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高含硫气田集输系统腐蚀和腐蚀控制-吕彬


高含硫气田集输系统腐蚀和腐蚀控制 作者 吕彬
摘 要: 系统地分析和研究了世界上部分国家典型高含硫气田集输系统防腐的成功经验。结合我国川东渡口河、罗家寨等高含硫气田具体情况,较为 深入地论述了高含硫气田集输系统与普通气田或低含硫气田集输系统不同的工艺和技术特征,以及由环境和这些工艺、技术特征所确定的集输系统 中集输管网和设备的腐蚀及防腐蚀工艺技术。 从理论上, 对腐蚀、

缓蚀处理, 气体流速和腐蚀之间的关系进行了研究。 对我国第一个高含硫气田—— 川东渡口河气田开发建设及初步设计提出了实施意见和方案。 主题词: 气田; 天然气输送; 集输系统; 酸性气体; 酸腐蚀; 控制; 防腐; 防垢; 检测;工艺; 技术 国外高含硫气田主要分布于加拿大、美国、德国、法国。高含硫气田开发从 20 世纪中叶开始至今已有半个多世纪,在这半个多世纪的生产实践中 一些国家成功开发了大批高含硫酸性气田,建立了一整套较为完整的生产体系,取得了较为丰富的成功经验。我们认为国外高含硫气田的开发是成 功的,技术上较为成熟,经济上比较合理,在集输系统方面取得了相当丰富的经验,很值得我们借鉴。 法国拉克气田集输系统 拉克气田位于法国西南,原始层压力达 66.15 MPa,井口压力 41.21 MPa,井口温度 90℃。气田所产天然气为酸性气体,气体成分为:CH4 含量为 74%、H2S 含量为 15%、CO2 含量为 9%、汽油含量为 25 g/m3 及水含量为 10 g/m3。 1 拉克气田集气管道系统腐蚀情况 拉克气田集气管道系统腐蚀情况表明,腐蚀发生在管道中气体流速最低的部位。流速高的部位没有发现腐蚀现象。拉克气田集气管道的腐蚀提供了 一个“气体流速,相流改变与管道腐蚀相关”的实例。从理论上探讨相流改变与管道内腐蚀分布的关系,结果表明管道内连续液膜的形成对管道起保 护作用。对于一定直径的管道,在一定流速下,流体形成“环状”,由此对管道起一定保护作用。这一观点得到多相流理论的支持。酸气集气系统的 设计和腐蚀控制需要根据生产条件确定一种适当的流体速度,既提高生产率,又能使管道的腐蚀得到控制。为此采用 O.Baker 的研究成果,作为一 双相系统计算“层流”和“环流”之间的边界条件。 2 腐蚀监测 根据拉克气田环境、酸性气气质、集输系统及工艺特点,建立了相应的监测体系。 (1)试片重量损失检测; (2)超声波检测,用于高于地面的管线、有效点、或低点检测管壁厚度; (3)用放射源(钴 60、铯 137)检测井口阀门,节流阀等。必要时采用伽玛射线检测评价腐蚀量。应用“透度计”(penetrometer)区别各腐蚀区域 的几何形状和分布。 (4)整个集输系统由设置的安全阀分为若干段,若发生事故可分段隔离。集输系统设置一百多个检测点,用伽玛(γ)射线系统检测管壁厚度。 3 拉克气田集输系统防腐蚀工艺技术 拉克气田集输系统防腐蚀原因是:一是 H2S 引起的脆裂;二是集输系统中的水的存在增大了金属的总体(general)腐蚀,包括重量损失腐蚀、坑 蚀等。根据其腐蚀的特性选用抗腐蚀材料、气液分离、缓蚀剂处理相结合的防腐蚀工艺技术。 (1)采用抗硫化物应力开裂材料。集输系统相关设备采用酸性气田用低碳钢,对管道采用等级为该材料的 B 级。金属材料抗拉应力应低于最大工 作压力屈服强度的 60%。管道采用轧制、无缝、B 级型钢。管道用标准电焊,焊管在 650℃温度下退火 20 min。采用射线进行检测。