高含硫条件下天然气管道材质适应性评价及选材标准修改建议
含硫天然气输送管道选材分析与建议
含硫天然气输送管道选材分析与建议作者：贾果来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第08期摘要：天然气的输送需要借助管道进行，含量不同的天然气对于管道材质的要求不一样。
含硫的天然气具有腐蚀性，容易发生化学反应。
为此，选择管道的材质时，要格外的慎重，综合考虑各个方面去选择合适的输送管道的材料，以此保证管道能够安全地运行，同时使得含硫天然气能够顺利送达目的地。
基于此，本文先对含硫天然气输送管道的选材进行分析，再提出了几点含硫天然气输送管道选材的建议。
关键词：含硫天然气；含硫量；输送管道；材料1 含硫天然气输送管道选材分析1.1 含硫天然气分析含硫的天然气中H2S、CO2的含量高，而且伴随着大量的天然气水，对于普通的管道材料具有很强的腐蚀性，在输送的过程中，会对金属管道壁产生腐蚀，天然气的输送管道建设成本较高，一般而言，建设企业很少对输送的管道进行整体改造，大多数采取对输送管道进行维护和修理。
含硫天然气的输送管道选材一旦稍有不慎，就会导致天然气泄露发生燃烧爆炸的危险事故，造成严重的经济损失，影响周围的环境质量和人们的生活安全。
为此，进行含硫天然气的输送管道的选材应该从含硫的性质出发，针对硫的腐蚀性能，选择耐腐蚀的材料，以此适应含硫天然气的输送要求，保障管道能够顺利地运送天然气。
1.2 材料选择的重点从目前的含硫天然气输送管道的选材的使用情况来看，很多的研究技术人员进行模拟天然气管道的输送过程，主要分析天然气在复杂的自然环境下输送过程管道材料的腐蚀情况，从动静相结合的两方面进行分析材料的腐蚀性能。
含硫天然气输送管道选材的重点在于材料的抗腐蚀性能。
在管道选材时，含硫天然气的硫含量的多少、所处的输送环境的温度以及输送时遭受的压力的程度不同，这些都是管道选材需要考虑进的因素，但是最重要的还是材料面对酸性环境的耐腐蚀的特性。
此外，含硫天然气输送管道的材料的选择时，采购技术人员要注意不同材质的管道材料的作用不同，材质价格也不同，针对的环境也不同，要选择对于含硫天然气输送管道最佳的材料，才是最为适宜的。
某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究
某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究随着我国石油天然气资源逐渐透支，人们开始向更加深层次，地下资源开发。
这其中，高含硫天然气开发就是其中之一。
高含硫天然气的开采给管道检漏技术带来新的挑战，需要开发出对于高含硫天然气管道具有高可靠性、高灵敏度的管道检漏技术。
本文将对高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究进行探讨。
高含硫天然气的特点高含硫天然气含有大量的硫化氢、二硫化碳等有害气体，处理难度高且危险性高。
一旦泄漏，不但会对周围环境和生态造成毁灭性的影响，还会威胁人类的生命安全。
与此同时，高含硫天然气的输送线路通常采用在野外或偏远地区，条件艰苦，无人值守，这对于管道检漏技术要求更高。
管道检漏技术的选择高含硫天然气管道泄漏隐患极大，未来将会有更严格的监管要求。
因此，如何选择科学合理的管道检漏技术，已成为各科研机构和企业必须面对的问题。
1. 压力泄漏检测技术压力泄漏检测技术是目前应用最为广泛和成熟的技术之一。
其主要通过测定管道内压力变化来探测泄漏点，精度较高。
然而，高含硫天然气管道中的气体成分复杂，需要考虑到化学反应对检测泄漏的影响，因此需要在设计时考虑到该影响。
此外，对于低压、小流量的泄漏可能无法检测到，有可能会导致漏检。
2. 超音波检测技术超声波成像技术的应用克服了一些传统泄漏检测技术的限制，例如机械检查，允许监测较频繁的数据，并可检测到微小的泄漏。
它的工作原理是通过弹性波的散射和反射来检测材料内部的缺陷和裂纹。
该方法对泄漏源周围的环境要求较高，特别是对噪音和振动的要求高。
此外，该方法无法检测到像空气、水蒸气等非介质存在的泄漏点。
相比较其他检测技术，光学检测技术对管道环境的要求相对较低，适用范围较广。
该技术可用于管道表面探测、内壁检测及管道中气体泄漏检测等。
它通过光学或激光干涉检测管道的纵向变形、温度变化等，从而探测管道泄漏点。
但是，该方法的灵敏度和分辨率与设备和环境参数的稳定性相关，需要对环境进行精准的温度和湿度控制。
天然气平台H2S评估及技改建议
平台处，最大分压发生在2013年，分压值为0.2144 kPa 。
浓度最高点均发生在平台V-1530液相出口处，三个典型年份的浓度值相同，最大浓度为53.3×10-6，满足规范要求。
(3)极端工况下三个典型年份H 2S 分压最高点均发生在平台干气压缩机出口处，其H 2S 分压分别为：0.3349 kPa 、0.3344 kPa 、0.3343 kPa 。
