雅克拉氣田集氣管線內腐蝕分析及材質選用

羊東明 李亞光

1.中國石化西北油田分公司工程技術研究院 2.中國石油大學（北京）石油工程學院

雅克拉氣田集氣管線內腐蝕分析及材質選用

羊東明1李亞光2

1.中國石化西北油田分公司工程技術研究院 2.中國石油大學（北京）石油工程學院

塔里木盆地雅克拉氣田井流物具有高含CO2、高含Cl－、低含H2S、低p H值的特點，投產1年多后，集輸管線距井口150 m處相繼出現爆管、穿孔、管壁減薄等腐蝕現象。隨著氣田開發時間的延長，氣井含水量上升，腐蝕環境進一步惡化，腐蝕也逐漸從井口方向延伸至進站端。為此，分析了氣田集氣管線腐蝕環境、腐蝕規律特征、腐蝕影響因素（溫度、CO2分壓、p H值、Cl－含量、多相流流態及流速、水蒸氣冷凝率），確定了集氣管線腐蝕主要是CO2腐蝕，同時沖擊流流態下高速氣流的沖刷和Cl－的存在加劇了腐蝕進程。同時，對集氣管線的管材進行了篩選，不同材質耐腐蝕性能分析表明：集氣管材抗腐蝕性能由強到弱排序為22Cr、316L、玻璃鋼、13Cr、1Cr13、06Cr13、3Cr、16Mn、L360；彎頭抗腐蝕性能由強到弱排序為1Cr13、16 Mn滲氮、15Cr Mo、16Mn。最后從技術可行、經濟合理的角度分析認為：集氣管材宜選用316L＋20號鋼的雙金屬管材和富含環氧樹脂內襯高壓玻璃管材，彎頭宜選用1Cr13和16 Mn滲氮高壓直角彎頭。

塔里木盆地 雅克拉氣田 CO2含量 Cl－含量 H2S含量 高速氣流沖刷 腐蝕分析 材質選用

雅克拉氣田位于塔里木盆地北部，直井的集氣管線為 114 mm×8 mm，水平井的集氣管線為 168 mm×11 mm，材質為16 Mn、20號鋼。2005年11月集氣管線投運，在高含CO2、高含Cl－、高流速的腐蝕環境下，2007年3月，集輸管線距井口150 m處出現爆管、穿孔、管道壁減薄等腐蝕現象［1－6］。隨著管線服役年限增長，氣井含水量上升，腐蝕環境進一步惡化，腐蝕從井口逐漸向進站方向延伸，腐蝕部位集中在井口節流閥后管線底部和彎頭、進站閥組前管線底部和彎頭等處，腐蝕表象為孔洞狀、蜂窩狀、臺地狀、潰瘍狀、溝槽狀。超聲波測厚結果顯示井口直管段平均腐蝕速率為2.81 mm／a，井口彎頭段平均腐蝕速率為4.24 mm／a，進站管線直管段平均腐蝕速率為0.55 mm／a，進站管線彎頭段平均腐蝕速率為0.79 mm／a。腐蝕成為制約氣田安全開發的瓶頸問題。

1 集氣管線內腐蝕分析

1.1 腐蝕環境分析

集氣管線內的流動介質為天然氣、凝析油、地層水（凝析水）多相流，集輸壓力為8.5～7.2 MPa，集輸溫度為60～45℃，流動介質中的CO2含量為2.31%～6.27%，H2S含量為0.000 3%～0.028 9%，含水率為0.75%～89.03%，Cl－含量為2 290.54～157 000.00 mg／L，p H值為5.0～6.6，其腐蝕環境具有CO2含量高、H2S含量低、Cl－含量高、p H值低的“兩高兩低”特點。計算得到CO2分壓位0.139～0.508 MPa，H2S分壓為0.000 026～0.001 430 MPa。

在CO2和H2S共存環境下，通常用兩者的分壓比值（pCO2／pH2S）來判定腐蝕模式：當pCO2／pH2S小于20時為H2S腐蝕區；當pCO2／pH2S介于20～500時為H2S和CO2混合腐蝕區；當pCO2／pH2S大于500時為CO2腐蝕區。通過計算可知，集氣管線腐蝕類型為CO2腐蝕，只有YK16井pCO2／pH2S為356.1，屬于H2S和CO2混合腐蝕，但仍以CO2腐蝕為主，可見集氣管線的腐蝕環境為CO2—Cl－“甜氣”腐蝕環境。

