張健 劉暢 黎洪珍 胡德芬 蘇尚田

S-Y氣田集輸工藝裝置腐蝕與位移控制措施

張健1劉暢2黎洪珍1胡德芬1蘇尚田1

（1.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦2.重慶凱源石油天然氣有限責(zé)任公司）

S-Y高含硫氣田地面管線腐蝕以內(nèi)部坑蝕、點(diǎn)蝕為主，積液管線內(nèi)部腐蝕嚴(yán)重；地面管線高溫運(yùn)行，形成熱應(yīng)力集中，導(dǎo)致地面閥門抬高、匯管發(fā)生位移。為有效控制高含硫天然氣對(duì)地面管線、設(shè)備腐蝕以及地面管線高溫運(yùn)行發(fā)生位移，在對(duì)其腐蝕機(jī)理和地面工藝防腐的適應(yīng)性分析，以及對(duì)高溫運(yùn)行發(fā)生位移應(yīng)力計(jì)算分析基礎(chǔ)上，通過優(yōu)化調(diào)整緩蝕劑加注制度，更換關(guān)鍵部位管線材質(zhì)；對(duì)管線應(yīng)力泄放適應(yīng)性技術(shù)整改?，F(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行情況來看，地面管線腐蝕得到了有效控制，地面管線受熱膨脹產(chǎn)生的應(yīng)力得到了有效釋放，控制在了規(guī)定范圍內(nèi)。圖6表6參7

S-Y氣田集輸裝置腐蝕位移

S-Y氣田包括22口單井和兩座預(yù)處理廠，單井產(chǎn)量（150～200）×104m3/d，集氣站處理規(guī)模1800×104m3/d，匯集單井來氣，經(jīng)匯管、一級(jí)三相分離器、空冷器、二級(jí)三相分離器、計(jì)量后輸送至下游處理廠進(jìn)行凈化處理。

地面管線設(shè)計(jì)壽命為30年，腐蝕余量為3 mm，采用低碳鋼+緩蝕劑方案防腐［1］。管線運(yùn)行壓力9.4～9.6 MPa，各節(jié)點(diǎn)運(yùn)行溫度為：采氣樹井口溫度110～121℃，井口節(jié)流后溫度85～100℃，預(yù)處理廠進(jìn)站溫度80～95℃，空冷器進(jìn)口溫度85℃左右，出口溫度約55℃。

1 腐蝕因素及腐蝕狀況

1.1 氣田腐蝕因素

S-Y氣田原料氣PH2S為0.31MPa，大于0.34×10-3MPa臨界值，PCO2為0.62 MPa，大于0.21 MPa臨界值，地面工藝管線及設(shè)備受H2S、CO2腐蝕明顯。由于PCO2/PH2S< 200，因此該壓力系統(tǒng)以H2S腐蝕為主。Cl-的存在可加速腐蝕2～5倍，特別促進(jìn)金屬的局部腐蝕（孔蝕、坑蝕），當(dāng)Cl－含量大于1×104mg/L時(shí)，隨著Cl－含量的升高，腐蝕速率隨之升高[2]。

1.2 地面工藝腐蝕狀況

（1）采氣管線腐蝕狀況

管線（L360QS）內(nèi)表面附著一層污物，厚度1.0mm左右。管線內(nèi)壁腐蝕集中在底部（6點(diǎn)區(qū)）以坑蝕、點(diǎn)蝕為主，管線內(nèi)壁9點(diǎn)至3點(diǎn)區(qū)均勻腐蝕，且腐蝕相對(duì)較輕，見圖1。

圖1 采氣管線進(jìn)站閥井低洼處腐蝕圖

（2）匯管腐蝕狀況

匯管（L360QS）內(nèi)壁積液區(qū)域腐蝕比氣相區(qū)域嚴(yán)重，水氣界面腐蝕大于底部，以局部坑蝕為主。一級(jí)分離前匯管積液，二級(jí)分離后匯管未見積液，但底部覆蓋一層厚厚的污物，清洗污物發(fā)現(xiàn)也出現(xiàn)不同程度的局部腐蝕，以坑蝕為主，腐蝕狀況見圖2。

圖2 站內(nèi)匯管腐蝕圖

（3）分離器排污管線及沖砂腐蝕狀況

排污管線（L360QS）以內(nèi)壁坑蝕為主，法蘭（16MnIII）密封面凹坑，存在均勻坑蝕現(xiàn)象，腐蝕最大坑深約1.0 mm。其中5點(diǎn)至7點(diǎn)位置間腐蝕坑點(diǎn)較為密集。