H 2S 分压满足规范NACE MR 0175的要求，但是工艺流程几个关键位置的H 2S 分压比较接近0.345 kPa ，建议后期在此操作工况下，平台操作人员在现场实际运行中需要加强对设备设施的腐蚀监测和防控。
3.2 仪表校核在设计之初，平台所有与火气探测相关图纸(包括生活楼)，均是按物流组分中不含H 2S 进行设计，因此目前未设置H 2S 探测器，故需对平台及生活楼进行相关改造。
如，在平台组块现场及生活楼通风入口处增设H 2S 探测器并接入平台火气系统，更改相应因果逻辑，实现平台H 2S 泄漏自动监测报警功能[1]。
(1)H 2S 探测器布置原则：根据GB 50493—2009《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》、《海上移动平台入级与建造规范》，在下列位置考虑设置固定式H 2S 探测器。
如，气体压缩机和液体泵的密封处、液体采样口和气体采样口、液体排液(水)口和放空口、设备和管道的法兰和阀门组等位置。
(2)H 2S 探测器报警级别确定原则：GB 50493—2009规定有毒气体的检测系统应采用两级报警，根据规范要求，当H 2S 浓度达到10×10-6时，发出一级报警，提示平台人员予以警示；当H 2S 浓度达到25×10-6时，发出二级报警，警示平台人员立即采取应急措施。
(3)仪表接液材质评估：根据防腐专业分析，此次评估中各种工况下，工艺介质中H 2S 的最高分压均低于规范的允许值，接液材质不需要考虑抗硫化物应力开裂、应力腐蚀的影响。
城市天然气管线材料的性能比较与选择
城市天然气管线材料的性能比较与选择摘要随着科技的发展，天然气逐步推广使用，城市中对天然气输送也提出了新的要求，对管材的要求因地区而异，本文就目前应用较为广泛的几类材料球墨铸铁管、PE管、ERW焊管做出对比，希望对城市天然气管道建设有所帮助。
关键词城市；天然气；管道；材料；比较21世纪，以西气东输为标志，我国的天然气工业将出现重大的转机，城市燃气逐步向更安全﹑更环保﹑更经济的天然气过渡。
天然气项目将成为城市基础设施建设的重点工程。
我国管道输送业第二次建设高潮已经来临。
本文针对城市燃气管道的几点要求，探讨在球墨铸铁管、PE管、ERW焊管的综合性能。
1球墨铸铁管使用18号以上的铸造铁水经添加球化剂后，经过离心球墨铸铁机高速离心铸造成的管道，称之为“球墨铸铁管”。
1）抗突发应力集中的能力强。
球墨铸铁管采用离心浇注工艺生产，在离心力作用下，使铁水中的杂质和气体充分浮向内表面，管材的致密性极大提高，基体铁素体也提高到80 %以上，石墨形态呈球状抵消了其对基体的减弱作用，经过退火处理，综合性能明显提高。
2）耐腐蚀性能好。
球墨铸铁管的耐腐蚀性能极强，抗化学腐蚀性能比灰口铸铁管提高了35 % ，是钢管的2倍以上。
3）接口密封性好。
球墨铸铁管采用柔性机械接口，具有一定的可挠性与伸缩性。
接口采用外力弹压原理，密封件由橡胶密封圈和硬聚乙烯支撑圈组成。
接口形式设计合理，承口工作面为单一斜面，接口间隙断面呈楔状，与橡胶圈形状吻合。
2PE管聚乙烯管习惯上按照密度分低密度及线型低密度聚乙烯（LDPE及LLDPE）管，中密度聚乙烯（MDPE）管和高密度聚乙烯（MDPE）管。
适用输送天然气的PE管为高密度聚乙烯管。
1）有较好的柔韧性。
聚乙烯可以加工成盘卷状，施工时能方便地绕过一些障碍物，从而减少接头和漏点数量。
2）有很强的防腐性。
在酸性或碱性土壤中，聚乙烯管抗腐蚀性很强，在直埋时不需要进行防腐处理即可回埋。
简化了施工工序，缩短工期，减少了工程投资3）有很好的抗冲击性。
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。
天然气输送管道的材料选用及焊接研究
天然气输送管道的材料选用及焊接研究随着能源需求的不断增加，天然气已经成为了重要的能源资源之一。
然而，天然气的输送管道必须具备高强度、高耐久、高安全等特性，在选用材料和进行焊接的过程中需要高度重视。
本文将从天然气输送管道的材料选用及焊接研究角度，探讨这一话题。
一、天然气输送管道的材料选用1. 钢管材料作为天然气输送管道材料的主要成分，钢管材料具有高强度、耐用、可靠等特点。
与其他材料相比，钢管材料更适合于高压气体输送，这是因为钢管具有比较高的承受能力。
2. 铝合金材料铝合金材料具有重量轻、强度高等特性，因此也被广泛应用于天然气管道的建设。
与钢管相比，铝合金材料具备不锈蚀性和高耐腐蚀性等优点，因此被广泛应用于海上平台等场合。
3. 碳纤维复合材料碳纤维复合材料是一种新型高性能材料，其密度极低、强度极高、抗氧化性能较好等优点，使得它有望被应用到天然气输送管道这一领域。
但是，这种材料因其生产工艺复杂和造价较高等因素，目前的应用还存在一定的限制。
二、天然气输送管道的焊接研究1. 焊接材料管道的焊缝质量直接影响天然气输送管道的可靠性和安全性。
