淺析某新建高含硫濕天然氣采氣管線的內防腐措施

西南石油大學石油與天然氣工程學院（四川成都610500）

淺析某新建高含硫濕天然氣采氣管線的內防腐措施

周小梅，施 權，黃 興，陳 堅，范張川

西南石油大學石油與天然氣工程學院（四川成都610500）

分析了濕天然氣采氣管線的內防腐的現(xiàn)狀、危害程度、主要影響因素，并結合某高H2S、CO2、Cl-、高產、高溫、高壓氣田濕酸性天然氣采氣管線的工程實例，闡述了在酸性環(huán)境中為避免管線因硫化物而引起應力開裂時如何選取合適的管材并輔助合適的電化學腐蝕控制措施，以及流速控制加注緩蝕劑、加強管道的腐蝕監(jiān)測和定點壁厚檢測等內腐蝕控制措施，最后得出對于存在H2S-CO2-Cl-腐蝕環(huán)境的新建采氣管線采用緩蝕劑＋碳鋼的綜合防腐措施效果最好，不僅可以保證管道使用壽命，腐蝕速率也由原來的≤0.06mm/a降低到≤0.045mm/a。

高含硫濕天然氣；酸性天然氣；內腐蝕；采氣管線；標準

伴隨著石油天然氣工業(yè)的開發(fā)進程加快，含H2S、CO2、Cl-等多種腐蝕介質的油氣田相繼出現(xiàn)，腐蝕問題成為開發(fā)油氣井所關注的主要問題之一。目前腐蝕控制方法主要分為內腐蝕和外腐蝕，但在實際工作中，對內腐蝕不夠重視，采取的內防腐措施也比較少，油氣田會因內腐蝕控制不好造成重大經濟事故、災難性事故等問題。腐蝕主要原因可以概括為：①溫度和分壓對腐蝕速度的影響；②氣體的腐蝕，主要有H2S、CO2、Cl-等酸性氣體；③管材的選取不當；④管內流體的流速控制不當?shù)仍斐傻母g[1]。

某新建原料氣采氣管線3.6km，線路管道運行溫度≤50℃，壓力為8.5MPa，該地區(qū)年平均氣溫18℃，采氣管線的原料氣中含有H2S、CO2，其中H2S含量為4.58~11.19g/m3，CO2含量為31.40～59.10g/ m3。現(xiàn)有的水分析資料顯示氯離子含量為5 527~74 000mg/L，氣田井口一級節(jié)流后的溫度為65~81℃，壓力34MPa，一級節(jié)流與二級節(jié)流之間的管道CO2分壓最高可達1.1MPa，接觸濕天然氣的碳鋼材料面臨H2S、CO2、Cl-腐蝕。由此可見除了做好外防腐之外，內防腐也成了一個必要的防護措施。

1 內腐蝕主要影響因素分析

1.1 管材影響

在H2S、CO2、Cl-腐蝕環(huán)境下，碳鋼和低合金鋼的腐蝕破壞主要分為兩類：一類是環(huán)境開裂；另一類是電化學腐蝕。環(huán)境開裂的主要表現(xiàn)為H2S引起的各種損傷，如硫化物應力開裂（SSC）、氫誘發(fā)裂紋(HIC)和氫鼓泡等。電化學腐蝕主要表現(xiàn)為H2S、CO2、Cl-體系下的電化學腐蝕。

1.2 溫度和分壓對腐蝕速度的影響

高含硫氣田天然氣中含有大量的H2S、CO2，分壓相同時，天然氣溫度與腐蝕速率成正比。當溫度低于60℃時，均勻腐蝕，腐蝕速率較小；當溫度為60～110℃時，局部腐蝕，腐蝕速率較大；當溫度高于120℃時，腐蝕速率很低。另外，腐蝕速率取決于CO2氣體的分壓，分壓影響電化學反應速度快慢。當CO2氣體的分壓高于0.21MPa時，發(fā)生腐蝕。

1.3 氣體腐蝕

氣體的腐蝕主要來源于H2S、CO2，有機硫具有較強的腐蝕性，會導致管材嚴重腐蝕、硫化物應力開裂(SSC)和氫誘發(fā)裂紋（HIC）,CO2腐蝕主要分為蝕坑、臺面侵蝕和流動誘導局部腐蝕。

