高含硫气田集输管线腐蚀因素分析

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输气管线腐蚀检测和监测方法研究

输气管线腐蚀检测和监测方法研究我国高含硫天然气资源十分丰富，在酸性气田的开采过程中，由于二氧化碳、硫化氢及元素硫等腐蚀介质的存在，会对地面集输管线造成严重的腐蚀，直接影响气田的安全、高效生产。

H2S和CO2共存条件下的强腐蚀性对含硫气田的生产带来一系列困难，井下油套管、地面管网、净化设备面临着腐蚀的严重威胁，防腐成为了含硫气田开发最大的难题之一。

开采过程中集输管线的腐蚀控制显得尤为重要，一旦集输管线由于腐蚀导致穿孔、破裂，发生天然气泄漏，不仅影响气田的正常生产，还会造成环境污染甚至灾难事故。

因此很有必要对管线腐蚀检测和监测进行研究。

标签：地面集输管线;H2S;CO2;1.腐蚀评价执行标准美国腐蚀工程师协会NACERP0775-2005-《油、气田生产中腐蚀挂片的准备、安装、分析以及试验数据的解释》中对腐蚀程度的划分进行评价，见表1。

2.腐蚀监测和检测2.1常用腐蚀监测方法通过在输气系统上选择合适的部位，以不同方式加注缓蚀剂或预膜，对比未加注与加注缓蚀剂后腐蚀速率、点蚀速率及水质的变化，可以直接评价缓蚀剂的缓蚀效果。

缓蚀剂的测试评定是对比金属在腐蚀介质中，有无缓蚀剂时的腐蚀速率，进而确定缓释效率、最佳加注量以及最优使用条件。

腐蚀监测指长时间对同一物体进行实时监视而掌握它的变化，气田集输系统腐蚀监测技术经过近二十年的发展，已形成了一系列的监测方法，例如：失重挂片法、电阻法、氢渗透法、线性极化电阻法、电化学噪音法、FSM法、电偶法、电位监测法等。

（1）失重挂片法失重挂片法是一种经典的监测腐蚀速率的方法，这种方法是把己知重量、尺寸规格和材质类型的金属试片放入被监测系统的腐蚀环境中，在经过一定已知时间的暴露期后取出，仔细清洗并处理后称重，根据试片质量变化量和暴露时间的关系计算平均腐蚀速率。

通过上述方法得到的是一段时间内总体平均腐蚀速率，该方法可以通过观察试后片的表面腐蚀形貌，分析其表面腐蚀产物成份，从而判定腐蚀的类型。

含硫天然气集输管网的防腐

性，为系统的及时维护与检修提供科学依据。
２５缓蚀剂的筛选．
由于不同材质的管道在不同腐蚀环境中的腐蚀特征差异较大，腐蚀机理各具特点，因此在使用缓蚀剂对管道实施防腐时，需要对缓蚀剂进行筛选，使其与腐蚀环境相匹配。（）１缓蚀效率的影响因素。缓蚀剂的缓蚀效率不但与管输介质的化学成分有关，而且与管网所处的环境有关，在不同的环境条件下，硫化物与金属反应生成的腐蚀产物差异较大。致密的腐蚀产物层有助于抑制腐蚀，缓蚀剂不应破坏该保护膜层，在此前提下适量减少缓蚀剂的添加量，以降低加剂成本；疏松的腐蚀产物层会促进腐蚀的发生，应选择与金属结合力较强的缓蚀剂，以覆盖金属的裸露部位，减轻管道的局部腐蚀程度。温度也是影响缓蚀剂性能的重要指标之一。在通常情况下，当环境温度升高时，缓蚀剂分子和管输介质中的其他分子热运动加剧，缓蚀剂难以形成完整的保护膜层，不能对管道内壁发挥有效的保护作用。在不同的温度条件下，缓蚀剂的缓蚀效率存在较大的（７）转１页
２２管网的敷设．
气田生产中遇到的腐蚀，绝大多数都是电化学腐蚀。埋地钢质管道与电解质溶液接触时，由于表面的不均匀性（如金属种类、组织、结晶方向、内应力、表面光洁度、表面处理状况等的差别），或埋地钢质管道不同部位接触的电解液种类、浓度、温度、流速等差别，从而在表面出现阳极区和阴极区。阳极区和阴极区通过埋地钢质管道本身互相闭合而形成许多腐蚀微观电池和宏观电池。埋地钢质管道电化学腐蚀就是一个发生阳极和阴极反应的过程。由于常见的埋地钢质管道表面和介质的不均一性，如在介质溶液里碳钢中的铁碳化合物阴极，而铁是阳极；表面膜有微孔时，孔内金属是阳极，表面膜是阴极；受到不均匀应力时，应力较大的集中部分为阳极；表面温度不均匀时，温度较高区域为阳极；液中氧或氧化溶剂浓度不均匀时，度较小的地方为阳极等。因而形成了腐蚀电池。浓干燥的含硫天然气对金属的腐蚀较弱，只有在含水条件下才会表现出较强的腐蚀性。因此，含硫天然气具备腐蚀性的基本条件是

