羊东明 李亚光

1.中国石化西北油田分公司工程技术研究院 2.中国石油大学（北京）石油工程学院

雅克拉气田集气管线内腐蚀分析及材质选用

羊东明1李亚光2

1.中国石化西北油田分公司工程技术研究院 2.中国石油大学（北京）石油工程学院

塔里木盆地雅克拉气田井流物具有高含CO2、高含Cl－、低含H2S、低p H值的特点，投产1年多后，集输管线距井口150 m处相继出现爆管、穿孔、管壁减薄等腐蚀现象。随着气田开发时间的延长，气井含水量上升，腐蚀环境进一步恶化，腐蚀也逐渐从井口方向延伸至进站端。为此，分析了气田集气管线腐蚀环境、腐蚀规律特征、腐蚀影响因素（温度、CO2分压、p H值、Cl－含量、多相流流态及流速、水蒸气冷凝率），确定了集气管线腐蚀主要是CO2腐蚀，同时冲击流流态下高速气流的冲刷和Cl－的存在加剧了腐蚀进程。同时，对集气管线的管材进行了筛选，不同材质耐腐蚀性能分析表明：集气管材抗腐蚀性能由强到弱排序为22Cr、316L、玻璃钢、13Cr、1Cr13、06Cr13、3Cr、16Mn、L360；弯头抗腐蚀性能由强到弱排序为1Cr13、16 Mn渗氮、15Cr Mo、16Mn。最后从技术可行、经济合理的角度分析认为：集气管材宜选用316L＋20号钢的双金属管材和富含环氧树脂内衬高压玻璃管材，弯头宜选用1Cr13和16 Mn渗氮高压直角弯头。

塔里木盆地 雅克拉气田 CO2含量 Cl－含量 H2S含量 高速气流冲刷 腐蚀分析 材质选用

雅克拉气田位于塔里木盆地北部，直井的集气管线为 114 mm×8 mm，水平井的集气管线为 168 mm×11 mm，材质为16 Mn、20号钢。2005年11月集气管线投运，在高含CO2、高含Cl－、高流速的腐蚀环境下，2007年3月，集输管线距井口150 m处出现爆管、穿孔、管道壁减薄等腐蚀现象［1－6］。随着管线服役年限增长，气井含水量上升，腐蚀环境进一步恶化，腐蚀从井口逐渐向进站方向延伸，腐蚀部位集中在井口节流阀后管线底部和弯头、进站阀组前管线底部和弯头等处，腐蚀表象为孔洞状、蜂窝状、台地状、溃疡状、沟槽状。超声波测厚结果显示井口直管段平均腐蚀速率为2.81 mm／a，井口弯头段平均腐蚀速率为4.24 mm／a，进站管线直管段平均腐蚀速率为0.55 mm／a，进站管线弯头段平均腐蚀速率为0.79 mm／a。腐蚀成为制约气田安全开发的瓶颈问题。

1 集气管线内腐蚀分析

1.1 腐蚀环境分析

集气管线内的流动介质为天然气、凝析油、地层水（凝析水）多相流，集输压力为8.5～7.2 MPa，集输温度为60～45℃，流动介质中的CO2含量为2.31%～6.27%，H2S含量为0.000 3%～0.028 9%，含水率为0.75%～89.03%，Cl－含量为2 290.54～157 000.00 mg／L，p H值为5.0～6.6，其腐蚀环境具有CO2含量高、H2S含量低、Cl－含量高、p H值低的“两高两低”特点。计算得到CO2分压位0.139～0.508 MPa，H2S分压为0.000 026～0.001 430 MPa。

在CO2和H2S共存环境下，通常用两者的分压比值（pCO2／pH2S）来判定腐蚀模式：当pCO2／pH2S小于20时为H2S腐蚀区；当pCO2／pH2S介于20～500时为H2S和CO2混合腐蚀区；当pCO2／pH2S大于500时为CO2腐蚀区。通过计算可知，集气管线腐蚀类型为CO2腐蚀，只有YK16井pCO2／pH2S为356.1，属于H2S和CO2混合腐蚀，但仍以CO2腐蚀为主，可见集气管线的腐蚀环境为CO2—Cl－“甜气”腐蚀环境。

