氣田內部集輸管道腐蝕分析

韓國強王赤宇 程娜

（中國石油塔里木油田分公司）

氣田內部集輸管道腐蝕分析

韓國強*王赤宇 程娜

（中國石油塔里木油田分公司）

氣田內部集輸管道因腐蝕而逐漸出現了管線刺漏。對集輸管道腐蝕情況進行了詳細的分析，提出了整改建議，可為今后類似的油氣集輸管道的防腐措施提供參考。

天然氣 氣田 集輸管道 沖蝕 電偶腐蝕

迪那2氣田是我國最大的凝析氣田，具有地層壓力高、溫度高等特點。該氣田于2009年6月建成并投產，但投產不足半年，氣田管線就因腐蝕而逐步出現刺漏。腐蝕較嚴重的部位包括集氣管線彎頭、三通、變徑處以及法蘭等，且腐蝕的速度快、范圍廣，嚴重影響了氣田的正常生產。

1 腐蝕問題

1.1 內部集輸系統簡介

迪那2氣田采用單井集氣，在氣田中軸線設置集氣干線。各井天然氣在井口節流，未分離濕氣就近進入集氣干線，通過專用計量管道實現各單井分別在鄰近的計量站進行輪換氣液分離、計量。經計量的單井天然氣與其余各井天然氣在計量站匯合，氣液混輸至油氣處理廠。其內部集輸系統的特點是多種管材和防腐技術搭配使用。具體情況是：

（1）單井站內集氣管線、管件、閥門采用22Cr雙相不銹鋼，利用材質防腐。

（2）集氣支線及計量管道采用（L245+316L）雙金屬復合管，管件為316不銹鋼，利用材質防腐。

（3）集氣干線采用L415；支干線三通由兩種材質組成，主管采用16MnR，支管采用316。

（4）計量站內集氣管線、管件、閥門采用碳鋼。

（5）三個計量站內加注緩蝕劑，保護集輸系統碳鋼管材。

1.2 腐蝕現狀

迪那2氣田內部集輸系統（見圖1）管道的腐蝕情況有以下特點：

（1）腐蝕部位均為碳鋼管材。現場多次打開22Cr、316以及雙金屬復合管檢查，均未發現明顯腐蝕跡象。

（2）腐蝕速度快。首次發生腐蝕刺漏的單井管線投產不足半年，對應腐蝕速率為26 mm/a。

（3）腐蝕范圍廣、頻次高。計量站內單井管線的彎管、三通、變徑處以及法蘭，集氣干線的支干線三通、直管段，上述部位在投產3年的時間里累計發生刺漏20余次。

圖1 迪那2氣田內部集輸系統示意圖

2 腐蝕因素分析

2.1 CO2腐蝕

2.1.1 CO2分壓影響

根據美國防腐蝕工程師協會資料，CO2分壓在0.021～0.21 MPa之間為中等腐蝕，分壓大于0.21 MPa為嚴重腐蝕[1]。迪那2氣田CO2分壓約為0.04 MPa左右，處于中度腐蝕區間。

2.1.2 環境溫度影響

在低于60℃的低溫條件下，腐蝕產物為FeCO3，形成的腐蝕產物膜疏松且附著力差，無保護性，腐蝕表現形式為均勻腐蝕。60～110℃之間，產生厚而疏松的FeCO3，有一定的保護性，腐蝕速率最高且腐蝕表現形式主要為局部腐蝕。在大于150℃的高溫環境下，金屬表面產生薄而致密的FeCO3及Fe3O4，腐蝕速率較低[2]。迪那2氣田內部集輸管道介質溫度在60～90℃之間，處于高速腐蝕溫度區間，極易發生局部腐蝕。

