微含硫輸氣管道腐蝕分析與防控措施

中石油新疆油田分公司石西油田作業區

隨著國家環保要求的日益嚴格和國民經濟的快速發展，我國對天然氣資源的依賴程度逐年上升，截至2018 年底，天然氣占一次能源消費的比例每年平均增速為8.9%左右，巨大的天然氣市場促進了管輸天然氣的發展[1-2]。我國大部分陸上氣田均為含硫氣田，由于H2S 氣體造成的井筒和地面管線腐蝕問題嚴重，不僅對油氣田的正常生產造成了影響，同時H2S 還具有高毒性，泄漏后一旦超過職業健康標準中的最低危險濃度時，還會危及人身安全[3]。劉宏波等[4]針對壓力管道和壓力容器中的酸性氣體腐蝕進行了研究，并針對腐蝕檢測與評價技術進行了梳理，提出了相應的腐蝕控制方法；朱超慧[5]對高含硫管道的腐蝕原因進行了聚類分析并指出，溫度、濕度和應力在腐蝕介質的作用下，會造成管道硫化物應力開裂，引起管道深層次的埋藏裂紋缺陷；顧錫奎等[6]對長距離濕氣集輸管道中的腐蝕監測系統進行了完善，采用超聲導波等非插入式方法進行監測，使管道完整性數據更加精確有效。目前，可查文獻中針對高含硫氣田的相關研究較多，對于低含硫特別是氣體中H2S 質量濃度小于6 mg/m3的微含硫天然氣腐蝕情況關注較少。在實際工況條件下，微含硫輸氣管道同樣面臨著腐蝕問題，且初期不易察覺，往往更具危害性。因此，以某實際運行的輸氣管道為例，結合內檢測器清管結果，對腐蝕情況進行分析和評價，提供相應的防腐建議，為延長微含硫輸氣管道使用壽命提供參考依據[7-8]。

1 管道基本情況

某輸氣管道是XJ 油田的主要天然氣外輸管道。各斷塊來氣經單井集氣管道匯集后進入集氣站，在站內經初步分離后進入壓縮機增壓，經一級冷卻器、一級分離器，進入壓縮機二級壓縮，進二級冷卻器、三級冷卻器、二級分離器，最后經分子篩、粉塵過濾器、換熱箱、低壓分離器、膨脹機、增壓機等設備脫水脫烴后外輸。管道2015 年2 月投產運行，管道材質L360N 鋼，埋弧焊管焊縫，管徑550 mm，壁厚7.5 mm，設計壓力6.5 MPa，運行壓力6.05 MPa，運行溫度25 ℃，輸量60 000～65 000 m3/d。管道沿線土壤環境為干旱荒漠地帶，以鹽化荒漠土為主，且基本無人居住，無植被覆蓋。

該管道采用3PE 防腐層和外加電流陰極保護系統進行外腐蝕防護。通過對部分現場管道進行開挖檢測，發現防腐層表面未出現氣泡、破損、裂紋和陰極剝離等現象，補口補傷質量良好，外壁未見明顯的腐蝕坑；通過對管地電位進行測量，在陰極保護工作的狀態下，所有管段的管地電位均在-0.85～-1.2 V 之間，陰極保護有效。參照GB/T 19285—2014 中對腐蝕環境調查的相關要求，采用外腐蝕檢測相關手段對土壤腐蝕性和雜散電流（交流、直流）情況進行評價，得到土壤腐蝕性等級為2 級（較弱），管地電位的正向偏移量為52 mV，土壤表面電位梯度為2.1 mV/m，直流干擾程度為中偏弱，但無需采取直流排流或其他防護措施。綜上所述，該管道外防腐和陰極保護均有效，不存在明顯的外腐蝕現象。

2 內檢測數據分析

根據GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規范》的規定，新建管道在建成投產3 年內應進行基線檢測和評價，因此在2017 年委托第三方機構對管道進行了漏磁和幾何變形內檢測工作。通過檢測，共發現腐蝕缺陷13 585 處（表1）。其中內腐蝕缺陷13 528 處，外腐蝕缺陷57 處，腐蝕深度(h)≥壁厚(d)30%的點共有30 處，且均為內腐蝕，外腐蝕最大深度為壁厚的28%，腐蝕平均深度為壁厚的14%。管線全長共有10 657 根管節，存在腐蝕缺陷的管節共有985，占總數的9.24%。