在最大工作压 力下管道拉应力(与因腐蚀而采用 2 mm 壁厚裕量比较)保持为 52%的屈服强度,在标准工作压力下不超过屈服强度的 40%。 (2) 酸性气体经采油树和间接加热器两级降压, 在最大压力为 130 kg/cm2 下, 由分离器分离除水。 气体含水最高可达 10 g/m3, 分离器脱水 8 g/m3。 另外 2 g/m3 水分别以液和气态存留天然气和汽油中,并以最大流速通过集输管线进入装置。 (3)缓蚀处理。经分离器除水后,进入集输管道之前,由注入装置注入 30×10-6 L/m3 有机缓蚀剂及三甘醇(根据环境进行调节)抗水合物制剂, 每 1000 m3 的酸性气体加入 0.5~1 L。 (4) 根据不同直径的管道确定其最低流速。 如: 管径 101.6 mm 的管线通过的最低气量为 25.5×104 m3/d; 管径 150 mm 的管线最低气量为 53.8×104 m3/d。 加拿大 Burnt timber 湿酸气集输系统 Burnt timber 集输系统集输来自于 3 个气藏、8 口井的天然气。其中 Hunter valley 管线,所输天然气 H2S 含量为 14%,CO2 含量为 2.7%。日产 天然气 1.9×106 m3、日产凝析油 4.3×104 L、水为 1.7×104 L。 1 集输系统的腐蚀

管线 1970 年投产后两个月中未进行缓蚀处理,以此取得管线腐蚀的基本数据。投产运行 13 个月后,Hunter valley 管线第一次出现泄漏,经调查 沿管线低位部分四分之一圆周出现明显凹点,腐蚀部位长达 300 m。两年后系统部分管段出现孤立坑蚀,管段接头有两处泄漏。腐蚀监测和现场腐 蚀调查表明:腐蚀出现在污水和垢物聚集的管线低位部分,腐蚀介质与管线接触产生坑蚀。其中低流速天然气输送是影响腐蚀主要因素之一。 2 系统防腐蚀措施 系统防腐蚀措施是以 Shell 公司在类似区域的经验为基础,采用缓蚀处理,设置清管器,建立综合性 腐蚀监测配套方案。 (1)缓蚀处理:前期缓蚀采用化合胺膜形成剂和“ A”类蒸气相缓蚀剂(抑制剂),注入速度为 33×10-6mL/m3,为连续处理方式,在井口由喷头注 入集气系统。缓蚀剂在现场采用旋转罐类设备输入现场的液体和酸性天然气进行试验和筛选确定。经前期缓蚀处理后,管壁平均重量损失腐蚀率由 33~89 ?m/a 减至 2.5~5 ?m/a。前期缓蚀处理形成缓蚀剂膜 2 个月后,缓蚀剂注入速率相继降至 16×10-6 mL/m3,8×10-6 mL/m3。由腐蚀试样和各 探针检测获得的数据表明,系统管道内壁腐蚀速率未出现值得注意的变化。此后停止注入缓蚀剂 3 个月。结果表明,停止注入缓蚀剂期间,腐蚀状 况未出现变化。事实表明缓蚀剂膜能持续 3 个月以上,腐蚀监测系统未测到系统内严重腐蚀。 (2)Hunter valley 集气管线采用了一种新型缓蚀剂,即“B”型缓蚀剂,一种水溶型缓蚀剂。当用于高含 H2S,CO2 和气田水典型环境中时,水溶 型缓蚀剂到达管壁的能力强于水分散型。同时配套采用清管器进行清管,除去垢物和凝析水等。清管方案为,每两周进行一次,多数采用 X 射线 检测。清管时,管道内壁涂抹一次性 D 型缓蚀剂形成厚膜。另外在井口注入水溶型缓蚀剂“C”以便修复管壁上的缓蚀剂膜。采用以上方式成功地控 制了 Hunter valley 集气管线的腐蚀。 (3)Burnt timber 集输系统腐蚀监测采用氢探针、腐蚀试样、电阻和极化电阻探针及 X 射线检测方法。经验表明,X 射线与密度计配套用于管道 腐蚀检测,是一种检测管道内坑蚀的可靠方法。 