储造化
天然气勘探与开发
2016年6月出版
S-Y气田集输工艺装置腐蚀与位移控制措施
张健刘畅？黎洪珍！胡德芬！苏尚田（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）
摘要S-Y高含硫气田地面管线腐蚀以内部坑蚀、点蚀为主，积波管线内部腐蚀严重；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
关键调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）x10m%d，集气站处理规模1800x10°m%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3mm，采用低碳钢+缓蚀剂方案防腐")。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~ 95C.空冷器进口温度85℃左右.出口温度约55℃
腐蚀因素及腐蚀状况 1.1气田腐蚀因素
S-Y气田原料气Phs为0.31MPa，大于0.34x10-^MPa 临界值，Pco为0.62MPa，大于0.21MPa临界值，地面工艺管线及设备受H,S、CO,腐蚀明显。由于Poo/PHs< 200,因此该压力系统以H,S腐蚀为主。CI-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CI-含量大于1x10°mg/L时，随着CI-含量
的升高，腐蚀速率随之升高。 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。
9点区无坑蚀
6点区坑浊点蚀聚集
3点区无坑蚀
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。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。
汇一和汇四12点区未见坑馋
汇国6点区坑蚀严重液
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1.0mm。其中5点至7点位置间腐蚀坑点较为密集。
作者简介豪建，男，1981年出生，四川达州人，学士，工程师；主委从事天热气开发工作。地址：（400042)重庆市江就区大庆村重庆气矿气四开发工艺研完所。电话：13452968571;Email;z_jian@petrochina.com.
· 78· 万方数据