天然气管道硫化氢分析
常用天然气硫化氢测定方法影响结果的因素分析
樊
娜
常用天然气硫化氢测定方法影 响结果 的因素分析
樊 娜
（ 利石 油管 理局 环境监 测 总站 ， 东 东营 ２ ７ ０ ） 胜 山 ５ ０１
摘 要 ：硫化 氢 为剧 毒 气体 ，也是 强 腐蚀 性物 质 ，对 井场安 全 构成威 胁 ，为保 障 油 田开发 时 的人 员安全 ，有 必要对 天然 气 中硫
（ｈ ｎ ｌＯ ｌｅ ｎ ｉ ｎ ｅ ｔｌ ｎ ｏ ｉ ｅ ｔ ， ｏ ｇ ｉ ， ｈ ｎ ｏ ｇ ｒｖ ｃ， ５ ０ １ Ｓ ｅｇ ｉ ｉｉ ｄ ｖ ｏ ｍ ｎ ｉ ｒ ｇＣ ｎｒ Ｄ ｎ ｙｎ Ｓ ａ ｄ ｎ ｏ ｉ ｅ ２ ７ ０ ｆ ｌＥ ｒ ａ Ｍｏ ｔ ｎ ｅ ｇ Ｐ ｎ Ｊ
Ａｂ ｔ ｃ ： Ｓｉ ｈｇ ｌ ｘｃａ ｄｃ ｒｏ ｉｅｇ ｓ ａｔｒ ａ ｅｓ ｆｔ ｆ ｈ ｅ ｌ ｉ ． ｔ ｓ ｅ ｅ ｓ ｒ ｆ ｈ ｇ ｌｒ ｎｔｒ ｇｏ Ｓｔ ｐ ｏｅ ｔ ｈ ｓ ｒ ｔ Ｈ２ ｉｈｙｔ ｉ ｎ ｏ ｒ ｓ ａ ， ｅ ｔ ｏｔ ａｅｙｏ ｅ ｌ ｓｔ Ｉ ｉ ｃ ｓａｙｏ ｅｒ ｕａ ｉ ｉ ｆ ｒ ｔｃ ｅ ａ ｓ ｏ ｖ ｈ ｔ ｈ ｔ ｗ ｅ ｎ ｔ ｅ ｍｏ ｏ ｎ Ｈ２ ｏ ｔ
化 氢进 行 定期监 测 。本 文对 实验 室 目前 采 用的三 种硫 化 氢检 测方 法进 行 了说 明 ．并 对 这三种 方法 中影 响结 果准确 度和 精 密度
的 因素 进行 了分析 ，以期在 日常检 测 中达 到更好 的 效果 。 关 键词 ：天然 气 ； 硫化 氢 ； 学分 析 化 中图分 类号 ： Ｘ ０ ４ ５２
前言 样 流速。控 制流 速 的 目的是使 天然气 中所含的硫 化氢与 吸收液充 分 硫化 氢气 体 是无 色 剧毒 的 酸性 气 体 ，低浓 度 的硫 化 氢能 够 刺 反应 ，以提 高检测 结果 的准确性 。碘量 法对采集 大气样 品的总量要 激人 眼 和呼 吸道 、损 伤 人 的嗅 觉 、 麻痹 神 经 ，高浓 度 的硫 化 氢 能 求较 严格 ，不能过 小 ，否则会影 响测定 结果 。 日常试验结果 表 明 ，
燃气管道防腐技术分析
摘要 ：为了有效抑制天然气管道腐蚀，降低经 济成本和减少安全事故 。论述了硫化氢（ Ｈ２ Ｓ ） 、二氧化碳（ Ｃ Ｏ２ ） 腐蚀机 理及其 影响因素 ，涂层和 阴极保护工艺流程，应用全球定位系统（ Ｇ Ｐ Ｓ ） 、资源与环境信息系ｆ Ｊ ￣ （ Ｇ Ｉ Ｓ ） 、 数据采集 与监视控制系统（ Ｓ Ｃ Ａ ＤＡ ） 系统对腐蚀进行监控 。对 比内、外涂层性 能，强制 电流和牺牲阳极阴极保 护方法 以及杂散 电流处理方案 ，依据成都燃气 实际，提 出燃气管道防腐方案 。 关键 词：腐蚀 涂层 管道防腐 阴极保护 杂散 电流
究热 点 。
Ｈ ２ Ｓ腐 蚀 开裂
均 氢 匀 致 腐 开 蚀 裂 、 点 蚀 、 氢 鼓 泡 、 妻 膜 、 温 度 、 ｐ Ｈ 值 、 Ｐ Ｈ 、 应力 导 向的氢致 介质溶 液 。 一
氢脆 、硫 化物 应力腐 蚀 开裂 、氢诱 发阶梯 裂 纹。
、
１ 天 然气 管道腐 蚀机 理和 类型 ２ 管道 防腐 方法 在 Ｈ２ Ｓ 、Ｃ Ｏ ２ 共存 于水 中 的情 形 ，其腐 蚀机 理
（ ５ ） 缓蚀剂 ；
（ ６ ） 腐 蚀监 控 。 本 文结 合成 都燃气 公 司实 际 ， 着 重从 保护 性涂
层 、阴极保 护和 腐蚀 监控方 面来 分析 。 ２ ． １ 保 护性涂 层
主 导地位 反 应还 不确 定 ，国 内外学 者对 以下三 种说 法表 示 肯定 ：①Ｈ２ Ｓ发生 还原 反应 ，其控 制 因素有 两 大类 ：电化 学极 化和 Ｈ ２ Ｓ扩 散 ；②Ｈ 参 与 阴极还
国 内外工 程技 术规 范热 缩带 表面 处理 的性 能
作 用 是减 小输 差 ， 从 新疆 到上 海 的 ４ ０ ０ ０ ｋ ｍ 输气 管 线 以及 未来 十 年将 建成 的 陕京复 线 、中俄韩 线均 采
试论硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析
试论硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析摘要：随着我国经济发展，对天然气能源的需求量不断提升，天然气基础建设不断完善。
天然气运输是以管道为载体，完成运输作业，但是，由于天然气中的硫化氢具有一定的腐蚀作用，在运输途中侵害管道，导致管道出现变薄甚至穿孔等情况，造成一定的不良影响。
因此，在当前发展中，提升硫化氢天然气对管道腐蚀重视程度，积极制定优化方案，提升硫化氢天然气运输安全性。
基于此，本文以硫化氢对天然气管道腐蚀影响为研究对象，结合实际案例，分析出现管道腐蚀现象的因素，探究其产生的不良影响。
关键词：硫化氢；天然气管道；腐蚀伤害；因素以及影响；案例分析在天然气运输过程中，硫化氢导致管道腐蚀现象较为严重，严重影响我国天然气运输的稳定性。
其中硫化氢、二氧化碳、水以及缓蚀剂是诱发管道腐蚀的重要物质，当管道内部放置硫化氢以及二氧化碳，腐蚀性明显降低，但是，在两者与管道中的水结合后，腐蚀性明显提升，现阶段，我国已经对天然气管道腐蚀的重视程度提升，采用含硫油气保护管道，但是，硫化氢对天然气管道腐蚀研究还有一定的发展空间。
因此，本文结合实际工程案例，对硫化氢对天然气管道腐蚀进行详细的分析，研究影响管道腐蚀的影响因素，引出开展管道防腐措施的重要性。
一、案例分析我国A油气企业的管道系统设计压力为10Mpa，同时存在压力为12Mpa的管道，该企业中，天然气中硫化氢分压在1.705Mpa，对天然气开展集中脱酸施工，去除天然气中大部分的硫化氢气体，但是仍有一部分残留。
随着我国油气田开发力度不断加深，开发天然气中的硫化氢气体含量不断升高，导致其腐蚀性加强，在天然气运输中对管道的腐蚀影响较为明显，导致管道出现穿孔，造成天然气泄漏,影响企业的稳定发展[1]。
在发展中A油气企业对管道腐蚀重视程度提升，针对S区集气站管道开展质量检测，通过检测数据可以看出，管道存在厚度异常情况，将管道剖开，内部的腐蚀非常严重，同时腐蚀后产生大量的硫化物。
