凝析氣田管道腐蝕分析

彭　偉，唐　陽，曾　文（.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000；.中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司，四川 成都 6004）

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凝析氣田管道腐蝕分析

彭偉1，唐陽1，曾文2
（1.中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000；2.中國石油集團工程設計有限責任公司西南分公司，四川 成都 610041）

摘要：隨著勘探不斷深入，在新疆地區越來越多凝析氣藏被發現，并相繼進行開采。根據我國新疆地區某實際工程，分析出凝析氣田中集輸管道受到酸性介質含量、介質流態及焊接工藝所影響。并針對上述影響因素，提出了降低介質運行溫度、注入緩蝕劑、優化管道配管方式、適當減緩介質運行速率、定期內腐蝕檢測及內襯補強等防范措施。

關鍵詞：腐蝕；凝析氣田；管道

隨著勘探不斷深入，越來越多的凝析氣藏被發現，并相繼進行開采。全球共發現106個大型凝析氣田［1］，分布于全球70多個沉積盆地。

國外凝析氣田的開發已有 40～60年的歷史，我國發現凝析氣田的時間較晚，在20世紀60、70年代才相繼在四川、塔里木和渤海灣等盆地發現了一批凝析氣田［2］。

目前，塔里木地區的凝析氣田儲量居全國各氣田之首。本工程，結合新疆塔里木油田分公司塔中Ⅰ號凝析氣田中古8～中古17區塊及新疆庫車雅克拉氣田（YKL5～YKL14）各井場進行數據采集、并進行分析。

1　井場氣體組分及腐蝕狀況

1.1集氣管道內相關腐蝕氣體組分

中古各井集氣管道內氣體中二氧化碳含量為0.66%～0.93%，分壓在0.06 MPa之下，硫化氫含量為2.32～20.69 mg?m-3，分壓在0.20 kPa之下，含水量在1.79%～25.49%，其中ZG8、ZG10、ZG11、ZG12、ZG14為氫化鈣水型，ZG9、ZG13井為碳酸氫鈉水型，礦化度為15 973～16 002 mg/L，其具體參數見表1。雅克拉各井集氣管道內氣體二氧化碳含量為1.90%～4.10%，分壓在0.16～0.36 MPa之間，硫化氫含量為2.20～76.39 mg?m-3，分壓在0.32 kPa之下，含水量在0.06%～23.79%，礦化度為6 699～130 997 mg/L。水質為氯化鈣型，其具體參數見表2。

表1　管道內相關腐蝕氣體組分數據（一）Table 1　Related corrosion gas component in pipeline（1）

1.2腐蝕狀況

1.2.1焊縫腐蝕

管道焊縫處發現有小孔腐蝕，有少部分穿孔情況發生，迄今為止，雅克拉氣田已檢查出13次焊縫處穿孔情況。

表2　管道內相關腐蝕氣體組分數據（二）Table 2　Related corrosion gas component in pipeline（2）

1.2.2彎頭腐蝕

中古氣田目前出現多處彎頭腐蝕，腐蝕特點為蜂窩狀腐蝕坑。雅克拉腐蝕特點為彎頭內壁均勻減薄且較為光滑。

1.2.3直管段內壁底部腐蝕

井站內集氣管道內壁底部腐蝕區域呈溝狀分布，其中有YKL7井出現4處穿孔情況。

2　影響腐蝕原因

2.1酸性氣體影響

由于本文管道內硫化氫含量很低且分壓低于0.32 kPa，所以暫將其對管道的腐蝕性忽略不計。只針對集氣管道內二氧化碳的腐蝕性進行分析。二氧化碳在不同分壓情況下腐蝕等級如表3。

表3　不同分壓情況下CO2腐蝕等級Table 3　CO2corrosion rank in different partial pressureMPa

由表3可知，中古各井集氣管道內氣體中二氧化碳含量為0.66%～0.93%，分壓在0.06 MPa之下，屬于輕微腐蝕；雅克拉各井集氣管道內氣體中二氧化碳含量為 1.90%～4.10%，分壓在 0.16～0.36 MPa之間，屬于中度腐蝕和重度腐蝕。

由 ward公式對各井二氧化碳腐蝕速率進行計算［3］，其結果如表4。

由表2、表3、表4可見，雅克拉氣田各井二氧化碳分壓處于0.16～0.36 MPa之間，屬于中度腐蝕與重度腐蝕兩個腐蝕等級。

從表4也可以看出，雅克拉各井管道腐蝕速率也遠大于中古各井的集輸管道。其中YKL9、YKL10、YKL12較為嚴重。

2.2氣液兩相流流態影響

根據曼德漢水平管流體模型對中古及雅克拉各氣田集輸管道進行流態計算得出結果如表5。

表4　CO2腐蝕速率Table 4　CO2corrosion rate

表5　管道內氣液兩相流流態分析Table 5　Fluid state analysis of gas-liquid flow

由表5可知，中古氣田各井中，ZG8、ZG10、ZG12、ZG13、ZG14、ZG15、ZG17為層流；ZG9、ZG11、ZG16為沖擊流。雅克拉氣田中，YKL9、YKL11、YKL12、YKL13等單井管道內介質為層流，其余單井管道內介質為沖擊流。