1.2 腐蚀规律特征分析

集气管线腐蚀呈一定的规律性［7－10］，腐蚀部位分布在3个不同的集输区域内，其中距井口150 m集输管线处的内腐蚀最严重，距进站200 m集输管线处的内腐蚀相对较轻，中间部位管线无明显腐蚀现象。腐蚀集中在管线焊缝、管底、弯头3个部位，其中焊缝腐蚀占总腐蚀的43.5%，表现为焊缝热影响区底部环向、轴向裂缝穿孔和台地状腐蚀形貌；管底本体腐蚀占总腐蚀的26.1%，表现为管线底部孔洞状、溃疡状、沟槽状的腐蚀形貌，弯头腐蚀占总腐蚀的21.7%，表现为弯头底部整体均匀减薄，弯头“肘”部出现沟槽状和蜂窝状腐蚀形貌，部分高产井井口地面管线顶部出现点腐蚀。

2 CO2腐蚀影响因素分析

CO2腐蚀影响因素分为内部因素和外部因素［11］。内部因素取决于材料成分、材料组织，外部因素取决于温度、CO2分压、p H值、Cl－含量、多相流流态及流速、水蒸气冷凝率。

2.1 温度

气田集气工况模拟研究结果表明：在80～110℃时管线腐蚀最严重，在93℃时管线出现腐蚀高峰值，在45～60℃时，管线腐蚀产物FeCO3疏松且无附着力，很难在管壁上连续成膜。由于腐蚀产物不具备保护作用，腐蚀形式表现为均匀腐蚀［12］。

2.2 CO2分压

根据API《井口装置和采油树设备规范》有关CO2腐蚀的判断可知：CO2分压大于0.21 MPa时为严重腐蚀；CO2分压介于0.05～0.21 MPa为中等腐蚀；CO2分压小于0.05 MPa时无腐蚀。雅克拉气田集气管线CO2分压为0.139～0.508 MPa，属中度—严重程度腐蚀。

采用Waard公式对集气管线CO2腐蚀进行预测计算，其CO2腐蚀速率超过NACE标准极严重腐蚀速率的规定［NACE标准《油田生产中腐蚀挂片的准备和安装以及试验数据的分析》（RP－0775－05）规定均匀腐蚀速率大于0.254 mm／a为极严重腐蚀］（表1）。

2.3 Cl－含量

目前气田生产井都含有游离水，且其中Cl－含量为2 290.54～157 000.00 mg／L，Cl－是活性阴离子，半径小、极性强、迁移率高，易穿透腐蚀产物形成腐蚀小孔，碳钢腐蚀速度随着Cl－含量增加而急剧增加，从而进一步加速点（孔）蚀的形成［13］。

表1 雅克拉气田集气管线CO2腐蚀速率预测计算结果表

2.4 p H值

电化学测试表明：当p H值介于4.0～6.0时，CO2饱和溶液中裸钢腐蚀速度高于相同p H值N2饱和溶液中裸钢的腐蚀速度；p H值介于5.0～6.6时，不仅CO2腐蚀受到影响，FeCO3溶解度也会受到影响，接近钢表面的Fe2＋在局部沉积为FeCO3膜，促进沉积物下的局部腐蚀。

2.5 流体流态

集气管线内为气、油、水多相流，流型随着管径、流体特性和管道倾斜度的改变而发生变化，根据气田气相和液相（油、水）的流速计算结果（表2），结合曼德汉（Mandan）流型图，得出集气管线内介质流态主要为冲击流及分层流。