1.2 腐蝕規律特征分析

集氣管線腐蝕呈一定的規律性［7－10］，腐蝕部位分布在3個不同的集輸區域內，其中距井口150 m集輸管線處的內腐蝕最嚴重，距進站200 m集輸管線處的內腐蝕相對較輕，中間部位管線無明顯腐蝕現象。腐蝕集中在管線焊縫、管底、彎頭3個部位，其中焊縫腐蝕占總腐蝕的43.5%，表現為焊縫熱影響區底部環向、軸向裂縫穿孔和臺地狀腐蝕形貌；管底本體腐蝕占總腐蝕的26.1%，表現為管線底部孔洞狀、潰瘍狀、溝槽狀的腐蝕形貌，彎頭腐蝕占總腐蝕的21.7%，表現為彎頭底部整體均勻減薄，彎頭“肘”部出現溝槽狀和蜂窩狀腐蝕形貌，部分高產井井口地面管線頂部出現點腐蝕。

2 CO2腐蝕影響因素分析

CO2腐蝕影響因素分為內部因素和外部因素［11］。內部因素取決于材料成分、材料組織，外部因素取決于溫度、CO2分壓、p H值、Cl－含量、多相流流態及流速、水蒸氣冷凝率。

2.1 溫度

氣田集氣工況模擬研究結果表明：在80～110℃時管線腐蝕最嚴重，在93℃時管線出現腐蝕高峰值，在45～60℃時，管線腐蝕產物FeCO3疏松且無附著力，很難在管壁上連續成膜。由于腐蝕產物不具備保護作用，腐蝕形式表現為均勻腐蝕［12］。

2.2 CO2分壓

根據API《井口裝置和采油樹設備規范》有關CO2腐蝕的判斷可知：CO2分壓大于0.21 MPa時為嚴重腐蝕；CO2分壓介于0.05～0.21 MPa為中等腐蝕；CO2分壓小于0.05 MPa時無腐蝕。雅克拉氣田集氣管線CO2分壓為0.139～0.508 MPa，屬中度—嚴重程度腐蝕。

采用Waard公式對集氣管線CO2腐蝕進行預測計算，其CO2腐蝕速率超過NACE標準極嚴重腐蝕速率的規定［NACE標準《油田生產中腐蝕掛片的準備和安裝以及試驗數據的分析》（RP－0775－05）規定均勻腐蝕速率大于0.254 mm／a為極嚴重腐蝕］（表1）。

2.3 Cl－含量

目前氣田生產井都含有游離水，且其中Cl－含量為2 290.54～157 000.00 mg／L，Cl－是活性陰離子，半徑小、極性強、遷移率高，易穿透腐蝕產物形成腐蝕小孔，碳鋼腐蝕速度隨著Cl－含量增加而急劇增加，從而進一步加速點（孔）蝕的形成［13］。

表1 雅克拉氣田集氣管線CO2腐蝕速率預測計算結果表

2.4 p H值

電化學測試表明：當p H值介于4.0～6.0時，CO2飽和溶液中裸鋼腐蝕速度高于相同p H值N2飽和溶液中裸鋼的腐蝕速度；p H值介于5.0～6.6時，不僅CO2腐蝕受到影響，FeCO3溶解度也會受到影響，接近鋼表面的Fe2＋在局部沉積為FeCO3膜，促進沉積物下的局部腐蝕。

2.5 流體流態

集氣管線內為氣、油、水多相流，流型隨著管徑、流體特性和管道傾斜度的改變而發生變化，根據氣田氣相和液相（油、水）的流速計算結果（表2），結合曼德漢（Mandan）流型圖，得出集氣管線內介質流態主要為沖擊流及分層流。

表2 雅克拉氣田集氣管線氣液兩相流速計算結果表

分層流水平管段，液相處于管線底部，氣相處于管線頂部，氣液間具有較光滑的界面，管路無明顯壓力波動，流體沖擊腐蝕較弱，腐蝕主要為水與腐蝕性介質的電化學腐蝕，腐蝕程度受含水量和Cl－影響較大；分層流地勢傾斜上升管段，液體在凹形彎處的上段一側不斷滯留引起管線栓塞，阻滯氣流通過，產生段塞作用，腐蝕程度受段塞頻率影響較大。YK8、YK9、YK10、YK11井集氣管線在管線底部呈現孔洞狀、潰瘍狀形貌，且其沿介質輸送方向呈線形分布，驗證了管線底部電化學腐蝕和極強段塞作用導致腐蝕速率增加。