高含硫气田集输系统腐蚀及其控制措施研究

一引言高含硫气田是一种常见的气田，在集输过程中，因气田组分的特征而导致设备腐蚀的问题是开采企业关注和研究的重要问题，本文结合自身经验，围绕这一问题谈一下自己的看法，希望给业内人士一些思路和启发。

二、高含硫气田集输系统工艺概述目前，针对高含硫气田开发的防腐问题主要采用的方法包括：采用强耐腐蚀性的管道材质（根据SY0599-2018选择），对焊缝、管件、阀门等进行抗HIC、抗SSC试验评定，对集输系统进行腐蚀监测（在线监测与定期监测），在气田集输过程中注入有机缓蚀剂，安装清管装置并根据管输效率定期清管，管线内、外采取涂层保护措施等。

其中，集输系统的腐蚀监测技术包括腐蚀挂片、电阻探针技术、PCM检测技术、超声波技术、X射线技术等。

采用强耐腐蚀性的管道材质。

在气田输送过程中注入有机缓蚀剂主要通过缓蚀剂的加入类型以及加入量进行配比优化，来实现较好的耐腐蚀效果。

另外，在气田集输系统中安装配套的清管装置，通过确定合理的清管周期对高含硫气田集输系统内的游离水、管壁沉积物质进行清理，延缓管道腐蚀。

集输管道内外侧的腐蚀通常采用防腐涂层的办法，同时进行阴极保护，避免管道外腐蚀加剧。

三、高含硫气田集输系统发生腐蚀原理造成腐蚀的原因主要包括外腐蚀和内腐蚀两方面，不同的方面其腐蚀机理也不相同。

集输系统的外腐蚀主要表现是管道设施当外部发生防腐层的脱落或磨损。

通常情况下，集输管道外表面采用3PE或石油、沥青材料作为防腐层，用于隔绝管道外表面与土壤环境直接接触。

但是因为施工过程中存在质量问题，尤其是管道焊接位置存在防腐层剥离，导致土壤中的水进入到缝隙处，当外界环境存在高压输电设备等强电场环境时，这些管道焊接缝隙处会出现杂散电流，继而引发局部电化学腐蚀现象。

当集输管道在土壤中受力不均衡时，尤其是管道拐弯处存在较大的应力，内外应力不均衡也会加速管道外部腐蚀速率。

集输系统的内腐蚀主要表现是管道壁内壁坑蚀，材质损耗内壁变薄，在管道焊接位置存在腐蚀严重且泄露的现象。

高含硫天然气集输管道腐蚀与泄漏定量风险研究

高含硫天然气集输管道腐蚀与泄漏定量风险研究摘要：在高硫天然气运输中，集输管道承受这种高硫高压天然气，如果发生泄漏事故，可能会造成严重后果。

因此，在地下高含硫天然气收集管道的安全管理中，必须及时发现腐蚀问题、安装安全报警和测试设备、管道的隐患和故障，有效地制定应急措施。

优化管道布局以缩短响应时间。

可以降低泄漏事故发生的可能性，保证输水管道的安全运行，实现安全生产。

关键词：高含硫天然气；集输管道；腐蚀与泄漏；定量风险；引言天然气开采地区的大部分地形比较复杂。

管道敷设过程中，主要是顺山敷设，难度和危险系数相对较大。

此外，我国东部还在开采一定量的H2S气体，这种气体不仅有毒，对人体有害，而且是酸雨的元凶。

作为一种酸性物质，铁管会受到一定程度的腐蚀，造成不必要的财产损失，无法使用。

另一方面，该地区也有相对密集的劳动力，如果在转移过程中保护不当，会产生难以想象的后果。

因此，在使用天然气时，我们必须不断改进工艺，实施科学有效的管理方式，将管道输送含硫天然气的风险降至最低。

一、关于高含硫天然气运输管道腐蚀性风险体系的研究煤气管道的腐蚀作用可以用煤气管道的腐蚀风险来判断。

高硫燃气管道的腐蚀风险主要由环境影响、自腐蚀和金属制品腐蚀三部分组成。

在实践中，每个肢体都包含不同的阶段和不同的腐蚀指标进行评价。

对天然气管道腐蚀风险的评估根据腐蚀规模的需要而有所不同，最终结果是从各个零件的累积评估中得出的，作为天然气管道腐蚀风险的评估。

分数以百分度为基础。

分数越高，调整管道的风险就越小。

主观因素对结果的影响没有有效减少，因此需要层次分析来改进评价过程。

同时，有必要将各个方面的分析结果结合起来，使权重分析结果代表所需的结果，从而提高结果的准确性。

阐述了管道绝对风险与相对风险之间的关系，阐述了管道通道相对风险与绝对风险之间的有效关系。

通过建立相应的风险模型，可以快速确定支出平均值与风险值之间的关系，并开发相应的优化模型，提高评价体系的准确性。

普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术

普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术摘要：在普光高含硫气田集输管道系统中，腐蚀是一个常见的问题。

