天然气集输干线腐蚀失效原因与控制措施

天然气田集输干线的完整性对气田安全生产意义重大, 然而由于腐蚀现象时有发生, 严重阻碍了气田的正常运行。西部某气田投产以来就不断发生多次管道腐蚀失效事件, 导致单井停产、装置停运等严重后果, 查明天然气集输干线失效的原因, 提出针对性的技术措施对该气田的平稳运行有重要作用。

1 腐蚀原因

气田生产过程中, H2S、CO2和Cl-在有水存在的环境下都会导致腐蚀。其中CO2腐蚀是最普通的腐蚀形式。针对该气田投产以来的情况, 认为主要存在以下几种原因:CO2腐蚀、涡流冲蚀、电偶腐蚀、综合腐蚀等。

(1) CO2腐蚀 CO2本身不产生腐蚀, 但当其溶于水时, 就具有了腐蚀性, 这是电化学腐蚀的一种, 其基本原理和步骤如下:

CO2+H2O+Fe→Fe CO3 (碳酸铁) +H2

CO2腐蚀速度取决于CO2气体的分压, 这个分压指CO2在液相的溶解度。API SPEC 6A规定了CO2腐蚀的判别标准:

当CO2分压小于0.05MPa (绝) 一般不考虑腐蚀作用;当CO2分压在0.05~0.21MPa (绝) , 应考虑腐蚀作用;当CO2分压大于0.21MPa (绝) , 有明显腐蚀。

对于该气田而言, CO2的摩尔组成0.35%, 正常的管道运行压力12MPa, 其气相的CO2分压为0.042MPa, 根据上述标准, 可以不考虑CO2腐蚀作用, 但从管道和容器拆检的情况来看, 腐蚀却表现为典型的CO2腐蚀形貌, 即坑蚀和台面腐蚀。在流动状态下, 具有在流动方向上的延伸槽, 是一种典型的流动诱导局部腐蚀。

铁在CO2的酸性环境下, 生成碳酸铁盐, 部分在金属表现形成一层碳酸盐垢层, 一定程度保护了金属被进一步腐蚀。但碳酸铁盐也可以溶解于酸性溶液中, 在一定条件下, 溶解在溶液中的碳酸铁盐与垢层达到平衡。这种平衡是动态的, 条件改变时, 垢层会变薄甚至会丧失殆尽, 腐蚀加剧。这种条件不仅与流态有关, 而且与温度也密切相关。前人研究表明:在60~100℃时, 破坏尤为严重, 当温度低于60~70℃时, 腐蚀速度将会随温度升高而加大;当温度高于80~100℃, 腐蚀速度将会随着温度升高而降低。该气田内部集输干线的温度约在70℃左右, 刚好处于CO2腐蚀温度敏感区域。

(2) 涡流腐蚀 二股流汇合时, 会发生流态变化, 从而导致腐蚀的发生。通过模拟二股流汇合可知在气流交汇处, 存在低速涡流区。在该区域腐蚀性组分和水分会由于流速突然减小而出现水汽的凝结, 形成典型的酸性腐蚀环境, 而且气流汇合处涡流强度大且存在壁面剪切力。在涡流的循环往复剪切作用下, 腐蚀产物膜对壁面的粘附力减弱, 进而会加剧管道内壁的冲刷腐蚀。在有缓蚀剂加注作为防腐措施的场合, 也会因涡流的存在, 导致缓蚀剂在该处不能有效附着, 管道得不到保护。

(3) 冲蚀 当流体的流速过快时, 会对管道产生冲蚀。这主要是因为高速流体对碳酸盐铁垢层的侵蚀。速度越高, 这种破坏作用越明显, 因此, 在管道的设计均对流速有一定的要求, 对于碳钢管道而言, 一般要求的流体流速不得超过9m/s。研究区集气站至油气处理厂管道的管径为508mm, 计算的流速为流速约为6.5m/s, 可见流速引起的冲蚀不是其爆管的主因, 主因是其流态是涡流的原因。

(4) 电偶腐蚀 不同材质的金属相连时, 由于其电位不一样, 在溶液中存在着电位差, 从而导致其中一种金属被腐蚀, 这种腐蚀被称为电偶腐蚀。研究表明当316和16Mn二种材料放在溶液中时, 16Mn首先被腐蚀, 而且其腐蚀速率要远远大于其单独在溶液中的速率, 这个原因就是因为316和16Mn存着电位差, 16Mn为牺牲阳极, 被腐蚀, 而316作为阴极, 得到保护。该原理是研究气田支线爆管的主要原因之一。

2 腐蚀控制措施

(1) 采用复合管代替碳钢管道采用较高等级材质的钢材是控制腐蚀的本质安全措施。该气田在发生腐蚀失效后逐渐在内部集输所有的三通更换为L415+316L复合管直插三通, 同时, 为减少支线流速过大引起涡流, 单井支线与集气干线碰头前也采用了一段较大管径的管道。为有效消除电偶腐蚀, 增加了复合管短节, 短节一半为复合管, 一半采用内涂层, 有利于现场焊接, 也消除电偶腐蚀。由于316的抗冲蚀效果好, 采用复合管, 即使缓蚀剂不能附着, 也可有效防止涡流腐蚀。该措施一定程度消除了电偶腐蚀, 但腐蚀状况依然未能彻底消除。316与碳钢之间存在着电偶腐蚀, 导更换为碳碳+316的复合管, 使用效果良好。 (2) 选择合适的缓蚀剂。缓蚀剂对碳钢管道的保护有重要作用。在管道投产使用之前, 对管道进行缓蚀剂预膜很有必要缓蚀剂类型的选择和加注量的确定要通过实验室评定来确定, 但实验室进行缓蚀剂配伍实验时, 一般是在静态, 而生产的管道却是流动状态, 因此还需要结合其他手段, 以保证管道的完整性。 (3) 壁厚检测。如果管线采用了较低等级材质和管道和设备, 那么进行定期检测是非常有必要的。通过检测比如壁厚检测或超声波检测焊缝, 可以及时发现缺陷, 掌握管道的腐蚀情况, 及时进行相应的处理。

3 结语

气田集输干线的腐蚀是其失效的重要原因, 研究气田生产过程中主要存在CO2腐蚀、涡流冲蚀、电偶腐蚀、综合腐蚀等。其中CO2腐蚀是腐蚀的起因, 其他的腐蚀形式大大加剧了腐蚀。可通过采取高等级材质的管道、选取合适的缓蚀剂以及壁厚检测对腐蚀进行控制。

摘要：天然气集输干线的完整性对气田安全生产有重要作用。本文以西部某气田集输干线腐蚀冲孔事件为例, 从腐蚀机理、生产工艺、控制措施等方面进行分析集输干线失效的原因, 并提出相应的控制措施。

关键词：集输干线,失效原因,安全性,天然气

参考文献

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