高含硫氣田A333管材腐蝕情況及防護措施

申乃鋒,蔣光跡,蘇孔榮,王慶潮

(中原油田普光分公司 采氣廠,達州 636156)

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高含硫氣田A333管材腐蝕情況及防護措施

申乃鋒,蔣光跡,蘇孔榮,王慶潮

(中原油田普光分公司 采氣廠,達州 636156)

參考NACE TM0284-2003和NACE TM0177-2005標準,通過室內HIC和SSC試驗研究了普光氣田集氣站用管線A333管材的腐蝕行為。結果表明：A333管材可以適應普光高含硫工況。深入分析了A333管線腐蝕發(fā)生的原因，總結得出放空及排污管線腐蝕破壞的主要類型有靜態(tài)H2S-CO2液相腐蝕、氣液交替侵蝕、元素硫沉積垢下腐蝕和氯化物腐蝕。通過在線腐蝕監(jiān)測技術，在對放空及排污管線的綜合腐蝕狀況分析的基礎上,提出增加吹掃口、定時排液等方法減緩管線腐蝕，有效控制了由于積液、沉積物等造成的局部腐蝕。

高含硫氣田；A333鋼；腐蝕；放空排污管線；防護

普光氣田是目前為止國內規(guī)模最大的高含硫氣田，天然氣中高含H2S氣體，在有水存在時，會對地面集輸系統(tǒng)的金屬管道和設備產(chǎn)生較嚴重的腐蝕，對壓力管道和設備造成巨大破壞[1-3]。普光氣田集氣站的放空及排污管線材質為A333鋼，放空及排污位置主要有井口區(qū)、分支管區(qū)、加熱爐、計量分離器等部位，管線規(guī)格主要有φ60.3 mm×6.3 mm、φ88.9 mm×8.0 mm、φ114.3 mm×8.8 mm等。在生產(chǎn)過程中，發(fā)現(xiàn)放空管線部分位置腐蝕嚴重，影響集氣站的安全生產(chǎn)。本工作分析了腐蝕原因并探討了解決措施，有效減緩了高含硫氣田A333管材的腐蝕問題。

1　A333管材評價

1.1材料的化學成分及力學性能

A333鋼的化學成分(質量分數(shù))為：wC≤0.20%,wSi≥0.10%,wMn≤1.35%,wP≤0.015%,wS≤0.003%;力學性能如下：屈服強度≥240 MPa,Rm≥415 MPa,屈強比≤90%,斷后伸長率(A)≥22%。

1.2材料的耐蝕性

材料的氫致裂紋(HIC)性能評價方法參考標準NACE TM0284-2003《管道、壓力容器抗氫致開裂鋼性能評價》的試驗方法。試驗條件如下:H2S分壓為1.5 MPa,CO2分壓1.0 MPa,總壓10 MPa,硫的質量濃度為1 g/L,轉速800 r/s(4.0 m/s),溶液pH≤3.5,試驗周期96 h,試驗溫度50 ℃,氯離子質量濃度50 000 mg/L；試件數(shù)量為每組3個試件。試驗后，管材滿足以下條件視為合格：裂紋敏感率(rCL)≤15%，裂紋長度率(rCT)≤5%，裂紋厚度率rCS≤2%，任一裂紋的最大長度≤10 mm。

硫化物應力開裂(SSC)試驗采用四點彎曲試件，參考NACE TM0177-2005標準進行試驗。圖1為現(xiàn)場所用試件及四點彎曲加載示意圖。

(a)　加載圖

(b)　現(xiàn)場試件圖1　現(xiàn)場所用試件及四點彎曲加載圖Fig. 1　The specimen used in test (a) and load schematic for 4-point bending (b)

試驗條件如下：氯離子質量濃度為50 000 mg/L,試件數(shù)量為每組3個試件；試驗加載應力80% SMYS；H2S分壓1.5 MPa；CO2分壓1.0 MPa；總壓10 MPa；轉速800 r/s(4.0 m/s)；元素硫質量濃度為1 g/L；溶液pH≤3.5；試驗周期720 h；試驗溫度50 ℃。

