高含硫气田A333管材腐蚀情况及防护措施

申乃锋,蒋光迹,苏孔荣,王庆潮

(中原油田普光分公司 采气厂,达州 636156)



高含硫气田A333管材腐蚀情况及防护措施

申乃锋,蒋光迹,苏孔荣,王庆潮

(中原油田普光分公司 采气厂,达州 636156)

参考NACE TM0284-2003和NACE TM0177-2005标准,通过室内HIC和SSC试验研究了普光气田集气站用管线A333管材的腐蚀行为。结果表明：A333管材可以适应普光高含硫工况。深入分析了A333管线腐蚀发生的原因，总结得出放空及排污管线腐蚀破坏的主要类型有静态H2S-CO2液相腐蚀、气液交替侵蚀、元素硫沉积垢下腐蚀和氯化物腐蚀。通过在线腐蚀监测技术，在对放空及排污管线的综合腐蚀状况分析的基础上,提出增加吹扫口、定时排液等方法减缓管线腐蚀，有效控制了由于积液、沉积物等造成的局部腐蚀。

高含硫气田；A333钢；腐蚀；放空排污管线；防护

普光气田是目前为止国内规模最大的高含硫气田，天然气中高含H2S气体，在有水存在时，会对地面集输系统的金属管道和设备产生较严重的腐蚀，对压力管道和设备造成巨大破坏[1-3]。普光气田集气站的放空及排污管线材质为A333钢，放空及排污位置主要有井口区、分支管区、加热炉、计量分离器等部位，管线规格主要有φ60.3 mm×6.3 mm、φ88.9 mm×8.0 mm、φ114.3 mm×8.8 mm等。在生产过程中，发现放空管线部分位置腐蚀严重，影响集气站的安全生产。本工作分析了腐蚀原因并探讨了解决措施，有效减缓了高含硫气田A333管材的腐蚀问题。

1　A333管材评价

1.1材料的化学成分及力学性能

A333钢的化学成分(质量分数)为：wC≤0.20%,wSi≥0.10%,wMn≤1.35%,wP≤0.015%,wS≤0.003%;力学性能如下：屈服强度≥240 MPa,Rm≥415 MPa,屈强比≤90%,断后伸长率(A)≥22%。

1.2材料的耐蚀性

材料的氢致裂纹(HIC)性能评价方法参考标准NACE TM0284-2003《管道、压力容器抗氢致开裂钢性能评价》的试验方法。试验条件如下:H2S分压为1.5 MPa,CO2分压1.0 MPa,总压10 MPa,硫的质量浓度为1 g/L,转速800 r/s(4.0 m/s),溶液pH≤3.5,试验周期96 h,试验温度50 ℃,氯离子质量浓度50 000 mg/L；试件数量为每组3个试件。试验后，管材满足以下条件视为合格：裂纹敏感率(rCL)≤15%，裂纹长度率(rCT)≤5%，裂纹厚度率rCS≤2%，任一裂纹的最大长度≤10 mm。

硫化物应力开裂(SSC)试验采用四点弯曲试件，参考NACE TM0177-2005标准进行试验。图1为现场所用试件及四点弯曲加载示意图。

(a)　加载图

(b)　现场试件图1　现场所用试件及四点弯曲加载图Fig. 1　The specimen used in test (a) and load schematic for 4-point bending (b)

试验条件如下：氯离子质量浓度为50 000 mg/L,试件数量为每组3个试件；试验加载应力80% SMYS；H2S分压1.5 MPa；CO2分压1.0 MPa；总压10 MPa；转速800 r/s(4.0 m/s)；元素硫质量浓度为1 g/L；溶液pH≤3.5；试验周期720 h；试验温度50 ℃。

试件的受拉伸面在低倍显微镜下放大10倍进行检查，试件受拉伸面无SSC裂纹视为合格。

室内试验研究结果表明， A333管材能够满足HIC和SSC试验的评价标准，普光气田投产5 a来，A333管材现场使用过程中，没有发现氢致鼓包和应力腐蚀开裂现象。综合说明A333管材适应普光高含硫气田的酸性环境。