Shell 加拿大公司湿酸性气集输系统 1 腐蚀类型和机理 Shell 加拿大公司各酸性气田所产天然气中腐蚀性介质和环境不同,使集输系统的腐蚀类型和机理复杂化。腐蚀介质主要有 4 种:高氯化物和气田 生成水;硫化物/聚硫化物;甲醇存在下的腐蚀;H2S/CO2 一定比例下的腐蚀。 钢在 H2S/CO2 混合物中的腐蚀导致钢表面形成腐蚀垢物,该垢物成为钢的保护层。保护层的形成和性能取决于几种参数。在腐蚀环境下,其中有 一个主要因素对硫化铁保护层产生决定性影响,并导致硫化铁保护层破裂,使管道表面再次受到腐蚀的侵袭。 (1)局部坑蚀过程中氯离子的影响,由于低流速和山地地形,积聚在管道低位的烃凝析物和含大量氯化物的水与管道表面接触,疏松的硫化铁允 许在其渗透层和钢之间形成 FeCl2(氯化铁)层。渗透层为阴极,受腐蚀钢为阳极,由于氯化铁层的参与,使硫化铁层难以起到保护作用。 (2)局部坑蚀过程中硫化物/聚硫化物沉积的影响。Bich 认为天然气集输管道中,随着压力和温度的降低,流体中的多硫化物发生分解反应,产生 元素硫。烃类凝析物的不足导致一种超饱和溶解,过量元素硫沉积于管壁表面,硫结晶形成。由此妨碍钢表面钝化物(硫化铁)形成,在腐蚀电池 中起氧化剂作用。 (3)气相腐蚀过程中甲醇的影响。大量甲醇的存在是为了抑制水合物的形成。Bich 认为气体沿流动方向流动,随着温度降低,导致甲醇和水凝析 于管道上部表面。由于甲醇挥发性高于水,凝析相甲醇比水多。 管壁表面凝析液中甲醇为 92%,水为 8%,凝析相低水成分,阻碍管道表面硫化铁形成。现场检验证实了该机理。 影响酸性气田集气系统中失重腐蚀的重要参数:气体面积流速;流体内氯离子浓度;烃对凝析水的比例;甲醇和水的比例;元素硫的存在;H2S 和 CO2 比例;H2S 分压;CO2 分压;凝析物、烃、和水的含量;管线温度和压力;管线的坡度(斜度);连续或间断操作(工艺)模式。其中决定 性的参数为前 3 项。 2 集输系统腐蚀控制及防腐蚀工艺技术 (1)缓蚀处理。主要采用传统缓蚀剂防腐蚀。其工艺为连续、间断缓蚀处理,清管和其组合工艺。对新管分段采用缓蚀剂作预处理,形成厚缓蚀 剂膜。预处理后,间隔 2~3 周,然后采用蒸气相缓蚀剂作类似处理。终止运行的管线每年一次作缓蚀处理,其中 250 号酸气管段的 25%既不进行 清管,也不作缓蚀处理,并未出现任何腐蚀情况。 (2)酸气管线的处理程序。对可能出现腐蚀的管段,根据气体流速,生成水的氯化物浓度及烃凝析物与水的比例的临界水平确定处理方式。表 2 为 酸性气管线处理方法建议,同一状况处理方式参照表 2。当实际状况,一个或若干个临界参数改变,处理方式可以调整。 当气体面积流速小于 3 m/s 时,推荐使用清管器,清管器有助于清除滞留于管线中的液体,并促使缓蚀剂附着于管道表面。当 CWR(烃凝析物与 水的比例)低于 2∶1,或氯化物浓度大于 10 000 mg/L 时,建议采用连续缓蚀剂处理工艺; 当 CWR 低于 2∶1,并且氯化物浓度大于 10 000 mg/L,同时面积气体流速小于 3 m/s 的状况,推荐采用一次性配料缓蚀剂处理方式作为一种外加 的保护措施。管线中存在高甲醇含量,沉积元素硫,H2S 或 CO2 与水的比例 1∶1 时,建议采用清管器进行清管,批量缓蚀和连续缓蚀处理的工 艺方法。 3 集气系统腐蚀监测