2.2 流速

根據現場經驗，氣液兩相混輸工藝的設計流速一般控制在3～7 m/s，最高不應超過9 m/s（超過后緩蝕劑附著性能迅速降低，影響緩蝕效果）。介質流速過高會對管壁造成沖蝕，多發生在流動方向發生突變的部位（如彎頭、三通、變徑處等）。根據標準API RP 14E（近海生產平臺管道系統的設計和安裝）給出的經驗公式計算得到，碳鋼管線臨界沖蝕速度VM為11.5 m/s。式中C為常數，碳鋼管材推薦C=100；ρM為介質混合密度。

迪那2氣田45%單井介質流速超過9 m/s，30%單井支線介質流速超過11.5 m/s；迪那2-1計量站至油氣處理廠之間集氣干線介質流速最高時達到9.5 m/s。由于介質流速過高，緩蝕劑使用效果不佳，個別部位管線甚至發生了嚴重的沖蝕，如圖2～圖5所示。

圖2 單井管線彎管（碳鋼）

圖3 單井管線變徑處（碳鋼）

2.3 Cl-腐蝕

在Cl-濃度較高時，Cl-通過破壞腐蝕產物膜降低了其對金屬基體的保護能力，從而起到了加速腐蝕的作用。迪那2氣田目前處于開采初期，尚未大量采出地層水，日產水約80 t，且大多以飽和凝析水的形式存在于內部集輸系統中。各單井水樣Cl-含量多在7000 mg/L以下，僅有3口井水樣Cl-含量超過20 000 mg/L。所以，Cl-不是造成目前內部集輸管道腐蝕的主要因素。

2.4 流態擾動影響

如前面第2.1.2條所述，在當前迪那2氣田內部集輸管道工作溫度范圍內，CO2腐蝕會在管道內壁形成一層厚而疏松的FeCO3保護膜。在層流狀態下，由于流態穩定，這層疏松的FeCO3可以起到一定的保護作用，避免對管道的進一步腐蝕。現場表現為均勻腐蝕，且腐蝕較輕。在紊流狀態下，由于流態不穩定，這層疏松的FeCO3保護膜會被沖刷破壞；同時，紊流狀態還會影響緩蝕劑的附著性能，破壞原有的緩蝕劑保護膜。現場表現為局部腐蝕，且腐蝕較嚴重。

迪那2氣田內部集輸管道中流態變化最大的部位在支干線三通處。單井來氣和生產匯管來氣在三通處相匯，兩股流體混合后流態發生變化，形成一個紊流區域，產生不良的影響。具體表現為下述兩個方面：

（1）緩蝕劑保護膜斷層。迪那2氣田在3個計量站加注緩蝕劑保護碳鋼材質的內部集輸干線；單井支線采用材質防腐（22Cr、雙金屬復合管），不加注緩蝕劑。如圖6所示，自支管與主管焊縫起，在三通主管下游管線約7點～11點（類似于時鐘）方向上會存在一處區域沒有緩蝕劑保護，極易發生局部腐蝕。分析認為，該緩蝕劑保護膜斷層區域長度應與支線流速成反相關，需對支線流速相對較低的井加強類似位置壁厚檢測。圖3所示的刺漏部位正處于該區域。

圖4 集氣支干線三通（兩種材質）

圖5 支干線三通下游直管內壁（碳鋼）

圖6 支、干線三通處流態變化

（2）渦流沖蝕。由于支、干線來流壓力很高，流速也較快，兩股流體混合后易形成離心渦流，如圖7、圖8所示。這將會破壞原管壁已經生成的腐蝕產物膜，并大大降低緩蝕劑附著性能，從而造成下游管線形成嚴重的局部腐蝕。

圖7 支、干線三通處速度云圖

圖8 支、干線三通處湍流云圖

2.5 異種金屬電偶腐蝕

迪那2氣田集氣干線材質L415，集氣支線采用雙金屬復合管（基管L245，襯管316L）。單井集氣支線與集氣干線交匯處三通采用焊接，主管為16Mn，支管為316，屬異種金屬焊接。支、干線三通處結構如圖9所示。