2　腐蚀原因分析

高含硫气田集输系统腐蚀主要为电化学腐蚀[4-5]，放空及排污管线腐蚀破坏主要发生在积液的弯管段，易沉积腐蚀产物及污物的某些滞流区和死角，腐蚀破坏多为点蚀和缝隙腐蚀，弯管段易受磨损腐蚀。对现场所用A333管材的腐蚀产物进行能谱分析发现,腐蚀产物中除了氧元素，还含有较多的氯、硫元素。A333管材目前发生腐蚀的部位均位于管线底部、盲端等宜积液的位置，可以判断管线中静态水的存在是造成普光气田A333管材腐蚀的主要原因。根据工况与介质的不同，腐蚀原因主要有四种类型。

2.1静态H2S-CO2液相腐蚀

液相中H2S电离出H+和S2-，H+得电子成H，Fe失电子成Fe2+，与S2-生成FexSy，引发严重的局部腐蚀，见图2。腐蚀主要发生在排污管长期积液部位。

图2　静态H2S-CO2液相腐蚀Fig. 2　Static liquid H2S-CO2 corrosion

H2S水溶液对碳钢的腐蚀电化学反应过程,见式(1)～(4)：

(1)

(2)

(3)

(4)

硫化铁腐蚀产物附着于碳钢表面，作为阴极与钢基构成一个腐蚀电池，继续对碳钢进行腐蚀。在不同H2S含量、pH、温度条件下，生成的腐蚀产物FexSy膜结构性质也不同，将导致管材腐蚀速率的减缓或加速。

钢铁在CO2水溶液中的腐蚀电化学反应过程见式(5)～(11)：

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

CO2的存在加速了阴极反应速率，使铁不断被腐蚀。增加任何能使CO2在水中溶解的条件(如压力、温度)都能增加腐蚀速率。

2.2气液交替侵蚀

当在管道弯头或低点处形成积液，高速气流通过弯头或管道低点时，气流方向将发生改变，局部阻力增大，使得气流形成湍流，并带动管内的积液发生强烈的湍动，此时，气流与积液共同作用，造成气液相冲刷腐蚀。由于湍流使管内积液发生搅动，管壁与积液接触更为频繁，内表面不断被高速气液相交替冲击，不断冲刷掉已形成的保护膜或者腐蚀产物，交替往复，使得局部腐蚀加重，见图3。腐蚀主要发生在放空管道积液段气液界面。

图3　气液交替侵蚀Fig. 3　Alternative corrosion of gas and liquid

2.3元素硫沉积垢下腐蚀

硫沉积提供了垢下缝隙等闭塞环境，元素硫歧化反应生成H2S和H2SO4，在有水的情况下，发生严重的局部腐蚀，多个坑蚀发育后连片成溃疡状，严重时出现点面结合的大面积腐蚀减薄,见图4。腐蚀主要发生在容器底部、管线结垢处。

图4　元素硫沉积垢下腐蚀Fig. 4　Elemental sulfur deposition under-deposit corrosion

硫沉积垢下腐蚀的基本反应过程见式(12)～(13)：

(12)

(13)

2.4氯化物腐蚀

管线酸性积液随着天然气的吹扫产生水的闪蒸和自挥发，Cl-含量增加，静态条件下加剧H2S-CO2的局部腐蚀，最终形成穿孔、局部减薄特征，腐蚀主要发生在放空管线。

3　A333管材腐蚀现状

3.1井口放空管线

井口放空管线的原尺寸为φ88.9 mm×4.5 mm，工艺流程图见图5。投产生产后，通过超声检测技术对井口放空管线进行检测，该管线在G1点处存在一个较深腐蚀坑，腐蚀坑处壁厚仅为3.3 mm。