(1)管线监测清管调查。设置 linalog 装置,对管线内、外做非破坏性检测最为有效。腐蚀区域位置的确定,缓蚀剂效果及腐蚀恶化等参数均能通 过对一年的检测进行分析和比较,作出推断。 (2)超声波和 X 射线检测是在一年中对井位,管孔连结体,及压缩机站的地面设备进行检测。每年的检测结果与在此之前多年的结果比较分析, 以此确定腐蚀区域。它也可与清管器配合,用作管线检测,以确定腐蚀类型和深度。 (3)井生产试验年度数据用于各临界参数,如生产中水的氯化物浓度、烃与水的比例、液体和气体流速、H2S 和 CO2 的百分比。这些参数用于 对集气系统腐蚀的评价,对现场管道,设备部件作失效原因分析。 (4)腐蚀产物锈层的检测采用 X 射线照射或(和)电子显微扫描技术,同时完成失效分析。 (5)建立计算机数据库和程序。Shell 加拿大酸气集输系统可概括由几种特征参数进行说明,并进入数据库。缓蚀程序、清管程序及检测结果也输 入数据库。程序可对关键数字进行验证,或对各种腐蚀机理中的相关参数进行校验。对参数作出认定后,可选定最优化的缓蚀和清管程序。应用上 述腐蚀控制和防腐蚀工艺方法,Shell 湿酸性气田 700 km 集输系统很少出现泄漏和破坏。 加拿大 Grizzly valley 酸气集输系统 1 集输系统的腐蚀及腐蚀分析 在 Grizzly 集气系统中,所有大直径厚壁管道均采用高锰快速精炼生产。由此管道含高硬度内焊泡,焊泡由重叠马氏体硬焊点构成,产生对硫化物 应力开裂的敏感性。螺旋焊管接头对硫化物应力开裂有较高的敏感性。开裂与马氏体硬度范围、表面和次表面结构状况以及焊接程序有关。硫化物 应力开裂为其主要的腐蚀破坏形式,产生开裂的氢源导致马氏体表面区域产生大量的腐蚀,材料的腐蚀机理、抗拉应力,主要由高残余制造应力和 操作应力决定。 2 采用分离器分离除水,与液相和蒸气相缓蚀处理相结合 (1)酸性气体集输系统加注缓蚀剂之前,使用一种由 1 份液相缓蚀剂、1 份二乙基胺和 7 份柴油构成的富缓蚀剂混合液进行预涂层。系统预涂两 次,大直径装置部分反向增加一次;该预涂采用纯净,干气输送。这一标准预涂程序已使用了 25 年。 (2)进行预涂层后,集输系统输入 Bullmouse 气田(含 26%的 H2S)加注缓蚀剂的脱水酸性气,当系统压力达 3.45 MPa 时,关闭系统,保持静态。 管径 490 mm 的管道维持时间为 3 周;管径 609.6 mm 的管道维持 1 周。 (3)系统工作时,通过设置于管道输送端的小型注入泵向酸性气连续注入缓蚀剂。缓蚀剂由 25%的液相缓蚀剂、25%的二乙基胺、2%~3%的异丙 基(isopropye)乙醇,其它为柴油组成;标准注入速度为 8.355×10-6L/m3 缓蚀剂混合液。 (4)系统采用挤压型清管器进行清管,同时加添缓蚀剂并除去垢物。当清管球到达接受器管筒时,携带的沉积垢物和液体从管中排除。混合物中 所含垢物估计少于 38 L,采用清管器可有效减少垢物,使之减少至低于 3.8 L。 (5)Bullmose 和 Sukunka 气田的天然气采用固体脱水剂即用干燥剂进行脱水,脱水剂纯度高,并由 x 射线照射分析进行验证。在北、南部 Grizzly 采用乙二醇脱水剂。 (6)露点监测 West coast 在每一输送点位(Delivery point),每日 3 次读取监测的露点读数。供气时,如多处点露点太高,则关闭操作。 3 采用适当的焊接方法 采用适当的焊接方法以控制由焊接引起材料马氏体区域硬化引起硫化物应力腐蚀开裂。焊接条件改变时,对硬度要求应作出新的规定。 4 选择适当的抗硫材料 为避免产生硫化物应力开裂, 必须对金属材料实行严格的冶金控制, 选择适当的抗硫材料是系统腐蚀控制的主要方法之一。 管道全部采用 CSA-Z245.1 52 级材料。 5 Grizzly valley 集气系统腐蚀监测 (1)系统腐蚀监测主要采用氢探针、腐蚀试样、目测检测等方式。