（4）腐蝕產(chǎn)物取樣分析

采氣管線、分離器沖砂管線、匯管內(nèi)壁附著物取樣化驗(yàn)，主要成分為FeS、FeS2、Fe3O4、Fe2O3、單質(zhì)S等

表1 地面管線垢樣分析結(jié)果表

（表1），其主要腐蝕為以H2S腐蝕和氧腐蝕為主。

圖3 227井氣動(dòng)切斷閥脫空?qǐng)D23 mm

2 高溫形成地面裝置位移

2.1 地面裝置位移狀況

預(yù)處理廠1和預(yù)處理廠2地面工藝裝置施工時(shí)環(huán)境溫度相差較大，預(yù)處理廠1主要在冬季施工，大氣溫度為-10～10℃，預(yù)處理廠2主要在夏季施工，大氣溫度為30～40℃。兩座預(yù)處理廠投運(yùn)后，受原料氣高溫影響，地面工藝裝置出現(xiàn)了不同程度的位移。預(yù)處理廠1進(jìn)站球閥（DN250）向上抬升最高達(dá)23mm（圖3），匯管沿氣流方向位移8 mm、沿軸向延伸6 mm，預(yù)處理廠2進(jìn)站球閥抬升高度在2～4 mm（圖4，表2）。

圖4 進(jìn)站第一級(jí)管匯位移4 mm

表2 預(yù)處理廠1進(jìn)站球閥位移統(tǒng)計(jì)表

2.2 應(yīng)力分析計(jì)算

2.2.1 應(yīng)力計(jì)算條件

通過建立應(yīng)力分析模型（圖5），對(duì)管線進(jìn)行應(yīng)力計(jì)算，分析不同工況下是否會(huì)出現(xiàn)應(yīng)力超標(biāo)。管線應(yīng)力計(jì)算規(guī)范的選取，對(duì)于非埋地管線選用ASME B31.3，對(duì)于埋地管線選用ASME B31.8。

圖5 預(yù)處理廠2應(yīng)力分析模型

預(yù)處理廠管線應(yīng)力分析計(jì)算條件：

（1）正常操作溫度T1=88.98℃；

（2）可能出現(xiàn)的最高操作溫度T2=118.98℃（按節(jié)流前145℃計(jì)算最高溫度值）；

（3）設(shè)計(jì)壓力P=12 MPa；

（4）管線的安裝溫度10℃。

2.2.2 進(jìn)站球閥抬升分析

進(jìn)站球閥抬升主要是由于停產(chǎn)與運(yùn)行時(shí)的溫差大，埋地管線變形無法完全釋放傳遞至地面管線所致。經(jīng)應(yīng)力軟件計(jì)算，進(jìn)站溫度在88.98～118.98℃范圍，進(jìn)站部分5D彎頭、氣動(dòng)球閥前后直管段在運(yùn)行狀態(tài)下，其一次應(yīng)力超出了規(guī)范許用范圍[3-4]（表3）。

2.2.3 匯管位移分析

經(jīng)應(yīng)力計(jì)算分析，在管線溫度89℃條件下，地面匯管橫向位移計(jì)算值為15 mm，而實(shí)際管線運(yùn)行溫度在83～85℃（表4），匯管橫向位移實(shí)際值為6～8 mm，在規(guī)范允許范圍內(nèi)，匯管處于安全運(yùn)行狀態(tài)。若安裝管卡限制匯管橫向位移，則會(huì)導(dǎo)致匯管二次應(yīng)力增加，超出規(guī)范要求，所以對(duì)地面匯管位移問題不進(jìn)行技術(shù)整改。

表3 預(yù)處理廠1不同工況下計(jì)算出進(jìn)站球閥抬升位移值

表4 匯管計(jì)算安全值與運(yùn)行位移結(jié)果表

3 措施及效果

3.1 優(yōu)化緩蝕劑加注方案

該氣田產(chǎn)氣量大、管徑大、輸送溫度高，同時(shí)含CO2、H2S和高濃度Cl-，根據(jù)工況條件，依據(jù)ASTMG170，開展緩蝕劑實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)及篩選，實(shí)驗(yàn)篩選出了合格的緩蝕劑為油溶水分散緩蝕劑。

投產(chǎn)初期管線腐蝕速率為0.12 mm/a，根據(jù)投產(chǎn)初期地面工藝管線腐蝕狀況，調(diào)研國內(nèi)高含硫氣田防腐相關(guān)研究[5-7]，開展腐蝕掛片評(píng)價(jià)、氣田水緩蝕劑殘余濃度檢測(cè)，進(jìn)行緩蝕劑加注制度優(yōu)化，加注制度見表5。為避免緩蝕劑發(fā)生乳化，進(jìn)行有針對(duì)性的加注，緩蝕劑加注量由定量加注優(yōu)化為根據(jù)氣流量大小確定加注量，腐蝕檢測(cè)管線平均腐蝕速率為0.038 mm/a。