高含硫气田的气体中可能含有硫化氢（H2S）等腐蚀性物质，这会对管道材料造成腐蚀和损害。

高含硫气田中的气体含有硫化氢等腐蚀性物质。

这些物质在存在水分的情况下会形成硫酸，从而引发腐蚀。

因此，管道系统设计时需要考虑气体成分以及合适的材料选择。

水分是引发腐蚀的关键因素之一。

在管道系统中，水分可以来自天然气中的水蒸气、环境湿度、管道泄漏等。

控制水分的进入和保持适当的湿度水平是减少腐蚀的重要措施。

及时监测和检测管道腐蚀情况可以帮助发现问题并采取相应的措施。

常用的腐蚀监测方法包括超声波测厚、阴极保护、电化学腐蚀监测等。

通过定期检测和评估管道的腐蚀状况，可以及时采取维修或替换措施，以防止腐蚀进一步扩展。

针对普光高含硫气田集输管道系统腐蚀问题，采取适当的材料选择、表面涂层和防护措施、监测和检测以及安全操作和维护管理等措施，可以有效地减少腐蚀带来的风险和损害，确保管道系统的安全可靠运行关键词：普光高含硫气田；集输管道；腐蚀风险评估；控制技术1普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估1.1收集相关数据收集气田的地质、气体成分、操作条件等相关数据。

这些数据包括气体中的硫化氢含量、水含量、温度、压力以及管道材料和设计参数等。

1.2确定腐蚀机理根据收集到的数据和了解的管道系统情况，确定可能导致腐蚀的机理。

这可能涉及气体成分与管道材料的相互作用、水分和湿度对腐蚀的影响等。

1.3评估腐蚀风险1.3.1确定腐蚀速率根据气体成分和管道材料的相容性，推断腐蚀速率。

这可以通过文献调研、实验数据和经验公式等方法进行估算。

1.3.2分析腐蚀影响评估腐蚀可能对管道系统的影响，如管道壁厚减薄、材料强度降低、管道泄漏等。

这可以根据管道设计和操作要求进行定量分析。

1.3.3判断腐蚀风险等级根据评估结果，将腐蚀风险分为不同级别，例如低、中、高或类似的分类，以帮助确定应对措施的优先级。

高含硫天然气集输管道腐蚀与泄漏定量风险研究

2020年03月高含硫天然气集输管道腐蚀与泄漏定量风险研究史书朋1刘竞2（1青海油田公司生产运行处，甘肃酒泉736200）（2青海油田公司采气二厂，甘肃省酒泉736200）摘要：伴随着我国的百姓对石油的需求越来越多，石油的量越来越少，这时候就要寻找另外一种能源，而天然气就是一个很好的选择目标。

但是对于天然气的开采工作比较的困难，所以，为了获得更多的天然气，就得改进相关的技术，更好的运输各种天然气。

文章结合运输过程中的经验，具体的案例，逐渐的对运输进行了探究，在管道输送方面主要研究了含硫天然气的基本方略。

关键词：管道运输因素；风险预测；解决方案探究那些开采天然气的地区大多数地形都比较的复杂，它们主要以丘陵为集中，铺设管道的过程中难度和危险系数都比较的大，并且在我国的川东地区去进行天然气的开采，它里边还含有一定量的H2S ，这种气体不仅仅有毒，会对人体造成伤害，而且还是造成酸雨的元凶。

它作为一种酸性物质，也会对铁制的管道有一定的腐蚀，给运行带来不必要的财产损失。

从另外一方面考虑，这个地区的人员也是比较的密集，如果在传送的过程中保护不当，就会造成难以想象的后果。

所以，我们在利用天然气的时候，就要不断的去改进技术，实行科学有效的管理方式，把含硫天然气的管道运输风险降到最低。

1含硫天然气运输时的危险原因分析1.1管道运输时危害因素分类在现如今的管道运输天然气过程中，它的危害因素有很多，其中最为主要内容包括工程作业的清理和建筑施工的管道疏通。

以及相关的管道修补，管道维护和相应管道的布置施工，管道与管道之间的严格焊接等相关的操作。

第一项内容，工程作业的清理问题，在进行相应的管道铺设过程中，需要不断的清除掉道路上的障碍，这种的原因主要是进行基建工作时造成的相应的垃圾的一个清理，或许是因为打的地基不太的稳固，所搭建起来的土太疏松，所接受的承受能力不强，很容易发生滑坡或是倒塌的危险，给人员和施工设备造成伤害和破坏。

含硫天然气对输送管道的腐蚀研究

含硫天然气对输送管道的腐蚀研究【摘要】我国高含硫天然气H2S、CO2含量高，还伴随有大量的天然气水，在后期净化处理过程中腐蚀问题非常突出。

为此，分析了高含硫天然气的腐蚀特征，研究了该类天然气处理在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测等技术，提出在高含硫天然气开发设计时，就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系，从腐蚀控制技术的集成与优化入手，形成高含硫天然气整体防腐方案，实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理，延长设备的使用寿命，减少设备无故停车时间，提高设备和生产的效率。

【关键词】天然气装置防腐技术研究1土壤腐蚀及其防护普通碳钢材质管道在埋地过程中腐蚀发生的原因比较复杂，总的说来，发生的腐蚀可分为四类：化学腐蚀、电化学腐蚀、杂散电流的腐蚀、微生物引起的腐蚀等。

