新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施

新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施

林强

江汉油田分公司采气一厂，湖北 潜江 433100

摘要：随着高含硫天然气开发的不断深入，高含硫湿采气管道的腐蚀问题也日益引起人们的关注。目前，我国对高含硫湿采气管道内腐蚀的研究，无论是在理论上还是在实际应用中，都还处在起步阶段，大多数的腐蚀检测和腐蚀控制工作，都是借鉴了国外的经验。但是，由于国内和国外的高酸性气田在含水量、含水率等各方面都存在较大差异，因此，本文结合一条新建高硫湿性天然气采气管道的施工实践，对该管道的内部防腐蚀措施进行了探讨。期望通过对这些问题的讨论，能更好的保证它的安全、有效运作。

关键词：高含硫湿天然气；采气管线；防腐措施

针对兴隆气田地面管道建设，既有高H2S，又有高CO2，具有高温、高产、高压等特性，是一种适用于潮湿酸性气田的天然气管道工程。因为当管道暴露在酸性的环境中时，经常会发生应力开裂。因此，本文根据实际情况和管材的选择，采取有针对性的防腐控制措施，可以有效提高管道的综合防腐性能，不仅增加管道的使用寿命，还可以提高其运行效率。以下分析将结合工程实践进行。

1 工程概况

如果新建的管线长4.7公里。在50℃以下时，原料气体中以硫化氢和二氧化碳为主，其质量分数为：4.58-11.19克/立方米，31.4-59.10克/立方米。Cl-含量为5527毫克/升-740000毫克/升。而在天然气生产过程中，在65-81℃的条件下，采用34 MPa的节流阀进行节流。而在一、二节流管中，CO2分压最大值可达1.1 MPa。由于碳钢材料与湿润的天然气直接接触，不可避免地会受到Cl-、H2S和CO2的腐蚀，所以，在注重外部防腐的同时，也要注重内部防腐。

2 内腐蚀因素

在此管道的工程中，由于管道的分压和温度、气体在管道的流速等原因，有必要进行综合分析，以便更好地开展内部防腐工作。从管道的角度来看，管线的材质以低碳钢为主，在氯气、硫化氢、二氧化碳等气体的作用下，易产生腐蚀开裂及电化学腐蚀。比如，硫化氢会引起大气裂缝，氯离子、硫化氢、二氧化碳会引起电化学腐蚀。从气温和气压上来说：因该管道工程所处的高含硫气田内，H2S、CO2含量高，在同样的分压条件下，天然气的温度与其腐蚀速率呈正比例关系。当温度低于60℃时，则是均匀的腐蚀，因此腐蚀的速度比较缓慢，而当天然气的温度在60-110℃时，则是局部腐蚀，所以，它们被侵蚀得很快。如果是120度的高温气体，那么腐蚀速度就会减慢。这是因为CO2的侵蚀速度与其分压密切相关，而冲刷速度又是影响冲刷速度的一个重要因子通常，如果二氧化碳的分压超过0.21 MPa以上，它将发生侵蚀。在气蚀方面：对管道的腐蚀以H2S和CO2为主。H2S具有强烈的腐蚀性，经常引起管线的腐蚀和应力开裂和硫化物的断裂；CO2在管道中容易引起水槽和平台的腐蚀，以及流体的局部腐蚀等。对于管道输送的流量设计，如果流量的选择不合理，同样会引起管道的内壁的侵蚀。如水流速度越大，则对管道的侵蚀越严重，对管道造成的损害也越大。而流体速度较慢，管道底部的流体会在管道底部停留，引起管道的腐蚀、结垢、局部腐蚀等。

3 此工程采取的综合防腐措施

3.1 防腐的具体措施

一是在控制天然气流量时，必须确保其冲刷区域得到有效的控制，且流量的上限必须是天然风流速度小于冲刷速度，以避免水垢和污垢在管线中积累。就此项目而言，管线内的气流速度通常为3-6 m/s，然后减少管路的积液，以减少气流对管路造成的腐蚀。二是在选用管道的时候，对管道的耐硫性能和硬度必须符合其要求。由于在本项目中，管线输送含硫湿天然气，且其主要成分为酸性，因此所选气体收集管线必须具有高抗裂性，这需要在材料硬度、化学成分、微观组织和热处理状态方面做出足够的努力，最后，此项目的材料选择为L260QS材料管线。第三是需要在天然气生产管道中添加缓蚀剂，防止H2S、CO2等气体对采气管的侵蚀，为采气管提供更好的防护。因此，在该项目中，采用了碳钢板和阻锈剂相结合的方法来进行防锈，从而有效地保证了该管线的服役寿命。

