普光氣田P101集氣站管道腐蝕狀況*

黃雪松1；2盧貴武1范君2劉愛雙2陳長風(fēng)1鄭樹啟1王樹濤2

1中國石油大學(xué)（北京）2中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院

針對服役一年的普光氣田P101集氣站的Incoloy825管段和L360QCS管段的腐蝕情況進行全面分析。Incoloy825和L360QCS管段內(nèi)部均出現(xiàn)單質(zhì)硫沉積現(xiàn)象。Incoloy825管體、焊縫服役一年未發(fā)生腐蝕，檢測后未見H IC和SSC裂紋，耐腐蝕性能優(yōu)異。L360QCS管體、焊縫服役一年輕微發(fā)生腐蝕，管體發(fā)現(xiàn)面積率約為0.33%，不會產(chǎn)生對管體力學(xué)性能有影響的HIC裂紋，焊縫未發(fā)現(xiàn)HIC裂紋，管體、焊縫均未發(fā)現(xiàn)SSC裂紋。

普光氣田；Incoloy825；L360QCS；腐蝕；HIC；SSC

普光氣田高含H2S（濃度17%）和CO2（濃度9%），同時還存在單質(zhì)硫沉積情況，因此腐蝕問題非常突出。地面集輸系統(tǒng)從井口到集氣總站是濕氣集輸，采用碳鋼+緩蝕劑+硫溶劑的防腐蝕工藝，管道長期處于高硫、高壓的工況下運行，腐蝕行為復(fù)雜[1-2]；同時，氣田地形復(fù)雜，人口稠密，腐蝕泄漏后果嚴(yán)重。集輸管道是采用耐酸氣管道關(guān)鍵焊接技術(shù)[3]進行焊接連接，因焊縫是腐蝕的薄弱部位，焊縫腐蝕情況是檢測分析的關(guān)鍵部位。硫沉積會對管道金屬材質(zhì)產(chǎn)生嚴(yán)重的腐蝕，普光氣田地面集輸系統(tǒng)針對硫沉積也制定了相應(yīng)的對策[4]，但是實際的效果還需要進行全面檢測分析?，F(xiàn)針對服役一年的普光氣田P101集氣站的Incoloy825管段和L360QCS管段的腐蝕情況進行全面分析。

1 管道實際工況

自2010年初投產(chǎn)以來，由于地面集輸系統(tǒng)的腐蝕發(fā)生在管道內(nèi)側(cè)，外檢測很難發(fā)現(xiàn)材料內(nèi)側(cè)腐蝕情況，因此，對普光氣田P101集氣站管道的腐蝕情況進行全面檢測分析，以掌握管道內(nèi)側(cè)的真實腐蝕狀況。

檢驗2條管段，分別為：①P101—3井進加熱爐前DN100的鎳基Incoloy825管段，配產(chǎn)氣量55× 104m3/d，操作工作壓力19～28MPa，停產(chǎn)前壓力20.1 MPa，操作溫度40～55℃，停產(chǎn)前溫度50.2℃；②P101—3井加熱爐出口至紐威球閥間DN150的L360QCS管段，配產(chǎn)氣量55×104m3/d，操作工作壓力9.65～9.75MPa，停產(chǎn)前壓力8.2MPa，操作溫度35～50℃，停產(chǎn)前溫度42.7℃。

2 腐蝕情況檢測與分析

2.1Incoloy825管段

Incoloy825管段軸向切開后，管內(nèi)壁被一層約4mm厚的黃色附著物覆蓋。由于切割過程中鋸床冷卻液的沖刷，表面的附著物顏色變?yōu)榛尹S色，經(jīng)XRD分析可知，黃色沉積物為沉積的單質(zhì)硫（S8）。去除附著物后，管子表面和焊縫處光亮，未發(fā)生腐蝕現(xiàn)象。