化学腐蚀是一种全面的腐蚀，其造成的管道外壁变薄是均匀的，因此危害相对较小；而其他几类则易形成局部腐蚀乃至穿孔，危害严重，本文将对此进行详细介绍。

1、土壤腐蚀的种类。

第一，电化学腐蚀。

由于管道所埋土壤各处的物理化学性质不同、碳钢管道各部分的金相结构不同，如晶格缺陷、杂质、内部应力、表面粗糙程度等原因，一部分金属易电离，带正电的金属离子离开金属转移到土壤中，从而该段电子过剩电位变负；而另一部分金属相对不容易电离，电位较正，从而在两段间发生电子流动即发生氧化还原反应。

失去电子的管段成为阳极区，得到电子管段则成为阴极区，并和土壤一起组成回路，形成了电化学电流即腐蚀电流。

该回路的存在导致阳极区的金属离子不断电离而受到腐蚀乃至穿孔。

第二，杂散电流对管道的腐蚀。

由于外界各种电气设备的漏电与接地，在土壤中会形成杂散电流。

杂散电流的一部分又可能流入、流出埋地管线，在电流离开金属管线流入土壤处，金属管道壁产生腐蚀。

其原理类似电化学腐蚀，只不过其速度和程度远大于单纯的电化学腐蚀。

杂散电流又可分为直流电和交流电，根据腐蚀发生原理可知，直流电流的危害最大。

第三，微生物引起的腐蚀。

高含硫管道腐蚀因素分析与保护对策

高含硫管道腐蚀因素分析与保护对策摘要：在国家大力推广清洁型能源应的形势下，社会生产生活中的天然气需求量大幅度提高，我国天然气资源中通常含有硫化氢物质，目前管道输送是天然气运输的主要方式，但是在今年累月的运行过程中，天然气管道往往会出现腐蚀现象，由于天然气管道腐蚀会危及天然气输送安全，同时也会给天然气企业带来一定经济损失，因此很有必要采取有效的管道腐蚀保护措施。

基于此，本文主要探讨导致高含硫管道腐蚀的主要原因和管道腐蚀保护措施。

关键词：高含硫管道；腐蚀因素分析；保护对策引言由于利用管道进行天然气输送，可以将天然气输送成本降到最低范围，因此天然气企业通常都是选择天然气管道式输方式，而输气管道也随之成为天然气企业至关重要的基本设施，由于天然气输气管道会在多种原因的影响下而出现腐蚀问题，以上问题一旦出现，腐蚀情况会随着时间的推移不断加剧，这不仅会对天然气输送安全造成负面影响，也会在一定程度上缩短输气管道的使用寿命，要想实现对该问题的有效改善，最重要的就是分析了解导致输气管道腐蚀的主要原因，并探索和实施科学有效的保护方法。

1、高含硫天然气埋地集输管道腐蚀因素分析通过分析现有的研究数据可知，存在不同层面的影响要素可能腐蚀集输管道，而且其腐蚀程度会随着运行时间增加而增加，最终导致安全问题。

具体腐蚀情况主要包括以下几类：（1）金属腐蚀。

但管道不具备较好的绝缘性能是，则往往会产生此类腐蚀情况。

（2）大气腐蚀。

环境因素是导致出现这种腐蚀情况的原因。

（3）内腐蚀。

天然气内的硫化物是导致该腐蚀问题主要原因。

但以上腐蚀问题发生的情况下，管道会发生内壁损坏或者穿孔等问题，最终导致管壁出现裂缝。

在现阶段，在集输天然气的技术主要包括以下几类：（1）干气输送。

在应用这种技术时，必须对天然气予以脱水处理。

（2）湿气输送。

在应用这种技术时，则无需对天然气予以脱水处理。

第二种输送技术还包括以下几类：（1）湿气混输。

在应用这种输送技术时，无需将分离器装配在井口位置，天然气能够直接在管道内输送。

含硫气井管线腐蚀分析及防腐措施探讨

含硫气井管线腐蚀分析及防腐措施探讨摘要：含硫气井的腐蚀一直是气田开发过程中需要面对的难题，含硫气井的腐蚀主要是电化学腐蚀，影响因素主要有天然气中所含的水、H2S的浓度、温度、pH值、CO2以及流速。

榆林气田整体含硫量较低，腐蚀较轻，本文将分析榆林气田含硫气井的腐蚀机理和腐蚀情况，并提出如何采取更好的措施来减轻硫化氢的腐蚀。

关键词：含硫气井硫化氢电化学腐蚀榆林气田一、榆林气田含硫气井腐蚀和防腐现状含硫气田(藏)是指产出的天然气中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等有机物的气田(藏)。

榆林气田所辖偏高含硫气井3口，分别为榆51-5井、榆51-6井和榆52-5井，集输于榆20集气站集中处理后经榆20至榆11支线进行外输，硫化氢平均含量约200mg/m3。

通过榆20至榆11支线的清管结果对比发现，清管清出黑色固态物体较多，经化验为硫化亚铁以及硫化铁等物质，所以可以判断硫化氢与管线发生氧化还原反应，对管线产生了电化学腐蚀。