对初期出现的应力腐蚀开裂采用氢探针和腐蚀试样组合评价方式,评价点设置 于清管器排放弯管连通管线接受器末端。腐蚀试验主要是测定腐蚀速率,是否出现坑蚀等。 (2)关井期间,采用预涂层处理,并用纯净气体充满集气管道。 (3)如水的露点超过-12℃(10°F)控制值,停止气体供应。 加拿大 Eest crossfield D-1 气田集输系统 East crossfield D -1 气田的 35 口井的酸性天然气由 4 条主干线构成的集输系统输送。单口井产量为 42~280 km3/d,井口温度为 93℃,气体酸性成 分为:H2S 为 36%,CO2 为 12%,装置入口气含元素硫为 0.47 kg/m3、凝析油为 0.024 L/m3、水为 0.0074 L/m3。 1 集输系统和工艺 (1) 除集气系统外, 另设置 50.8~76.2 mm B 级燃气配气系统。 在高酸设备中 (气体含 H2S 为 36%, CO2 为 12%) Amoco 公司首次采用 API 5L—46 , 电焊管。Amoco 公司对管材选择,焊接,及安装工艺实行控制,要求按一定规程检测所选 API 5L 材料,焊接硬度和邻接的基材硬度限制在洛氏 B95 或洛氏 C19 范围,焊接带作退火处理。

(2)管线全长范围均采用超声波探伤,磁粒子检测。管道有 2.4 mm 沥青外涂层。 (3)在管线安装期间,实行预热和冷却控制,如环境温度低于 4.4℃需进行预热,对管壁厚度大于 6.3mm 的管线需预热至 177℃,而维修也需预热 至 177℃。 (4)气田对集输管道采用阴极保护,管道采用 2 安培电流进行电流泄放试验。 (5)集气系统中设置一定数量的止回阀,支管截止阀,隔离各支管线,防止气体泄漏发生。井口设置安全阀,可在高低压下关井;设置地面安全 阀;并在 14 个位置上设置试样采集通道,用于腐蚀检测的安装和数据采集。设备、管材所选金属材料及相关数据:碳为 0.25%(最大值);锰为 0.60%~0.90%;磷为 0.04%(最大值);硫为 0.03%(最大值);锰/碳比为 2.51(最小值)。碳钢或半镇静碳钢的成分及相关特性参数:基体焊接 区域硬度不得超过洛氏 B95 或洛氏 C19;在 50℃时,摆锤冲击试验;在最小屈服强度时,静液压力达 20.7 MPa(g);焊接在足够长的范围内回火 处理;管道按 API 5L-52 和适当的标准制造。 2 集输系统缓蚀处理 集输管线缓蚀剂采用油溶、水分散(悬浮)胺类,缓蚀剂的活性为 40%。缓蚀剂从邻近井口的集气管利用设置于加热器侧位的电化学泵注入。注入 泵同时可用于对地面安全阀的加压。最初以 0.16 mL/m3 进行加注,第一周减至初次的 1/2,此后减至 1/4。为易于控制并增加缓蚀效果,缓蚀剂在 柴油中稀释为 0.5%~7%浓度。2 年后由凝析液取代柴油作为输送流体,缓蚀剂减至 0.04 mL/m3。设置容器罐,内装 9.8 kL 的 0.5%~7%的缓蚀剂 凝析油混合液。容器罐接近井口位置,并进行频繁计量,以保证注入适量的缓蚀剂。集气系统关闭时期均用凝析油缓蚀剂混合液注入,充满整个系 统。 3 热油循环加热工艺 为防止水合物的形成,输送气体的温度在任何时候必须维持在 33℃以上。系统设置循环加热器,规格为 180 L/min,热油循环管串安装于地下,循 环加热器热油进入套管环形空间,以保持井口温度达 43℃;气体再流过井位二通节流加热器,气体温度升至 54℃;集气管设置 37 个辅助加热器, 使气体温度最低保持在 38℃。 