濕含硫天然氣站場內腐蝕機理淺析

吳 嬌 龍儼麗 蘇 暢 譚 紅 陳寶蓮

（西南油氣田分公司重慶氣礦，重慶 401147）

0 引言

站場是天然氣地面集輸系統中的重要部位，站內設備和工藝管道是天然氣處理和集輸的關鍵設施，隨著服役年限的增長，安全風險逐漸上升。近年來，各油氣田企業大力推行站場腐蝕檢測、預防性維修等完整性管理手段，降低站場失效泄漏風險。本文通過對川東氣田45座濕含硫天然氣站場腐蝕檢測結果進行梳理，分析其腐蝕原因并提出建議，保障站場安全平穩運行。

1 氣田簡介

川東氣田是典型的含硫氣田，含硫氣井占比84%。含硫氣井采出氣中含有不同程度的硫化氫、二氧化碳、酸性物質、水、礦物鹽等伴生物，會引起化學腐蝕和電化學腐蝕，導致地面集輸系統的管道和設備壁厚減薄，從而引發失效泄漏，極大地影響了場站的平穩運行和安全生產。

2 站場腐蝕檢測

含硫站場的腐蝕檢測主要遵循壓力管道定期檢驗規則（TSG D7005-2018）和固定式壓力容器安全技術監察規程（TSG 21-2016）執行，檢驗以宏觀檢驗、壁厚測定和安全附件的檢驗為主，增加表面缺陷檢測、埋藏缺陷檢測、強度校核等項目。采用的無損檢測技術主要有：超聲B掃查、超聲C掃查、超聲相控陣檢測、超聲導波檢測、磁粉檢測、數字射線檢測等。針對站場缺陷的類型，選擇有效的檢測技術，確保檢測結果的準確性[1-4]。

3 檢測結果與分析

對川東氣田45座濕含硫天然氣站場檢測結果進行梳理，按照缺陷類型、位置將腐蝕情況統計如下：

（1）按照缺陷類型統計

對檢出缺陷按照缺陷類型分類，可分成厚度減薄、金相缺陷、機械損傷等三類，如圖1、圖2所示。厚度減薄是指在腐蝕性介質作用下金屬發生電化學腐蝕損失造成的缺陷；金相缺陷是指生產過程中形成的夾渣、分層、母材缺陷等；機械損傷指材料在機械載荷或墊載荷作用下，發生的承載能力下降，主要包括各種疲勞、機械磨損。

圖1 工藝管道缺陷類型分布圖

圖2 容器缺陷類型分布圖

從圖1、圖2可以看出，含硫站場管道缺陷以厚度減薄為主，金相缺陷和機械損傷相對較少。其中發現厚度減薄348處，占比83.25%；發現金相缺陷26處，占比6.22%；發現機械損傷44處，占比10.53%。容器上主要為分層和腐蝕缺陷，其中母材分層等金相缺陷49處，占比44%；厚度減薄45處，占比41%；機械損傷17處，占比15%；

（2）按照缺陷位置統計

按照缺陷位置統計，分布情況如圖3、圖4所示。

圖3 工藝管道缺陷位置分布圖

圖4 容器缺陷位置分布圖

從圖3可以看出，站場排污系統管道缺陷分布最為集中，生產管線和放空管線上發現的缺陷相對較少。這是由于川東氣田出水屬于氯化鈣型，水樣礦化度高，氯離子含量高。而站場的氣田水系統多數非密閉系統，溶氧濃度是影響管線腐蝕的重要因素。氣田水的排污過程也非連續流動，易在管線的低洼處沉積引起腐蝕。

另外，缺陷也容易發生在生產流程中非連續流動、介質流速、流態、組分等發生變化的位置。如收發球筒附近管線、生產旁通管線、容器至排污閥之間積液管段、容器至放空閥之間的死氣區等非連續流動位置；節流閥下游、孔板上下游、變徑大小頭等流速發生變化的位置；緩蝕劑加注口、溫度計插孔等管道結構件下游產生湍流的部位；匯管附近，特別是有高含硫氣井來氣混合的管段等氣質發生變化的位置。

從圖4可以看出，容器缺陷在分離器上分布最為集中。缺陷表現主要為母材分層和腐蝕減薄。容器分層主要是因為介質中的硫化氫對鋼板產生腐蝕生成的氫原子，在金屬內部空穴、非金屬夾雜物、組織偏析處聚積，而使這些弱結合部位發生脫離、撕裂而形成。腐蝕減薄主要分布在容器下筒體有液體沉積的部位。

4 損傷機理分析

川東氣田天然氣中含有H2S、CO2、弱酸性高礦化度的產出水，容易發生電化學反應導致全面腐蝕和局部腐蝕，主要表現為金屬設備的壁厚減薄或點蝕穿孔等局部腐蝕；另一方面，硫化氫腐蝕產生的氫原子逸出，進入鋼材，導致硫化物應力開裂（SSC）和氫誘發裂紋（HIC）等腐蝕情況[5]。

5 結語

（1）濕含硫天然氣場站工藝管道腐蝕表現以厚度減薄為主，缺陷集中分布在非連續流動、有液體沉積、介質輸送條件發生變化的位置。容器腐蝕表現以母材分層和厚度減薄為主，缺陷容易出現在分離器上；

（2）含硫氣田腐蝕機理主要為濕H2S、CO2環境下發生的電化學腐蝕、硫化物應力開裂（SSC）和氫誘發裂紋（HIC）等；

（3）站場的腐蝕防護可以采用更換耐蝕管材、緩蝕劑加注、容器內涂防腐、區域陰極保護等聯合防腐工藝。同時，還需對易發生腐蝕部位采取連續壁厚監測、激光甲烷泄漏監測、站場檢測等監檢測手段。有效控制站場失效泄漏風險，保障天然氣平穩輸送[6]。