試件的受拉伸面在低倍顯微鏡下放大10倍進行檢查，試件受拉伸面無SSC裂紋視為合格。

室內試驗研究結果表明， A333管材能夠滿足HIC和SSC試驗的評價標準，普光氣田投產(chǎn)5 a來，A333管材現(xiàn)場使用過程中，沒有發(fā)現(xiàn)氫致鼓包和應力腐蝕開裂現(xiàn)象。綜合說明A333管材適應普光高含硫氣田的酸性環(huán)境。

2　腐蝕原因分析

高含硫氣田集輸系統(tǒng)腐蝕主要為電化學腐蝕[4-5]，放空及排污管線腐蝕破壞主要發(fā)生在積液的彎管段，易沉積腐蝕產(chǎn)物及污物的某些滯流區(qū)和死角，腐蝕破壞多為點蝕和縫隙腐蝕，彎管段易受磨損腐蝕。對現(xiàn)場所用A333管材的腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析發(fā)現(xiàn),腐蝕產(chǎn)物中除了氧元素，還含有較多的氯、硫元素。A333管材目前發(fā)生腐蝕的部位均位于管線底部、盲端等宜積液的位置，可以判斷管線中靜態(tài)水的存在是造成普光氣田A333管材腐蝕的主要原因。根據(jù)工況與介質的不同，腐蝕原因主要有四種類型。

2.1靜態(tài)H2S-CO2液相腐蝕

液相中H2S電離出H+和S2-，H+得電子成H，F(xiàn)e失電子成Fe2+，與S2-生成FexSy，引發(fā)嚴重的局部腐蝕，見圖2。腐蝕主要發(fā)生在排污管長期積液部位。

圖2　靜態(tài)H2S-CO2液相腐蝕Fig. 2　Static liquid H2S-CO2 corrosion

H2S水溶液對碳鋼的腐蝕電化學反應過程,見式(1)～(4)：

(1)

(2)

(3)

(4)

硫化鐵腐蝕產(chǎn)物附著于碳鋼表面，作為陰極與鋼基構成一個腐蝕電池，繼續(xù)對碳鋼進行腐蝕。在不同H2S含量、pH、溫度條件下，生成的腐蝕產(chǎn)物FexSy膜結構性質也不同，將導致管材腐蝕速率的減緩或加速。

鋼鐵在CO2水溶液中的腐蝕電化學反應過程見式(5)～(11)：

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

CO2的存在加速了陰極反應速率，使鐵不斷被腐蝕。增加任何能使CO2在水中溶解的條件(如壓力、溫度)都能增加腐蝕速率。

2.2氣液交替侵蝕

當在管道彎頭或低點處形成積液，高速氣流通過彎頭或管道低點時，氣流方向將發(fā)生改變，局部阻力增大，使得氣流形成湍流，并帶動管內的積液發(fā)生強烈的湍動，此時，氣流與積液共同作用，造成氣液相沖刷腐蝕。由于湍流使管內積液發(fā)生攪動，管壁與積液接觸更為頻繁，內表面不斷被高速氣液相交替沖擊，不斷沖刷掉已形成的保護膜或者腐蝕產(chǎn)物，交替往復，使得局部腐蝕加重，見圖3。腐蝕主要發(fā)生在放空管道積液段氣液界面。

圖3　氣液交替侵蝕Fig. 3　Alternative corrosion of gas and liquid

2.3元素硫沉積垢下腐蝕

硫沉積提供了垢下縫隙等閉塞環(huán)境，元素硫歧化反應生成H2S和H2SO4，在有水的情況下，發(fā)生嚴重的局部腐蝕，多個坑蝕發(fā)育后連片成潰瘍狀，嚴重時出現(xiàn)點面結合的大面積腐蝕減薄,見圖4。腐蝕主要發(fā)生在容器底部、管線結垢處。

圖4　元素硫沉積垢下腐蝕Fig. 4　Elemental sulfur deposition under-deposit corrosion

硫沉積垢下腐蝕的基本反應過程見式(12)～(13)：

(12)