为了保证焊接质量，需要选用高质量、高强度的焊接材料，如焊丝、焊剂等。
2. 焊接工艺在焊接过程中，需要选用合适的焊接工艺。
目前使用的焊接工艺主要有电弧焊、气体保护焊和激光焊等。
每种焊接工艺都有其优点和缺点，需要根据具体情况选择合适的工艺。
3. 焊接缺陷在焊接过程中，可能会出现一些焊接缺陷，如焊缝裂纹、气孔等。
这些缺陷如果不能及时处理，会对天然气输送管道的安全造成很大影响。
因此，在焊接过程中需要严格遵守焊接规范和操作规程，以确保焊接质量。
三、未来展望随着科技的不断发展，天然气输送管道的材料选用和焊接工艺不断得到改进和升级，各种新型材料和新型焊接技术逐渐应用于天然气输送管道的建设中。
然而，在使用这些新型材料和技术的同时，注重安全和可靠性仍然是关键。
综上，天然气输送管道的材料选用及焊接研究是天然气行业中不可忽视的重要部分。
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。
高含硫天然气湿气集输管道系统运行风险评价及控制
控制措施
根据上述评价结果，为降低高含硫天然气湿气集输管道系统的运行风险，可 采取以下措施：
1、风险控制
（1）加强管道防腐措施，采用耐腐蚀材料和涂层，以延长管道的使用寿命； （2）加强设备维护和检修，定期对管道、阀门、泵站等设施进行检查和维护， 及时发现并处理潜在问题； （3）建立健全的风险管理制度，加强对操作人员的 培训和考核，提高操作人员的安全意识和技能水平。
2、监测预警
为及时发现高含硫天然气湿气集输管道系统中的潜在风险，应建立完善的监 测预警系统。具体措施如下：
（1）在管道沿线设置传感器和监测设备，实时监测管道压力、温度、泄漏 等参数，以及环境因素如土壤湿度、气体浓度等； （2）对监测数据进行实时分 析，运用现代数据处理技术如大数据、人工智能等，及时发现异常数据并进行预 警； （3）定期对监测设备进行检查和维护，确保监测系统的稳定性和可靠性。
高含硫天然气湿气集输管道系 统运行风险评价及控制
01 引言
03 控制措施
目录
02 运行风险评价 04 总结
引言
高含硫天然气湿气集输管道系统是天然气工业中的重要组成部分，具有高压、 高含硫、高腐蚀等特点，其安全稳定运行对于保障天然气供应和环境保护具有重 要意义。然而，由于管道系统复杂、运行环境恶劣等因素，高含硫天然气湿气集 输管道系统存在一定的运行风险。因此，开展高含硫天然气湿气集输管道系统运 行风险评价及控制研究具有重要意义。
3、评价结果
通过对高含硫天然气湿气集输管道系统的运行风险评价，我们可以得出以下 结果：
（1）管道系统存在的主要风险包括管道腐蚀、泄漏，阀门故障，泵站设备 故障等；
（2）管道系统的整体风险等级为中等，部分设施的风险等级较高；
（3）影响管道系统运行的主要风险因素是腐蚀和设备老化，这主要是由于 高含硫天然气的腐蚀性和管道系统长期运行导致设备老化。
天然气管道材质选择标准
天然气管道材质选择标准
1. 抗腐蚀性能：天然气管道通常长期处于高压高温的环境中，需要选择能够在此条件下抵抗腐蚀的材料。
常见的抗腐蚀材料包括碳钢、不锈钢、钛合金等。
2. 强度和硬度：天然气管道需要具备足够的强度和硬度以承受高压的要求。
通常选择高强度钢、合金钢或复合材料等强度较高的材料。
3. 密封性能：天然气是易燃易爆的气体，对管道的密封要求较高。
选择具有良好密封性能的材料，如橡胶密封件、不锈钢密封垫等。
4. 可塑性：天然气管道需要经常进行弯曲和连接等操作，材料需要具备一定的可塑性和可焊接性。
合适的材料有碳钢、不锈钢等。
5. 经济性：选择天然气管道材质时需要考虑其成本和可用性。
经济性较好的材料有碳钢，而不锈钢、钛合金等材料成本较高。
6. 环境友好性：在选择决策时，还应考虑材料的环境友好性。
选择可回收或可再利用的材料，减少对环境的影响。
综合考虑以上多个因素后，可以选择最适合的材质作为天然气管道的材料。
具体选择应根据实际情况进行评估和决策。
天然气输气管道工程线路阀室材料选择规定【20】
天然气输气管道工程线路阀室材料选择规定【20】1. 引言本规定旨在确保天然气输气管道工程线路阀室的材料选择符合相关标准和要求，以确保工程的安全和可靠性。
2. 材料选择原则2.1 安全性原则：选择具有良好的耐压、耐腐蚀、耐磨损等特性的材料，确保阀室在工作状态下不会发生泄漏或损坏的情况。
2.2 可靠性原则：选择经过长期使用验证的材料，能够在各种环境条件下保持稳定性和可靠性。
2.3 经济性原则：在满足安全和可靠性要求的前提下，选用成本合理的材料，尽量降低工程造价。
3. 材料选择要求3.1 阀室外壳材料3.1.1 阀室外壳材料应为高强度钢材，具有良好的耐腐蚀性和耐压性。
3.1.2 外壳材料要符合国家标准或行业标准的要求，如GB/T 1591-2018《低合金高强度结构钢板和带钢》等。
3.2 阀门材料3.2.1 阀门材料应选择符合天然气输气管道工程设计规范的要求，具有良好的耐压、耐腐蚀和耐磨损性能。
