气田内部集输管道腐蚀分析

韩国强王赤宇 程娜

（中国石油塔里木油田分公司）

气田内部集输管道腐蚀分析

韩国强*王赤宇 程娜

（中国石油塔里木油田分公司）

气田内部集输管道因腐蚀而逐渐出现了管线刺漏。对集输管道腐蚀情况进行了详细的分析，提出了整改建议，可为今后类似的油气集输管道的防腐措施提供参考。

天然气 气田 集输管道 冲蚀 电偶腐蚀

迪那2气田是我国最大的凝析气田，具有地层压力高、温度高等特点。该气田于2009年6月建成并投产，但投产不足半年，气田管线就因腐蚀而逐步出现刺漏。腐蚀较严重的部位包括集气管线弯头、三通、变径处以及法兰等，且腐蚀的速度快、范围广，严重影响了气田的正常生产。

1 腐蚀问题

1.1 内部集输系统简介

迪那2气田采用单井集气，在气田中轴线设置集气干线。各井天然气在井口节流，未分离湿气就近进入集气干线，通过专用计量管道实现各单井分别在邻近的计量站进行轮换气液分离、计量。经计量的单井天然气与其余各井天然气在计量站汇合，气液混输至油气处理厂。其内部集输系统的特点是多种管材和防腐技术搭配使用。具体情况是：

（1）单井站内集气管线、管件、阀门采用22Cr双相不锈钢，利用材质防腐。

（2）集气支线及计量管道采用（L245+316L）双金属复合管，管件为316不锈钢，利用材质防腐。

（3）集气干线采用L415；支干线三通由两种材质组成，主管采用16MnR，支管采用316。

（4）计量站内集气管线、管件、阀门采用碳钢。

（5）三个计量站内加注缓蚀剂，保护集输系统碳钢管材。

1.2 腐蚀现状

迪那2气田内部集输系统（见图1）管道的腐蚀情况有以下特点：

（1）腐蚀部位均为碳钢管材。现场多次打开22Cr、316以及双金属复合管检查，均未发现明显腐蚀迹象。

（2）腐蚀速度快。首次发生腐蚀刺漏的单井管线投产不足半年，对应腐蚀速率为26 mm/a。

（3）腐蚀范围广、频次高。计量站内单井管线的弯管、三通、变径处以及法兰，集气干线的支干线三通、直管段，上述部位在投产3年的时间里累计发生刺漏20余次。

图1 迪那2气田内部集输系统示意图

2 腐蚀因素分析

2.1 CO2腐蚀

2.1.1 CO2分压影响

根据美国防腐蚀工程师协会资料，CO2分压在0.021～0.21 MPa之间为中等腐蚀，分压大于0.21 MPa为严重腐蚀[1]。迪那2气田CO2分压约为0.04 MPa左右，处于中度腐蚀区间。

2.1.2 环境温度影响

在低于60℃的低温条件下，腐蚀产物为FeCO3，形成的腐蚀产物膜疏松且附着力差，无保护性，腐蚀表现形式为均匀腐蚀。60～110℃之间，产生厚而疏松的FeCO3，有一定的保护性，腐蚀速率最高且腐蚀表现形式主要为局部腐蚀。在大于150℃的高温环境下，金属表面产生薄而致密的FeCO3及Fe3O4，腐蚀速率较低[2]。迪那2气田内部集输管道介质温度在60～90℃之间，处于高速腐蚀温度区间，极易发生局部腐蚀。

2.2 流速

根据现场经验，气液两相混输工艺的设计流速一般控制在3～7 m/s，最高不应超过9 m/s（超过后缓蚀剂附着性能迅速降低，影响缓蚀效果）。介质流速过高会对管壁造成冲蚀，多发生在流动方向发生突变的部位（如弯头、三通、变径处等）。根据标准API RP 14E（近海生产平台管道系统的设计和安装）给出的经验公式计算得到，碳钢管线临界冲蚀速度VM为11.5 m/s。式中C为常数，碳钢管材推荐C=100；ρM为介质混合密度。

迪那2气田45%单井介质流速超过9 m/s，30%单井支线介质流速超过11.5 m/s；迪那2-1计量站至油气处理厂之间集气干线介质流速最高时达到9.5 m/s。由于介质流速过高，缓蚀剂使用效果不佳，个别部位管线甚至发生了严重的冲蚀，如图2～图5所示。

图2 单井管线弯管（碳钢）

图3 单井管线变径处（碳钢）

2.3 Cl-腐蚀

在Cl-浓度较高时，Cl-通过破坏腐蚀产物膜降低了其对金属基体的保护能力，从而起到了加速腐蚀的作用。迪那2气田目前处于开采初期，尚未大量采出地层水，日产水约80 t，且大多以饱和凝析水的形式存在于内部集输系统中。各单井水样Cl-含量多在7000 mg/L以下，仅有3口井水样Cl-含量超过20 000 mg/L。所以，Cl-不是造成目前内部集输管道腐蚀的主要因素。

2.4 流态扰动影响

如前面第2.1.2条所述，在当前迪那2气田内部集输管道工作温度范围内，CO2腐蚀会在管道内壁形成一层厚而疏松的FeCO3保护膜。在层流状态下，由于流态稳定，这层疏松的FeCO3可以起到一定的保护作用，避免对管道的进一步腐蚀。现场表现为均匀腐蚀，且腐蚀较轻。在紊流状态下，由于流态不稳定，这层疏松的FeCO3保护膜会被冲刷破坏；同时，紊流状态还会影响缓蚀剂的附着性能，破坏原有的缓蚀剂保护膜。现场表现为局部腐蚀，且腐蚀较严重。

