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 李海涛 黎洪珍 冉红斌

1.西南石油大学石油与天然气工程学院 2.中国石油西南油气田公司重庆气矿

1 川东气田含硫管道选材情况

川东气田已投产含硫酸性气田25个，高含硫气藏3个，建成原料气管道2 653 km(其中输送高含硫天然气的管道224.7 km)。现在用于含硫管道的材质主要有20#、ST45、L245NB、带附加技术条件的L245NB、L245NCS。管材选用一直遵循建设时期国家或企业的规定和标准（表1）。

川东气田高含硫气藏分布零散，要完全实现高低含硫分输气成本太高。因此后期投产的高含硫气井就近进入低含硫管输系统，造成部分区域只能利用20#、ST45、L245NB等材质的管道来输送高含硫天然气。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》，需要对输送高含硫的在役天然气管道进行更换，改造成本高，企业负担重[1]；若继续使用，可能因为管材问题造成天然气泄漏导致燃烧爆炸及中毒等事故，将会给附近居民、企业造成巨大的经济损失和恶劣的社会影响。因此，需要对在役高含硫条件下天然气管道材质适应性进行评价[2-3]，确保管道安全运行。

表1 在役高含硫管道母材材质统计表

2 管材评价

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新管材进行分析，从取样管段的肉眼观察、仪器侧厚到室内实验评价等进行对标分析，评价管道材质是否符合相应的标准要求[4-5]。

2.1 取样管段评价

对选择的5种在役管材肉眼观察，无严重的腐蚀坑或鼓泡现象，内壁光滑平整，且各个时钟方向壁厚较均匀。漏磁检测管段整体腐蚀不严重；相控阵检测壁厚减薄处均为较小的点蚀缺陷，无较大的体积型缺陷；超声壁厚测试发现池6井外输Ø159×8 mm管段壁厚减薄率大于0.17 mm/a，腐蚀较重，其余管线腐蚀均为中级以下，检测结果见表2。

2.2 理化性能分析

对比相应的标准，评价在役的20#、ST45、L245NB和20#、20G、L245NB新管材是否符合相应的标准要求[6-7]。结果表明在役管材和新管材的理化性能满足相应标准要求（表3）。

2.3 抗硫耐蚀性能分析

对选择的5种管材进行氢致开裂（HIC）、硫化物应力开裂（SSC）及高温高压反应釜腐蚀模拟实验分析[8-9]（表4），结果表明5种管材均通过抗硫评定，并具有较强的耐蚀性能（图1、图2）。

从图2可以看出，H2S分压0.138 MPa、CO2分压0.428 MPa时，管材的腐蚀速度是其他环境的2倍以上。

2.4 管道适应性评价及分析

对20#（天东21井至南雅站）、ST45（凉风站至万州脱硫厂）、L245NB（池6井至汝溪站）天然气管道材质采用模糊多层次综合评价法进行适应性评价[10-14]，结果如图3所示。

评价结果表明，有2条管线材质适应性超过85

分，表现为良好，池6井—汝溪站（L245NB）得分84.082，接近于85分的良好界限。综合在役管道各种性能检测及评价结果，ST45最优，20#和L245NB基本相同（表5）。

表2 测量结果表

表3 管道材质性能检测表

表4 高温高压（25℃，7 MPa）反应釜腐蚀模拟实验环境表

图1 在役管材在不同环境的腐蚀速率试验结果图

图2 新管材在不同环境的腐蚀速率试验结果图

图3 在役管材适应性评价结果图

表5 3种棺材性能检测及评价结果汇总表

3 管道建设费用分析

3.1 材料价格

不同管材，材料价格不同，即使同一管材，生产年代不同，其价格差异较大，以内径150 mm管材为例，高抗硫管材与低抗硫管材在2012年价格相差 3 454 元 /t，2017 年价格相差 1 309 元 /t（表 6）。