3.2 控制一级和二级节流管段腐蚀的具体措施

依据兴隆气田周边开发现状，区块井口压力可达30MPa及以上，考虑一级节流和二级节流时H2S、CO2的分压较高，会加快管线的腐蚀。当温度在60℃以上时，CO2对管道的的腐蚀效应将迅速加强。为了对该现象加强控制，应在管线中加入缓蚀剂，以达到较好地抑制该现象的目的。尤其在高温条件下，腐蚀抑制剂起到了很大的作用。在该项目中，选用耐高温的缓蚀剂是一个很大的困难，而且成本也比较高。很难使用缓蚀剂在一级、二级节流管段来实现预膜的目的。因此在这一管段内，主要就是持续地注入腐蚀抑制剂，并且要保证一级和二级节流管段的安全，腐蚀抑制剂的注入要有针对性。该项目中，缓蚀剂注入位置多位于第一级节流阀前，因此缓蚀剂注入时需要很高的泵压力。但在应用过程中，由于其往往受供油过程的影响，尤其是其雾化性能，其雾化性能是由泵与管路压力的差值决定的。所以，在设定注口时，要设定在节气门的前面；而对于第二节流管，由于在加入阻垢剂时，由于阻垢剂的喷雾效应，使得阻垢剂的使用受到了影响，因此，若将阻垢剂与碳钢混配使用，存在着一定的风险。所以，在管道与工作环境中的潮湿介质接触时，应该选择具有抗腐蚀性能的合金来控制内部腐蚀。耐腐蚀的金属材料为奥氏体不锈钢，例如304、316。但由于其在高温、高氯盐等环境下极易发生裂纹，难以满足实际工程需要。因此，项目拟选用经济、抗腐蚀性能更好的625合金。

3.3 选择缓蚀剂

鉴于缓蚀剂在内部防腐中的重要性，在选择缓蚀剂的类型和用量时应满足以下技术要求：首先，在实验室条件下，缓蚀剂腐蚀失重片的腐蚀速率不应超过0.076mm/a，且不应有任何腐蚀；当连续添加缓蚀剂时，可以使用油溶性水分散型或水溶性缓蚀剂，但在预成膜过程中，需要使用油溶型水分散型缓蚀剂；使缓蚀剂与水合物抑制剂、天然气水合物抑制剂等具有良好的化学相容性；此外，在选择抑制剂时，应根据油井情况、工艺条件、腐蚀特性和腐蚀监测数据进行有针对性的调整和优化。

3.4 腐蚀监测系统的完善

除了以上的工作外，还要进一步改进和完善腐蚀监控体系。这主要是由于该项目是一条高含硫量、潮湿的天然气采气管道，因此，在监测管道腐蚀时，应将现场监测与常规腐蚀监测有机结合。在线监测可以快速获取大量腐蚀信息，但难以准确、全面地反映设备和管道的腐蚀情况，因此需要与常规检测方法结合使用[2]。其中，重点关注以下几个方面：一是对无重力的锈蚀挂片，它主要是在介质中曝光，曝光一段时间后再评价，这样可以更好的监控曝光周期中的锈蚀状况；二是在电阻式探测上，该技术的应用主要是为了实时地监控和评估缓蚀剂对环境的防护作用，通过电阻探针来测定土壤中的累积金属损耗，并以此来推算出土壤中的平均侵蚀速率；是管道壁厚检测主要利用超声波进行，可以准确掌握管道、储罐等的剩余壁厚，并得到越来越多的应用。测量管道和容器时，有必要清楚地标记其测量位置，这样在下一次测量时就可以找到，并对其进行周期性的测量，以便于比较。

4 结语

综上所述，以上就是针对地表管道所采取的几种内部防腐蚀方法，在实际施工中，我们要紧密结合实际，制定出相应的内部防腐蚀方法，确保其可行性、经济性，最终满足施工的需要，提高管道的质量。

参考文献：

[1]卢冰,师延锋,何定斌,吴学虎,陈会玲.浅析某新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施[J].化学工程与装备,2017(03):92-93+85.

[2]周小梅,施权,黄兴,陈坚,范张川.浅析某新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施[J].石油工业技术监督,2016,32(01):58-60.

[3]李玉阁,王团亮,宋文明,等.酸性气腐蚀判定技术在高含硫集输系统的应用[J].能源化工.2020,(3).