天然气中硫化氢含量划分为几类标准
天然气中硫化氢含量划分为几类标准
天然气中硫化氢含量的分类标准在不同的标准或规范中可能存在差异。
例如，根据GB《天然气》的规定，天然气可分为三类，具体如下：
一类天然气每立方米内的总硫数量不超出100mg，并且每立方平米内的硫
化氢不超过6mg。
二类天然气每立方米内的总硫数量不超过200mg。
三类天然气每立方米内的总硫数量不超过460mg，并且每立方米内的硫化
氢不超过460mg。
以上信息仅供参考，具体标准可能会因地区和具体应用场景而有所不同。
如需了解最新的标准或更详细的信息，建议查阅相关的行业规范或联系专业机构获取帮助。
含硫化氢天然气安全防护措施分析
C o n s t r u c t i o n S t a n d a r d i z a t i o n/建设标准化含硫化氢天然气安全防护措施分析化玥(长庆油田分公司第六采气厂，陕西榆林718599)摘要：有鉴于此，文中首先分析石油天然气生产过程中硫化氢的危害，探讨含硫化氢天然气储运面临的安全 问题，给出提高含硫化氢天然气储运安全管理质量的措施，含硫化氢天然气生产、运输、储存都需要采取相 应的措施，石油天然气开采过程中做好硫化氢预防工作具有现实意义，关键词：含硫化氣；安全问题；防护措施新经济常态环境下，石油天然气幵采工作有助于 保障经济稳定发展，生产运输过程中产生的硫化氢危 害性较大，危害到职工健康、腐蚀设备、污染环境，需要做好有效地控制工作，提高对硫化氢危害的重视 度，制定切实可行的防护措施与应急预案，减少及控制 硫化氢造成的损失，保证石油天然气生产运输的安全性。
1石油天然气生产运输中硫化氢的危害分析1.1危害人体健康硫化氢气体于人体而言不仅有毒，还会伤害人体 的神经系统，在日常工作中一旦硫化氢气体泄漏并且 达到100m g/m3的浓度时，就会弓丨发接触者出现中毒 现象，如恶心、头晕、呼吸不畅、四肢乏力等，当其 达到500m g/m3的浓度时，将会进一步刺激中毒者的 鼻粘膜，导致其呼中枢系统出现紊乱，短时间内若得 不到及时治疗，就可能引发室息死亡。
其次，硫化氢对于人体心脏的危害也非常大，硫 化氢中毒患者往往都伴有心脏功能的衰竭，而且随着 浓度增加，症状也会越来越明显。
另外，虽然硫化氢 伴有一种特殊气味，但是只在浓度很浅时才能闻道，随着时间的推移以及浓度的增加，其气味反而会越来 越不明显，如果泄露地方的地势较低，空气流通不畅，硫化氢则很难随空气流通而扩散转移甚至消失，加上中 毒者的不自知，一旦中毒，将会对人体造成持续性伤害。
1.2污染生态环境相比于空气整体密度，硫化氢气体的质量略微重 一些，因此硫化氢气体能在低处长时间存留且不会轻 易扩散，这对地面附近空气质量产生破坏。
关于天然气中硫化氢含量测定方法的研究
关于天然气中硫化氢含量测定方法的研究摘要：根据分析原理,天然气中硫化氢的测定分为物理方法和化学方法。
本文介绍了分析原理,各种方法的优缺点,以及我国硫化氢研究的现状和未来发展的定义。
关键词：硫化氢；检测目前,各种H2S检测方法,根据分析原理,主要分为化学和物理两大类。
由于这些测试方法具有不同的测试原理,测量范围和测试精度,因此进行研究这些测试方法,以确定适合不同情况的H2S测试方法。
一、化学法根据H2S的化学性质,通过H2S的吸收和化学反应,在一定条件下进行相应的测定以确定H2S。
1.碘量法。
是化学和冶金工业中广泛使用的碘量分析方法，碘量法是测定天然气H2S的标准。
该工艺具有广泛的检测范围,可以检测0-100%的H2S气体浓度。
其原理是通过锌(AC)2溶液吸收样品以形成在弱酸性条件下产生I2的ZnS沉积区,其中多余的I2含有可以检测H2S含量的Na2S2O3溶液。
反应的基本公式如下。
H2S+ZnAc2=ZnS+2HAc（1）ZnS+I2=ZnI2+S（2）I2+2Na2S2O3=Na2S4O6+2NaI（3）起方法复杂,但影响结果准确性的因素很多:(1)溶液中存在挥发性成分,Na2S2O3易降解,易出错。
当每个测量值都可用时,工作量会增加,但也需要进行调整。
(2)不宜过快通气速度。
否则,H2S不会被完全吸收,偏小测量结果。
吸收瓶容易产生沉淀残存,难以清洁并导致故障,因此偏小结果;（3）i2和蓝色成分的形成可能会影响分析结果,最终终点可能错过滴定。
（4）不要摇头滴定前期,以避免I2的蒸发。
在终点附近增加振动速度,使溶液混合良好,但过多的Na2S2O3测量过低。
由于该方法的分析是手动进行的,因此需要一些限制和偏差来确定H2S。
测量范围广,不需要昂贵的设备,具有很大的实用价值。
考虑样品流量,总体积和标准溶液的拟合,以及分析中使用的HAC淀粉指示剂。
2.汞量法。
也是传统的H2S测定方法,其原理是样品溶液被Hg2、KOH吸收,与Hg2+、S2-反应得到硫化汞,过多的Hg2+和双硫腙反应中形成红色化合物,反应的基本公式如下:H2S+2KOH=K2S+2H2O（4）Hg2++S2-=HgS↓（5）其过程比较少见,其应用是Hg的表观毒性是限制原因,双硫腙在空气中容易氧化,必须储存在棕色瓶中。
气相色谱分析天然气中高含量硫化氢方法研究
73硫化氢是一种无色、剧毒、可燃、具有典型臭鸡蛋味、比空气略重的气体，在空气中的爆炸极限为4.3%~45.5%[1]。
硫化氢气体大多存在于碳酸盐地层中，特别是与碳酸盐伴生的硫酸盐沉积环境普遍存在硫化氢气体。
四川盆地碳酸盐地层中硫化氢含量一般在2%～10%之间，属高含硫气藏。
国内的硫化氢实验检测方法很多，按其原理主要分为化学法和物理法。
化学法主要包括碘量法、钼蓝法、亚甲基蓝比色法、醋酸铅反应速率法、色谱法；物理法主要包括光谱法和激光法[2～6]。
这些检测方法原理各异，检测范围、精度也不同，其中，碘量法适用最广。
随着硫化氢检测技术的不断发展，气相色谱法在石油天然气行业中应用广泛，精确检测天然气中硫化氢含量对地质研究、勘探开发决策、脱硫工艺等均具有重要意义。
本文在行业标准推荐的碘量法测定天然气中硫化氢的基础上，探索气相色谱法进行天然气中高含量硫化氢测定方法[6]。