沖擊流會在管線產生較高的內在紊流，高速紊流造成管壁出現很高的剪切應力，在流動和剪切的共同作用下，沖蝕效應產生流動腐蝕，使管壁表面膜和FeCO3腐蝕產物被損壞剝落，新金屬基體裸露與腐蝕介質接觸，加速了電化學和物理腐蝕過程（圖1），YK1、YK2、YK6H、YK5H、YK7CH井口直管段和彎頭處管底部呈現蜂窩狀、溝槽狀形貌，驗證了極強的沖擊力和剪切力引起的流體流動腐蝕導致腐蝕速率增加。

圖1 沖擊腐蝕示意圖

2.6 水蒸氣冷凝率

地面井場部位集氣管線頂部發生的腐蝕為水蒸氣冷凝率較大所致，水蒸氣冷凝率較大一方面是由于采氣樹針閥或油嘴的節流膨脹效應所致，另一方面是由于井口管線沿地表敷設，雖有黃夾克保溫層，但沙漠地帶季節環境和晝夜溫度差較大，冬季和夜晚溫度低，水蒸氣易冷凝成水膜，浸潤管壁表面產生強烈腐蝕，同時溶解了CO2的酸性水膜附著在管壁上形成FeCO3腐蝕產物膜，因流體的強烈沖刷導致腐蝕產物膜破裂，加劇腐蝕（圖2）。由于井口段管線內大量的過飽和水已析出，進站段管線雖然也有少量管道暴露在地面上，但已很難再形成冷凝水，因此，進站段管線腐蝕較輕。

圖2 水蒸氣冷凝腐蝕示意圖

2.7 焊接

管道焊接后，焊渣、焊瘤的存在將從兩個方面加劇焊口及其附近熱影響區管道的腐蝕：①焊渣、焊瘤為活性點，其電極電位發生變化，較本體的電極電位低，更易發生腐蝕；②焊渣、焊瘤的存在使管道內存在凸出部分，造成焊口附近形成紊流，產生強烈的液擊現象，從而形成空泡腐蝕和沖擊腐蝕，加速焊口和焊口附近區域的腐蝕。YK2、YK9、YK10井發生在焊口和焊口附近區域的腐蝕穿孔，驗證了管材縫隙腐蝕及沖擊腐蝕的存在。

2.8 材料

在CO2—Cl－組成的腐蝕環境中，腐蝕產物膜一旦形成，腐蝕行為將與之密切相關，腐蝕速度將受膜的結構、厚度、穩定性及滲透性能影響，最終導致管材表面發生均勻腐蝕或局部腐蝕，表現為管材壁厚逐漸變薄和點蝕穿孔。在濕相CO2環境下碳鋼的腐蝕可導致產生縫隙腐蝕、均勻腐蝕和點蝕。研究成果表明，普通碳鋼管材不適用于CO2—Cl－組成的“甜氣”環境，這一點與集氣管線16 Mn管材和20號鋼耐蝕性差十分吻合。

3 集氣管道的管材選用

國內外油氣田對CO2、Cl－腐蝕環境耐蝕性管材選擇主要以耐蝕合金（CRA）為主，但由于介質環境差異較大，耐蝕合金品種眾多，性能各異，價格差異也大，玻璃鋼管材憑借對腐蝕介質良好的耐腐蝕性能已得到普遍應用［14］，因此，如何根據介質環境、材料性能選擇既安全可靠又經濟實用的材料尤為重要。由于集氣管線工作壓力較高，其選材在考慮承壓的同時，還要考慮CO2、Cl－的腐蝕因素及沖擊腐蝕因素。

3.1 管線材質篩選

管線材質篩選結果顯示：①根據各類耐腐蝕合金對材料的腐蝕情況，鎳基合金和22Cr耐蝕性能最好，但非常不經濟。②單從CO2、Cl－、環境溫度3方面分析選材，13Cr（馬氏體）完全可以滿足其耐蝕性能要求，但13Cr材料在有NaCl、CaCl2、MgCl2介質存在時，Cl－引起的局部點蝕抵抗力較差，隨著氣田開發的延續，天然氣含水不斷上升，Cl－點蝕問題將日趨嚴重，因此也不適合。③室內試驗分析評價材質抗腐性能強弱排序為：22Cr、316L、高壓玻璃鋼、13Cr、06Cr13、1Cr13、3Cr、L360、16Mn；現場試驗材質抗蝕性能強弱排序為：316L、高壓玻璃鋼、13Cr、06Cr13、16Mn。④316L材料中有鉬元素存在，玻璃鋼為環氧樹脂材料，兩者對非氧化性介質的抗蝕能力較強，從性價比方面分析最為合適的抗腐蝕材料應該是玻璃鋼，其次是316 L。