表1 內檢測結果統計Tab.1 Statistics of internal inspection results

按照GB/T 27699—2011《鋼制管道內檢測技術規范》中附錄E 關于金屬損失的類型分類，將內檢測數據進行分類統計，結果見表2。

表2 金屬損失類型統計Tab.2 Statistics of metal loss type

由表1、表2 可知，該管線腐蝕主要為內腐蝕，且金屬損失類型以坑狀腐蝕和環向凹溝為主，腐蝕深度多分布在0.1d≤h＜0.2d之間。參照管道運行年限，折算均勻腐蝕速率為0.126 mm/a，按照美國腐蝕學會NACE RP-0775 標準，屬于中度腐蝕程度。對h≥20%d的內腐蝕缺陷按照周向位置（鐘點方向）進行分類，較嚴重的內腐蝕缺陷大多集中在4—8 點鐘方向（即管底），可能是由于在投產或試壓中含有殘留水、輸送氣體脫水指標不合格等原因造成，如圖1 所示。對57 處外腐蝕缺陷長度進行了統計，可見大多數缺陷為小于40 mm 的短缺陷，管道周圍的第三方破壞、施工活動、非法占壓相對較少，這與管道所處的環境有關，也與管道基本情況相符，如圖2 所示。

圖1 的內腐蝕缺陷分布(h ≥0.2d)Fig.1 Internal corrosion defects with corrosion dept h ≥0.2d(circumferential position)

圖2 外腐蝕缺陷長度分布Fig.2 Distribution of external corrosion defect length

3 焊接工藝評定

對管線鋼及其焊接接頭的母材區、熱影響區和焊縫區進行金相組織和硬度測試，試樣按照投產時的焊接工藝進行對接環焊縫制備，對不同區域的試樣先后用400、600、800、1 000 目的砂紙逐步打磨，拋光后再用硝酸溶液進行腐蝕，清洗干燥后依據GB/T 13298—2015《金屬顯微組織檢驗方法》，采用MEF4M 金相顯微鏡進行顯微檢驗。硬度測試依據GB/T 4340.1—2009 《金屬材料維氏硬度試驗》進行，載荷加載10 kg，加載時間15 s，采用KB 30BVZ 進行不同區域的硬度測試。

由圖3 可知，母材區由鐵素體和珠光體組成，且分布較為均勻；熱影響區的鐵素體呈聚并狀態，且鐵素體和珠光體的晶粒均較母材區粗大；焊縫區出現由晶界鐵素體向晶內生長的大量粗針厚網狀魏氏組織，晶粒比其他區域均粗大；所有區域未發現導致管材及焊接接頭性能下降的馬氏體金相組織。

圖3 焊接接頭各區域金相顯微組織（放大500 倍）Fig.3 Metallographic microstructure of each area of the welding joint(500 times magnification)

針對對接環焊縫的不同區域進行硬度檢測，所有區域的單點壓痕硬度值均在182～213 HV10 之間，小于或等于345 HV10，滿足GB/T 9711—2017《石油天然氣工業管線輸送系統用鋼管》的要求，測試結果見表3。

表3 不同區域硬度測試Tab.3 Hardness test in different areas

4 腐蝕機理及防控措施

4.1 腐蝕環境分析

對該管道天然氣進行氣質組分化驗，參照GB/T 11060.11—2014《天然氣含硫化物的測定第11 部分：用著色長度檢測管法測定硫化氫含量》，在室內進行色譜分析和數據處理。發現該管道天然氣中H2S 質量濃度為0.85～1.52 mg/m3，參照GB17820—2012《天然氣》中天然氣質量對H2S 含量的要求，管輸前只進行了脫水脫烴處理，未進行除硫處理，管輸氣屬于微含硫。

在進行常規清管的過程中，清理出了大量的黑色固體雜質和黑色液體，說明該集氣站的脫水工藝不達標。將組分輸入到Hysys 軟件中進行測定，管輸天然氣的水露點比最低環境溫度高1～2 ℃，導致在管輸過程中出現液態水，H2S 氣體溶于液態水后對管底造成腐蝕。對站內的天然氣采出水進行水質化驗，得到采出水中Cl-含量較高，約占總礦化度的一半以上，水質呈弱酸性（表4）。由此可見，該管道內腐蝕的原因可能來自于H2S 腐蝕、Cl-腐蝕、應力腐蝕開裂、氫致開裂等。

