浅析某新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施

西南石油大学石油与天然气工程学院（四川成都610500）

浅析某新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施

周小梅，施 权，黄 兴，陈 坚，范张川

西南石油大学石油与天然气工程学院（四川成都610500）

分析了湿天然气采气管线的内防腐的现状、危害程度、主要影响因素，并结合某高H2S、CO2、Cl-、高产、高温、高压气田湿酸性天然气采气管线的工程实例，阐述了在酸性环境中为避免管线因硫化物而引起应力开裂时如何选取合适的管材并辅助合适的电化学腐蚀控制措施，以及流速控制加注缓蚀剂、加强管道的腐蚀监测和定点壁厚检测等内腐蚀控制措施，最后得出对于存在H2S-CO2-Cl-腐蚀环境的新建采气管线采用缓蚀剂＋碳钢的综合防腐措施效果最好，不仅可以保证管道使用寿命，腐蚀速率也由原来的≤0.06mm/a降低到≤0.045mm/a。

高含硫湿天然气；酸性天然气；内腐蚀；采气管线；标准

伴随着石油天然气工业的开发进程加快，含H2S、CO2、Cl-等多种腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题成为开发油气井所关注的主要问题之一。目前腐蚀控制方法主要分为内腐蚀和外腐蚀，但在实际工作中，对内腐蚀不够重视，采取的内防腐措施也比较少，油气田会因内腐蚀控制不好造成重大经济事故、灾难性事故等问题。腐蚀主要原因可以概括为：①温度和分压对腐蚀速度的影响；②气体的腐蚀，主要有H2S、CO2、Cl-等酸性气体；③管材的选取不当；④管内流体的流速控制不当等造成的腐蚀[1]。

某新建原料气采气管线3.6km，线路管道运行温度≤50℃，压力为8.5MPa，该地区年平均气温18℃，采气管线的原料气中含有H2S、CO2，其中H2S含量为4.58~11.19g/m3，CO2含量为31.40～59.10g/ m3。现有的水分析资料显示氯离子含量为5 527~74 000mg/L，气田井口一级节流后的温度为65~81℃，压力34MPa，一级节流与二级节流之间的管道CO2分压最高可达1.1MPa，接触湿天然气的碳钢材料面临H2S、CO2、Cl-腐蚀。由此可见除了做好外防腐之外，内防腐也成了一个必要的防护措施。

1 内腐蚀主要影响因素分析

1.1 管材影响

在H2S、CO2、Cl-腐蚀环境下，碳钢和低合金钢的腐蚀破坏主要分为两类：一类是环境开裂；另一类是电化学腐蚀。环境开裂的主要表现为H2S引起的各种损伤，如硫化物应力开裂（SSC）、氢诱发裂纹(HIC)和氢鼓泡等。电化学腐蚀主要表现为H2S、CO2、Cl-体系下的电化学腐蚀。

1.2 温度和分压对腐蚀速度的影响

高含硫气田天然气中含有大量的H2S、CO2，分压相同时，天然气温度与腐蚀速率成正比。当温度低于60℃时，均匀腐蚀，腐蚀速率较小；当温度为60～110℃时，局部腐蚀，腐蚀速率较大；当温度高于120℃时，腐蚀速率很低。另外，腐蚀速率取决于CO2气体的分压，分压影响电化学反应速度快慢。当CO2气体的分压高于0.21MPa时，发生腐蚀。

1.3 气体腐蚀

气体的腐蚀主要来源于H2S、CO2，有机硫具有较强的腐蚀性，会导致管材严重腐蚀、硫化物应力开裂(SSC)和氢诱发裂纹（HIC）,CO2腐蚀主要分为蚀坑、台面侵蚀和流动诱导局部腐蚀。

1.4 管输流速设计不当

当管输流速较快时，腐蚀速度会加剧，对各种设备的腐蚀破坏就会变得严重；而当流速过慢时，管道底部会有液体滞留，导致水线腐蚀、垢下腐蚀、局部腐蚀破坏。

2 内防腐措施

2.1 管线材质选择

该管线输送介质为含硫湿天然气，防腐蚀方案为缓蚀剂+碳钢，钢管应符合标准GB/T 9711、ISO 15156、SY/T 0599、GB/T 20972等相关标准的要求。