3.2 彎頭結構及材質篩選

圓管彎頭是集氣管線中常用管件，在內壓作用下，其強度比同條件下直管段的強度低，內壓作用下產生的最大環向應力在彎頭的內弧面上，而外弧面和兩側的環向應力都比直管段的環向應力小。沖蝕作用使圓管彎頭管壁內部遭受機械力破壞而局部變薄，在一定壓力下易導致泄露或爆裂。因此，選用合適的彎頭，采取相應防沖蝕措施，提高材料表面抗沖蝕磨損能力，可避免傳統彎頭因高流速沖刷而導致的沖刷腐蝕。通過分析可知，圓管彎頭沖刷磨損量與輸送流體速度的立方成正比，與輸送氣流撞擊角度的大小相關，因此，借鑒“90°彎管效應”，從彎頭結構形式和材質兩方面解決彎頭拐彎處的流態問題。

1）選用一種不改變流體走向、具備一定壁厚、材質具有耐CO2腐蝕、耐高壓沖刷破壞的直角彎頭，解決彎頭拐彎處“肘”部流態產生沖刷磨損導致材料表面的破壞問題。

2）高壓直角彎頭口徑與管線管徑一致，壁厚是圓管煨制彎頭的2.5倍，其內壁制成階梯式形狀，改變輸送氣流撞擊角度的大小，避開撞擊角90°時氣流垂直撞擊管壁沖刷磨損最嚴重區域，延長彎頭壽命。

3）高壓直角彎頭外側頸部加長形成短圓管，通過焊接配對凹凸面對焊鋼質管法蘭，與原集氣管線法蘭連接，避免安裝動火施工。

4）室內試驗分析表明，材質抗腐性能強弱排序為：1Cr13、16Mn滲氮、15Cr Mo，現場試驗材質抗蝕性能強弱排序為：1Cr13、16Mn滲氮、15Cr Mo。

3.3 材質現場試驗

為進一步驗證材質選擇的技術可行性和經濟合理性，2008年3月通過鍛造工藝加工了1Cr13、16Mn滲氮、15Cr Mo高壓直角彎頭開展防腐試驗，由現場試驗腐蝕數據可以看出，高壓直角彎頭較90°圓管彎頭的腐蝕速率明顯降低，其中1Cr13高壓直角彎頭的腐蝕速率降為5.744 5 mm／a，16Mn滲氮高壓直角彎頭的腐蝕速率降為5.079 6 mm／a，15Cr Mo高壓直角彎頭的腐蝕速率降為4.937 5 mm／a，滿足現場生產要求。

2008年5月選用西安向陽航天材料股份有限公司的基材為20號鋼、襯材為316L的雙金屬復合管開展防腐試驗。2008年8月選用了Ameromn公司0.25 mm厚富含環氧樹脂內襯的高壓玻璃鋼管開展防腐試驗。現場試驗腐蝕數據表明，玻璃鋼管和316L均有較強的抗腐蝕性能，投運至今未出現腐蝕穿孔問題，滿足現場生產要求。

4 結論

1）雅克拉凝析氣田集氣管線主要是CO2腐蝕，沖擊流流態加劇了腐蝕進程。集氣管材抗腐蝕性能強弱排序為22Cr、316L、玻璃鋼等，彎頭材質抗腐蝕性能強弱排序為1Cr13、16Mn滲氮、15Cr Mo等。

2）316 L＋20號鋼雙金屬管材和富含環氧樹脂內襯高壓玻璃管材、Cr13和16Mn滲氮高壓直角彎頭在雅克拉凝析氣田的成功應用，不僅解決了集氣管線的腐蝕問題，節約了大量的投資，也為其他氣田高含CO2區塊的開發提供了很好的經驗借鑒和技術支持。

3）由于玻璃鋼管材有老化、溶脹、接頭等方面的薄弱點，316 L不銹鋼在Cl－存在的情況下會發生點蝕，需要在應用中予以高度重視。

［1］黎洪珍，劉正雄，謝黎旸，等.濕氣管道內涂緩蝕劑防腐效果評價探討［J］.石油與天然氣化工，2012，41（2）：200－203.

［2］羅慧娟，張志浩，孫芳萍，等.長慶氣田地面集輸管道防腐層檢測與分析［J］.石油與天然氣化工，2012，41（3）：326－328.

［3］黎洪珍，林敏，李婭，等.緩蝕劑加注存在問題分析及應對措施探討［J］.石油與天然氣化工，2009，38（3）：238－240.