3.2 施工费用

高抗硫管材因需要进行抗硫评定及热处理，施工费用增加，建设周期延长[15]。以内径150 mm管材为例，对管材进行抗SSC和HIC评定费用约30 000/组，川东地区地处山区，施工难度比较大，若1 km有100个焊口，施工时间将延长700 h。由此可见，采用高抗硫管材，建设费用增加，建设周期延长。

表6 管道（内径150 mm，壁厚7.5～9.5 mm）材质价格对比表

4 含硫酸性天然气输送管道选材建议

4.1 选材标准

管道现场选材执行SY/T0599-2006标准，根据该标准表C.3的推荐（表7），对SSC3区推荐GB3087和GB6479的20#钢，而未推荐GB/T 8163的20#。但川东气田从上世纪中期开始在酸性及高酸性天然气环境中使用GB/T8163 的20#钢，早期的东溪气田，到上世纪70年代、80年代的卧龙河气田，及90年代的大池干井、大天池气田，都是酸性天然气环境，即GB/T8163 20号钢为川东油气田的发展做出了巨大贡献，也为川东油气田高含硫气井的生产发挥过独特的作用。

4.2 选材试验

由于GB/T 8163被限制使用于所有的酸性天然气，所以即使是H2S含量低于1%的较低酸性天然气属于3区（图4）。使用管道材质也只能选用B级钢管甚至C级钢管，如峰H1井、罐H2井等，其气水分析结果见表8。

虽然从天然气中H2S含量上来看，不属于高含硫范畴，但是根据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》，计算H2S及CO2分压，查得原位pH值，再查图4得出该工况下酸性环境的严重程度位于SSC3 区，应当选用 L245NCS 无缝钢管。这样一来，就将导致地面建设项目周期加长，成本也大幅上升。为此，尝试将H2S含量低于15 g/m3的管道材质调整为L245NB级无缝钢管，并开展了现场应用试验，现场应用情况如下：①峰H1井外输管道采用L245NB钢管，2011年3月23日投运，输压1.6～6.0 MPa，连续气液混输至今未出现任何异常；②罐H2井外输管道采用L245NB钢管，2011年9月2日投运，输压在3.4～7.0 MPa之间平稳运行，连续气液混输至今未出现任何异常。

表7 用于酸性环境的管材统计表

表8 管线气、水分析统计表

图4 碳钢和低合金钢发生SSC 可能性的判断图

4.3 选材建议

国内现行的石油天然气开采中用于含H2S环境材质选择的标准大多按照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》执行[16]。该标准定义天然气酸性环境并对严重程度进行了分级，对材料的抗SCC和HIC性能采用开放的方式：即可以通过对材料的评定后选用。根据对20#、ST45、L245NB等几种管材室内分析，结合现场服役情况，完全可以将其作为酸性环境的抗SSC和HIC输送含硫天然气管材。根据在役含硫天然气管道在川东地区使用的历史事实和在役高含硫天然气管道随机抽取的送检管材的试验和评价结果，建议SY/T0599标准批准单位将20#钢列入该标准的管材选择范围。同时，建议含硫天然气输送管道继续选用20#钢和B级钢管，以解决中低含硫天然气输送管道建设成本成倍增加的问题。但根据新管材的腐蚀模拟实验结果，当天然气中CO2含量超过60 g/m3时应避免使用。

5 结论及建议

1）川东气田含硫酸性天然气输送管材主要为20#、ST45、L245NB、带附加技术条件的L245NB、L245NCS。通过理化性能、抗硫耐蚀评定等分析，在役管材是适应现有生产环境的。

2）应用模糊多层次综合评价法对凉风站—万州站等含硫天然气管道进行评价，表明管道材质是适应的，采取相应的防护措施，其管道材质运行是安全的。

3）根据在役含硫天然气管道在川东气田使用的历史事实和在役含硫天然气管道室内试验和评价结果，建议将20#钢列入SY/T0599标准的管材选择范围。若天然气中CO2含量超过60 g/m3应避免使用。

4）建议利用建立的评价方法对川东气田压力较高的在役高含硫管道开展适应性评价，掌握和降低管道的运行风险。

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