S-Y气田集输工艺装置腐蚀与位移控制措施

2016-03-09张健刘畅黎洪珍胡德芬苏尚田

天然气勘探与开发 2016年2期

张健刘畅黎洪珍胡德芬苏尚田

张健1刘畅2黎洪珍1胡德芬1苏尚田1

（1.中国石油西南油气田公司重庆气矿2.重庆凯源石油天然气有限责任公司）

S-Y高含硫气田地面管线腐蚀以内部坑蚀、点蚀为主，积液管线内部腐蚀严重；地面管线高温运行，形成热应力集中，导致地面阀门抬高、汇管发生位移。为有效控制高含硫天然气对地面管线、设备腐蚀以及地面管线高温运行发生位移，在对其腐蚀机理和地面工艺防腐的适应性分析，以及对高温运行发生位移应力计算分析基础上，通过优化调整缓蚀剂加注制度，更换关键部位管线材质；对管线应力泄放适应性技术整改。现场运行情况来看，地面管线腐蚀得到了有效控制，地面管线受热膨胀产生的应力得到了有效释放，控制在了规定范围内。图6表6参7

S-Y气田集输装置腐蚀位移

S-Y气田包括22口单井和两座预处理厂，单井产量（150～200）×104m3/d，集气站处理规模1800×104m3/d，汇集单井来气，经汇管、一级三相分离器、空冷器、二级三相分离器、计量后输送至下游处理厂进行净化处理。

地面管线设计寿命为30年，腐蚀余量为3 mm，采用低碳钢+缓蚀剂方案防腐［1］。管线运行压力9.4～9.6 MPa，各节点运行温度为：采气树井口温度110～121℃，井口节流后温度85～100℃，预处理厂进站温度80～95℃，空冷器进口温度85℃左右，出口温度约55℃。

1 腐蚀因素及腐蚀状况

1.1 气田腐蚀因素

S-Y气田原料气PH2S为0.31MPa，大于0.34×10-3MPa临界值，PCO2为0.62 MPa，大于0.21 MPa临界值，地面工艺管线及设备受H2S、CO2腐蚀明显。由于PCO2/PH2S< 200，因此该压力系统以H2S腐蚀为主。Cl-的存在可加速腐蚀2～5倍，特别促进金属的局部腐蚀（孔蚀、坑蚀），当Cl－含量大于1×104mg/L时，随着Cl－含量的升高，腐蚀速率随之升高[2]。

1.2 地面工艺腐蚀状况

（1）采气管线腐蚀状况

管线（L360QS）内表面附着一层污物，厚度1.0mm左右。管线内壁腐蚀集中在底部（6点区）以坑蚀、点蚀为主，管线内壁9点至3点区均匀腐蚀，且腐蚀相对较轻，见图1。

图1 采气管线进站阀井低洼处腐蚀图

（2）汇管腐蚀状况

汇管（L360QS）内壁积液区域腐蚀比气相区域严重，水气界面腐蚀大于底部，以局部坑蚀为主。一级分离前汇管积液，二级分离后汇管未见积液，但底部覆盖一层厚厚的污物，清洗污物发现也出现不同程度的局部腐蚀，以坑蚀为主，腐蚀状况见图2。

图2 站内汇管腐蚀图

（3）分离器排污管线及冲砂腐蚀状况

排污管线（L360QS）以内壁坑蚀为主，法兰（16MnIII）密封面凹坑，存在均匀坑蚀现象，腐蚀最大坑深约1.0 mm。其中5点至7点位置间腐蚀坑点较为密集。

（4）腐蚀产物取样分析

采气管线、分离器冲砂管线、汇管内壁附着物取样化验，主要成分为FeS、FeS2、Fe3O4、Fe2O3、单质S等

表1 地面管线垢样分析结果表

（表1），其主要腐蚀为以H2S腐蚀和氧腐蚀为主。

图3 227井气动切断阀脱空图23 mm

2 高温形成地面装置位移

2.1 地面装置位移状况

预处理厂1和预处理厂2地面工艺装置施工时环境温度相差较大，预处理厂1主要在冬季施工，大气温度为-10～10℃，预处理厂2主要在夏季施工，大气温度为30～40℃。两座预处理厂投运后，受原料气高温影响，地面工艺装置出现了不同程度的位移。预处理厂1进站球阀（DN250）向上抬升最高达23mm（图3），汇管沿气流方向位移8 mm、沿轴向延伸6 mm，预处理厂2进站球阀抬升高度在2～4 mm（图4，表2）。

图4 进站第一级管汇位移4 mm

表2 预处理厂1进站球阀位移统计表

2.2 应力分析计算

2.2.1 应力计算条件

通过建立应力分析模型（图5），对管线进行应力计算，分析不同工况下是否会出现应力超标。管线应力计算规范的选取，对于非埋地管线选用ASME B31.3，对于埋地管线选用ASME B31.8。

图5 预处理厂2应力分析模型

预处理厂管线应力分析计算条件：

（1）正常操作温度T1=88.98℃；

（2）可能出现的最高操作温度T2=118.98℃（按节流前145℃计算最高温度值）；

（3）设计压力P=12 MPa；

（4）管线的安装温度10℃。

2.2.2 进站球阀抬升分析

进站球阀抬升主要是由于停产与运行时的温差大，埋地管线变形无法完全释放传递至地面管线所致。经应力软件计算，进站温度在88.98～118.98℃范围，进站部分5D弯头、气动球阀前后直管段在运行状态下，其一次应力超出了规范许用范围[3-4]（表3）。

2.2.3 汇管位移分析

经应力计算分析，在管线温度89℃条件下，地面汇管横向位移计算值为15 mm，而实际管线运行温度在83～85℃（表4），汇管横向位移实际值为6～8 mm，在规范允许范围内，汇管处于安全运行状态。若安装管卡限制汇管横向位移，则会导致汇管二次应力增加，超出规范要求，所以对地面汇管位移问题不进行技术整改。

表3 预处理厂1不同工况下计算出进站球阀抬升位移值

表4 汇管计算安全值与运行位移结果表

3 措施及效果

3.1 优化缓蚀剂加注方案

该气田产气量大、管径大、输送温度高，同时含CO2、H2S和高浓度Cl-，根据工况条件，依据ASTMG170，开展缓蚀剂实验评价及筛选，实验筛选出了合格的缓蚀剂为油溶水分散缓蚀剂。

投产初期管线腐蚀速率为0.12 mm/a，根据投产初期地面工艺管线腐蚀状况，调研国内高含硫气田防腐相关研究[5-7]，开展腐蚀挂片评价、气田水缓蚀剂残余浓度检测，进行缓蚀剂加注制度优化，加注制度见表5。为避免缓蚀剂发生乳化，进行有针对性的加注，缓蚀剂加注量由定量加注优化为根据气流量大小确定加注量，腐蚀检测管线平均腐蚀速率为0.038 mm/a。