3.2.2 常用的阀门材料包括碳钢、不锈钢等，具体选用应根据工程特点和工作条件进行综合考虑。
3.3 密封材料3.3.1 密封材料应选用具有良好密封性和抗老化性能的材料，能够在长期使用中保持稳定的密封效果。
3.3.2 常用的密封材料包括聚四氟乙烯、聚氨酯等，选用时需考虑其适应性和耐腐蚀性。
3.4 泄漏检测装置材料3.4.1 泄漏检测装置材料应选用具有良好的耐腐蚀性和耐高温性能的材料。
3.4.2 常用的泄漏检测装置材料包括不锈钢、特种合金等。
4. 材料验收和控制4.1 材料供应商应提供符合国家标准或行业标准的产品合格证明和材料试验报告等相关资料。
4.2 工程施工单位应对所采购的材料进行验收，按照相关标准和规范进行质量检查。
4.3 施工过程中应严格控制材料的存储和使用，遵循相关规范要求，杜绝使用不合格材料。
5. 结论本文档规定了天然气输气管道工程线路阀室材料的选择原则和要求。
通过合理选择和控制材料的质量，可以确保阀室的安全运行和工程的可靠性。
管道材料适用性评价规程
管道材料适用性评价规程1 目的为了规范公司管道材料适用性评价细则，特制定本细则。
2 使用范围本细则对在役输气管道的材料适用性评价过程进行控制，也适用于在役输油管道改为输气管道材料适用性评价的过程控制。
3 参考文件GB/T 9711-2011 《石油天然气工业管线输送系统用钢管》SY/T 0599 《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》ASME B31.8《输气和配气系统》Q/SY 1034－2007 《输油管道改为输气管道钢管材料适用性评价方》GB/T229 《金属夏比缺口冲击试验方法》4 评价内容4.1管材的常规理化性能评价；4.2管材脆性断裂控制和延性断裂止裂评价；4.3管材抗氢致开裂及硫化物应力开裂能力评价。
5 管材的常规理化性能评价5.1化学成分5.1.1化学成分取样化学成分分析试样的取样方法参照GB/T9711，且试样须离开环焊缝至少半个管径的距离。
5.1.2化学成分分析测试的化学成分至少包括：C、S、P、Mn、SI五大元素，若有必要亦可加做Cr、Mo、V、Cu、NI等元素，以计算碳当量，考察冷裂倾向。
测试部位包括母材和焊缝，评价标准依据GB/T9711的规定或相应材料的标准。
5.1.1化学成分取样化学成分分析试样的取样方法参照GB/T9711，且试样须离开环焊缝至少半个管径的距离。
5.1.2化学成分分析测试的化学成分至少包括：C、S、P、Mn、SI五大元素，若有必要亦可加做Cr、Mo、V、Cu、NI等元素，以计算碳当量，考察冷裂倾向。
测试部位包括母材和焊缝，评价标准依据GB/T9711的规定或相应材料的标准。
5.1.3化学成分分析所用公式碳当量计算公式：CE=C+Mn/6+（Cr+Mo+V）/5+（Cu+Ni）/15 5.2拉伸性能5.2.1拉伸性能取样管道母材、焊缝拉伸试样的取样方法参照GB/T9711，横向试样应压平。
环焊缝拉伸试样应垂直焊缝截取，焊缝位于试样中心。
5.2.2拉伸性能分析衡量管材力学性能主要指标为抗拉强度、屈服强度、延伸率。
元坝气田高含硫气田集输管道材质优选研究
元坝气 田高含硫气 田集 输管道材质优选研 究
● ……………川 德 ㈣ 。 。 。
摘 要 元 坝 气 田含 硫 区块 地 面湿 气混 榆 集 输 管 道 为 高含 硫 化 氢 、 中合 二 氧 化 碳 的 内腐 蚀 环 境 ， 处于 Ｓ Ｓ Ｃ ３区 ， 腐 蚀 主 要 受硫 化 氢控 制 。 腐蚀 环 境 恶劣 。结 合 元 坝 地 面 集 输 腐 蚀 环 境 ， 利 用技 术 标 准 ， 制定材质选择步骤和程序 ， 在初 步 选 材基 础 上 ， 开展 材
元坝 区块 长兴组 气藏 天然 气组 分 中 Ｈ２ ｓ含 量 为 ２ ． ７ ％～ ８ ． ４ ４ ％， Ｃ Ｏ ２ 含量为 ３ ． １ ２ ％～ １ １ ． ５ ３ ％ ，属 于高含
１ 高含硫地面管线材质优选流程
目前 材 质 的 பைடு நூலகம் 择 可 依 据 Ｎ Ａ Ｃ Ｅ ＭＲ ０ １ ７ ５ ／ Ｉ Ｓ ０
ｂ ｏ ｎ ｓ ｔ ｅ ｅ ｌ ｓ ｈ ｏ ｕ ｌ ｄ ｂ ｅ ｐ ｒ ｏ ｔ ｅ ｃ ｔ ｅ ｄ ｂ ｙ ｃ ｏ ｒｏ ｓ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ ｈ ｉ ｂ ｉ ｔ ｏ ｒ ． Ｋｅ ｙ ｗｏ ｒ ｄ ｓ Ｙｕ ａ ｎ ｂ ａ Ｇａ ｓ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ； ｈ ｉ ｇ ｈ ｓ ｕ ｌ ｆ ｕ ｒ ｍｏ ｉ ｓ ｔ ｕ ｒ ｅ ； ｇ ａ ｔ ｈ ｅ ｉｎ ｒ ｇ ａ ｎ ｄ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｐ ｏ ｒ ｔ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｐ ｉ ｐ ｅ ｌ ｉ ｎ ｅ ； ｍａ ｔ ｅ ｉａ ｒ ｌ ｏ ｐ ｔ ｉ ｍｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ； ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｉ ｃ ａ ｌ ｓ ｔ ａ ｎ ｄ ａ ｒ ｄ