图5　井口放空管线工艺流程图Fig. 5　Process flow chart of well vent pipe

3.2计量分离器至酸液缓冲罐排污管线

排污管线以计量分离器至酸液缓冲罐排液的管线为例，管线原尺寸为φ114.3 mm×5.0 mm，工艺流程见图6。超声检测技术结果表明,G1点处管线存在麻点状腐蚀坑，且部分腐蚀坑较深，点位置最小壁厚仅为1.9 mm，随时可能出现管线穿孔。

图6　计量分离器至酸液缓冲罐流程图Fig. 6　Flow chart of metering separator to acid buffer tank

4　防腐措施及效果

针对普光气田排污、放空管线积液处腐蚀减薄、穿孔等问题，采用原材质管线更换的方法。目前已更换P101、P105等4个站场排污管线(A333)22处，共285 m；更换P101、P105等5个站场放空管线(A333)11处，共140 m。通过分析高含硫气田的生产特点，为延缓A333管材的腐蚀情况，采取了以下几种措施[6-10]。

4.1放空管线增加吹扫口

干燥的硫化氢气体腐蚀性较小，一旦硫化氢气体在潮湿环境中，腐蚀性将急剧增加。对于放空管线，在管线易残留液体的区域增加吹扫口，每次管线进行放空后，通过吹扫口使用纯净的天然气对放空管线进行吹扫。现场试验结果表明，放空口增加吹扫口可以减缓管线腐蚀。集气站改造实施后，腐蚀情况得到了有效控制[11-12]。

4.2放空管线定期排液

对A333管道进行改造形成倾角，对于低点积液，在低点处设置排污口，集气站定期排液，排液位置包括生产分支管、计量分支管等，防止排污管线存积液，在管道低部位增加管线排液口，避免管线内积液，减缓腐蚀。

4.3定期加注缓蚀剂

制作简易加注装置，通过低部位排液口对管道定期加注缓蚀剂，利用吹扫气携带缓蚀剂对管道内壁进行保护，控制腐蚀[13]。

4.4定期进行壁厚检测工作

根据高含硫集气站的运行特点，每两年对集气站进行全面检维修作业，对放空及排污管线进行定期检测，根据检测结果，及时更换腐蚀超标的管线。在日常生产运行过程中，对重点或易腐蚀部位进行重点监测，及时掌握腐蚀情况，确保设备、设施处于安全受控状态[14-15]。

5　小结

针对放空管线和排污管线A333管材腐蚀，普光气田已经摸索建立了一系列腐蚀综合防护方法，合理运用各种方法，规范管理，对减缓管线腐蚀有了显著效果。本工作通过对放空排污管线进行在线监测，对放空及排污管线的综合腐蚀状况进行分析，研究腐蚀原因，探讨解决措施，从而有效控制积液、沉积物等造成的局部腐蚀。

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Corrosion Condition and Protective Measures of A333 Pipe in a High Sulfur Gas Field

SHEN Nai-feng, JIANG Guang-ji, SU Kong-rong, WANG Qing-chao

(Puguang Gas Production Plant, Zhongyuang Oilfield Company, Dazhou 636156, China)

Corrosion behavior of A333 pipeline steel in Puguang gas field was investingated by indoor tests of HIC and SSC according to the standards NACE TM0284-2003 and NACE TM0177-2005. The results show that A333 can be used in high sulfur condition. The corrosion reasons of A333 pipeline were deeply analyzed and the main corrosion types were summarized as follow: static liquid H2S-CO2corrosion, alternative corrosion of gas and liquid, elemental sulfur deposition under-deposit corrosion and chloride corrosion. By on-line corrosion monitoring technology, combined with the analysis of the comprehensive corrosion condition about the blow and sewage pipelines, the methods of increasing the blowing mouth and termly draining liquid to slow down the corrosion were proposed. The localized corrosion caused by effusion and sediment was controlled effectively.

gas field with high sulfur content; A333 steel; corrosion; blow and sewage pipeline; protection

10.11973/fsyfh-201605017

2015-03-23

申乃锋(1978-)，工程师，本科，从事油气集输及设备防腐的相关工作，15881861218，pgcqqsnf@163.com

TG174

B

1005-748X(2016)05-0430-04