1.4 管輸流速設計不當

當管輸流速較快時，腐蝕速度會加劇，對各種設備的腐蝕破壞就會變得嚴重；而當流速過慢時，管道底部會有液體滯留，導致水線腐蝕、垢下腐蝕、局部腐蝕破壞。

2 內防腐措施

2.1 管線材質選擇

該管線輸送介質為含硫濕天然氣，防腐蝕方案為緩蝕劑+碳鋼，鋼管應符合標準GB/T 9711、ISO 15156、SY/T 0599、GB/T 20972等相關標準的要求。

根據標準ISO 15156、GB/T 20972和ST/Y 0599,考慮到采氣管線處在酸性環(huán)境，應考慮硫化氫可能引起的開裂。因此，采氣管線和集氣管線的材質應具有良好的抗硫性能。通常，通過控制材料的硬度、顯微組織、化學成分、熱處理狀態(tài)使其具有抗硫性能。隨著材料強度級別的提高發(fā)生硫化物應力腐蝕的危險性變大，與強度有密切聯(lián)系是材料的硬度，為防止硫化物應力腐蝕失效，酸性天然氣環(huán)境中碳鋼和低合金鋼材料的硬度控制為≤22HRC(250HV10)。同時應考慮碳鋼和低合金鋼發(fā)生氫誘發(fā)裂級（HIC）的可能性，對材料的化學成分、晶粒度以及非金屬夾雜的含量等加以控制。除正確的選用管材外，焊接材料和焊接工藝的確定也是極其重要的。因此，除了采用優(yōu)質的抗硫管材也要保證焊接金屬的機械性能與母材的匹配。考慮到本工程輸送介質為含硫天然氣，H2S含量為10～15g/m3，且未經脫水，屬于酸性環(huán)境的SSC3區(qū)。而管道輸送壓力較高的原料氣，且小管徑，因此本工程采氣管線采用L360QS材質管線。

2.2 采氣管線腐蝕控制措施

濕天然氣中含水及H2S、CO2，應采用必要的預防和控制腐蝕措施，確保其生產運行的安全可靠。

1）為避免水和污物聚集在管道內，氣體流速應控制在較小腐蝕的范圍內。流速的上限應考慮控制管道內天然氣流速不能超過管道的侵蝕流速。一般管線內氣體流速控制在3～6m/s，減小管線積液，減小氣體對管線的腐蝕。

2）管道訂貨應提出管道材料的化學成份中有害元素含量的最低允許值、力學性能、抗SSC和HIC性能的要求；采氣和集輸管道訂貨的技術條件遵照GB/T 9711-2011《石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管》中酸性環(huán)境用鋼管的要求及含硫的相關標準[2]。

3）工程施工中的焊接抗硫性能、硬度要求，應符合GB/T 27866-2011的相關規(guī)定。

4）向采氣管線加注防止H2S、CO2腐蝕的緩蝕劑，以保護地面設施、管線。本工程已采用碳鋼＋緩蝕劑的綜合防腐措施，可以保證管道使用壽命。

2.3 一級節(jié)流至二級節(jié)流管段的腐蝕控制措施

該新建高含硫濕天然氣采氣管線井口一級節(jié)流后的溫度大約在65～81℃，壓力為34MPa，一級節(jié)流與二級節(jié)流之間的管道CO2分壓最高可達1.1MPa，當溫度超過60℃，CO2腐蝕會變得顯著增加。如果該采氣管線采用加注緩蝕劑來控制管道內部的電化學腐蝕，高溫管段內腐蝕控制的關鍵取決于緩蝕劑在高溫工況環(huán)境下的緩蝕劑效果。針對本工程特點，高溫緩蝕劑的篩選是一個難點，需要開展專門的篩選研究工作。根據以往的經驗，高溫緩蝕劑的篩選通常十分困難，即便是篩選出合格的高溫緩蝕劑，其價格通常也較為昂貴。對于一級節(jié)流至二級節(jié)流之間的管段，無法實現(xiàn)緩蝕劑預膜，該管段的緩蝕劑通常采用連續(xù)加注方式，為了保護一級節(jié)流至二級節(jié)流之間的管段，緩蝕劑加注點必須設置在一級節(jié)流閥前，因此，緩蝕劑加注泵的壓力要求很高。同時，緩蝕劑在現(xiàn)場的緩蝕劑效果還受加注工藝影響，特別是緩蝕劑霧化效果，而緩蝕劑的霧化效果主要取決于泵壓與管內壓力的壓差，考慮加注點設置在一級節(jié)流閥前，管內壓力已經很高，因此，緩蝕劑加注過程中的霧化效果可能會受到影響。綜合以上分析，對于一級節(jié)流至二級節(jié)流的管段，采用碳鋼+緩蝕劑方案存在安全風險[3-4]。