高含硫气田集输管材耐腐蚀评价
将加载 ８ ％屈服强度的四点弯曲试样从夹具卸 ０
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２ 一 ８
油气田地面工程 （ｔｐ／ ｗ ｗｙ ｔ ｍ ｃ ｏ ） ｈｔ ： ｗ ． ｄ ｇ ． ｒ ／ ｑ ｃｎ
直缝埋弧焊钢管 ；并对 材料 的 Ｓ 等有 害元素进 １ Ｐ ；总压 １ Ｐ ；元素硫为 Ｉ Ｌ 、Ｐ ．Ｍ ａ ０ ０ ａ Ｍ ｇ ；转速 ８０ ／ ／ ０ ｓ ｒ 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 ．ｍ ｓ ） Ｈ值 ≤３ ；试验周期 ９ ；试 ． ５ ６ ｈ
根 据 Ｎ Ｃ ０ ７／ Ｏｌｌ６的要 求 ，选 取 了 Ａ ＥＭＲ １５Ｉ ５ ５ Ｓ 符 合 Ｇ ／９ １．— ０５１Ｏ３ ８．— ９ ９ Ｌ ６Ｑ Ｓ Ｂｒ７ ３ ２０１ １３３ １９ 的 ３ ０ Ｃ １ Ｓ
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 。 ． ａ Ｏ分
主 。经过 试 片处理 和 称重 ，Ｌ ６Ｑ Ｓ 材在 模拟 普 ３０ Ｃ 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 １ ２ｍ ／， ． ｍａ ０ 属于严重腐蚀 。 为 了进一步分析 ＨＳ Ｏ 共存条件下的腐蚀 因 Ｃ 。 ／
２３ 电化学 腐蚀 ． （）参考 标 准 。Ｎ Ｃ Ｍ０ ８— ０ ３ １ Ａ ＢＴ ２ ４ ２０ 。
下放 大 １ 倍 检 查 ，试件 受拉 伸 面无 ＳＣ裂 纹 。 ０ Ｓ
图 ４ Ｌ ６ ０ Ｓ 材 的 Ｓ ０ 蚀 评 价 试 样 照 片 ３０ Ｏ 管 Ｓ腐
３ ３ 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
高含硫天然气管线热处理施工的质量控制
高含硫天然气管线热处理施工的质量控制作者：陈航来源：《中国化工贸易·上旬刊》2019年第10期摘要：随着社会经济的不断发展，人们对天然气、石油等资源的需求量越来越大，为了满足人们对油气资源的需求，需要对油气资源进行管道运输和存储。
但是在运输天然气时，由于很多地区的天然气中存在有很多的高含硫天然气，高含硫天然气具有很大的腐蚀性，在运输的过程中会对管道造成腐蚀，使其损坏，从而造成天然气的泄露，因此油气企业需要对管道材料进行合理选择，对管材进行高温热处理，从而提高管材的抗硫性能，保证天然气运输工作的顺利开展。
关键词：高含硫天然气;管线热处理施工;质量控制高含硫天然气在运输的过程中需要对运输管材进行合理选择，可以通过对管材进行高温热处理的方式来提高管材的抗硫性能，提高天然气运输管材的使用寿命，从而为高含硫天然气运输工作提供有效的保障。
本文首先针对天然气集输管线处理施工的重要性进行分析，然后再针对高含硫天然气管线热处理施工质量控制提出几点有效的解决对策。
1 天然气集输管线热处理的重要性高含硫天然气中含有大量的硫物质，这些物质会对管道材质产生腐蚀作用，从而造成管材的损坏，影响管材的使用寿命，导致天然气泄露事故的发生。
对天然气集输管线进行热处理，可以对管材内部的晶体结构进行改善，從而消除管道焊接应力，从而提高管材的使用性能。
如果管材热处理过程中操作不当，导致管材热处理质量不合格，就会导致管材在使用的过程中受高含硫天然气腐蚀，从而造成管材的破损和裂缝，影响管材的正常使用，因此对天然气集输管材进行热处理是十分有必要的。
2 高含硫天然气管线热处理施工的具体方法分析对高含硫天然气的管线进行热处理施工可以通过以下几个步骤来实现，主要包含设备调试和设置热处理参数。
在设备调试过程中，需要根据高含硫天然气集输管线的设计要求来对设备进行准确调试，对管线热处理设备的温度、加热参数等各方面进行调整。
在对天然气集输管线进行热处理的过程中，可以根据管线管壁的厚度来对热处理温度参数进行调整，当开始热处理后，可以根据温度的多少来对加热器进行控制，一般情况下如果温度上升到400℃就可以使热处理的加热速率保持在（205×25/σ）℃/h的范围内，同时需要对管材的恒温时间进行保证，按照相应的恒温标准来进行维持。
高含硫天然气管线热处理施工质量的控制措施