目前对该类气井采用的主要防腐措施为加注ZD1-1和XK-05型缓蚀剂。

二、硫化氢的腐蚀机理、影响因素1.硫化氢的腐蚀机理根据国内外研究表明，硫化氢腐蚀方式主要有电化学失重腐蚀、氢诱发裂纹(HIC)腐蚀和应力向氢诱发开裂(SOHIC)。

1.1 电化学失重腐蚀电化学失重腐蚀也叫硫化应力开裂(SSCC)腐蚀。

在湿状态下，H2S、CO2的分压会产生电化学腐蚀，而且这种腐蚀作用会随分压值的升高而加剧。

1.2 氢诱发裂纹(HIC)当电化学产生的氢渗透到钢材内部组织比较疏松的夹杂物(包括硫化物和氧化物)处，并聚集起来形成一定的压力。

经过一段时间的积累会使接触它的金属管道和设备内壁的断面上产生平行于金属轧制方向的梯状裂纹，从而导致材料变脆,形成层状裂纹，即HIC (氢诱发裂纹)现象，从而影响到管材和设备的安全性。

1.3 应力向氢诱发开裂(SOHIC)SOHIC发生在焊接的热影响区及高应力集中的区域，但形成的裂纹是在贯穿容器壁厚的方向叠加。

新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施

新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施摘要：随着高含硫天然气开发的不断深入，高含硫湿采气管道的腐蚀问题也日益引起人们的关注。

目前，我国对高含硫湿采气管道内腐蚀的研究，无论是在理论上还是在实际应用中，都还处在起步阶段，大多数的腐蚀检测和腐蚀控制工作，都是借鉴了国外的经验。

但是，由于国内和国外的高酸性气田在含水量、含水率等各方面都存在较大差异，因此，本文结合一条新建高硫湿性天然气采气管道的施工实践，对该管道的内部防腐蚀措施进行了探讨。

期望通过对这些问题的讨论，能更好的保证它的安全、有效运作。

关键词：高含硫湿天然气；采气管线；防腐措施针对兴隆气田地面管道建设，既有高H2S，又有高CO2，具有高温、高产、高压等特性，是一种适用于潮湿酸性气田的天然气管道工程。

因为当管道暴露在酸性的环境中时，经常会发生应力开裂。

因此，本文根据实际情况和管材的选择，采取有针对性的防腐控制措施，可以有效提高管道的综合防腐性能，不仅增加管道的使用寿命，还可以提高其运行效率。

以下分析将结合工程实践进行。

1 工程概况如果新建的管线长4.7公里。

在50℃以下时，原料气体中以硫化氢和二氧化碳为主，其质量分数为：4.58-11.19克/立方米，31.4-59.10克/立方米。

Cl-含量为5527毫克/升-740000毫克/升。

而在天然气生产过程中，在65-81℃的条件下，采用34 MPa的节流阀进行节流。

而在一、二节流管中，CO2分压最大值可达1.1 MPa。

由于碳钢材料与湿润的天然气直接接触，不可避免地会受到Cl-、H2S 和CO2的腐蚀，所以，在注重外部防腐的同时，也要注重内部防腐。

2 内腐蚀因素在此管道的工程中，由于管道的分压和温度、气体在管道的流速等原因，有必要进行综合分析，以便更好地开展内部防腐工作。

从管道的角度来看，管线的材质以低碳钢为主，在氯气、硫化氢、二氧化碳等气体的作用下，易产生腐蚀开裂及电化学腐蚀。

比如，硫化氢会引起大气裂缝，氯离子、硫化氢、二氧化碳会引起电化学腐蚀。

高含硫气田腐蚀机理及防护

的保护性最差，与Ｆｅ。Ｓ。相比，ＦｅＳ和ＦｅＳ。具有较完整的晶格点阵，因此保护性较好。
１．２氢鼓泡和硫化物应力腐蚀开裂
高含硫天然气对钢材腐蚀的类型主要有硫化氢电化学腐蚀、氢脆和硫化物应力腐蚀开裂、ＣＯｚ腐
１．３Ｃ０２腐蚀
阳极反应生成的硫化铁腐蚀产物，通常是一种有缺陷的结构，它与钢铁表面的黏结力差，易脱落，
易氧化，它电位较低，于是作为阴极与钢铁基体构成个活性的微电池，对钢基体继续进行腐蚀。
其腐蚀问题不仅直接影响气田开发的正常运行和安全生产，而且可能带来巨大的经济损失和严重的社会后果。为了减缓Ｈ。Ｓ和ＣＯ：等腐蚀介质对地面集输管线和设备的腐蚀，有必要采取相应的腐蚀防护与
监控手段。通过对地面集输工程管线及设备的腐蚀状况进行监测，检测防腐的效果，随时掌握系统的腐蚀趋势与动态，及时提供早期的警告、诊断及监测的发展趋势，并预测潜在的问题，及时提供有效的预防
腐蚀产物主要有Ｆｅ。Ｓ。，Ｆｅ。Ｓ。，ＦｅＳ：，ＦｅＳ。它们
的生成是随ｐＨ、Ｈ。Ｓ浓度等参数而变化。其中Ｆｅ。ｓ。
收稿日期；２Ｏ１４一Ｏ５ —１５