依托Scion-456气相色谱仪，对天然气中高含量硫化氢标准气及不同浓度的天然气中硫化氢样品进行分析，寻求气相色谱法对硫化氢检测的线性范围，并展开实验结果的精密度、准确度评价。
1 实验部分1.1 仪器设备及工作原理实验使用设备为定制改进型Scion-456气相色谱仪，带有EFC气体流量控制器和定量管，配置有2个热导检测器（TCD），采用恒温模式完成天然气组分以及H 2S实验分析任务。
天然气中不同的组分由载气带入色谱柱后，因其各组分在色谱柱固定相中吸附系数的差异，分离后进入检测器。
Scion456-GC气相色谱仪设计高含量硫化氢天然气实验分析采用双TCD检测器，同时运行。
检测器1主要负责分析天然气中的He和H 2；检测器2负责分析O 2、 N 2、CH 4、C 6+、C 3～C 5、H 2S、CO 2、C 2H 6等天然气组分。
1.2 试剂本次研究以川西地区为例，根据该地区近年天然气样品的实测值分布范围，确定适合川西地区天然气组分及硫化氢钢瓶标准气配置浓度。
紫外吸收-_光谱法在天然气硫化氢含量测定中的应用
则最小二乘法的计算如公式（8）所示。
N
2
r ¦ Ai uV nCL o min
n1
（8）
根据理想气体状态可进一步推导出气体浓度 C 的表达式，
如公式（3）所示。
C
=
C0
T0 p Tp0
（3）
因此，吸收截面 σ（λ）可进一步推导为公式（4）。
使公式（8）求导结果为 0，从而可推导出最终硫化氢浓 度 CH2S 的表达式，如公式（9）所示。
仪器2 结果1 结果2 0.39 0.52 4.42 4.57 9.07 9.26 19.94 19.83 29.16 29.37 39.55 39.23
60 60.31 78.87 79.36 98.05 98.53 0.68 1.07
仪器3 结果1 结果2 2.96 2.78 6.71 6.78 11.05 11.23 20.14 20.2 29.39 29.35 39.05 38.86 57.06 57.88 74.6 75.01 93.66 94 2.71 2.56
（5）
紫外吸收 - 光谱法在天然气硫化氢含量测定中的应用。
由于在测定过程中存在系统噪声，且需要考虑其他因素
1 检测方法 1.1 检测方法原理
的影响，如果测定结果仅采用单一波长，则最终测定结果不 具备可靠性，偏差较大。因此测定硫化氢浓度时，需要采用 一定波长范围内的一组波长进行硫化氢浓度测定，然后采用
氘灯
样品池
透镜
球阀
压力表 真空泵
标准气体
光纤 光谱仪
图 1 硫化氢浓度测定装置
1.3 试验方案
为确保测试对象的同一性与均匀性，采用 4 台仪器，根 据相同要求，采用紫外吸收 - 光谱法对同一批次 10 种不同浓 度的甲烷气体进行浓度测定，浓度范围为 0~100×10-6mol/mol。 选定 9 个浓度点，通过混合气进行调解，包括硫化氢、羰基硫 和甲硫醇，在实际测定过程中，为保证结果准确性，采用多次 连续测定方式，测试结束后及时记录好其体内的硫化氢气体 含量。标准气均以氮气为背景气，容器容积为 8L，气体配制 最高压力为 10MPa，为保证测量结果的精准性，在容器内壁进 行涂氟惰化处理。
天然气中硫化氢含量的测定与分析
338管理科学与工程技术GUANLIKEXUEYUGONGCHENGJISHU一、前言准确测定天然气中硫化氢的含量不仅为地质上分析气井在该生产层位的生产状况、生产动态提供重要数据，而且天然气中因为硫化氢存在，对管线、设备产生一定的腐蚀，影响管线、设备的安全运行；另外,硫化氢本身为有毒气体，威胁到员工的人身安全。
所以准确测量天然气中硫化氢含量的意义重大。
现在集气站的各个生产气井的硫化氢检测，采用碘量法现场检测。
一般生产井监测频率为每年两次，上下合采生产井每季度监测一次。
但从近两年的监测数据来看，每口气井的监测数据都有所波动，而且有一部分气井的硫化氢数据波动范围超出了规定要求，需要增加检测的频次，为气井的生产动态分析提供准确数据。
结合实际现场分析，我们经常遇到与分析标准中不相符的问题或是标准中没有提及的一些问题。
二、碘量法测定硫化氢的原理及操作步骤（一）原理用过量的乙酸锌溶液吸收天然气中的硫化氢，生成硫化锌白色沉淀。
加入过量的碘溶液，在酸性条件下氧化生成碘化锌，剩余的碘用硫代硫酸钠标准溶液滴定，与空白滴定相对比可测出硫化氢的含量。
化学反应方程式如下：H 2S+Zn(C H 3COO)2=ZnS ↓+2CH 4COOH Zn S+I 2=Zn I 2+SI2+2Na2S 2O 3=Na2S 4O 6+2NaI （二）分析结果的计算（1）气体校正体积Vn (L)的计算Vn =K ×V ×(P －Pv )×293.2/[101.3×(273.2＋t)]（2）硫化氢含量的计算质量浓度ρ(mg /m 3)，其计算公式：ρH 2S =17.04×C ×(V1－V2)×1000×101.3/Vn三、碘量法现场测定硫化氢的影响因素分析研究（一）溶液配制及滴定过程的影响因素分析1、溶液配制及存放条件的影响固体Na2S 2O 3.5H 2O 容易风化，常含有一些杂质（如S,Na 2SO 4，NaCl ，Na 2CO 3等）并且配置好的Na 2S2O 3溶液不稳定，容易分解。
硫化氢的测定
硫化氢的测定硫化氢（H2S）是一种无色、有毒的气体，常见于石油和天然气的开采、化工生产和污水处理等过程中。
由于其具有强烈的刺激性气味和对人体健康的危害，测定硫化氢的浓度对于保障生产安全和环境保护具有重要意义。
本文将介绍一些常用的硫化氢测定方法，以及它们的原理和适用范围。
一、化学吸收法化学吸收法是一种常见的测定硫化氢浓度的方法。
该方法是利用硫化氢与化学试剂反应生成可见色的沉淀，从而间接测定硫化氢的浓度。
最常用的化学试剂是铅醋酸（Pb(C2H3O2)2）。
硫化氢通过与铅醋酸反应生成黑色的硫化铅（PbS）沉淀。
方程式如下：Pb(C2H3O2)2 + H2S → PbS↓ + 2CH3COOH通过测定产生的硫化铅（PbS）的质量，就可以计算得到硫化氢的浓度。
化学吸收法的优点是操作简单、灵敏度较高，但需要注意的是要控制试剂用量和反应条件，避免产生过多的副产物。
二、传感器法传感器法是一种现代化的测定硫化氢浓度的方法。
