不同瞬態(tài)運行工況下管內(nèi)水膜生成及分布規(guī)律,預(yù)測了長輸管線的內(nèi)腐蝕威脅,以期為延長油田長輸管道安全運營提供理論支撐。

1. 理論基礎(chǔ)

1.1 實際工程中水膜生成機理

延長CCUS項目采用低溫甲醇洗CO2捕集工藝,所得氣源純度達(dá)到98.8%,滿足提高油氣采收率要求的95%以上。表1列出了本文所參考的流體組分,盡管其中水的摩爾分?jǐn)?shù)僅為0.02%,管道依然存在自由水凝析、沉淀的風(fēng)險。

在延長油田含雜質(zhì)超臨界CO2管道實際運行過程中,由于介質(zhì)流動而產(chǎn)生的摩擦阻力、流體與環(huán)境熱交換、地形起伏等,管線運行溫度和運行壓力均會不斷降低,雜質(zhì)H2O在超臨界CO2中的溶解度也將不斷下降[9]；此外,管線運行參數(shù)變化還會引起CO2相態(tài)發(fā)生變化,不同相態(tài)CO2中的飽和水含量不同[10],這些都可能誘使管線中雜質(zhì)H2O的析出并凝結(jié)在金屬表面[11]。凝結(jié)形式有膜狀凝結(jié)和珠狀凝結(jié)兩種。膜狀凝結(jié)指雜質(zhì)H2O能較好地潤濕壁面,從而在管道內(nèi)壁形成水膜；珠狀凝結(jié)發(fā)生在雜質(zhì)H2O潤濕壁面能力較差時,游離水在管道內(nèi)壁以小液珠形式存在。但珠狀凝結(jié)只有當(dāng)壁面涂覆某種有機物（如脂肪酸或油類）時,才能短時間得以保持,因此在分析該類管道自由水含量時,按水膜分析是符合實際的。

以游離水存在的水膜會溶解CO2形成碳酸[12],腐蝕管線,其他雜質(zhì)的存在也會促進腐蝕發(fā)生[13]。而在管道輸送過程中,作為雜質(zhì)存在的少量自由水容易在管線底部和管道的低洼處積聚[14],從而使管線發(fā)生點蝕等局部腐蝕現(xiàn)象[15]。由于CO2含量高、擴散速率快,超臨界CO2輸送管道發(fā)生腐蝕穿孔后,會迅速釋放大量的CO2,此外,焦耳效應(yīng)會使管道發(fā)生災(zāi)難性破裂。

1.2 模擬方法

OLGA軟件是當(dāng)前世界領(lǐng)先的穩(wěn)態(tài)、瞬態(tài)多相流模擬軟件,可以對管線、油井及油氣處理裝置中的油氣水運動狀態(tài)進行模擬[15],已經(jīng)得到了眾多大型石油公司的認(rèn)可。

作為長距離管網(wǎng)系統(tǒng)一維模擬工具,OLGA軟件集成了適用于油氣管道CO2均勻腐蝕的經(jīng)驗?zāi)Ｐ?但不適用于含有少量雜質(zhì)H2O的超臨界CO2輸送管道。因此,本研究根據(jù)管道中各組分的物性參數(shù),借助OLGA軟件的基礎(chǔ)理論模型,包括管網(wǎng)計算守恒方程和水力、熱力計算模型,計算H2O在不同相中的存在形式和含量[16],獲得了管線運行過程中不同管段雜質(zhì)H2O的狀態(tài),進而分析長輸管線的內(nèi)腐蝕威脅。在延長一期管道工程中水作為雜質(zhì),其含量和分壓都遠(yuǎn)小于CO2,基于電化學(xué)腐蝕理論分析,自由水的狀態(tài)是控制管線內(nèi)腐蝕速率的主要因素[17],因此這種間接分析腐蝕風(fēng)險的方法具有可行性。

1.3 模擬方法驗證

由前文可知,延長油田長輸管線的內(nèi)腐蝕問題主要是由管內(nèi)流動參數(shù)變化導(dǎo)致雜質(zhì)水凝析為附著在管壁的水膜引發(fā)的,因此使用OLGA軟件建立的模型是否準(zhǔn)確很大程度上取決于該模型能否準(zhǔn)確計算出不同工況下CO2輸送管線中的溫度、壓力等流動參數(shù)。本研究選擇HUH等[18]進行的密相CO2輸送管道泄放試驗,將模擬結(jié)果與試驗結(jié)果進行對比,分析該模擬方法的準(zhǔn)確性。CO2輸送管道泄放試驗參數(shù)見表2。