表2 雅克拉气田集气管线气液两相流速计算结果表

分层流水平管段，液相处于管线底部，气相处于管线顶部，气液间具有较光滑的界面，管路无明显压力波动，流体冲击腐蚀较弱，腐蚀主要为水与腐蚀性介质的电化学腐蚀，腐蚀程度受含水量和Cl－影响较大；分层流地势倾斜上升管段，液体在凹形弯处的上段一侧不断滞留引起管线栓塞，阻滞气流通过，产生段塞作用，腐蚀程度受段塞频率影响较大。YK8、YK9、YK10、YK11井集气管线在管线底部呈现孔洞状、溃疡状形貌，且其沿介质输送方向呈线形分布，验证了管线底部电化学腐蚀和极强段塞作用导致腐蚀速率增加。

冲击流会在管线产生较高的内在紊流，高速紊流造成管壁出现很高的剪切应力，在流动和剪切的共同作用下，冲蚀效应产生流动腐蚀，使管壁表面膜和FeCO3腐蚀产物被损坏剥落，新金属基体裸露与腐蚀介质接触，加速了电化学和物理腐蚀过程（图1），YK1、YK2、YK6H、YK5H、YK7CH井口直管段和弯头处管底部呈现蜂窝状、沟槽状形貌，验证了极强的冲击力和剪切力引起的流体流动腐蚀导致腐蚀速率增加。

图1 冲击腐蚀示意图

2.6 水蒸气冷凝率

地面井场部位集气管线顶部发生的腐蚀为水蒸气冷凝率较大所致，水蒸气冷凝率较大一方面是由于采气树针阀或油嘴的节流膨胀效应所致，另一方面是由于井口管线沿地表敷设，虽有黄夹克保温层，但沙漠地带季节环境和昼夜温度差较大，冬季和夜晚温度低，水蒸气易冷凝成水膜，浸润管壁表面产生强烈腐蚀，同时溶解了CO2的酸性水膜附着在管壁上形成FeCO3腐蚀产物膜，因流体的强烈冲刷导致腐蚀产物膜破裂，加剧腐蚀（图2）。由于井口段管线内大量的过饱和水已析出，进站段管线虽然也有少量管道暴露在地面上，但已很难再形成冷凝水，因此，进站段管线腐蚀较轻。

图2 水蒸气冷凝腐蚀示意图

2.7 焊接

管道焊接后，焊渣、焊瘤的存在将从两个方面加剧焊口及其附近热影响区管道的腐蚀：①焊渣、焊瘤为活性点，其电极电位发生变化，较本体的电极电位低，更易发生腐蚀；②焊渣、焊瘤的存在使管道内存在凸出部分，造成焊口附近形成紊流，产生强烈的液击现象，从而形成空泡腐蚀和冲击腐蚀，加速焊口和焊口附近区域的腐蚀。YK2、YK9、YK10井发生在焊口和焊口附近区域的腐蚀穿孔，验证了管材缝隙腐蚀及冲击腐蚀的存在。

2.8 材料

在CO2—Cl－组成的腐蚀环境中，腐蚀产物膜一旦形成，腐蚀行为将与之密切相关，腐蚀速度将受膜的结构、厚度、稳定性及渗透性能影响，最终导致管材表面发生均匀腐蚀或局部腐蚀，表现为管材壁厚逐渐变薄和点蚀穿孔。在湿相CO2环境下碳钢的腐蚀可导致产生缝隙腐蚀、均匀腐蚀和点蚀。研究成果表明，普通碳钢管材不适用于CO2—Cl－组成的“甜气”环境，这一点与集气管线16 Mn管材和20号钢耐蚀性差十分吻合。

3 集气管道的管材选用

国内外油气田对CO2、Cl－腐蚀环境耐蚀性管材选择主要以耐蚀合金（CRA）为主，但由于介质环境差异较大，耐蚀合金品种众多，性能各异，价格差异也大，玻璃钢管材凭借对腐蚀介质良好的耐腐蚀性能已得到普遍应用［14］，因此，如何根据介质环境、材料性能选择既安全可靠又经济实用的材料尤为重要。由于集气管线工作压力较高，其选材在考虑承压的同时，还要考虑CO2、Cl－的腐蚀因素及冲击腐蚀因素。