通過對管體取樣進行金相觀察，未見HIC裂紋；同時，整個管體表面也未見SSC裂紋。因此可以判斷，Incoloy825管體在實際工況下耐蝕性能優(yōu)異。

Incoloy825所取管體焊縫區(qū)域未見HIC和SSC裂紋，表明焊縫的耐蝕性能同樣優(yōu)異。

2.2L360QCS管段

L360QCS管段剖開后內(nèi)壁沉積物堆積明顯，最大堆積厚度約3～4mm，呈帶狀延伸堆積，沉積物在管內(nèi)堆積不均勻，整體看沒有特別的規(guī)律性；去除沉積物后，底部出現(xiàn)點蝕坑，沉積物越厚，點蝕坑的密度和深度越大。XRD分析表明，管內(nèi)壁這一層較厚的黑棕色附著物物質(zhì)組成為S8和FeS，其中主要成分是S8，腐蝕產(chǎn)物含量較少。沉積物去除后管內(nèi)壁點蝕坑的分布受到沉積物的影響而分布不均，最大點蝕坑經(jīng)過測量為0.3～0.4mm。

L360QCS管體HIC裂紋共取樣100個，其中在第1號和16號試樣上觀察到HIC裂紋，裂紋距離內(nèi)表面為0.3～1mm，裂紋長度為0.4～0.9mm。1號和16號試樣相距20 cm?？梢源_定上述裂紋為表面HIC裂紋。根據(jù)對HIC測量的結(jié)果，可以估算HIC的面積率為0.33%。

按照NACE標(biāo)準(zhǔn)，表面以下1mm以內(nèi)的HIC裂紋可以忽略，也就是說對于出現(xiàn)的HIC裂紋對管體不會造成危害。

L360QCS管體焊縫處的HIC觀察分析金相圖顯示所有試樣均未發(fā)現(xiàn)HIC裂紋，因此說明L360QCS焊接區(qū)域具有較好的抗HIC開裂性能。

對剖開的L360QCS管體和焊縫表面通過放大鏡觀察，也未發(fā)現(xiàn)表面有SSC裂紋，說明L360QCS管體和焊縫的抗SSC性能良好。

3 結(jié)論

（1）Incoloy825和L360QCS管內(nèi)部均出現(xiàn)單質(zhì)硫沉積現(xiàn)象。

（2）Incoloy825管體、焊縫服役一年未發(fā)生腐蝕，檢測后未見HIC和SSC裂紋，耐腐蝕性能優(yōu)異。

（3）L360 QCS管體、焊縫服役一年輕微發(fā)生腐蝕，管體發(fā)現(xiàn)面積率約為0.33%，不會產(chǎn)生對管體力學(xué)性能有影響的HIC裂紋，焊縫未發(fā)現(xiàn)HIC裂紋，管體、焊縫均未發(fā)現(xiàn)SSC裂紋。

[1]黃雪松，陳長風(fēng)，鄭樹啟，等．高含硫氣田集輸管材耐腐蝕評價[J]．油氣田地面工程，2011，30（5）：27-28．

[2]付建民，陳國明，龔金海，等．高含硫天然氣集氣工藝生產(chǎn)匯管泄放安全分析[J]．油氣田地面工程，2009，28（11）：30-31．

[3]朱好林，李秀芹，張長征，等．普光氣田耐高壓高含硫酸氣管道的焊接及熱處理工藝[J]．石油工程建設(shè)，2010，36（1）：119-121．

[4]李寧，任斌，何洋，等．普光氣田地面集輸系統(tǒng)硫沉積原因分析及對策[J]．天然氣與石油，2012，30（3）：8-11．

（0393）4823977、pyhxs@163.com

（欄目主持 焦曉梅）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.038

黃雪松：高級工程師，中國石油大學(xué)（北京）理學(xué)院材料專業(yè)在讀博士研究生，中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院技術(shù)專家。

基金論文：國家科技重大專項“高含硫氣田開發(fā)關(guān)鍵裝備及管材研制”（2011ZX05017—006）。