基于試驗數(shù)據(jù),借鑒HUH等[18-19]的方法,建立密相CO2輸送管線模型。在OLGA軟件中選擇純CO2流體,調(diào)節(jié)管線入口流量為2 kg/s,并在管線穩(wěn)態(tài)運行一段時間后停止輸送CO2。模擬結(jié)果表明,密相CO2停輸后管內(nèi)流動參數(shù)變化的模擬結(jié)果與試驗結(jié)果基本一致。由于試驗采用爆破方式進行,泄放幾乎瞬間開始,調(diào)節(jié)模型泄漏點在t為0時開始泄放,并設(shè)置最小時間步長為10-9s,管道泄放模擬結(jié)果與試驗結(jié)果對比見圖1。

圖 1管道泄放模擬結(jié)果與試驗結(jié)果對比

Figure 1.Comparison of simulation results with experimental results of pipeline vent: (a) CO2pressure; (b) CO2temperature

由圖1可知,管內(nèi)溫度、壓力的模擬結(jié)果與試驗結(jié)果相近,尤其是CO2壓力的模擬結(jié)果與試驗結(jié)果貼合很好。同時,由表3可知,壓力模擬結(jié)果的絕對誤差較小,最大絕對誤差在距泄漏口40 m處,為-0.49 MPa,且該處的平均相對誤差最大,為-12.22%。由表4可知,溫度模擬結(jié)果的最大絕對誤差較大,但平均絕對誤差、平均相對誤差均較小,最大平均誤差為7.99%。結(jié)果表明,該模擬結(jié)果的誤差能夠滿足工程實際需要,使用OLGA軟件模擬管內(nèi)自由水含量變化是合理可靠的。

2. 延長油田CCUS項目中管網(wǎng)模型的搭建

2.1 模型建立

陜西延長石油集團一期管網(wǎng)工程將榆林能化生產(chǎn)的高含量CO2氣源輸送至喬家洼油區(qū)和化子坪區(qū)塊,年輸量為36萬t。其中,5萬t CO2由喬家洼分輸站分輸至喬家洼油區(qū)注入,31萬t CO2通過管線L12運至杏子川（XZC）末站注入。由于不同管線的模擬方法和分析方法相同,本文僅以QNH-QJW干線為例分析穩(wěn)態(tài)運行和不同瞬態(tài)運行工況下管線中的水膜生成規(guī)律,所參考的管線高程數(shù)據(jù)見圖2,管線設(shè)計參數(shù)見表5。

圖 2榆林能化至喬家洼管線高程圖

Figure 2.Elevation map of the pipeline from YNH to QJW

使用OLGA軟件模擬長輸管線中自由水的含量及分布位置時,需先獲取實際管輸介質(zhì)的物性參數(shù),而該軟件不包含計算流體物性的模塊,需采用PVTSIM軟件定義管輸介質(zhì)的組分并生成TAB文件,將TAB文件導(dǎo)入OLGA軟件后,可以直接調(diào)用管輸介質(zhì)的物性參數(shù)。

基于管線設(shè)計參數(shù)和管線高程數(shù)據(jù)建立長輸管線的理論模型,首先設(shè)置管道的組件參數(shù),包括管線、入口節(jié)點、中間節(jié)點、出口質(zhì)量節(jié)點、閥門等,如圖3所示。為各節(jié)點和管線選擇其所需的流體物性文件,并利用軟件自動計算通過模型中間節(jié)點的流體體積。同時,設(shè)置一維管線自動分段,最小段數(shù)為2,最大段距為100 m。為了保證計算結(jié)果收斂,需調(diào)整段距,使前一段與后一段的長度比值在0.5~2.0。

圖 3管網(wǎng)模型示意圖

Figure 3.Schematic diagram of pipe network model

2.2 模擬參數(shù)設(shè)置

模擬長輸管線的實際運行情況,需嚴(yán)格按照實際管網(wǎng)運行參數(shù)和介質(zhì)組分設(shè)置長輸管道的初始參數(shù)、邊界條件和環(huán)境條件,以準(zhǔn)確計算管道實際工作過程中超臨界CO2的相態(tài)變化和管內(nèi)雜質(zhì)H2O的狀態(tài)。