通過以上分析，對于高含H2S、CO2、Cl-的采氣管線用碳鋼+緩蝕劑方案存在安全風險，因此接觸高溫工況濕氣介質的材質推薦采用耐蝕合金進行內腐蝕控制。耐蝕合金材質如果選擇奧氏體不銹鋼（如304、316），在高溫、高氯離子工況條件下，存在較高的氯化物應力腐蝕開裂風險，不能滿足要求；如果選用雙相不銹鋼（如22Cr、25Cr），在含H2S環(huán)境下，存在較高的硫化物應力腐蝕開裂風險，也不能滿足標準要求；如果耐蝕合金材質選擇鎳基合金（如825、625、C-276），根據國內外文獻資料和工程實踐經驗，選擇這些鎳基合金均可以滿足高含H2S、CO2、Cl-、高溫耐腐蝕性能要求。相比較而言，C-276耐蝕性能最好，價格也最為昂貴；625耐蝕性能次之，價格也較C-276低；825耐蝕性能不如C-276和625優(yōu)異，但其價格較C-276和625更經濟。綜合經濟和材料耐蝕性能，推薦接觸高溫濕氣的材質選擇625合金。

2.4緩蝕劑的選擇及加注量

緩蝕劑的技術要求應滿足：

1）實驗室腐蝕失重掛片的腐蝕速率≤0.076 mm/a，且無點蝕發(fā)生。

2）連續(xù)加注緩蝕劑宜采用水溶性緩蝕劑或油溶水分散性緩蝕劑，預膜宜采用油溶性緩蝕劑。

3）緩蝕劑必須與氣田水、水合物抑制劑等具有良好的化學配伍性。

新建的高含硫濕天然氣管線緩蝕劑連續(xù)加注量按照0.5L/104m3計算,預膜緩蝕劑用量按照0.076mm成膜厚度進行計算。緩蝕劑預膜加量計算公式見式（1）：

式中：V為緩蝕劑用量，kg；S為集輸管線內表面的表面積，m2；L為集輸管線長度，m；ρ為緩蝕劑密度，kg/m3。

緩蝕劑的加量應根據特性、井況、生產情況、防腐的要求以及腐蝕監(jiān)測數(shù)據等，隨時調整[5-6]。

2.5 腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)

對于高含硫濕天然氣采氣管線建議采用在線監(jiān)測和常規(guī)腐蝕監(jiān)測措施，在線腐蝕監(jiān)測能夠提供大量、快速的腐蝕信息，但這并不能完全代表整個管線、設備的腐蝕狀況，因此，需要與一些常規(guī)的方法如無損檢測、目視檢測等結合起來，以全面地掌握氣田的腐蝕狀況[4，6]。具體如下：

1）失重腐蝕掛片。腐蝕掛片需要暴露在介質中一段時間后才能取出進行評價，適合于監(jiān)測整個暴露周期內的平均和局部腐蝕。

2）電阻探針。這種監(jiān)測方法都是實時監(jiān)測，可以用于評價緩蝕劑的保護效果。電阻探針測量的是累積的金屬損失，用于計算平均腐蝕速率。探針可以用于導電的、非導電的液體和氣體中。

3）超聲波壁厚測量。用來測量管道或容器的剩余壁厚，超聲波檢測技術的適用性比較強。在管道和容器上測量的位置要有明顯的記號，這樣在下一次測量時可以找到相同的位置，進行定期的測厚檢測、對比。管道內腐蝕檢測點（超聲波測厚）宜選擇在緊鄰截流閥后的管段、彎頭、三通和處于低洼地段的管道，容器的內腐蝕檢測點宜選擇在進出口氣四周、氣液交界面、積液包等位置。