表5 緩蝕劑加注優(yōu)化調(diào)整統(tǒng)計(jì)表

3.2 優(yōu)選管線材質(zhì)

站內(nèi)集輸匯管、一級(jí)分離高溫區(qū)易積液的沖砂管線、排污管線、閥門更換為鎳合金825材質(zhì)，空冷后二級(jí)分離器易積液的沖砂管線、排污管線、閥門更換為316L材質(zhì)。

3.3 應(yīng)力泄放適應(yīng)性整改

采氣管線進(jìn)站閥井前彎頭上下游管線開挖10m，使其管線裸露，管溝內(nèi)不回填，管線和溝壁間隔20 cm空間，管溝頂部用蓋板密封，以泄放管線熱態(tài)下產(chǎn)生的應(yīng)力。

3.4 措施效果評(píng)價(jià)

（1）集氣管線防腐效果評(píng)價(jià)

通過部分管段優(yōu)選材質(zhì)及緩蝕劑加注方案優(yōu)化調(diào)整后，地面管線腐蝕得到了有效控制，集氣管線在線腐蝕監(jiān)測(cè)點(diǎn)平均腐蝕速率為0.038 mm/a，達(dá)到設(shè)計(jì)要求，拆開檢查316 L和825材質(zhì)管線及閥門在水、氣相及水氣混相均無腐蝕。

（2）應(yīng)力泄放適應(yīng)性整改效果評(píng)價(jià)

采氣管線雖然設(shè)置了一個(gè)“π”型彎管，但由于沙?；靥罟軠虾?，管線位移受限，不能有效釋放熱應(yīng)力。采氣管線彎頭處修建管溝后，管線熱態(tài)下產(chǎn)生的應(yīng)力得到有效釋放，進(jìn)站球閥抬升高度出現(xiàn)不同程度的回落（表6），經(jīng)應(yīng)力計(jì)算符合規(guī)范要求。

表6 預(yù)處理廠1應(yīng)力適應(yīng)性整改后進(jìn)站球閥抬升統(tǒng)計(jì)表

5 結(jié)論

（1）S-Y高含硫氣田地面管線腐蝕主要在管線或裝置底部，以坑蝕、點(diǎn)蝕為主，將腐蝕嚴(yán)重區(qū)低碳鋼材質(zhì)更換為合金材質(zhì)，并對(duì)地面管線緩蝕劑加注制度優(yōu)化調(diào)整以后，對(duì)腐蝕現(xiàn)象實(shí)現(xiàn)了有效控制。

（2）采氣管線修建與運(yùn)行溫變過大使預(yù)處理廠進(jìn)站球閥抬升、設(shè)備位移，通過修建管溝使其露空進(jìn)站采氣管線，使管線熱態(tài)下產(chǎn)生的應(yīng)力得到了有效釋放。

（3）管線施工的環(huán)境溫度不同，對(duì)后期采氣管線熱應(yīng)力有較大影響。輸送高溫天然氣的管線，在夏季高溫環(huán)境施工最佳。

[1]陳敬民.土庫曼斯坦南約洛坦氣田100×108m3/a商品氣產(chǎn)能建設(shè)工程（地面工程部分）內(nèi)部集輸及配套工程內(nèi)部集輸工程（SYBD-2/1-13GT-GS-01）[R].成都：中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限責(zé)任公司西南分公司，2011.

[2]李昌漢.含H2S、CO2氣井腐蝕機(jī)理和主要影響因素的研究研[R].成都：四川石油管理局勘察設(shè)計(jì)研究院,2000.

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[4]李杰訓(xùn),等.GB50350-2005，油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范[S]北京：中國計(jì)劃出版社，2005.

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[6]鮮寧，姜放，榮明，等．連續(xù)油管在酸性環(huán)境下的腐蝕與防護(hù)及其研究進(jìn)展[J]．天然氣工業(yè)，2011,31(4):113-116.

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（修改回稿日期2016-03-18編輯景岷雪）

張健,男，1981年出生，四川達(dá)州人，學(xué)士，工程師；主要從事天然氣開發(fā)工作。地址：（400042）重慶市江北區(qū)大慶村重慶氣礦氣田開發(fā)工藝研究所。電話：13452968571；E－mail：z_jian@petrochina.com.cn