YNH入口節(jié)點的溫度設(shè)置為45 ℃,壓力設(shè)置為13 MPa,調(diào)整代表杏子川末站和喬家洼注入站出口節(jié)點的質(zhì)量流量分別為36 904.76 kg·h-1和5 952.38 kg·h-1,管線與環(huán)境進行熱交換的平均對流換熱系數(shù)設(shè)置為7 W/（m2·K）。為了討論雜質(zhì)水引起的管線內(nèi)壁腐蝕威脅,計算獲得管壁附近水膜含量、水膜體積及壁面連續(xù)水膜參數(shù)（當(dāng)管壁存在連續(xù)水膜時,輸出值為1；當(dāng)不存在連續(xù)水膜時,輸出值為0）等,本研究所需的輸出參數(shù)包括：CO2溫度、流體壓力、介質(zhì)質(zhì)量流量、CO2密度、水膜質(zhì)量濃度、連續(xù)水膜輸出參數(shù)（0/1）和水膜體積。

OLGA軟件利用一階隱式差分方法進行多相流數(shù)值模擬計算,為保證計算結(jié)果具有較好的收斂性和可靠性,應(yīng)選定合適的迭代步長。通過調(diào)節(jié)最小時間步長為0.001 s,輸出時間步長為1 s,得到了較好的計算結(jié)果。

3. 實際運行過程中管內(nèi)水膜生成預(yù)測

3.1 YNH-QJW干線穩(wěn)態(tài)運行工況

管網(wǎng)模型運行48 h時后達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài),此時管線各處溫度、壓力均基本穩(wěn)定,YNH-QJW干線穩(wěn)態(tài)運行時的管線參數(shù)如圖4所示。由圖4可知,在榆能化-喬家洼主干線上,管內(nèi)流體壓力始終維持在臨界壓力以上,壓力損失約為3.035 MPa,出口端壓力為9.96 MPa。自進口節(jié)點起,管內(nèi)流體的溫度持續(xù)下降,并在5.3 km處下降到臨界溫度以下,出口溫度約為7.85 ℃。在該管線運行過程中,CO2密度從637 kg·m-3提高到915 kg·m-3,CO2輸送狀態(tài)由超臨界態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槊芟鄳B(tài)。

圖 4YNH-QJW干線在穩(wěn)態(tài)運行工況下的管道參數(shù)

Figure 4.Pipeline parameters of YNH-QJW trunk line under steady-state operating conditions

結(jié)合圖5可以看出,隨著管線運行參數(shù)變化,YNH-QJW管段內(nèi)存在一定量的連續(xù)水膜。從入口節(jié)點至8 km處,由于高程起伏很小,形成的水膜受到破壞的程度較小,因此管壁水膜含量較高,該段水膜質(zhì)量濃度最高可達(dá)0.48 kg·m-3。隨著沿程海拔升高,管線高程起伏波動增大,水膜含量迅速減小并維持在較低水平。在該長輸管線穩(wěn)態(tài)運行過程中,管內(nèi)水膜體積約為0.1 m3,連續(xù)水膜主要存在于前22.3 km的管段內(nèi),該管段受內(nèi)腐蝕威脅較高。

圖 5YNH-QJW干線在穩(wěn)態(tài)運行工況下的水膜參數(shù)

Figure 5.Water film parameters of YNH-QJW trunk line under steady-state operating conditions

3.2 YNH-QJW干線瞬態(tài)運行工況

在實際工程中,由于氣源產(chǎn)量、壓縮機和泵等動力設(shè)備故障、檢修作業(yè)等原因,管線還可能經(jīng)歷輸量變化、壓力波動、停輸/再啟動以及泄漏等非穩(wěn)態(tài)運行過程。在不同的瞬態(tài)工況下,管內(nèi)介質(zhì)流動參數(shù)往往不同,這會引起CO2發(fā)生相態(tài)變化和管內(nèi)自由水含量波動,從而影響管線安全運行。本節(jié)在管線穩(wěn)態(tài)運行48 h基礎(chǔ)上,模擬不同瞬態(tài)工況下管線中的水膜含量變化。

3.2.1 輸量變化的影響

通過調(diào)節(jié)管網(wǎng)出口節(jié)點流量模擬輸量降低至穩(wěn)態(tài)運行80%時的瞬態(tài)工況,類似的,調(diào)節(jié)節(jié)點流量,模擬流量增加到120%時的管線運行情況,管線參數(shù)設(shè)置見表6。每種工況模擬6 d,每次輸量變化調(diào)整在1 h內(nèi)完成,模擬結(jié)果見圖6。

圖 6YNH-QJW干線在瞬態(tài)工況（輸量變化）下的水膜參數(shù)和水膜體積

Figure 6.Water film parameters (a) and water film volume (b) of YNH-QJW trunk line under transient conditions (changes of transportation quantity)