传感器可以直接感知气体中的硫化氢浓度并将其转化为电信号，通过测量电信号的变化，即可得到硫化氢浓度的数值。
传感器法的优点是响应迅速、灵敏度高、结果准确。
同时，传感器可以进行实时监测，可以在生产过程中进行连续测量，以及远程监控。
根据工作原理的不同，传感器法可分为电化学传感器、光学传感器、光谱传感器等多种类型。
其中，电化学传感器是最常用的方法之一。
其工作原理是通过硫化氢与电极材料反应，产生电流或电势变化，从而间接测定硫化氢的浓度。
三、气相色谱法气相色谱法是一种高精密度、高灵敏度的硫化氢测定方法。
该方法是通过气相色谱仪分离和检测硫化氢，从而测定硫化氢的浓度。
在进行气相色谱分析之前，需要先将气体样品中的硫化氢转化为可以被气相色谱仪检测的化合物。
常用的前处理方法是利用硫化氢与银离子反应生成硫化银沉淀，然后用氢气还原生成硫化氢，再用气相色谱仪进行测定。
气相色谱法的优点是具有高灵敏度、高分辨率，且适用于复杂气体样品中硫化氢的测定。
天然气管道的腐蚀及控制措施
天然气管道的腐蚀及控制措施天然气管道是连接天然气供应和使用地点的重要通道，但是它们也容易受到腐蚀的影响。
腐蚀会降低管道的强度和耐久性，导致管道泄露甚至爆炸事故。
对天然气管道的腐蚀进行有效控制至关重要。
本文将就天然气管道的腐蚀机理及控制措施进行详细介绍。
一、腐蚀机理1. 化学腐蚀天然气管道在运输过程中会受到含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀性物质的影响，这些物质会与管道内壁的金属材料发生化学反应，形成金属盐和水，导致管道的腐蚀。
管道内的氧气也会加速管道的腐蚀速度。
管道内壁的金属材料会形成阳极和阴极，当管道中存在电解质和外部电流时，就会产生电化学腐蚀。
在这种腐蚀下，阳极处的金属会溶解，形成金属离子，而阴极处的金属则会得到保护，从而导致管道的不均匀腐蚀。
3. 应力腐蚀管道在运输和安装过程中会受到各种力的影响，例如张力、压力、弯曲等，这些力会导致管道内部的金属出现应力集中区，从而引发应力腐蚀。
应力腐蚀一般发生在金属材料本身具有一定的腐蚀倾向性的情况下。
二、控制措施1. 选用合适的材料为了减少天然气管道的腐蚀，首先要选用具有良好耐腐蚀性能的金属材料，例如不锈钢、镍基合金等。
这些材料能够有效地抵抗化学腐蚀、电化学腐蚀等腐蚀形式的影响，从而延长管道的使用寿命。
2. 进行防腐处理对于一些普通材料制成的天然气管道，可以采用防腐涂层或防腐涂料的方式进行防腐处理。
这种方式可以形成一层保护膜，有效地隔离管道内壁和外界腐蚀因素的接触，从而减少管道的腐蚀速度。
3. 加强监测和维护定期对天然气管道进行腐蚀监测和评估，发现腐蚀问题及时进行修复和维护。
这包括使用无损检测技术对管道的腐蚀程度进行评估，以及对管道进行防腐漆补涂和阴极保护等维护措施。
4. 实施阴极保护阴极保护是指通过外部电源或阳极物质等手段向天然气管道施加一定的电压和电流，从而使管道成为阴极，有效地减少管道的电化学腐蚀。
这是一种有效的管道腐蚀控制手段，特别是对于埋地管道和水下管道。
简论含硫化氢天然气压力管道的焊接
管埋与维妒清洗世界Cleaning World 第37卷第4期2021年4月文章编号：1671-8909 (2021 ) 4-0080-002简论含硫化氢天然气压力管道的焊接马志强(宁夏特种设备检验检测院，宁夏银川750001)摘要：在天然气压力管道使用过程中，硫化氢气体能够对天然气管道造成巨大的伤害，在长期的腐蚀作用下，会导致管道开裂，因此对此类管道的焊接进行研究，最大限度地降低硫化氢气体对天然气压力管道造成的腐蚀，就成为施工人员必须认真思考的问题。
关键词：硫化氢；天然气；压力管道；焊接中图分类号：TE973.3 文献标识码：A在我国的天然气矿井生产中，所生产的天然气普遍 具有硫化氢含量较高的特点。
在天然气压力管道输送的 过程中，会对管道设备的安全造成很大压力，如果处理 不当，还会造成重大人员伤亡事故，所以天然气管道的 焊接质量就显得非常重要。
1天然气管道目前所使用的材质在我国天然气开发和输送过程中，天然气中的硫化 氢气体会对输气管道造成严重的腐蚀，腐蚀到一定程度，还有可能导致管道的破裂，所以国家对于天然气输气管 道的材质有着非常高的要求，要求管道使用材料的化学 性能稳定，能够抵御硫化氢气体的腐蚀。
经过生产企业的不断实验和对比，我国衡阳钢厂自 主生产的L360Q CS系列的钢管由于良好的化学性能和 稳定性，在硬度上也符合国家相关标准，能够最大限度 地抵御硫化氢气体的腐蚀，因此成为天然气输送管道的 首选材料。
2天然气压力管道焊接的技术要求2.1做好焊材的选取要想保证天然气压力管道的焊接质量，焊接材料的 选取是一项非常重要的工作，在材料选取上要优选碱性 低氢型的焊接材料。
由于这种焊接材料在焊接过程中产 生的熔渣为碱性焊渣，在空气中很难氧化，所以能够很 好地抵御硫化氢的腐蚀，而且焊接缝中一般不会留下残 渣，焊接施工完成后之后，天然气压力管道具有良好的 力学性能，所以优选最合适的焊接材料是保证焊接质量的关键，需要施工单位高度重视这一问题，最大限度地 使用这种焊材。
管道工程硫化氢方案
管道工程硫化氢方案硫化氢是一种无色有毒气体，常见于石油、天然气开采和加工过程中。
它具有极强的腐蚀性和毒性，对人体健康和环境造成极大危害。
因此，在管道工程中，对硫化氢的防控工作至关重要。
本文将从硫化氢产生机制、管道工程中的硫化氢防治策略和未来发展方向等方面，对管道工程硫化氢方案进行探讨。
一、硫化氢产生机制1. 硫化氢的来源硫化氢是硫化物分解产生的一种气体。
在石油、天然气开采和加工过程中，硫化氢通常会随着原油或天然气一起提取出来。
此外，硫化氢还可能从含硫化合物的水体中释放出来。
因此，在管道工程中，任何与这些材料接触的设备和管道都有可能受到硫化氢的影响。
2. 硫化氢的产生途径硫化氢的产生途径主要包括氧化还原反应、微生物分解、热分解及化学分解等方式。
其中，氧化还原反应是最主要的产生途径。
当硫化物与水或空气中的氧气发生接触时，就会发生氧化还原反应，产生硫化氢。