高含硫气田集输管材耐腐蚀评价

３２ＳＣ．Ｓ腐蚀
将加载８％屈服强度的四点弯曲试样从夹具卸０
一
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２一８
油气田地面工程（ｔｐ／ｗｗｙｔｍｃｏ）ｈｔ：ｗ．ｄｇ．ｒ／ｑｃｎ
直缝埋弧焊钢管；并对材料的Ｓ等有害元素进１Ｐ；总压１Ｐ；元素硫为ＩＬ、Ｐ．Ｍａ００ａＭｇ；转速８０／／０ｓｒ行了化学分析，均低于控制指标，材料的硬度低于（４０／；溶液ｐ合．ｍｓ）Ｈ值 ≤３；试验周期９；试．５６ｈ
根据ＮＣ０７／Ｏｌｌ６的要求，选取了ＡＥＭＲ１５Ｉ５５Ｓ符合Ｇ／９１．— ０５１Ｏ３８．— ９９Ｌ６ＱＳＢｒ７３２０１１３３１９的３０Ｃ１Ｓ
力容器抗氢致开裂钢性能评价的试验方法。（）试验条件。ＨＳ分压１５ＭＰ；Ｃ。压２。．ａＯ分
主。经过试片处理和称重，Ｌ６ＱＳ材在模拟普３０Ｃ管
图２四点弯曲加载
光气田集输工况条件下的腐蚀速率为１２ｍ／，．ｍａ０属于严重腐蚀。为了进一步分析ＨＳＯ共存条件下的腐蚀因Ｃ。／
２３电化学腐蚀．（）参考标准。ＮＣＭ０８— ０３１ＡＢＴ２４２０。
下放大１倍检查，试件受拉伸面无ＳＣ裂纹。０Ｓ
图４Ｌ６０Ｓ材的Ｓ０蚀评价试样照片３０Ｏ管Ｓ腐
３３电化学腐蚀．
将标准腐蚀挂片试样以绝缘方式悬挂到高温、高压反应釜中试验。在模拟普光气田工况条件下挂片试样表面腐蚀产物层比较均匀，以均匀腐蚀为

高含硫气田防腐技术

高含硫气田防腐技术浅谈【摘要】本文主要针对高含硫气田地面集输系统中h2s、co2等气体腐蚀管道和管输流速等问题，分析了腐蚀产生机理和破坏形式。

以此为依据提出各种防腐措施，主要包括：使用缓蚀剂防腐系统，合理选择设备、管道材质，设计合理的流速。

各种防腐和在线监测技术的综合应用，对于保障高含硫气田安全生产和运行具有重要意义。

【关键词】高含硫气田腐蚀速度缓蚀剂1 油气田腐蚀问题的影响因素众所周知，油气田腐蚀往往造成重大经济事故、灾难性事故和严重的环境污染。

伴随我国石油天然气工业的开发进程加快，含h2s、co2、cl-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现，腐蚀问题成为开发油气井所关注的主要问题之一。

油气田中应重点关注的腐蚀易发生的部位是石油管线和设备的腐蚀。

它主要分为内腐蚀和外腐蚀：外腐蚀主要是管体外部遭受的大气腐蚀、海水腐蚀、土壤腐蚀和地下水腐蚀，以及杂散电流腐蚀和宏观电池腐蚀等；内腐蚀主要是管体内部由于把内部介质所导致的腐蚀，今年来日趋成为研究的热点，主要有氧、二氧化碳、硫化氢等。

油气田生产中腐蚀的原因与速度主要有以下几个方面：1.1 温度和分压对腐蚀速度的影响高含硫气田的天然气中大量含有h2s和co2，如果分压相同的情况下，天然气温度与腐蚀速率成正比。

有试验表明，当温度低于60℃的时候，均匀腐蚀，腐蚀速率较小；当温度为60℃～110℃，局部腐蚀，腐蚀速率较大；当温度高于120℃时，腐蚀速率很低。

另外，腐蚀速率取决于co2气体的分压，分压影响电化学反应速度快慢。

当co2气体的分压高于0.21兆帕时，发生腐蚀。

1.2 气体的腐蚀1.2.1 硫化氢腐蚀酸性气田多采用湿气集输工艺，湿原料气主要含有的h2s、有机硫等具有较强的腐蚀性的成份，会导致管材的严重腐蚀、硫化物应力开裂（ssc）和氢诱发裂纹（hic）等。

硫化氢腐蚀的影响因素有以下几个：当硫化氢的浓度为200-400mg/l时，腐蚀速率最高；当ph小于6时，腐蚀速率最高；当温度在80℃时，腐蚀速率增大，当温度达到120℃左右时腐蚀速率最小。

浅谈含硫天然气集输管网的防腐措施

浅谈含硫天然气集输管网的防腐措施
刘其鑫
【期刊名称】《中国化工贸易》
【年(卷),期】2013(5)5
【摘要】含硫天然气腐蚀性较强，天然气集输管网的耐硫腐蚀不容忽视。

