普光气田P101集气站管道腐蚀状况*

2015-02-09

油气田地面工程 2015年1期

普光气田P101集气站管道腐蚀状况*

黄雪松1；2卢贵武1范君2刘爱双2陈长风1郑树启1王树涛2

1中国石油大学（北京）2中原油田分公司石油工程技术研究院

针对服役一年的普光气田P101集气站的Incoloy825管段和L360QCS管段的腐蚀情况进行全面分析。Incoloy825和L360QCS管段内部均出现单质硫沉积现象。Incoloy825管体、焊缝服役一年未发生腐蚀，检测后未见H IC和SSC裂纹，耐腐蚀性能优异。L360QCS管体、焊缝服役一年轻微发生腐蚀，管体发现面积率约为0.33%，不会产生对管体力学性能有影响的HIC裂纹，焊缝未发现HIC裂纹，管体、焊缝均未发现SSC裂纹。

普光气田；Incoloy825；L360QCS；腐蚀；HIC；SSC

普光气田高含H2S（浓度17%）和CO2（浓度9%），同时还存在单质硫沉积情况，因此腐蚀问题非常突出。地面集输系统从井口到集气总站是湿气集输，采用碳钢+缓蚀剂+硫溶剂的防腐蚀工艺，管道长期处于高硫、高压的工况下运行，腐蚀行为复杂[1-2]；同时，气田地形复杂，人口稠密，腐蚀泄漏后果严重。集输管道是采用耐酸气管道关键焊接技术[3]进行焊接连接，因焊缝是腐蚀的薄弱部位，焊缝腐蚀情况是检测分析的关键部位。硫沉积会对管道金属材质产生严重的腐蚀，普光气田地面集输系统针对硫沉积也制定了相应的对策[4]，但是实际的效果还需要进行全面检测分析。现针对服役一年的普光气田P101集气站的Incoloy825管段和L360QCS管段的腐蚀情况进行全面分析。

1 管道实际工况

自2010年初投产以来，由于地面集输系统的腐蚀发生在管道内侧，外检测很难发现材料内侧腐蚀情况，因此，对普光气田P101集气站管道的腐蚀情况进行全面检测分析，以掌握管道内侧的真实腐蚀状况。

检验2条管段，分别为：①P101—3井进加热炉前DN100的镍基Incoloy825管段，配产气量55× 104m3/d，操作工作压力19～28MPa，停产前压力20.1 MPa，操作温度40～55℃，停产前温度50.2℃；②P101—3井加热炉出口至纽威球阀间DN150的L360QCS管段，配产气量55×104m3/d，操作工作压力9.65～9.75MPa，停产前压力8.2MPa，操作温度35～50℃，停产前温度42.7℃。

2 腐蚀情况检测与分析

2.1Incoloy825管段

Incoloy825管段轴向切开后，管内壁被一层约4mm厚的黄色附着物覆盖。由于切割过程中锯床冷却液的冲刷，表面的附着物颜色变为灰黄色，经XRD分析可知，黄色沉积物为沉积的单质硫（S8）。去除附着物后，管子表面和焊缝处光亮，未发生腐蚀现象。

通过对管体取样进行金相观察，未见HIC裂纹；同时，整个管体表面也未见SSC裂纹。因此可以判断，Incoloy825管体在实际工况下耐蚀性能优异。

Incoloy825所取管体焊缝区域未见HIC和SSC裂纹，表明焊缝的耐蚀性能同样优异。

2.2L360QCS管段

L360QCS管段剖开后内壁沉积物堆积明显，最大堆积厚度约3～4mm，呈带状延伸堆积，沉积物在管内堆积不均匀，整体看没有特别的规律性；去除沉积物后，底部出现点蚀坑，沉积物越厚，点蚀坑的密度和深度越大。XRD分析表明，管内壁这一层较厚的黑棕色附着物物质组成为S8和FeS，其中主要成分是S8，腐蚀产物含量较少。沉积物去除后管内壁点蚀坑的分布受到沉积物的影响而分布不均，最大点蚀坑经过测量为0.3～0.4mm。

L360QCS管体HIC裂纹共取样100个，其中在第1号和16号试样上观察到HIC裂纹，裂纹距离内表面为0.3～1mm，裂纹长度为0.4～0.9mm。1号和16号试样相距20 cm。可以确定上述裂纹为表面HIC裂纹。根据对HIC测量的结果，可以估算HIC的面积率为0.33%。

按照NACE标准，表面以下1mm以内的HIC裂纹可以忽略，也就是说对于出现的HIC裂纹对管体不会造成危害。

L360QCS管体焊缝处的HIC观察分析金相图显示所有试样均未发现HIC裂纹，因此说明L360QCS焊接区域具有较好的抗HIC开裂性能。

对剖开的L360QCS管体和焊缝表面通过放大镜观察，也未发现表面有SSC裂纹，说明L360QCS管体和焊缝的抗SSC性能良好。