二、管道工程中的硫化氢防治策略1. 硫化氢检测与监测在管道工程中，对硫化氢的检测与监测至关重要。
只有及时了解是否存在硫化氢的可能，才能做出有效的防控措施。
因此，必须在管道系统中设置硫化氢检测设备，并建立完善的监测体系。
定期对管道进行检测，发现问题及时采取措施。
2. 硫化氢防治技术（1）物理防治技术物理防治技术主要包括密封包裹、加热保温、防腐保护等措施。
密封包裹可以有效阻止硫化氢的泄漏，加热保温可以减少硫化氢的析出，防腐保护可以延长设备和管道的使用寿命。
（2）化学防治技术化学防治技术主要包括添加氧化剂、添加还原剂、添加硫化氢捕集剂、添加脱硫剂等措施。
通过添加化学物质，可以有效地减少硫化氢的生成和释放。
（3）生物防治技术生物防治技术主要包括生物脱硫、生物捕集等措施。
通过利用特定的微生物群体，在生物作用下将硫化氢转化为无害的硫酸盐或硫酸氢盐。
3. 安全管理与培训在管道工程中，建立严格的安全管理制度，并对工作人员进行相关的安全培训是至关重要的。
只有做好安全管理工作，才能有效地预防和避免硫化氢泄漏事故的发生。
天然气收到基硫分取值
天然气收到基硫分取值1.引言1.1 概述天然气是一种重要的能源资源，具有广泛的应用领域，如发电、工业燃料和民用供暖。
然而，天然气中可能存在一些杂质，包括硫化氢等硫化物。
这些硫化物不仅会对管道和设备造成腐蚀，还会对环境和人体健康造成严重的影响。
因此，为了确保天然气的质量和安全使用，必须对其中的硫化物进行监测和控制。
而这就需要对天然气中的硫化氢等硫化物进行基硫分取值的分析。
基硫分取值是指天然气中硫化氢等硫化物的含量，它是评价天然气质量的重要指标。
通过准确测量和控制基硫分取值，可以有效地降低天然气系统的腐蚀风险，延长管道和设备的使用寿命，保障能源供应的可靠性。
本文将重点介绍天然气基硫分取值的意义和分析方法。
首先，将对基硫分取值的定义和计算方法进行详细阐述，并介绍常用的分析技术和设备。
其次，将对天然气中硫化氢等硫化物的来源和影响因素进行分析，以便更好地理解基硫分取值的变化规律。
最后，将介绍当前国内外对基硫分取值的监测要求和标准，并展望未来在基硫分取值监测和控制技术方面的发展趋势。
通过本文的阐述，读者将能够了解天然气基硫分取值的重要性和相关的分析方法，有助于加强天然气质量的管理和控制，提高能源利用效率和环境保护水平。
1.2 文章结构文章结构部分的内容可以描述文章的整体结构和每个部分的主要内容，以帮助读者了解整篇文章的概要。
以下是可能的文章结构内容：文章结构：本文将按照以下结构进行论述：引言、正文和结论三个部分。
1. 引言引言部分将对天然气收到基硫分取值的研究背景和意义进行概述，并介绍本文的目的和文章结构。
2. 正文正文部分将分为两个主要部分进行论述：背景介绍和天然气的基硫分取值。
2.1 背景介绍背景介绍将介绍相关的背景知识和研究现状，包括天然气的特性、天然气中的硫化氢和其他硫化物的形成机制，以及基硫分取值的定义和测量方法等。
2.2 天然气的基硫分取值本部分将详细介绍天然气中基硫分的取值方法和影响因素。
将介绍目前常用的基硫分分析技术和仪器，以及如何通过基硫分取值分析来评估天然气的质量和纯度。
天然气管道腐蚀原因及防治措施
天然气管道腐蚀原因及防治措施天然气管道是输送天然气的重要设施，但由于长期运行和外界环境因素的影响，管道可能会发生腐蚀。
腐蚀不仅会损害管道的完整性，还会造成天然气泄漏，危及人员安全和环境。
因此，了解天然气管道腐蚀的原因以及相应的防治措施是至关重要的。
天然气管道腐蚀的原因主要有以下几点：1. 化学腐蚀：管道内的天然气中含有一定的酸性物质，如硫化氢、二氧化碳等，这些物质会与管道金属发生化学反应，导致腐蚀。
同时，管道内的水分也会加速腐蚀的发生。
2. 电化学腐蚀：由于天然气管道常常埋入地下，地下环境的电位差异会导致管道金属发生电化学腐蚀。
当地下水含有溶解氧和盐分时，会形成电池，加速管道的腐蚀速度。
3. 金属腐蚀：天然气管道通常由钢铁或铜等金属制成，这些金属在特定环境中容易发生腐蚀。
例如，含有盐分和酸性物质的湿润环境会加速金属的腐蚀。
针对天然气管道腐蚀问题，可以采取以下防治措施：1. 选择合适的材料：在设计和建造天然气管道时，应选择耐腐蚀性能良好的材料，如高强度低合金钢等。
这样可以减少管道腐蚀的可能性。
2. 增加保护层：可以在天然气管道的外表面涂覆一层保护层，如环氧涂层或聚乙烯薄膜等。
这样可以防止外界氧气和湿气的接触，减少腐蚀的发生。
3. 控制管道内的环境：通过控制天然气管道内的环境条件，如控制温度和湿度，可以减缓腐蚀的速度。
同时，定期检查和清洁管道内的水分也是必要的。
4. 防止电化学腐蚀：可以通过电位调整和阴极保护等方法来防止电化学腐蚀的发生。
电位调整可以通过在管道上安装补偿电极来实现，而阴极保护可以通过在管道上安装阴极保护装置来实现。
5. 定期检测和维护：定期对天然气管道进行检测和维护，及时发现腐蚀问题，并采取相应的修复措施，可以保证管道的安全运行。
总之，天然气管道腐蚀是一个需要重视的问题，通过选择合适的材料、增加保护层、控制管道内的环境、防止电化学腐蚀以及定期检测和维护，可以有效预防和控制腐蚀的发生。
GBT.天然气含硫化合物的测定第一部分用碘量法测定硫化氢含量
天然气含硫化合物的测定第1部分：用碘量法测定硫化氢含量1 范围本部分规定了用碘量法测定天然气中硫化氢含量的试验方法。
本部分适用于天然气中硫化氢含量的测定，测定范围：0%～100%。
本部分不涉及与其应用有关的所有安全问题。
在使用本部分前，使用者有责任制定相应的安全和保护措施，并明确其限定的适用范围。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过GB/T11060的本部分的引用而成为本部分的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本部分达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本部分。