根据标准ISO 15156、GB/T 20972和ST/Y 0599,考虑到采气管线处在酸性环境，应考虑硫化氢可能引起的开裂。因此，采气管线和集气管线的材质应具有良好的抗硫性能。通常，通过控制材料的硬度、显微组织、化学成分、热处理状态使其具有抗硫性能。随着材料强度级别的提高发生硫化物应力腐蚀的危险性变大，与强度有密切联系是材料的硬度，为防止硫化物应力腐蚀失效，酸性天然气环境中碳钢和低合金钢材料的硬度控制为≤22HRC(250HV10)。同时应考虑碳钢和低合金钢发生氢诱发裂级（HIC）的可能性，对材料的化学成分、晶粒度以及非金属夹杂的含量等加以控制。除正确的选用管材外，焊接材料和焊接工艺的确定也是极其重要的。因此，除了采用优质的抗硫管材也要保证焊接金属的机械性能与母材的匹配。考虑到本工程输送介质为含硫天然气，H2S含量为10～15g/m3，且未经脱水，属于酸性环境的SSC3区。而管道输送压力较高的原料气，且小管径，因此本工程采气管线采用L360QS材质管线。

2.2 采气管线腐蚀控制措施

湿天然气中含水及H2S、CO2，应采用必要的预防和控制腐蚀措施，确保其生产运行的安全可靠。

1）为避免水和污物聚集在管道内，气体流速应控制在较小腐蚀的范围内。流速的上限应考虑控制管道内天然气流速不能超过管道的侵蚀流速。一般管线内气体流速控制在3～6m/s，减小管线积液，减小气体对管线的腐蚀。

2）管道订货应提出管道材料的化学成份中有害元素含量的最低允许值、力学性能、抗SSC和HIC性能的要求；采气和集输管道订货的技术条件遵照GB/T 9711-2011《石油天然气工业管线输送系统用钢管》中酸性环境用钢管的要求及含硫的相关标准[2]。

3）工程施工中的焊接抗硫性能、硬度要求，应符合GB/T 27866-2011的相关规定。

4）向采气管线加注防止H2S、CO2腐蚀的缓蚀剂，以保护地面设施、管线。本工程已采用碳钢＋缓蚀剂的综合防腐措施，可以保证管道使用寿命。

2.3 一级节流至二级节流管段的腐蚀控制措施

该新建高含硫湿天然气采气管线井口一级节流后的温度大约在65～81℃，压力为34MPa，一级节流与二级节流之间的管道CO2分压最高可达1.1MPa，当温度超过60℃，CO2腐蚀会变得显著增加。如果该采气管线采用加注缓蚀剂来控制管道内部的电化学腐蚀，高温管段内腐蚀控制的关键取决于缓蚀剂在高温工况环境下的缓蚀剂效果。针对本工程特点，高温缓蚀剂的筛选是一个难点，需要开展专门的筛选研究工作。根据以往的经验，高温缓蚀剂的筛选通常十分困难，即便是筛选出合格的高温缓蚀剂，其价格通常也较为昂贵。对于一级节流至二级节流之间的管段，无法实现缓蚀剂预膜，该管段的缓蚀剂通常采用连续加注方式，为了保护一级节流至二级节流之间的管段，缓蚀剂加注点必须设置在一级节流阀前，因此，缓蚀剂加注泵的压力要求很高。同时，缓蚀剂在现场的缓蚀剂效果还受加注工艺影响，特别是缓蚀剂雾化效果，而缓蚀剂的雾化效果主要取决于泵压与管内压力的压差，考虑加注点设置在一级节流阀前，管内压力已经很高，因此，缓蚀剂加注过程中的雾化效果可能会受到影响。综合以上分析，对于一级节流至二级节流的管段，采用碳钢+缓蚀剂方案存在安全风险[3-4]。

通过以上分析，对于高含H2S、CO2、Cl-的采气管线用碳钢+缓蚀剂方案存在安全风险，因此接触高温工况湿气介质的材质推荐采用耐蚀合金进行内腐蚀控制。耐蚀合金材质如果选择奥氏体不锈钢（如304、316），在高温、高氯离子工况条件下，存在较高的氯化物应力腐蚀开裂风险，不能满足要求；如果选用双相不锈钢（如22Cr、25Cr），在含H2S环境下，存在较高的硫化物应力腐蚀开裂风险，也不能满足标准要求；如果耐蚀合金材质选择镍基合金（如825、625、C-276），根据国内外文献资料和工程实践经验，选择这些镍基合金均可以满足高含H2S、CO2、Cl-、高温耐腐蚀性能要求。相比较而言，C-276耐蚀性能最好，价格也最为昂贵；625耐蚀性能次之，价格也较C-276低；825耐蚀性能不如C-276和625优异，但其价格较C-276和625更经济。综合经济和材料耐蚀性能，推荐接触高温湿气的材质选择625合金。