在油田开发的后期生产采集的天然气含硫量不断增加，且含水率也随之增大，这样就会造成H2S与水结合腐蚀管网的情况。

同时含硫的气体具有应得毒性，如果出现泄漏将造成严重的后果，对周边人员安全威胁较大。

所以目前高含硫的天然气管网建设中防腐问题就成为重点。

本文介绍了含硫天然气集输管网的腐蚀机理，指出水的存在是含硫天然气产生腐蚀的前提条件，从管网材料的选择、架设、腐蚀剂的筛选等方面阐述了管网的防腐蚀措施。

【总页数】1页(P361-361)
【作者】刘其鑫
【作者单位】延长石油集团有限公司油气勘探公司，陕西延安 716000
【正文语种】中文
【相关文献】
1.含硫天然气集输管网的防腐 [J], 赵昕怡;谢尧玉;漆小国
2.含硫天然气集输管网腐蚀控制探讨 [J], 王敏;胡涛;冯宇涵
3.含硫天然气集输管网的腐蚀控制 [J], 赵鹏君;王雷;侯坤
4.含硫天然气集输管网腐蚀控制探讨 [J], 宋立东
5.简述含硫天然气集输管网的腐蚀控制 [J], 李奉波
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高含硫气田腐蚀与防护调研

方法腐蚀挂片法
分析法
超声波法电阻法线性极化法氢显示法
检测原理
应用情况
测量装置
经过一已知的暴露期后，根据试析重量变化测量平均腐蚀速度
测量腐蚀产生的金属离子浓度或缓蚀剂浓度
当腐蚀是以稳定的速度进行时非常满意，是一种费用中等的方法，可说明腐蚀类型，使用非常频繁
可用来逐一鉴别正在腐蚀的设备
容器：
腐蚀破坏主要发生在易沉积污物的部位，如容器的仪表接管、出口管和底部。腐蚀多为点蚀和缝隙腐蚀。
三、防腐措施针个方对面H2的S、措C施O：2的腐蚀特点和影响因素主要采取以下几（一）、选择抗蚀材料（二）、对输送的天然气进行脱水处理（三）、使用缓蚀剂（四）、防止冷凝水析出（五）、增大PH值（六）、降低CO2分压力（七）、降低温度（八）、避免紊流
硫化物应力腐蚀破裂的影响因素
硫化物应力腐蚀破裂的影响因素较多，受到冶金、环境（介质）和力学（应力）的联合作用，这三者是产生破裂时间长短的三个变量函数，见下表：
序号
类别
1
冶金因素金相组织
环境因素硫化氢浓度
力学因素应力大小
2
化学成份
PH值
冷加工
3
强度、硬度
温度、压力
焊接残余应力
4
夹杂、缺陷
二氧化碳含量
5
氯离子浓度
CO2电化学腐蚀的影响因素 CO2腐蚀钢材（油套管）主要是天然气中CO2溶于水生成碳
酸而引起电化学腐蚀所致。干燥的CO2不会产生电化学腐蚀，只有与水共存时，才会发生电化学腐蚀，在影响CO2腐蚀速率各因素中，CO2分压起着重要的作用。CO2分压高时，溶解于水的碳酸浓度高，从碳酸中分解的氢离子浓度必然高，因而腐蚀被加速，根据我国SY7515-89标准按分压来划分腐蚀环境：

含硫气田设备及管道的腐蚀与防腐

释放出的氢离子是强去极化剂，易在阴极夺取极电子，促进阳极铁溶解反应而导致钢铁的全面腐蚀。ＨＳ水溶液在呈酸性时，对钢铁电化学腐蚀过程的反ｚ
应式如下：阳极反应：Ｆ一２ — Ｆｅｅｅ阴极反应：２ｅ — ＨｄａＨ＋２ａ＋Ｈｄ— Ｈ２ｆ
表四川主要含硫气田腐蚀介质数据１
１１硫化氢的腐蚀机理．
发生腐蚀的基本条件是有ＨＳ和液态水。干燥的ｚ
Ｈｚｓ对金属材料无腐蚀破坏作用，它只有在水中才具有腐蚀性。ＨＳ在水中的离解反应为：ｚ
ＨＳ一２＋Ｈ — Ｓ
Ｈ一一Ｈ＋Ｓ一Ｓ＋
王兵，２０毕业于西南石油大学油气储运工程，现为西南石油大学油气储运工程在读硕士，研究方向为油气管道输送工艺及管道运行优化仿真。通讯０５年地址：四川省成都市新都区西南石油大学硕士２０级（）班，６０００５２１５０
和ＨＳＯ等酸性气体，工业上称为含硫天然气。在２、ｃ。集输过程中，由于温度和压力的变化会使水蒸汽从天然气中析出形成液态水。当液态水中溶解了酸性气体后，会对金属管道、容器、阀门等设备内壁产生腐蚀，减少其使用寿命 …。四川气田主要为含ＨＳ０的酸性气田，腐蚀介、ｃ质为ＨＳ０和ｃ一０，被腐蚀的设备包括气井油２、ｃｌ）管、套管、站场设备、集输气管线、输水设备等。四川主要含硫气田的腐蚀介质数据见表１。腐蚀不仅增大了生产成本，而且还有安全隐患。因此，研究含硫气田设备、管道的腐蚀与防腐意义重大。

