湿含硫天然气站场内腐蚀机理浅析

时间：2024-08-31

吴娇龙俨丽苏畅谭红陈宝莲

（西南油气田分公司重庆气矿，重庆 401147）

0 引言

站场是天然气地面集输系统中的重要部位，站内设备和工艺管道是天然气处理和集输的关键设施，随着服役年限的增长，安全风险逐渐上升。近年来，各油气田企业大力推行站场腐蚀检测、预防性维修等完整性管理手段，降低站场失效泄漏风险。本文通过对川东气田45座湿含硫天然气站场腐蚀检测结果进行梳理，分析其腐蚀原因并提出建议，保障站场安全平稳运行。

1 气田简介

川东气田是典型的含硫气田，含硫气井占比84%。含硫气井采出气中含有不同程度的硫化氢、二氧化碳、酸性物质、水、矿物盐等伴生物，会引起化学腐蚀和电化学腐蚀，导致地面集输系统的管道和设备壁厚减薄，从而引发失效泄漏，极大地影响了场站的平稳运行和安全生产。

2 站场腐蚀检测

含硫站场的腐蚀检测主要遵循压力管道定期检验规则（TSG D7005-2018）和固定式压力容器安全技术监察规程（TSG 21-2016）执行，检验以宏观检验、壁厚测定和安全附件的检验为主，增加表面缺陷检测、埋藏缺陷检测、强度校核等项目。采用的无损检测技术主要有：超声B扫查、超声C扫查、超声相控阵检测、超声导波检测、磁粉检测、数字射线检测等。针对站场缺陷的类型，选择有效的检测技术，确保检测结果的准确性[1-4]。

3 检测结果与分析

对川东气田45座湿含硫天然气站场检测结果进行梳理，按照缺陷类型、位置将腐蚀情况统计如下：

（1）按照缺陷类型统计

对检出缺陷按照缺陷类型分类，可分成厚度减薄、金相缺陷、机械损伤等三类，如图1、图2所示。厚度减薄是指在腐蚀性介质作用下金属发生电化学腐蚀损失造成的缺陷；金相缺陷是指生产过程中形成的夹渣、分层、母材缺陷等；机械损伤指材料在机械载荷或垫载荷作用下，发生的承载能力下降，主要包括各种疲劳、机械磨损。

图1 工艺管道缺陷类型分布图

图2 容器缺陷类型分布图

从图1、图2可以看出，含硫站场管道缺陷以厚度减薄为主，金相缺陷和机械损伤相对较少。其中发现厚度减薄348处，占比83.25%；发现金相缺陷26处，占比6.22%；发现机械损伤44处，占比10.53%。容器上主要为分层和腐蚀缺陷，其中母材分层等金相缺陷49处，占比44%；厚度减薄45处，占比41%；机械损伤17处，占比15%；

（2）按照缺陷位置统计

按照缺陷位置统计，分布情况如图3、图4所示。

图3 工艺管道缺陷位置分布图

图4 容器缺陷位置分布图

从图3可以看出，站场排污系统管道缺陷分布最为集中，生产管线和放空管线上发现的缺陷相对较少。这是由于川东气田出水属于氯化钙型，水样矿化度高，氯离子含量高。而站场的气田水系统多数非密闭系统，溶氧浓度是影响管线腐蚀的重要因素。气田水的排污过程也非连续流动，易在管线的低洼处沉积引起腐蚀。

另外，缺陷也容易发生在生产流程中非连续流动、介质流速、流态、组分等发生变化的位置。如收发球筒附近管线、生产旁通管线、容器至排污阀之间积液管段、容器至放空阀之间的死气区等非连续流动位置；节流阀下游、孔板上下游、变径大小头等流速发生变化的位置；缓蚀剂加注口、温度计插孔等管道结构件下游产生湍流的部位；汇管附近，特别是有高含硫气井来气混合的管段等气质发生变化的位置。

从图4可以看出，容器缺陷在分离器上分布最为集中。缺陷表现主要为母材分层和腐蚀减薄。容器分层主要是因为介质中的硫化氢对钢板产生腐蚀生成的氢原子，在金属内部空穴、非金属夹杂物、组织偏析处聚积，而使这些弱结合部位发生脱离、撕裂而形成。腐蚀减薄主要分布在容器下筒体有液体沉积的部位。