就層流和沖擊流而言，沖擊流對于管道的腐蝕影響更嚴重。由于流體沖擊和腐蝕的聯合作用而引起的材料損傷即為沖擊腐蝕。下面就沖擊流對于彎頭所產生的沖擊腐蝕影響進行分析。

氣液兩項流在彎頭處主要發生的是空泡腐蝕和沖擊腐蝕［4］，如圖1所示。

圖1　彎頭內壁受介質沖擊受力及腐蝕示意圖Fig.1 Impact and corrosion about the inner wall of the elbow

當流體流到彎頭處時，彎頭內壁受到介質所帶來的剪切力和沖擊力。當管道內介質流速不變的情況下，彎頭所受到的剪切力也隨之不再變化，由沖擊力公式（1）得出，當沖擊角越大時，則液相介質沖擊力越大［5］。從而得出，彎頭曲率半徑越小，其攻角則越大，彎頭內壁受介質腐蝕程度越大。

其中：v— 段塞流速，m/s；

ρ— 段塞密度，kg/m3；

θ— 攻角，（°）。

2.3焊口焊接質量影響

由于管道內輸送介質具有腐蝕性，管道碰口處焊縫金屬的低溫韌性、抗裂性能、塑性及焊接缺陷等的發生率均會受到影響，主要表現為氫致開裂、硫化物開裂、電化學失重及其它形式的晶間腐蝕［6］。若在焊接過后，在管道內壁焊縫處出現凸出點，則會在介質流動時形成液擊現象，從而加重其附近區域腐蝕情況。所以焊縫處焊接工藝對管道腐蝕也具有很大的影響。

3　防范措施

3.1降低介質運行溫度

鑒于本文所列工程受二氧化碳腐蝕影響較大，而二氧化碳的腐蝕性受管道內介質運行溫度的影響較大。遂建議在不低于水露點的情況下適當降低管內運行溫度。經測算，中古氣田管道天然氣水露點為17 ℃，雅克拉氣田管道天然氣水露點為17.5 ℃。

3.2加注緩蝕劑

緩蝕劑的注入是目前集輸管道防腐措施的普遍做法，而且管道內介質流速越低，越有助于緩蝕劑在管道內均勻分布。針對含有硫化氫，硫，二氧化碳等腐蝕元素存在的氣田管道內常用的緩蝕劑品種有：除硫劑、咪唑啉型緩蝕劑、胺類緩蝕劑。對于雅克拉氣田，通常選用CT/TP2-19和CT/TP2-20兩種緩蝕劑。

3.3優化管道配管方式及介質運行流速。

由2.2節可知，當介質攻角越大時，沖擊力則越大，遂在設計階段，通過計算，在合理的情況下增大彎頭曲率半徑從而降低介質對管道的攻角。與此同時，降低管道內介質流動速率也有助于降低介質對管道內壁的腐蝕影響。

3.4定期巡檢并采取相應補強措施

定期對氣田集輸管道進行內腐蝕檢測。當管道內壁受腐蝕影響，出現局部變薄時可將管道內壁形成新內壁，永久修復管道，防止泄漏。具體做法如下：先徹底清理所有的腐蝕結垢。然后將一個長管型的浸泡環氧樹脂飽和的自硬化的襯片插入到管道中，輸入空氣壓力3 h左右，襯片在空氣壓力下膨脹緊貼腐蝕的管道內壁。固化后的襯片形成是完整的襯套，管道可重新投入使用。

參考文獻：

［1］楊德彬，朱光有，劉家軍.全球大型凝析氣田的分布特征及其形成主控因素［J］.地學前緣，2010（01）：22-25.

［2］李士倫.我國氣田、凝析氣田開發技術展望［J］.天然氣工業，1997，（1）：28-31.

［3］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.

［4］葉帆.介質流態對凝析氣集輸管道的腐蝕影響分析［J］.天然氣與石油，2009，12（27）：22-26.

［5］葉帆，高秋英.凝析氣田單井集輸管道內腐蝕特征及防腐技術［J］.集輸工程，2010，30（4）：96-101.

［6］陳洪杰，毛書軍.L360管焊縫的耐腐蝕性能［J］.石油化工腐蝕與 防護，2011，01（2）：40-42.

Corrosion Analysis of Pipeline in Gas Condensate Fields

PENG Wei1，TANG Yang1，ZENG Wen2
（1.PetroChina Southwest Oil&Gasfifld Company Shunan Gas Field，Sichuan Luzhou 646000，China；
2.PetroChina CPE-SW，Sichuan Chengdu 610041，China）

Abstract：More and more gas condensate fields are founded and explored with the deepening of the exploration.According to a practical engineering in Xinjiang，effect of acid medium，medium flow and welding technology on pipelines in the gas condensate fields was discussed.Based on the above factors，some measures for preventing pipeline corrosion were put forward：reducing the operating temperature，adding corrosive inhibiter into the pipeline，reducing flow rate，and so on

Key words：Corrosion；Gas condensate field；Pipeline

中圖分類號：TE 980

文獻標識碼：A

文章編號：1671-0460（2016）01-0189-03

收稿日期：2015-08-31

作者簡介：彭偉（1970-），男，工程師，2005畢業于中國石油大學石油工程專業，研究方向：油氣田開發及地面建設工程。