3.1 管线材质筛选

管线材质筛选结果显示：①根据各类耐腐蚀合金对材料的腐蚀情况，镍基合金和22Cr耐蚀性能最好，但非常不经济。②单从CO2、Cl－、环境温度3方面分析选材，13Cr（马氏体）完全可以满足其耐蚀性能要求，但13Cr材料在有NaCl、CaCl2、MgCl2介质存在时，Cl－引起的局部点蚀抵抗力较差，随着气田开发的延续，天然气含水不断上升，Cl－点蚀问题将日趋严重，因此也不适合。③室内试验分析评价材质抗腐性能强弱排序为：22Cr、316L、高压玻璃钢、13Cr、06Cr13、1Cr13、3Cr、L360、16Mn；现场试验材质抗蚀性能强弱排序为：316L、高压玻璃钢、13Cr、06Cr13、16Mn。④316L材料中有钼元素存在，玻璃钢为环氧树脂材料，两者对非氧化性介质的抗蚀能力较强，从性价比方面分析最为合适的抗腐蚀材料应该是玻璃钢，其次是316 L。

3.2 弯头结构及材质筛选

圆管弯头是集气管线中常用管件，在内压作用下，其强度比同条件下直管段的强度低，内压作用下产生的最大环向应力在弯头的内弧面上，而外弧面和两侧的环向应力都比直管段的环向应力小。冲蚀作用使圆管弯头管壁内部遭受机械力破坏而局部变薄，在一定压力下易导致泄露或爆裂。因此，选用合适的弯头，采取相应防冲蚀措施，提高材料表面抗冲蚀磨损能力，可避免传统弯头因高流速冲刷而导致的冲刷腐蚀。通过分析可知，圆管弯头冲刷磨损量与输送流体速度的立方成正比，与输送气流撞击角度的大小相关，因此，借鉴“90°弯管效应”，从弯头结构形式和材质两方面解决弯头拐弯处的流态问题。

1）选用一种不改变流体走向、具备一定壁厚、材质具有耐CO2腐蚀、耐高压冲刷破坏的直角弯头，解决弯头拐弯处“肘”部流态产生冲刷磨损导致材料表面的破坏问题。

2）高压直角弯头口径与管线管径一致，壁厚是圆管煨制弯头的2.5倍，其内壁制成阶梯式形状，改变输送气流撞击角度的大小，避开撞击角90°时气流垂直撞击管壁冲刷磨损最严重区域，延长弯头寿命。

3）高压直角弯头外侧颈部加长形成短圆管，通过焊接配对凹凸面对焊钢质管法兰，与原集气管线法兰连接，避免安装动火施工。

4）室内试验分析表明，材质抗腐性能强弱排序为：1Cr13、16Mn渗氮、15Cr Mo，现场试验材质抗蚀性能强弱排序为：1Cr13、16Mn渗氮、15Cr Mo。

3.3 材质现场试验

为进一步验证材质选择的技术可行性和经济合理性，2008年3月通过锻造工艺加工了1Cr13、16Mn渗氮、15Cr Mo高压直角弯头开展防腐试验，由现场试验腐蚀数据可以看出，高压直角弯头较90°圆管弯头的腐蚀速率明显降低，其中1Cr13高压直角弯头的腐蚀速率降为5.744 5 mm／a，16Mn渗氮高压直角弯头的腐蚀速率降为5.079 6 mm／a，15Cr Mo高压直角弯头的腐蚀速率降为4.937 5 mm／a，满足现场生产要求。