4）水分析。定期地對氣井的產出水進行分析，以確定氣田水的產出量以及水中的離子含量。特別是對pH的定期測量，因為溶液的pH值是影響管道或容器腐蝕速率的重要因素。同時，需定期對分離器排出污水進行分析，如果存在微生物，則應加注殺菌劑，殺菌劑類型和加注量應通過后期分析確定。

5）智能清管。采用智能清管可以進行全線檢測，通過漏磁法或超聲波檢測法檢測管道的局部腐蝕和均勻腐蝕情況。

3 結論

1）天然氣集輸管道中CO2、H2S的分壓分別為1.1MPa，0.5MPa，Cl-含量為5 527~74 000mg/L，且氯離子在酸性環(huán)境中形成的鹽酸濃度較大時會破壞鈍化膜，且無法修復，由于CO2、H2S及Cl-的存在形成CO2、H2S、Cl-腐蝕，腐蝕速率監(jiān)測結果為0.06mm/a。

2）根據實驗結果，采氣管線選擇L360QS，向采氣管線加注防止H2S、CO2腐蝕的緩蝕劑＋碳鋼的綜合防腐措施，以保證管道使用壽命等，使腐蝕速率由原來的≤0.06mm/a降低到0.045mm/a。

天然氣集輸管道輸送壓力較高，為了輸送安全對于高含硫氣體管道采用的鋼管和管件應具有良好的抗硫化物應力開裂、抗氫致開裂和良好的焊接性能。選擇碳鋼管道時應充分考慮其抗硫性能，同時還應輔助合適的電化學腐蝕控制措施。原料氣管線選擇符合GB/T 9711-2011要求的酸性環(huán)境用鋼管，避免酸性環(huán)境中的硫化物應力開裂。同時還應輔助合適的電化學腐蝕控制措施，內腐蝕控制應滿足GB/T 23258-2009標準的要求。碳鋼耐電化學腐蝕能力差，采用碳鋼必須考慮腐蝕裕量，并通過采取加強清管、控制流速、加注緩蝕劑等內腐蝕控制措施來減緩管道的電化學腐蝕，同時，還應加強管道的腐蝕監(jiān)測和定點壁厚檢測。

[1]王晨宇.高含硫氣田防腐技術淺談[J].中國石油和化工標準與質量,2013,33（7）:42.

[2]全國石油天然氣標準化技術委員會.石油天然氣工業(yè)管線輸送系統(tǒng)用鋼管:GB/T 9711-2011[S].北京:中國標準出版社,2011.

[3]廖仕孟.高含硫氣田地面集輸建設的實踐和認識[J].天然氣工業(yè),2008,28（4）：5-8.

[4]邊云燕，郭成華.高含硫氣田地面集輸工藝技術的新發(fā)展[J].天然氣與石油，2006，24（5）:28-31.

[5]宋建建,劉建忠,韓永強.淺談高含硫氣田的集輸工藝技術[J].油氣田地面工程,2009,28(3):37-38.

[6]朱向麗.高含硫氣田地面集輸系統(tǒng)防腐技術綜合應用淺析[J].中國安全生產科學技術,2012,8(6):139-142.

本文編輯：王梅

The present situation,the damage degree and the main influencing factors of internal corrosion protection of wet natural gas pipeline are analyzed.Taking the sour natural wet gas pipeline in a high H2S,CO2and Cl-content,high-production,high-temperature and high-pressure gasfield as an example,it is expounded how to select the material of the pipeline and the suitable electrochemical corrosion control measures in order to avoid the stress cracking caused by sulfideof the pipeline,and how to select the internal corrosion control measures such as controlling the flow speed of natural gas,adding corrosion inhibitor,strengthening the corrosion monitoring and wall thickness detection of the pipeline,etc.Finally it is held that,for the natural gas pipeline newly constructed in the corrosion environment with H2S,CO2and Cl-,the corrosion prevention measures of“corrosion inhibitor+carbon steel”is of the best anti-corrosion effect,it not only can guarantee the service life of the pipeline,but also reduce corrosion rate from original less than or equal 0.060 mm/a to less than or equal to 0.045 mm/a.

high-sulphur wet natural gas;sour natural gas;internal corrosion;gas pipeline;standard

2015-08-26

周小梅（1986-），女,主要從事安全方面的研究。