高含硫天然气管线热处理施工质量的控制措施孙永超【摘要】某天然气田的天然气储量十分丰富,具相关的数据统计表明改气田的天然气储量达到了1.386万亿立方米,是世界天然气田中储量排名靠前的天然气田.本文主要针对该天然气田的集输管线在施工的过程中热处理参数优化以及改进措施进行了探讨,通过热处理优化后使得高含硫、高压力天然气集输管线的施工质量得到了有效的改善.这对天然气田的集输管线的热处理质量控制有十分重要的现实意义.【期刊名称】《全面腐蚀控制》【年(卷),期】2019(033)001【总页数】3页(P80-82)【关键词】高含硫天然气;集输管线;热处理;质量控制【作者】孙永超【作者单位】大庆油田工程建设有限公司国际事业部,黑龙江大庆 163000【正文语种】中文【中图分类】TE973.30 引言某气田是我国西气东输的主要供气源之一，通过近几年来不断的建设发展，气田取得了丰硕的成果，为国内提供了大量的天然气，尤其是在冬季的天然气供应方面更是做出了巨大的贡献。
该气田采出气中含硫量达到了6.9～7.8mol（vol）%，高含硫气体对集输管线具有较强的腐蚀性，因此，在管道的焊接过程中要严格的控制焊接接头的应力。
为了充分保证天然气管道敷设的质量达到标准要求，首先要选择具有抗硫作用的管材。
而焊接接头应力控制的主要方式就是通过高温热处理来实现，由此可见，在高含硫集输管线施工过程中热处理是一种非常关键的施工项目。
热处理施工的主要目的是通过改变管材内部的晶体结构来消除焊缝处产生的焊接应力，有效提升集输管线管材的性能，延长集输管线的使用寿命。
1 天然气集输管线特处理施工危险性和重要性分析热处理工序是长输管线施工中必不可少的施工环节，热处理的施工过程中要对其处理参数进行严格的控制，这样才能对热处理质量形成有效的控制。
一旦热处理施工质量出现不合格的现象，就会导致集输管线焊缝部位应力无法消除，最终导致焊缝裂纹的出现。
这样在高含硫气体介质的影响下，最终导致管线腐蚀情况的出现，从而造成严重的后果。
高含硫气田材料选择实验评定方法
高含硫气田材料选择实验评定方法摘要：材料选择是高含硫气田防腐工作的关键。
本文对于高含硫气田材料选择工作中的各种实验评定方法的特点，实现的难度，使用界限和存在的问题进行了评述。
并对于高含硫气田材料评价中的耐久性实验难题进行了分析。
针对管材评定的实际情况，提出采用实验室充氢技术模拟材料长期服役过程中的氢渗入，以此为基础进行实验室耐久性加速实验方法。
关键词：高含硫气田；材料选择；氢；耐久性The Evaluation Method to Material in Laboratory for High Sour Gas FieldCheng ZHANG1Petroleum Engineering Institute of Zhongyuan of Branch,SINO-PEC,Puyang,Henan Province，457001Abstract:The key work of corrosion prevention in high sour gas field is material selection. In this work, the durability evaluation method to material in high sour gas field was discussed.A method of electrochemical hydrogen charging was proposed to introduce hydrogen into the substrate of material, in this way, the hydrogen penetration of material during long-term service can be simulated.Keywords: Highly sour natural gas field; Material selection; Hydrogen; Durability1、前言高含硫天然气在拥有巨大的资源量，是未来我国解决能源安全，保障硫磺等战略物资供应的主要来源。
浅析某新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施