GB/T 6682分析实验室用水规格和试验方法（GB/T6682－－2008，ISO3696：1987，MOD） GB/T 13609天然气取样导则（GB/T 13609—1999，ｅｑｖ ISO 10715：1997）SY/T 6277含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程3 试验原理用过量的乙酸锌溶液吸收气样中的硫化氢，生成硫化锌沉淀。
加入过量的碘溶液以氧化生成的硫化锌，剩余的碘用硫代硫酸钠标准溶液滴定。
4 试剂和材料4.1 试验用水为蒸馏水。
应符合GB/T 6682规定的三级水的技术要求。
4.2 重铬酸钾：基准试剂。
4.3 硫代硫酸钠（Ｎa2S2O3・5Ｈ2O）：分析纯。
4.4 碘：分析纯。
4.5 碘化钾：分析纯。
4.6 可溶性淀粉：分析纯。
4.7 无水碳酸钠：分析纯。
4.8 乙酸锌［Zn（CH3COO2）2・2Ｈ2O]：分析纯。
4.9 乙醇：质量分数不低于95%，分析纯。
4.10 盐酸：分析纯。
4.11 硫酸：分析纯。
4.12 冰乙酸：分析纯。
4.13 氢氧化钾：化学纯。
4.14 氮气：体积分数不低于99.9%。
4.15 氢氧化钾溶液（200 g/L）。
4.16 盐酸溶液（1＋2）。
4.17 盐酸溶液（1＋11）。
硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析
硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析摘要：目前，我国天然气的运输是通过管道来实现的，由于硫化氢对运输管道的腐蚀，导致天然气在运输过程中出现了诸多问题，大量管道发生严重的局部减薄，甚至穿孔、断裂,这一系列事故就是由这些问题引发的。
本文以举例的方法，通过举含硫气田管件试样内腐蚀的例子，分析腐蚀产物，表现出典型的硫化氢腐蚀特征。
指出了其腐蚀机理，揭示了导致腐蚀的多种因素，是它们的共同作用造成的该结果。
关键词：天然气；内腐蚀；影响因素；腐蚀机理在运输天然气的过程中，天然气管线内腐蚀的主要因素有硫化氢、二氧化碳、缓蚀剂和水这四种。
如果没有任何其它物质，只有硫化氢和二氧化碳时，管道不会腐化，但是二者一旦与水相互作用后，对管道的影响将会非常严重。
目前，管道防腐措施已经有了很多的研究成果，但很多技术和伦理方面的问题依然需要通过研究深入讨论。
所以，研究H2S对天然气管线内腐蚀的行为规律是必须的，也要对其腐蚀原理和某些因素的影响进行研究，防止意外的发生，这项研究是有意义的。
1化验分析H2S腐蚀管道的案例某油气田公司管道系统经过脱硫处理，处理后仍然有部分残留的H2S存在，随着社会的进步，油气田开发越来越多，H2S含量持续升高，腐蚀加剧，影响人们生活。
1.1 H2S腐蚀产物宏观及微观形貌经过化验，经过取样和化验分析发现试样内壁腐蚀产物的宏观形貌，并且，式样内壁已被不均匀腐蚀，腐蚀成片状和点状，片状大而浅，点状小而深，呈黑色或黄色，覆盖其表面。
对于该试样微观形貌的观察，可以发现有较厚的腐蚀后产生的物质黏附在管道壁上，而且该产物极为松弛。
1.2 H2S腐蚀产物的组成分析将实验中的腐蚀产物研磨成粉末，通过EDS能普分析，实验的腐蚀产物主要有Fe、C、O等，同时Cl和S也有一定的量。
将其进行X射线衍射分析，其中含有Fe2O3、FeS和S。
Fe2O=是产物在空气中被氧化所致，FeS是H2S在水中的电化学腐蚀所致。
2 H2S的腐蚀机理硫化氢容易与水反应，生成氢硫酸，该酸是一种可以腐蚀其他物体的酸性化合物，可将金属全面腐蚀或者局部腐蚀。
硫化氢腐蚀对天然气管道的影响研究
硫化氢腐蚀对天然气管道的影响研究硫化氢是一种极具腐蚀性的气体，对金属材料的腐蚀作用尤为明显。
而天然气管道，作为重要的能源输送通道，正是受到硫化氢腐蚀的重要影响对象。
本文将探讨硫化氢腐蚀对天然气管道的影响研究。
首先，我们来了解一下硫化氢的特性。
硫化氢（化学式为H2S），是一种无色、剧毒、具有特殊恶臭味道的气体。
它广泛存在于石油、天然气等能源资源中，并且容易释放到空气中。
在天然气输送过程中，硫化氢往往伴随着天然气一起流动，进而对管道产生腐蚀作用。
经过长期的观察研究，科学家们发现硫化氢腐蚀对于天然气管道的影响主要表现在以下几个方面：1. 金属腐蚀：硫化氢具有极强的腐蚀性，能够侵蚀管道的金属表面。
当硫化氢与金属接触时，会析出硫化物，与金属氧化反应形成硫酸盐，导致管道金属层受到破坏。
特别是在高温高压环境下，硫化氢腐蚀会进一步加剧，加速金属本身的腐蚀速度。
2. 内壁光滑度降低：硫化氢的腐蚀作用还会导致管道内壁的表面结构发生变化，使其变得粗糙不平。
这种情况下，天然气在管道内流动时会受到阻力，增加了能源损耗并降低了输送效率。
3. 泄漏风险增加：受到硫化氢腐蚀影响的天然气管道，其强度和密封性能都会下降。
一旦管道受到过度腐蚀而发生泄漏，除了天然气资源的浪费外，更加严重的是可能造成爆炸、火灾等安全事故。
为了应对硫化氢腐蚀对天然气管道的影响，科学家们提出了一系列预防措施和治理方法。
首先，管道材料的选择至关重要。
选取抗硫化氢腐蚀能力强的特殊金属材料，如镍基合金、不锈钢等，并采取合适的涂层和涂覆技术，以增强管道的抗腐蚀能力。
其次，定期进行管道的清洗和维护，以去除附着在管壁上的硫化物等物质，保持管道内壁的平滑度。
同时，可采用阴极保护等技术手段，降低管道金属的电化学腐蚀速率。
此外，建立完善的监测系统也是非常重要的。
通过安装传感器和监测装置，实时监测管道内的硫化氢浓度和腐蚀情况，及时发现异常情况并采取相应的措施进行处置，以降低腐蚀风险。
浅谈天然气中硫化氢含量的测定及安全防护
浅谈天然气中硫化氢含量的测定及安全防护摘要：在地层中开采出的资源除天然气外还有水蒸气等气体，另外还包含一些具有酸性性质的气体，这些酸性气体大部分由硫化氢碳及硫醇等气体组成。
其中，硫化氢具有最大的毒性。
本文主要说明了如何准确测定硫化氢质量分数，同时介绍了工作人员操作硫化氢监测仪器的方法，并提出在硫化氢毒性环境中工作人员的防护措施。
关键词：天然气硫化氢含量安全防护为准确测定硫化氢在天然气中的具体质量分数，需要采用先进的天然气处理技术，保证天然气中硫化氢的含量能够满足管道输送及商品贸易的要求。