模擬發(fā)現(xiàn)輸量變化后管線運行溫度、壓力的變化規(guī)律基本不變,各管段壓降減小,出口壓力變?yōu)?0.2 MPa,同時管線各處溫度降低1 ℃左右,管內(nèi)CO2保持超臨界態(tài)和密相態(tài)流動。由圖6（a）可知,管線輸量降低及其他管線參數(shù)變化均增加了管內(nèi)水膜含量,水膜含量增加了近一倍,被水膜覆蓋的管線長度增加至27.3 km。

輸量增加后,長輸管線壓降增加,出口壓力變?yōu)?.62 MPa,各管段溫度升高,出口溫度變?yōu)?.04 ℃。同時結(jié)合圖6可知,輸量增加使管線中的水膜含量略微增加,被水膜覆蓋的管段長度增加至25 km,在其之后的管段水膜間斷出現(xiàn),在輸量增加的工況下,該管線水膜體積始終維持在0.1 m3左右。

3.2.2 壓力波動的影響

調(diào)節(jié)入口壓力在0.2 h內(nèi)從13 MPa降至9 MPa。按照GB/T 35068—2018《油氣管道運行規(guī)范》標(biāo)準(zhǔn),10 h后使管線入口壓力在4 h內(nèi)恢復(fù),確保增壓速率不超過1 MPa/h,具體管線參數(shù)設(shè)置見表6。

降低管線入口壓力,管線各處壓力隨之下降。在長輸管線的后半段,運行壓力逐漸下降到臨界壓力以下,出口壓力約為6.4 MPa,CO2由密相態(tài)過渡到液相態(tài)。同時,管線溫度和流量均出現(xiàn)先增加后減小的趨勢,但均未能恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)運行時的水平。由圖7（a）可知,壓力降低導(dǎo)致管內(nèi)水膜含量減少,存在連續(xù)水膜的管段長度縮短至12.5 km,管內(nèi)存在腐蝕威脅。

圖 7YNH-QJW干線在瞬態(tài)工況（壓力波動）下的水膜參數(shù)和水膜體積

Figure 7.Water film parameters (a) and water film volume (b) under transient conditions (pressure fluctuation) in YNH-QJW trunk line

在壓力恢復(fù)過程中,管線溫度和流量均出現(xiàn)先增加后減小的趨勢,后半段管線中的CO2逐漸由液態(tài)恢復(fù)到密相態(tài)。結(jié)合圖7（b）可知,增壓后水膜體積不斷增加,最高達(dá)到0.24 m3,最大水膜質(zhì)量濃度達(dá)到1.8 kg·m-3,被水膜覆蓋的管段長度也延長至37 km。

3.2.3 停輸再啟動的影響

通過調(diào)節(jié)管道的質(zhì)量流量和出口閥門模擬管線的停輸、再啟動工況,具體管線參數(shù)見表6。由于超臨界CO2的密度較大,因此設(shè)置閥門開關(guān)動作時間為1 min,以防管內(nèi)發(fā)生嚴(yán)重的水擊。

停輸后管線各處壓力不斷下降,并在7 h后穩(wěn)定在6.4~9.7 MPa,12 h后管線各處流量降為0,20 h后溫度下降至環(huán)境溫度。停輸期間,受壓力控制,管內(nèi)CO2相態(tài)處于密相態(tài)和液相態(tài)。由圖8（a）可知,停輸操作使得管線水膜體積降低并保持在0.067 m3,結(jié)合連續(xù)水膜參數(shù)和水膜含量可知,在8 km之前的管線中水膜質(zhì)量濃度最高達(dá)0.5 kg·m-3,但靜止?fàn)顟B(tài)下水膜可能會聚集在管線底部進而造成極大的腐蝕威脅。

圖 8YNH-QJW干線在停輸和再啟動工況下的水膜體積

Figure 8.Water film volume of YNH-QJW trunk line under shutdown condition (a) and restart condition (b)

完成重啟操作后,管內(nèi)溫度、壓力均出現(xiàn)先增加后降低的變化趨勢,并均在啟動操作20 h后趨于穩(wěn)定,期間CO2始終保持超臨界態(tài)和密相態(tài)流動。同時,結(jié)合圖8（b）可知,管內(nèi)水膜體積先減小后增加,并最終穩(wěn)定在0.1 m3,在此過程中輸量擾動使得管內(nèi)水膜含量減少,隨著CO2流動,水膜含量又逐漸增加,連續(xù)水膜分布在前20.5 km管段。