浅析某新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施周小梅;施权;黄兴;陈坚;范张川【摘要】分析了湿天然气采气管线的内防腐的现状、危害程度、主要影响因素,并结合某高H2S、CO2、Cl-、高产、高温、高压气田湿酸性天然气采气管线的工程实例,阐述了在酸性环境中为避免管线因硫化物而引起应力开裂时如何选取合适的管材并辅助合适的电化学腐蚀控制措施,以及流速控制加注缓蚀剂、加强管道的腐蚀监测和定点壁厚检测等内腐蚀控制措施,最后得出对于存在H2S-CO2-Cl-腐蚀环境的新建采气管线采用缓蚀剂+碳钢的综合防腐措施效果最好,不仅可以保证管道使用寿命,腐蚀速率也由原来的≤0.06mm/a降低到≤0.045mm/a.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2016(032)001【总页数】3页(P58-60)【关键词】高含硫湿天然气;酸性天然气;内腐蚀;采气管线;标准【作者】周小梅;施权;黄兴;陈坚;范张川【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500【正文语种】中文伴随着石油天然气工业的开发进程加快，含H2S、CO2、Cl-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。
目前腐蚀控制方法主要分为内腐蚀和外腐蚀，但在实际工作中，对内腐蚀不够重视，采取的内防腐措施也比较少，油气田会因内腐蚀控制不好造成重大经济事故、灾难性事故等问题。
腐蚀主要原因可以概括为：①温度和分压对腐蚀速度的影响；②气体的腐蚀，主要有H2S、CO2、Cl-等酸性气体；③管材的选取不当；④管内流体的流速控制不当等造成的腐蚀[1]。
某新建原料气采气管线3.6km，线路管道运行温度≤50℃，压力为8.5MPa，该地区年平均气温18℃，采气管线的原料气中含有H2S、CO2，其中H2S含量为4.58~11.19g/m3，CO2含量为31.40～59.10g/ m3。
某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究
某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究近年来，随着我国对能源资源的需求不断增长，天然气作为清洁能源备受关注。
在天然气开采和运输过程中，由于地质原因或者管道老化等因素导致的泄漏问题成为了一个严重的安全隐患。
尤其是在高含硫天然气项目中，泄漏问题更加突出，因此对于管道检漏技术的选择显得尤为重要。
本文将针对某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择进行研究。
我们需要了解高含硫天然气项目的特点。
高含硫天然气是指硫化氢含量超过0.1%的天然气，这种天然气对管道材料具有较强的腐蚀性，容易导致管道老化和泄漏。
对于高含硫天然气项目而言，选择一种适合的管道检漏技术是非常重要的。
目前，常见的管道检漏技术主要包括压力测试、超声波检测、红外扫描和气体检测等。
针对高含硫天然气项目的特点，我们需要对这些技术进行比较和分析，选择出最适合该项目的检漏技术。
第一种技术是压力测试。
压力测试是通过对管道进行一定压力的注入，然后观察一段时间内压力的变化情况来判断管道是否存在泄漏。
这种技术简单易行，并且能够对整个管道系统进行测试。
但是对于高含硫天然气项目而言，由于管道材料的腐蚀性，压力测试可能会对管道材料产生损害，导致进一步的泄漏问题，因此这种技术在高含硫天然气项目中的适用性有所限制。
第二种技术是超声波检测。
超声波检测是利用超声波穿透管道材料，当遇到泄漏口时会产生反射，通过检测反射波形来判断管道是否存在泄漏。
这种技术对管道材料的要求相对较低，能够快速准确地识别泄漏点。
但是对于高含硫天然气项目来说，由于管道材料的腐蚀性，超声波可能无法穿透所有的管道材料，从而影响检测的准确性。
第三种技术是红外扫描。
红外扫描技术利用红外热像仪对管道表面温度进行扫描，当管道泄露时会出现温度异常的情况，通过检测温度异常来判断管道是否存在泄漏。
这种技术对管道材料的要求相对较低，能够快速定位泄漏点。
但是由于高含硫天然气项目中常常存在高温环境，导致对红外扫描技术的应用受到了一定的限制。
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基金项目 ：国家科技重大专项“大型深层碳酸盐岩气藏钻采技术研究与应用”（编号 ：2016ZX05052-003）和“水平井完井综合 评价技术”（编号 ：2016ZX05021-005-009）。
关键词 高含硫 天然气 管道 材质 适应性 分析 建议 DOI: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2018.01.013
Adaptability of gas-pipeline materials under high-sulfur content and suggestions on standard amendment of material selection
Liu Chang1, Li Haitao1, Li Hongzhen2 and Ran Hongbin2 (1. College of Petroleum Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. Chongqing Gas Division, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chongqing 404000, China)