表4 采出水組分Tab.4 Components of produced water

4.2 腐蝕模擬試驗

由于管線鋼在氣相和液相中的腐蝕環境和腐蝕機理明顯不同，因此在管輸條件下（壓力6.05 MPa，溫度25 ℃），利用高溫高壓反應釜，取L360N 材質的試樣進行氣相（不浸）和液相（全浸）的腐蝕試驗。試驗為靜態試驗，腐蝕時間為7d，腐蝕溶液組分參照表4 的含量用去離子水和化學純制劑進行配置，試驗完成后參照ISO8407—2009《金屬和合金的腐蝕 腐蝕試樣上產物的清除》對腐蝕產物進行清洗，同時利用掛片失重法計算均勻腐蝕速率。

由圖4、圖5 可知，在壓力6.05 MPa、溫度25 ℃條件下，氣相腐蝕中基材表面出現少量零星的腐蝕產物，經酸洗后腐蝕產物很容易脫落，由于腐蝕時間較短，未發現局部腐蝕痕跡；液相腐蝕中基材表面形成了一層較為疏松的腐蝕產物膜，且呈臺地狀腐蝕，經過清洗后，基材表面發現了不同程度的局部小孔腐蝕。經計算，7 d 后氣相和液相的均勻腐蝕速率分別為0.011 mm/a 和0.058 mm/a。

圖4 清洗前后氣相腐蝕形貌（放大1 000 倍）Fig.4 Morphology of gas-phase corrosion before and after cleaning (1 000 times magnification)

圖5 清洗前后液相腐蝕形貌（放大1 000 倍）Fig.5 Morphology of liquid phase corrosion before and after cleaning (1 000 times magnification)

4.3 腐蝕機理分析

將清理后的腐蝕產物進行XDR 分析表明，氣相和液相的成分基本一致，主要為鐵的氧化物和FeS，其中鐵的氧化物初步推斷是由于試樣在運輸和儲存的過程中發生氧化造成的（圖6）。氣相中主要發生的是化學腐蝕，在干燥的環境下，H2S 與管壁直接發生反應，產物為FeS 和H 原子，整體腐蝕程度較輕，腐蝕速率較低。但由于H 原子的體積很小，可以進入到四面體或六面體晶界間隙中，使基材的晶格變形，產生強大的應力作用，降低韌性增加脆性，引發氫脆，因此盡管氣相的均勻腐蝕速率較低，但也應引起足夠的關注。液相中主要反生的是電化學腐蝕，在低流速或地勢低洼地段形成液態水，在水膜的作用下，H2S 溶于水發生更為強烈的腐蝕反應。

陽極反應：

陰極反應：

腐蝕產物：

結合內檢測數據及腐蝕模擬試驗的相關結果，可知該管道的腐蝕原因為脫水工藝不達標，導致管輸天然氣中含水，形成濕H2S 環境，同時Cl-含量較高，微含硫高含鹽的腐蝕形態以局部腐蝕為主。

4.4 防控措施

結合上述分析，確定該管線主要為微含硫高含鹽腐蝕，根據腐蝕模擬試驗，氣相和液相的腐蝕速率均未超過0.076 mm/a，因此不考慮加注緩蝕劑等防腐措施。針對管道實際工況條件，采取以下措施保證管線正常運行。

圖6 腐蝕產物XDRFig.6 Corrosion product XDR

（1）加強集氣站的管理水平，提高脫水質量，嚴格控制管輸天然氣的水露點低于最低環境溫度5 ℃以下，確保水露點及烴露點合格。

（2）增加清管作業的頻率，對管內積水和雜質進行定期清理，對采出水水質進行化驗和細菌含量測試，降低腐蝕風險。

（3）利用OLGA、PIPESIM 等軟件進行內腐蝕直接評價，確定管道可能存在積水和腐蝕的部位，并針對薄弱管段設置腐蝕監測系統，控制腐蝕發展情況。

針對內腐蝕嚴重的管段，運用上述措施后，結合換管作業記錄發現，半年換管頻率減少了58%，對換管后的管段進行檢查，發現內腐蝕不同程度地減輕，證明防控措施有效。

5 結論

通過內檢測數據分析、焊接工藝評定、腐蝕模擬試驗的結果表明，該管道以內腐蝕為主，不存在明顯的外腐蝕，液態水及輸送介質中含有微量H2S是構成腐蝕環境的主要因素，氣相中發生的為化學腐蝕，液相中發生的為電化學腐蝕；內腐蝕形態以局部腐蝕為主，腐蝕產物主要有鐵的氧化物和FeS。在管道運行過程中應及時采取相應的防控措施，降低腐蝕穿孔的風險，從而避免不必要的停產損失。