这样一方面可以削弱金属的腐蚀反应，另一方面为工作人员的人身安全提供有力的保障。
一、硫化氢形成的地质原因1.生物原因硫酸盐在还原作用下直接形成硫化氢，这是生成硫化氢的生物作用途径。
在生物作用下形成硫化氢的一个重要前提是保证有硫酸盐及硫酸盐还原菌的存在。
这样硫酸盐还原菌利用厌氧的硫酸盐通过呼吸作用，促进硫酸盐经过还原反应生成硫化氢，是生成硫化氢的重要原因。
2.热化学原因根据硫化氢的形成机理角度看，将硫化氢热化学成因分为两个类型。
一方面是热解成因，指在热力的影响下，含硫有机化合物的杂环发生断裂形成的。
在这生成硫化氢的过程中，首先有机化合物在热力的作用下成为烃类，而干酪跟中的杂原子会在温度达到一定的反应程度后逐渐发生断裂，并生成一定浓度的气体，其中就含有较低浓度的硫化氢。
而在温度继续升高达到发生热解反应的阶段后，含硫有机化合物经过一系列的反应后发生分解反应，从而产生高浓度的硫化氢，因此干气中的硫化氢通常通过这样方式形成。
而由热化学原因产生硫化氢另一方面成因是热还原作用，是指有机质等物质在高温的影响下，促进硫酸盐发生还原反应而生成硫化氢。
这方式的形成条件可以是由于埋深大、地温高的影响作用，也可以是由于岩浆活动而产生的烘烤作用的影响。
3.岩浆成因在岩浆反应的过程中，经过一系列的反应会析出硫化氢。
二、天然气中硫化氢质量百分数的测定方法1.碘量法现阶段，工作人员在对含硫油气田的天然气分析时，通常采用吸收、滴定的方式对硫化氢的质量百分数进行相关的测定。
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抗硫化氢腐蚀管材王兵1 李长俊1 田勇2 谭力文1 付先惠1(11西南石油大学;21四川石油建设工程有限责任公司第四公司) 摘要:我国石油天然气产品中硫化氢含量较高,对管材的腐蚀严重,管材的抗H 2S 腐蚀是一个重要的研究课题。
本文介绍了抗H 2S 腐蚀管材的选材原则———着重考虑管材的抗应力腐蚀性能,同时还祥细介绍了两种抗硫化氢腐蚀管材的类型———特种合金钢和人工合成玻璃钢。
研究抗H 2S 腐蚀管材对延长管道的使用寿命,防止事故的发生,提高经济效益都有着十分重要的意义。
关键词:硫化氢;腐蚀;管材;选材基金项目:四川省重点学科建设项目(SZD0416) 石油和天然气作为国民经济发展的重要能源已被世界各国所重视。
目前,我国石油、天然气资源的输送主要依靠管道来实现,管材一般为钢制螺旋焊管。
由于管道穿越地段地形复杂,所处环境不仅在空间上不同,而且还随时间的变化遭受各种介质的侵蚀。
特别是酸性介质,对管道腐蚀相当严重。
硫化氢(H 2S )是最具腐蚀作用的有害介质之一,我国石油和天然气产品中含有的H 2S 浓度较高,产生的H 2S 腐蚀较严重,对管道的抗H 2S 腐蚀性能要求更高[1-2]。
随着以罗家寨气田为代表的高含硫气田的大规模开发,客观要求必须进行抗H 2S 腐蚀管材的研究。
研究抗H 2S 腐蚀管材,对于延长管道使用寿命,防止事故的发生,提高经济效益都有着十分重要的意义。
1 抗H 2S 腐蚀管材选材原则针对含硫油气输送管道可能出现的金属失重腐蚀、氢致开裂(HIC )和硫化物应力开裂(SS 2CC ),在含硫集输管道选材时,必须考虑管材的耐一般腐蚀性能和抗应力腐蚀性能[3]。
俄罗斯专家认为,在与H 2S 接触时管线的最大危险不是一般的腐蚀(金属失重腐蚀),而是与金属的渗氢有关的开裂,SSCC 现象的出现比一般腐蚀快得多。
所以在有H 2S 存在的管线中,管材的抗应力腐蚀性能尤为重要。
为防止H 2S 应力腐蚀,NACE MR -0175标准推荐:在酸性介质中,管道的硬度极限为248HV 500或22HRC 。
而从管材的化学成分来讲,减少钢中氧、硫等杂质含量,可增加抗硫化物应力腐蚀的能力。
加拿大Grizzly Valley 集输系统采用了含硫干气输送工艺,管道长度超过1770km ,主要由 273mm ×512mm 、 508mm ×915mm 、 610mm ×1114mm 三种直径与壁厚的管线组成。
全部管线按规定采用CSA -Z24511等级52(359),并对含硫干气输送用管钢材的化学成分提出了明确的要求[4],详见表1。
表1 管材的化学成分组分标准规定最大含量/%特定含量/%组分标准规定最大含量/%特定含量/%碳01180109钒0111<0101锰018(最小)1127铌(钶)0111<0110硅0140103钛0102<0101磷01030101铬01250102铜01350122钼0160116硫01030103镍01350111铝010601021 碳当量(CE )不应超过0145%,并且由下列公式决定:CE =C %+Mn %6+Cr %+Mo %+V %5+Ni %+Cu %15 另外要求钢管的最大洛氏硬度(HRC )为20HRC ,同时要求钢管的最大维氏硬度(HV )值为238。
美国得克萨斯州对含H 2S 浓度超过0101%的天然气管线也有明确规定:为保证材料的抗破裂特性,要求对管材进行夏比V 形缺口冲击试验,全部焊缝都应作射线探伤,并消除内应力。
对管材抗应力腐蚀能力的判定,目前国际通用两种标准,一种是美国NACE 标准;一种是英国B P 标准。
57 油气田地面工程第27卷第1期(200811) 2 抗H2S腐蚀管材的类型从天然气管道建设的发展趋势来看,以下两种类型的管道更具有发展前景:一种是低成本、耐腐蚀、抗硫应力脆裂、可焊性好、硬度高的特种合金钢,另一种为人工合成玻璃钢管道。
211 特种合金钢21111 H D R双相不锈钢HDR属超低碳、高铬(H)、双相(D)、耐蚀(R)不锈钢,是由约50%奥氏体和约50%铁素体双相组成,具有奥氏体不锈钢的韧性以及与铁素体不锈钢相当的耐应力腐蚀开裂性能,既有很高的力学性能又有良好的可焊性和耐腐蚀、耐磨蚀性能,适合在酸性介质中使用。
由于HDR的成分原因,其表面形成一层富含铬、镍、钼、氮元素的致密氧化保护膜,有效阻止了离子对HDR内部基体的腐蚀。
随着时间的增长,表面的保护膜更趋完善、致密,有效阻止了腐蚀的扩大,是优良的抗腐蚀材料。