第 41 卷 第 1 期
天然气勘探与开发
气田开发
高含硫条件下天然气管道材质适应性评价及
选材标准修改建议
刘 畅 1 李海涛 1 黎洪珍 2 冉红斌 2
1. 西南石油大学石油与天然气工程学院 2. 中国石油西南油气ห้องสมุดไป่ตู้公司重庆气矿
摘 要 川东气田从 20 世纪 70 年代开发含硫气田至今，投运天然气管道超过 4 000 km，大部分管道采用湿气输送。随着管 道投运时间增长，输送介质腐蚀性流体含量逐渐增高，部分在役天然气管道迫切需要更换。但大规模改造成本高，企业负担重。 为此，按照 SY/T 0599-2006《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》，根据川东气田天然气输送 管道材质使用情况，选用在役的 20#、ST45、L245NB 和 20G、L245NB 新管材，从取样管段的肉眼观察、仪器测厚到室内实验 评价等进行对标分析，评价高含硫条件下天然气管道材质的适应性，判断在役天然气管道能否继续安全运行。评价结果表明 ： 20#、ST45、L245NB、带附加技术条件的 L245NB、L245NCS 在役管材是适应现有生产环境的，建议将 20# 钢列入 SY/T05992006 标准的管材选择范围，但是当天然气中 CO2 含量超过 60 g/m3 时应避免使用。
Abstract: Since some gasfields with high sulfur in eastern Sichuan were initially developed in the 1970s, more than 4000-km-long gas pipelines have been put into operation. Most of them carry wet gas. As their operation time continues, the content of corrosive fluid in the medium increases, making it necessary to replace some pipelines in service. However, large-scale reconstruction brings about high cost further resulting in a heavy burden to most enterprises. According to the Metallic Material Requirements–Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking for Gas Surface Equipment (SY/T 0599-2006), the existing 20#, ST45 and L245NB gas pipelines in the fields and new 20G and L245NB pipelines were selected for benchmarking analysis through visual inspection, thickness measurement, and experimental evaluation. In this way, their adaptability to the condition of high-sulfur content was evaluated, and the service continuity and safety of active pipelines were discriminated. Results show that 20#, ST45 and L245NB pipes, as well as L245NB and L245NCS pipes with additional technical conditions, are adaptive to the existing service environment. It is suggested that 20# steel is included as an optional pipeline material subject to SY/T0599-2006, but it should not be used when CO2 content among natural gas exceeds 60 g/m3. Keywords: High sulfur; Natural gas; Pipeline; Material; Adaptability; Analysis; Suggestion