2008年5月选用西安向阳航天材料股份有限公司的基材为20号钢、衬材为316L的双金属复合管开展防腐试验。2008年8月选用了Ameromn公司0.25 mm厚富含环氧树脂内衬的高压玻璃钢管开展防腐试验。现场试验腐蚀数据表明，玻璃钢管和316L均有较强的抗腐蚀性能，投运至今未出现腐蚀穿孔问题，满足现场生产要求。

4 结论

1）雅克拉凝析气田集气管线主要是CO2腐蚀，冲击流流态加剧了腐蚀进程。集气管材抗腐蚀性能强弱排序为22Cr、316L、玻璃钢等，弯头材质抗腐蚀性能强弱排序为1Cr13、16Mn渗氮、15Cr Mo等。

2）316 L＋20号钢双金属管材和富含环氧树脂内衬高压玻璃管材、Cr13和16Mn渗氮高压直角弯头在雅克拉凝析气田的成功应用，不仅解决了集气管线的腐蚀问题，节约了大量的投资，也为其他气田高含CO2区块的开发提供了很好的经验借鉴和技术支持。

3）由于玻璃钢管材有老化、溶胀、接头等方面的薄弱点，316 L不锈钢在Cl－存在的情况下会发生点蚀，需要在应用中予以高度重视。

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Internal corrosion analysis and material selection of gas gathering lines in the Yakela Gas Field，Southwest Tarim Basin

Yang Dongming1，Li Yaguang2
（1.Engineering and Technology Research Institute of Sinopec Northwest Oilfield Company，Urumqi，Xinjiang 830011，China；2.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.74－77，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The well fluids in the Yakela Gas Field，Tarim Basin，are of high CO2and Cl－content，low H2S content，and low p H value.So only one year after the gathering lines in this field were put into operation，many kinds of corrosion problems occurred at the lines of 150 meters away from the well head，such as tube rupture，perforation and wall thinning，etc.The water content of the gas well became increasing and the corrosive environment was deteriorating as time went by.Meanwhile，corrosion gradually extended from the wellhead to the entrance to gas gathering stations.This paper hereby analyzes the corrosive environment of gas gathering lines，characteristics of corrosion，and corrosion factors including temperature，partial pressure of CO2，p H value，Cl－content，flow pattern and multiphase flow rate，and the condensation ratio of water vapor.It is found out that the main corrosion in the gas gathering lines is CO2corrosion and the presence of high－speed air scour and Cl－flow aggravates the corrosion process.A study is also performed of the pipeline materials，the anti－corrosion performances of the materials for gas gathering lines have been determined from the best to the worst：22Cr，316L，GFRP（glass fiber reinforced plastics），13Cr，1Cr13，06Cr13，3Cr，16Mn and L360；while that for elbow are 1Cr13，16 Mn nitriding，15Cr Mo and 16 Mn.Finally，from the perspective of technical feasibility and economic rationality，bimetallic steel pipes of 316L and 20＃steel and high－pressure liner glass pipes rich in epoxy resin should be selected for the gas gathering lines，high pressure and right－angled elbows with 1Cr13 and 16Mn nitriding should be better selected.

Tarim Basin，Yakela Gas Field，CO2，Cl－，H2S，high－speed air scour，corrosion analysis，material selection

羊东明等.雅克拉气田集气管线内腐蚀分析及材质选用.天然气工业，2012，32（10）：74－77.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.018

羊东明，女，1962年生，高级工程师，硕士；主要从事油气田腐蚀与防腐工艺方面的研究工作。地址：（830011）新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市长春南路466号B－403室。电话：（0991）3161096，18999621255。E－mail：xbjydm＠163.com

（修改回稿日期 2012－08－12 编辑 何 明）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.018

Yang Dongming，senior engineer，born in 1962，holds an M.Sc.Degree and is mainly engaged in research works into oil and gas field corrosion and anti－corrosion process.

Add：Room B－403，No.466，South Changchun Rd.，Urumqi，Xinjiang 830011，P.R.China

E－mail：xbjydm＠163.com