2.4缓蚀剂的选择及加注量

缓蚀剂的技术要求应满足：

1）实验室腐蚀失重挂片的腐蚀速率≤0.076 mm/a，且无点蚀发生。

2）连续加注缓蚀剂宜采用水溶性缓蚀剂或油溶水分散性缓蚀剂，预膜宜采用油溶性缓蚀剂。

3）缓蚀剂必须与气田水、水合物抑制剂等具有良好的化学配伍性。

新建的高含硫湿天然气管线缓蚀剂连续加注量按照0.5L/104m3计算,预膜缓蚀剂用量按照0.076mm成膜厚度进行计算。缓蚀剂预膜加量计算公式见式（1）：

式中：V为缓蚀剂用量，kg；S为集输管线内表面的表面积，m2；L为集输管线长度，m；ρ为缓蚀剂密度，kg/m3。

缓蚀剂的加量应根据特性、井况、生产情况、防腐的要求以及腐蚀监测数据等，随时调整[5-6]。

2.5 腐蚀监测系统

对于高含硫湿天然气采气管线建议采用在线监测和常规腐蚀监测措施，在线腐蚀监测能够提供大量、快速的腐蚀信息，但这并不能完全代表整个管线、设备的腐蚀状况，因此，需要与一些常规的方法如无损检测、目视检测等结合起来，以全面地掌握气田的腐蚀状况[4，6]。具体如下：

1）失重腐蚀挂片。腐蚀挂片需要暴露在介质中一段时间后才能取出进行评价，适合于监测整个暴露周期内的平均和局部腐蚀。

2）电阻探针。这种监测方法都是实时监测，可以用于评价缓蚀剂的保护效果。电阻探针测量的是累积的金属损失，用于计算平均腐蚀速率。探针可以用于导电的、非导电的液体和气体中。

3）超声波壁厚测量。用来测量管道或容器的剩余壁厚，超声波检测技术的适用性比较强。在管道和容器上测量的位置要有明显的记号，这样在下一次测量时可以找到相同的位置，进行定期的测厚检测、对比。管道内腐蚀检测点（超声波测厚）宜选择在紧邻截流阀后的管段、弯头、三通和处于低洼地段的管道，容器的内腐蚀检测点宜选择在进出口气四周、气液交界面、积液包等位置。

4）水分析。定期地对气井的产出水进行分析，以确定气田水的产出量以及水中的离子含量。特别是对pH的定期测量，因为溶液的pH值是影响管道或容器腐蚀速率的重要因素。同时，需定期对分离器排出污水进行分析，如果存在微生物，则应加注杀菌剂，杀菌剂类型和加注量应通过后期分析确定。

5）智能清管。采用智能清管可以进行全线检测，通过漏磁法或超声波检测法检测管道的局部腐蚀和均匀腐蚀情况。

3 结论

1）天然气集输管道中CO2、H2S的分压分别为1.1MPa，0.5MPa，Cl-含量为5 527~74 000mg/L，且氯离子在酸性环境中形成的盐酸浓度较大时会破坏钝化膜，且无法修复，由于CO2、H2S及Cl-的存在形成CO2、H2S、Cl-腐蚀，腐蚀速率监测结果为0.06mm/a。

2）根据实验结果，采气管线选择L360QS，向采气管线加注防止H2S、CO2腐蚀的缓蚀剂＋碳钢的综合防腐措施，以保证管道使用寿命等，使腐蚀速率由原来的≤0.06mm/a降低到0.045mm/a。

天然气集输管道输送压力较高，为了输送安全对于高含硫气体管道采用的钢管和管件应具有良好的抗硫化物应力开裂、抗氢致开裂和良好的焊接性能。选择碳钢管道时应充分考虑其抗硫性能，同时还应辅助合适的电化学腐蚀控制措施。原料气管线选择符合GB/T 9711-2011要求的酸性环境用钢管，避免酸性环境中的硫化物应力开裂。同时还应辅助合适的电化学腐蚀控制措施，内腐蚀控制应满足GB/T 23258-2009标准的要求。碳钢耐电化学腐蚀能力差，采用碳钢必须考虑腐蚀裕量，并通过采取加强清管、控制流速、加注缓蚀剂等内腐蚀控制措施来减缓管道的电化学腐蚀，同时，还应加强管道的腐蚀监测和定点壁厚检测。

[1]王晨宇.高含硫气田防腐技术浅谈[J].中国石油和化工标准与质量,2013,33（7）:42.

[2]全国石油天然气标准化技术委员会.石油天然气工业管线输送系统用钢管:GB/T 9711-2011[S].北京:中国标准出版社,2011.

[3]廖仕孟.高含硫气田地面集输建设的实践和认识[J].天然气工业,2008,28（4）：5-8.

[4]边云燕，郭成华.高含硫气田地面集输工艺技术的新发展[J].天然气与石油，2006，24（5）:28-31.

[5]宋建建,刘建忠,韩永强.浅谈高含硫气田的集输工艺技术[J].油气田地面工程,2009,28(3):37-38.

[6]朱向丽.高含硫气田地面集输系统防腐技术综合应用浅析[J].中国安全生产科学技术,2012,8(6):139-142.

本文编辑：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,主要从事安全方面的研究。