另外,有试验表明,HDR抗点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀、晶界腐蚀的性能在不锈钢系列中也是最突出的[5]。
21112 18-8型不锈钢不锈钢中的18-8型是最低级的不锈钢,304 (A ISI型号)即是。
该类材料易产生焊缝晶间腐蚀和点蚀,主要原因是由焊缝附近的Cr以化合物析出产生的,要在焊接工艺中注意以下几点:固熔退火、限制碳含量、采用合适焊条等。
更好的办法是添加微量元素,如钛和铌,即1Cr18Ni9Ti(已经在川内气田站场广泛采用)、0Cr18Ni9Ti、00Cr18Ni9Ti等。
缝隙腐蚀和点蚀的形成机理的区别是:当形成氧化膜保护时所形成的腐蚀是缝隙腐蚀;当氧含量降低,氧化膜不易形成或氧化膜剥落时形成点蚀;温度升高点蚀加重,点蚀的数量和强烈程度主要由附生物的附着程度决定,流动介质中的不锈钢点蚀大大降低[5]。
212 人工合成玻璃钢21211 PE管PE管是以聚乙烯树脂为主要原料,加入必要的添加剂,通过生产线连续挤出成型的。
它是经过CAB、PVC、ABS、PV、PE等各种材质逐渐演变而来的。
PE管的耐腐蚀性能强,除少数强氧化剂外,可耐多种化学介质的侵蚀,无电化学腐蚀。
它还有使用寿命长、超低摩阻、耐冲击性好、连接性可靠、质轻、焊接工艺简单等优点,故可作为含硫油气管道输送用管。
21212 玻璃钢增强复合管根据玻璃钢管道耐压高的特点,以耐热、防腐的聚氯乙烯管(PVC)为内衬,以强度高、刚度和热固性好的玻璃钢为中间体,以抗冲击、耐老化的高密度聚乙烯为外管,经过专门工艺复合而成。
特点是质量轻(仅为钢管的1/3)、耐压高、耐腐蚀、抗拉强度高、安装方便、内壁光滑,克服了玻璃钢管道抗渗透性差、机械强度低的弱点。
管道连接有螺纹、承插、法兰方式。
耐压可根据玻璃钢中间体的厚度进行选择生产,一般在2～16M Pa,可用于原油集输、注水、注聚合物和气田井场的排污管道。
缺点是不易修补,管线损坏后需整根更换[6]。
21213 钢塑增强复合管根据增强体及工艺不同可分为钢丝网增强塑料复合管、钢板网增强塑料复合管、钢丝织网增强塑料复合管[6]。
(1)钢丝网增强塑料复合管。
以焊接成型的网状钢丝骨架为增强体,以热塑性高密度聚乙烯塑料为连续基材,在生产线上制成新型双面防腐耐压管材。
它较好地解决了因金属基复合材料界面区出现塑料物理特性(如弹性模量、热膨胀系数、导热系数等)和化学性质等不连续形成的脱层缺陷,具有比塑料管高的强度、刚性和耐冲击性,有类似钢管的低热膨胀性、抗蠕变性和防紫外线照射性;导热系数低,内壁光洁、不结垢,水头损失比网管低30%。
管线连接一般有电热熔和法兰连接两种,管材质量轻,施工方便,管材承压为118～315M Pa,使用温度为-40～70℃,管材使用寿命可达50a。
缺点是抗外力破坏性差,耐温不是很高(一般低于75℃),修复要求高,需专业人员和专用机具才能进行。
(2)钢板网增强塑料复合管。
以冲孔后的钢带为增强体,经生产线进行骨架成型,然后经焊接、注塑,内外包覆高密度聚乙烯一次复合而成。
特点与钢丝网增强塑料复合管基本相同,工作压力一般在1～116M Pa,连接通常采用电热熔和法兰连接方式,具有管材造价较低的优点。
(3)钢丝织网增强塑料复合管。
借鉴高压橡胶管的制造工艺,先挤出塑料芯管,经过钢丝缠绕机67 油气田地面工程第27卷第1期(200811) 或编织机在芯管上缠绕或编织单层(或多层)优质钢丝做增强骨架,然后挤出一个胶层,使钢丝与内外层结合良好,最后挤出外层塑料复合而成。
特点与钢丝网、钢板网增强塑料复合管基本相同,工作压力通常取决于编织网的层数,一般在116M Pa 左右,大口径管材造价优势明显。
总体来看,合金钢的性能优越,当前应用也比较广泛,但目前成本和规模还达不到工业化要求。
而人工合成玻璃钢管道更具有广阔的发展前景。
它具备了强度大、韧性好、耐腐蚀和抗机械破坏等优异性能,且造价低廉,运输方便,易于施工、维护。
3 结论对于含硫油气集输管道,由于硫化氢的电化学腐蚀以及氢的存在,致使管道钢的断裂韧性及材料的物理、化学、机械性能下降,在输送过程中容易产生应力腐蚀开裂、氢致开裂的损伤现象,从而破坏集输管道的安全性,影响管道的使用寿命。
因此在选材时要特别考虑管材的抗应力腐蚀性能,多向油气管道建设发达国家学习和取经,向国际标准靠拢。
同时我国应加强抗H2S腐蚀材料的试验和研究工作,开发出新型、适用的抗H2S腐蚀管材。
参考文献[1]Streisselberger A,Fluess P,Bauer J,et al1Modern line pipesteels designed for sophisticated subsea project s for sweet and sour gas[A].Proc9t h Inter Of f shore and Polar Engi neeri ng Conf[C].Brest:The Publisher of ISOPE,1999,125-131.[2]Mendoza R,Alanis M,Perez R,et al.On t he processing of Fe-C-Mn-Nb steels to produce plates for pipelines wit h sour gas resistance[J].Mater Sci Eng A,2002,337(1-2):115-120.[3]王健,郭成华.抗硫输气管道选材[J].天然气与石油,2003,21(4):13-15.[4]Lawson V B.Pipeline failures in t he grizzly valley sour gas gat h2ering system[J].Mat Perform.1988,27(4).[5]武玉增.船舶海水管系管材腐蚀及防腐技术探讨[J].船舶,2005,12(6):43-46.[6]丁明安.新型防腐管材在油田集输工程中的应用[J].管道技术与设备,2003,5:42-44.[作者简介]王兵:2005年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。