迪那2气田内部集输管道中流态变化最大的部位在支干线三通处。单井来气和生产汇管来气在三通处相汇，两股流体混合后流态发生变化，形成一个紊流区域，产生不良的影响。具体表现为下述两个方面：

（1）缓蚀剂保护膜断层。迪那2气田在3个计量站加注缓蚀剂保护碳钢材质的内部集输干线；单井支线采用材质防腐（22Cr、双金属复合管），不加注缓蚀剂。如图6所示，自支管与主管焊缝起，在三通主管下游管线约7点～11点（类似于时钟）方向上会存在一处区域没有缓蚀剂保护，极易发生局部腐蚀。分析认为，该缓蚀剂保护膜断层区域长度应与支线流速成反相关，需对支线流速相对较低的井加强类似位置壁厚检测。图3所示的刺漏部位正处于该区域。

图4 集气支干线三通（两种材质）

图5 支干线三通下游直管内壁（碳钢）

图6 支、干线三通处流态变化

（2）涡流冲蚀。由于支、干线来流压力很高，流速也较快，两股流体混合后易形成离心涡流，如图7、图8所示。这将会破坏原管壁已经生成的腐蚀产物膜，并大大降低缓蚀剂附着性能，从而造成下游管线形成严重的局部腐蚀。

图7 支、干线三通处速度云图

图8 支、干线三通处湍流云图

2.5 异种金属电偶腐蚀

迪那2气田集气干线材质L415，集气支线采用双金属复合管（基管L245，衬管316L）。单井集气支线与集气干线交汇处三通采用焊接，主管为16Mn，支管为316，属异种金属焊接。支、干线三通处结构如图9所示。

通常异种金属连接时，为避免严重的电化学腐蚀，要求电位差小于0.05 V。考虑到16Mn和L415、316和316L各自之间电位差值很小，由图10可知，迪那2气田集气支、干线三通处两种金属电位差值达到0.275 V，远超过要求值，有着很强的电化学腐蚀倾向。现场三通刺漏位置也正处于异种金属电偶腐蚀区域。

图9 支、干线三通

图10 316L、L415开路电位

3 结论与建议

3.1 结论

由上述腐蚀原因分析可知：管输温度偏高、介质流态突变、流速较快、异种金属间电化学腐蚀是造成迪那2气田内部集输管道腐蚀的主要原因。因此，目前现场已经从以下两方面开展了整改工作：

（1）对流速过快的单井进行调产，将介质流速控制在合理范围内。

（2）统一内部集输管道中过流元件的材质，彻底解决异种金属电偶腐蚀问题。将计量站内管线、阀门由碳钢更换为不锈钢316；将集气干线和支、干线三通均更换为双金属复合管材料（内衬316L）。

3.2 建议

（1）在同一个油气集输、处理系统内，应尽量保持材质、防腐工艺的统一。

（2）在流速较高、流态变化较大的场合，慎重选择缓蚀剂防腐工艺。

（3）存在CO2腐蚀的油气介质，应将工作温度控制在60℃以内，规避高速腐蚀温度区间。

[1]蒋东辉，温艳军，赵建彬.牙哈凝析气田腐蚀状况及对策[J].天然气工业，2008，28（10）：101-104.

[2]张颖，李春福，王斌.超临界CO2对钢材的腐蚀试验研究[J].西南石油学院学报，2006，28（2）：92-96.

废锅煤气化技术优势将日趋明显

气流床技术代表着煤气化技术发展到了一个新的高度，其热回收方式分为废锅流程和激冷流程。据介绍，废锅流程的代表性技术有壳牌公司废锅技术、GE半辐射废锅、E-GAS的火管式废锅，具有热效率高、副产的中/高压蒸汽用途广、能有效降低操作成本、一期建设投资高等特点。激冷流程代表性技术有西门子GSP炉、科林炉、多元料浆炉、对置四喷嘴、清华炉以及航天炉、宁煤炉、东方炉、五环炉、二段炉等，具有装置流程简单、投资省、煤种适应性更宽、运行更稳定、热能效率低、副产的中压蒸汽用途窄等特点。废锅流程虽然建设期投资高，但从运行成本、能效指标、经济效益上来说，废锅流程比激冷流程优越。特别是国家对现代煤化工中能效指标、环保指标、CO2排放等要求越来越高情况下，废锅流程的优势将越来越明显。

目前已经具备成功运行经验的废锅流程主要有壳牌干煤粉气化技术、GE水煤浆气化技术和西比埃（CB&I）公司E-Gas二段式水煤浆气化技术。上述三种技术的废热锅炉国产化进度不一。对于壳牌公司的干煤粉气化技术目前正致力于装备国产化，2011年以前除设备外壳在国内制造外，内件一直在国外制造。GE半辐射废锅，由于设计和制造难度较大，国内目前还没有生产厂商，GE公司希望能在国内制造辐射废锅。E-Gas火管式废锅除热管材料需要进口外，在设计和制造上并不存在技术难题，而CB&I公司也正在国内寻找合作伙伴。(高远)

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）

*韩国强，男，1984年生，工程师。库尔勒市，841000。