(13)

2.4氯化物腐蝕

管線酸性積液隨著天然氣的吹掃產(chǎn)生水的閃蒸和自揮發(fā)，Cl-含量增加，靜態(tài)條件下加劇H2S-CO2的局部腐蝕，最終形成穿孔、局部減薄特征，腐蝕主要發(fā)生在放空管線。

3　A333管材腐蝕現(xiàn)狀

3.1井口放空管線

井口放空管線的原尺寸為φ88.9 mm×4.5 mm，工藝流程圖見圖5。投產(chǎn)生產(chǎn)后，通過超聲檢測技術對井口放空管線進行檢測，該管線在G1點處存在一個較深腐蝕坑，腐蝕坑處壁厚僅為3.3 mm。

圖5　井口放空管線工藝流程圖Fig. 5　Process flow chart of well vent pipe

3.2計量分離器至酸液緩沖罐排污管線

排污管線以計量分離器至酸液緩沖罐排液的管線為例，管線原尺寸為φ114.3 mm×5.0 mm，工藝流程見圖6。超聲檢測技術結果表明,G1點處管線存在麻點狀腐蝕坑，且部分腐蝕坑較深，點位置最小壁厚僅為1.9 mm，隨時可能出現(xiàn)管線穿孔。

圖6　計量分離器至酸液緩沖罐流程圖Fig. 6　Flow chart of metering separator to acid buffer tank

4　防腐措施及效果

針對普光氣田排污、放空管線積液處腐蝕減薄、穿孔等問題，采用原材質管線更換的方法。目前已更換P101、P105等4個站場排污管線(A333)22處，共285 m；更換P101、P105等5個站場放空管線(A333)11處，共140 m。通過分析高含硫氣田的生產(chǎn)特點，為延緩A333管材的腐蝕情況，采取了以下幾種措施[6-10]。

4.1放空管線增加吹掃口

干燥的硫化氫氣體腐蝕性較小，一旦硫化氫氣體在潮濕環(huán)境中，腐蝕性將急劇增加。對于放空管線，在管線易殘留液體的區(qū)域增加吹掃口，每次管線進行放空后，通過吹掃口使用純凈的天然氣對放空管線進行吹掃?，F(xiàn)場試驗結果表明，放空口增加吹掃口可以減緩管線腐蝕。集氣站改造實施后，腐蝕情況得到了有效控制[11-12]。

4.2放空管線定期排液

對A333管道進行改造形成傾角，對于低點積液，在低點處設置排污口，集氣站定期排液，排液位置包括生產(chǎn)分支管、計量分支管等，防止排污管線存積液，在管道低部位增加管線排液口，避免管線內積液，減緩腐蝕。

4.3定期加注緩蝕劑

制作簡易加注裝置，通過低部位排液口對管道定期加注緩蝕劑，利用吹掃氣攜帶緩蝕劑對管道內壁進行保護，控制腐蝕[13]。

4.4定期進行壁厚檢測工作

根據(jù)高含硫集氣站的運行特點，每兩年對集氣站進行全面檢維修作業(yè)，對放空及排污管線進行定期檢測，根據(jù)檢測結果，及時更換腐蝕超標的管線。在日常生產(chǎn)運行過程中，對重點或易腐蝕部位進行重點監(jiān)測，及時掌握腐蝕情況，確保設備、設施處于安全受控狀態(tài)[14-15]。

5　小結

針對放空管線和排污管線A333管材腐蝕，普光氣田已經(jīng)摸索建立了一系列腐蝕綜合防護方法，合理運用各種方法，規(guī)范管理，對減緩管線腐蝕有了顯著效果。本工作通過對放空排污管線進行在線監(jiān)測，對放空及排污管線的綜合腐蝕狀況進行分析，研究腐蝕原因，探討解決措施，從而有效控制積液、沉積物等造成的局部腐蝕。

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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

申乃鋒(1978-)，工程師，本科，從事油氣集輸及設備防腐的相關工作，15881861218，pgcqqsnf@163.com

TG174

B

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