3.2.4 泄漏工況的影響

為了模擬泄漏工況,在喬家洼-杏子川支線25 km處設(shè)置孔徑為10 mm的泄漏點,泄漏背壓為大氣壓。模擬獲得的水膜體積變化見圖9。

圖 9YNH-QJW干線在泄漏工況下水膜體積隨時間的變化

Figure 9.Variation of water film volume of YNH-QJW trunk line with time under the leakage condition

管道發(fā)生泄漏后,泄漏點前的管段輸量由10.33 kg·s-1增加至16.6 kg·s-1,運行溫度降低,而泄漏點后面的管段輸量略微減小,溫度上升。同時,管網(wǎng)壓降增加,喬家洼-杏子川支線出口壓力從8.3 MPa降至4.95 MPa,CO2勉強未進入兩相區(qū)。YNH-QJW干線流量增加至18.3 kg·s-1左右,各管段溫降減小,干線出口壓力降至8.41 MPa。

結(jié)合圖9可知,受支線泄漏影響,干線水膜體積由0.1 m3增加至0.16 m3,存在連續(xù)水膜的管段長度延長至30.3 km,但15.5~30.3 km區(qū)段管線的水膜質(zhì)量濃度較低,不到0.1 kg·m-3。在支線中,在77.7 h左右,管線中仍存在少量水膜。

3.3 討論

在穩(wěn)態(tài)運行過程中,隨著管內(nèi)流體溫度、壓力的降低,含雜質(zhì)CO2中雜質(zhì)H2O析出成為游離水,在該段管線前22.3 km處的管壁存在一定量的連續(xù)水膜,管內(nèi)腐蝕威脅較大。其他管段自由水含量較低,但不排除發(fā)生局部腐蝕的危險。

輸量發(fā)生波動時,水膜量有所增加,其中低輸量下管內(nèi)水膜量更高,存在連續(xù)水膜的管段更長,管內(nèi)腐蝕威脅更大；壓力降低工況下,管內(nèi)水膜量有所減少,但在恢復(fù)過程中,水膜量急劇增加,存在連續(xù)水膜的管段延長至37 km,管內(nèi)腐蝕威脅較高；停輸/再啟動工況下,盡管存在連續(xù)水膜的管段較短,但在管線前8 km處,由于停輸管內(nèi)存在相對靜止的水膜,自由水聚集可能會造成嚴(yán)重腐蝕；管道泄漏時,管線運行壓力迅速降低,管內(nèi)CO2流體勉強未進入兩相區(qū),可見泄漏本身就是重大安全事故,此外水膜量增加,腐蝕威脅增大。

4. 結(jié)論與建議

（1）延長油田CCUS項目中YNH-QJW干線存在管內(nèi)腐蝕威脅,CO2氣源中的少量雜質(zhì)水會析出形成附著在管壁上的連續(xù)水膜。在溫度、壓力均較高的初始管段,由于地形起伏波動較小,水膜受到的破壞程度較小,更易形成連續(xù)水膜,管內(nèi)受腐蝕威脅更高。

（2）不同瞬態(tài)工況下,隨管線運行溫度和運行壓力波動,管內(nèi)水膜量均發(fā)生不同程度的變化,其中輸量波動、壓力上升以及泄漏工況下,水膜量更高,存在水膜的管線更長,因此管線受腐蝕威脅更大；停輸工況下,盡管存在連續(xù)水膜的管線較短,但管線內(nèi)的靜態(tài)水膜更易沉淀、聚集在管線底部,誘使前8 km管線鋼發(fā)生嚴(yán)重腐蝕。

（3）在延長油田長輸管線設(shè)計時,對于腐蝕威脅較大的管段,可以通過增加管道壁厚來預(yù)留腐蝕裕量；在管道輸送之前,應(yīng)確保CO2氣源組分滿足工程設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)中的要求；有必要采用真空干燥等方式對產(chǎn)品進行充分干燥以防止自由水的形成,降低管內(nèi)腐蝕風(fēng)險,避免固體水合物形成。

（4）利用本研究模型,可以確定連續(xù)水膜的生成位置范圍及生成量,為低含水量含雜質(zhì)CO2管道內(nèi)壁的腐蝕防護提供理論指導(dǎo),但限于腐蝕模型的適用范圍,未能預(yù)測CO2管內(nèi)腐蝕情形。因此,有必要深入探究低含水量含雜質(zhì)CO2腐蝕行為及機理,以確保CO2管道安全,從而夯實CCUS技術(shù)實施的腐蝕防控基礎(chǔ)。

文章來源——材料與測試網(wǎng)