［4］湯晟，蔡奇峰，何小龍，等.塔河油田集輸管線絕緣法蘭附近腐蝕穿孔因素分析［J］.石油與天然氣化工，2008，37（2）：156－159.

［5］何智勇，谷壇，楊仲熙，等.西北某酸性油田腐蝕及防護措施分析［J］.石油與天然氣化工，2008，37（3）：240－242.

［6］劉志德，谷壇，唐永帆，等.高酸性氣田地面集輸管線電化學腐蝕研究［J］.石油與天然氣化工，2007，36（1）：55－58.

［7］甘振維.凝析氣田集輸管道內腐蝕分析［J］.油氣儲運，2010，29（1）：41－45.

［8］宋躍海，閆玲玲.牙哈凝析氣田地面集氣管線腐蝕分析及管材選用［J］.黑龍江科技信息，2009（32）：9.

［9］蔣東輝，溫艷軍，趙建彬，等.牙哈凝析氣田腐蝕狀況及對策［J］.天然氣工業，2008，28（10）：101－104.

［10］左興凱.雅克拉凝析氣田腐蝕狀況與分析［J］.石油鉆探技術，2005，33（4）：20－22.

［11］張學元，邸超，雷良才.二氧化碳腐蝕與控制［M］.北京：化學工業出版社，2001.

［12］張雷，丁工，劉志德，等.溫度對X65管線鋼濕氣CO2腐蝕的影響［J］.石油與天然氣化工，2008，37（1）：48－51.

［13］周衛軍，嚴密林，王成達.N80S抗硫油管鋼在含CO2、微量H2S及高濃度Cl－腐蝕介質的腐蝕行為［J］.石油與天然氣化工，2007，36（2）：135－138.

［14］范正明.玻璃鋼管道的應用［J］.玻璃鋼，2001（11）：44－45.

Internal corrosion analysis and material selection of gas gathering lines in the Yakela Gas Field，Southwest Tarim Basin

Yang Dongming1，Li Yaguang2
（1.Engineering and Technology Research Institute of Sinopec Northwest Oilfield Company，Urumqi，Xinjiang 830011，China；2.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.74－77，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The well fluids in the Yakela Gas Field，Tarim Basin，are of high CO2and Cl－content，low H2S content，and low p H value.So only one year after the gathering lines in this field were put into operation，many kinds of corrosion problems occurred at the lines of 150 meters away from the well head，such as tube rupture，perforation and wall thinning，etc.The water content of the gas well became increasing and the corrosive environment was deteriorating as time went by.Meanwhile，corrosion gradually extended from the wellhead to the entrance to gas gathering stations.This paper hereby analyzes the corrosive environment of gas gathering lines，characteristics of corrosion，and corrosion factors including temperature，partial pressure of CO2，p H value，Cl－content，flow pattern and multiphase flow rate，and the condensation ratio of water vapor.It is found out that the main corrosion in the gas gathering lines is CO2corrosion and the presence of high－speed air scour and Cl－flow aggravates the corrosion process.A study is also performed of the pipeline materials，the anti－corrosion performances of the materials for gas gathering lines have been determined from the best to the worst：22Cr，316L，GFRP（glass fiber reinforced plastics），13Cr，1Cr13，06Cr13，3Cr，16Mn and L360；while that for elbow are 1Cr13，16 Mn nitriding，15Cr Mo and 16 Mn.Finally，from the perspective of technical feasibility and economic rationality，bimetallic steel pipes of 316L and 20＃steel and high－pressure liner glass pipes rich in epoxy resin should be selected for the gas gathering lines，high pressure and right－angled elbows with 1Cr13 and 16Mn nitriding should be better selected.

Tarim Basin，Yakela Gas Field，CO2，Cl－，H2S，high－speed air scour，corrosion analysis，material selection

羊東明等.雅克拉氣田集氣管線內腐蝕分析及材質選用.天然氣工業，2012，32（10）：74－77.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.018

羊東明，女，1962年生，高級工程師，碩士；主要從事油氣田腐蝕與防腐工藝方面的研究工作。地址：（830011）新疆維吾爾自治區烏魯木齊市長春南路466號B－403室。電話：（0991）3161096，18999621255。E－mail：xbjydm＠163.com

（修改回稿日期 2012－08－12 編輯 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.018

Yang Dongming，senior engineer，born in 1962，holds an M.Sc.Degree and is mainly engaged in research works into oil and gas field corrosion and anti－corrosion process.

Add：Room B－403，No.466，South Changchun Rd.，Urumqi，Xinjiang 830011，P.R.China

E－mail：xbjydm＠163.com