气田集输系统的腐蚀与防护

3.硫化物应力开裂（SSC）产生的机理 H2S在水溶液发生离解：
Fe在水溶液发生阳极反应：
并由此发生反应：
阴极反应：即反应生成的氢一部分结成氢气溢出；一部分进入裂纹尖端塑性处，并在夹杂物界面、晶界、偏析区、位错等缺陷处富集并形成氢分子。氢气的积聚而产生很高的氢压，当达到临界值时，引起微观区域断裂，导致裂纹的形成和材料的脆性开裂。
第三节气田集输系统的腐蚀与防护
硫化物应力开裂（SSC）可以起于构件的内部，不一定需要一个作为开裂起源的表面缺陷，而应力腐蚀开裂（SCC）必须起始于正在发展的腐蚀表面。 2.硫化物应力开裂（SSC）产生的基本条件
（1）输送介质中酸性H2S含量超过临界值（12mg/L)；
（2）拉伸应力的存在。
第三节气田集输系统的腐蚀与防护
为抑制水合物形成而注入的甲醇会沿着集气管道的流动而逐渐冷却，气流中甲醇和水汽在管道上部的金属表面冷凝形成凝液相。由于甲醇比水的挥发性高，故在凝液相中水含量低，阻碍了管道上形成硫化铁保护膜，而形成坑点腐蚀。
第三节气田集输系统的腐蚀与防护
2.H2S和CO2比值的影响 H2S和CO2比值影响的腐蚀使管道底部两侧的腐蚀最显著，而在管道底部管壁没有显著腐蚀。当H2S:CO2=1:1时，生成致密的硫化铁腐蚀产物，只有甲醇浓度很高时，才发生气相腐蚀。当H2S:CO2=1:20时，生成疏松的碳酸铁腐蚀产物，加速腐蚀。焊缝和热影响区比邻近母体金属阳极性更强，更易腐蚀。当焊缝处于气液界面时，腐蚀情况更严重。
提高钢材产生HIC的最低氢含量Cth和降低环境中氢含量Co是控制管线用钢和容器用钢发生HIC的两个有效途径。
第三节气田集输系统的腐蚀与防护
（1）提高钢材产生HIC的最低氢含量Cth，即提高抗HIC 性能 ①提高钢水的纯净度、降低硫含量、加钙处理可降低钢中MnS等非金属杂质的含量和控制其形态； ②降低碳含量； ③降低易偏析的Mn、P等元素的含量； ④控制轧制工艺。（2）降低环境中氢含量Co

普光气田集输管道腐蚀及保护探讨

158普光气田是我国目前正处在开发阶段的硫含量较高的气田之一，其气藏埋藏深度高，硫化氢含量平均能够达到15%以上，二氧化碳平均含量也超过了8%，而且气田在开发过程中仍然存在单质硫沉淀问题。

目前普光气田天然气集输管道因硫化氢含量高而产生了HIC、 SSC等特殊危害，而且随着气田的不断开发，管道腐蚀情况也在逐步加剧，地面集输系统及集输设备非常容易出现泄露问题。

因此，结合普光气田实际情况，对管道腐蚀问题进行探讨具有重要实践意义。

1 普光气田集输管道腐蚀情况1.1 FSM监测情况根据普光气田开展的FSM监测情况可以发现，普光气田天然气集输管道腐蚀呈现出阶段性特征，在气田投产初期管道腐蚀速率极高，当气田进入平稳运行阶段后，集输管道腐蚀速率呈现出下降趋势，其中普光气田大湾区块管道腐蚀速率下降趋势非常明显。

根据监测情况，普光气田大湾区在2009~2012年处于残酸返排期阶段内，天然气集输管道腐蚀速率从去年投产初期的0.04mm/a逐渐平缓下降到0.02mm/a；在2012~2015年普光气田处于生产平稳期，区块大部分管线的腐蚀数据呈现出相对平稳状态腐蚀速率基本处在0.02mm/a~0.03mm/a 之间，其中在2013年大湾区块管道平均腐蚀速率为0.031mm/a，2015年管道腐蚀速率下降为0.02mm/a；在2016年的停产期损失速率逐渐下降，天然气集输管道平均腐蚀速率下降为0.01mm/a。

普光气田在生产期间一直以来对集输管道采取的是月度清管作业和批处理方式，采取上述措施后天然气集输管道腐蚀情况有所缓解；在监测过程中由于部分监测设备布置在了管段的中高部位，而这部分区域不容易产生积液问题，因此管道腐蚀情况并不严重，实际监测腐蚀数据也相对较低[1]。

1.2 智能监测情况根据智能检测结果发现，普光气田天然气集输管道底部发生内腐蚀情况较多，而管道顶部是外敷时发生的主要部位。

在智能检测过程中酸性管道未发生腐蚀缺陷的情况较少；其中有100多处发生外部腐蚀[2]，而内部腐蚀缺陷多达300多处；3-9点是内腐蚀缺陷的主要分布时钟区域；11-3点外腐蚀缺陷的主要分布时钟分布区域。