通常異種金屬連接時，為避免嚴重的電化學腐蝕，要求電位差小于0.05 V。考慮到16Mn和L415、316和316L各自之間電位差值很小，由圖10可知，迪那2氣田集氣支、干線三通處兩種金屬電位差值達到0.275 V，遠超過要求值，有著很強的電化學腐蝕傾向。現場三通刺漏位置也正處于異種金屬電偶腐蝕區域。

圖9 支、干線三通

圖10 316L、L415開路電位

3 結論與建議

3.1 結論

由上述腐蝕原因分析可知：管輸溫度偏高、介質流態突變、流速較快、異種金屬間電化學腐蝕是造成迪那2氣田內部集輸管道腐蝕的主要原因。因此，目前現場已經從以下兩方面開展了整改工作：

（1）對流速過快的單井進行調產，將介質流速控制在合理范圍內。

（2）統一內部集輸管道中過流元件的材質，徹底解決異種金屬電偶腐蝕問題。將計量站內管線、閥門由碳鋼更換為不銹鋼316；將集氣干線和支、干線三通均更換為雙金屬復合管材料（內襯316L）。

3.2 建議

（1）在同一個油氣集輸、處理系統內，應盡量保持材質、防腐工藝的統一。

（2）在流速較高、流態變化較大的場合，慎重選擇緩蝕劑防腐工藝。

（3）存在CO2腐蝕的油氣介質，應將工作溫度控制在60℃以內，規避高速腐蝕溫度區間。

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

[2]張穎，李春福，王斌.超臨界CO2對鋼材的腐蝕試驗研究[J].西南石油學院學報，2006，28（2）：92-96.

廢鍋煤氣化技術優勢將日趨明顯

氣流床技術代表著煤氣化技術發展到了一個新的高度，其熱回收方式分為廢鍋流程和激冷流程。據介紹，廢鍋流程的代表性技術有殼牌公司廢鍋技術、GE半輻射廢鍋、E-GAS的火管式廢鍋，具有熱效率高、副產的中/高壓蒸汽用途廣、能有效降低操作成本、一期建設投資高等特點。激冷流程代表性技術有西門子GSP爐、科林爐、多元料漿爐、對置四噴嘴、清華爐以及航天爐、寧煤爐、東方爐、五環爐、二段爐等，具有裝置流程簡單、投資省、煤種適應性更寬、運行更穩定、熱能效率低、副產的中壓蒸汽用途窄等特點。廢鍋流程雖然建設期投資高，但從運行成本、能效指標、經濟效益上來說，廢鍋流程比激冷流程優越。特別是國家對現代煤化工中能效指標、環保指標、CO2排放等要求越來越高情況下，廢鍋流程的優勢將越來越明顯。

目前已經具備成功運行經驗的廢鍋流程主要有殼牌干煤粉氣化技術、GE水煤漿氣化技術和西比埃（CB&I）公司E-Gas二段式水煤漿氣化技術。上述三種技術的廢熱鍋爐國產化進度不一。對于殼牌公司的干煤粉氣化技術目前正致力于裝備國產化，2011年以前除設備外殼在國內制造外，內件一直在國外制造。GE半輻射廢鍋，由于設計和制造難度較大，國內目前還沒有生產廠商，GE公司希望能在國內制造輻射廢鍋。E-Gas火管式廢鍋除熱管材料需要進口外，在設計和制造上并不存在技術難題，而CB&I公司也正在國內尋找合作伙伴。(高遠)

Analysis of the Corrosion of Gathering Pipeline in Gas Filed

Han Guoqiang Wang Chiyu Cheng Na

Piercing gradually occurs in the gathering pipeline of a gas filed because of pipeline corrosion. Analyzes the corrosion situation of the gathering pipeline in detail and puts forward corrective recommendations, which can provide references for the anti-corrosion measures of similar oil and gas gathering pipelines in the future.

Natural gas;Gas field,Gathering pipeline;Erosion;Galvanic corrosion

TQ 050.4+3

2014-09-11）

*韓國強，男，1984年生，工程師。庫爾勒市，841000。