4 除垢,防止硫沉积工艺技术 管道和井筒的沉积硫需要用 Merox 或 CS2 进行频繁清洗,每口井用量为 400~600 L CS2 或 Merox。21 口井用 Merox;6 口井用 CS2。Merox 危 险性小,价格低但反应慢。使用 CS2 处理之前,用 200~60 kL 凝析液经加热注入因硫堵减产的井进行处理,然后用 400~600 L CS2 进行清洗。 5 集输系统腐蚀监测 集气系统设置 14 个腐蚀试样;在装置入口采用了 3 个氢探针;对 5 个关键性加热器弯管接头进行超声波检测。第一年检测结果表明无严重腐蚀发 生。后对集气管线低位部分电位进行检测,发现部分位置有积液开始显示。 利用对装置入口的铁含量分析来确定腐蚀程度。管道实际壁厚数据由超声波和 X 射线检测确定。Eastcrossfield D-1 集气系统腐蚀控制是成功的,防 腐蚀工艺技术主要是:一是选用适当的管材;二是采用适当的安装;三是应用适当的缓蚀剂作连续缓蚀处理;四是采用适当的设备检测和检测方法、 程序。 国外高含硫气田集输系统及腐蚀控制 1 高含硫气田集输系统 高含硫气田集输系统,集输工艺和防腐蚀工艺技术是一项系统工程。国外高含硫气田的开发是对系统全面规划、优化管网布置、工艺流程和地面设 备。根据气井产量和井位分布,狭长形气田地形环境较多采用树形支状管网结构。拉克气田,加拿大阿尔伯达省一些主要气田均采用该结构。根据 高含硫气田环境、天然气成分、气质、集输管线穿越的地形、居住人口,对系统可能产生的腐蚀、环境污染、人身安全作出全面而有效的评估,这 是高含硫气田与普通气田开发不同的特点之一。只有在适当和较为准确的评估基础上,才能采用和制定有效、适用、经济的腐蚀控制方法和工艺技 术。在评估基础上参照集输系统工艺参数, 井口、集输管网和地面设备中输送流体压力,温度、流速,压降等,确定相应的工艺流程、地面设备、集输系统总体方案设计,同时作出集气系统 腐蚀控制方案,确定防腐蚀工艺方法及腐蚀监控系统,把腐蚀控制纳入集输系统工艺流程中。 现对四川渡口河、罗家寨气田和国外部分高含硫气田情况进行对照: (1)渡口河气田原料天然气组分:%(V) CH4 C2H6 C3H8 H2S CO2 N2 合计 77.847 0.047 0.036 14.80 6.45 0.82 100 原料气有机硫含量未提供,仅提供铁山坡坡 2 井的有机硫含量:194 mg/m3 参考,原料气温度为 30℃,压力为 7.1~7.3 MPa(g)。 (2)罗家寨气田原料天然气组分:%(V) CH4 C2H6 C3H8 H2S CO2 N2 合计 80.75 0.087 0.043 9.49 7.53 2.1 100 (3)法国拉克气田的天然气含:CH4 74%,H2S 15%,CO2 9%,水 10 g/m3,汽油 25 g/m3;井口压力 41.21MPa,井口温度 90℃。

(4)加拿大 burnt timber 集输系统的天然气含:H2S 14%,CO2 2.7%,日产天然气 1.9×106m3,凝析油 4.3×104 L,水 1.7×104 L。 (5)Shell 公司湿酸气田 HV5-25 至 JCTA 集输系统天然气含 H2S 14.0mol%,CO2 3.3mol%,氯化物 35 000mg/L,凝析物 2.2 m3/d,水 0.40 m3/d。 (6)加拿大 Crizzly Valley 酸气集输系统:北 Grizzly 天然气含 H2S 6%~11%,CO2 1%~4%。Bullmoose 天然气含 H2S 26%,CO2 13%。 (7)加拿大 Eest crossfield D-1 气田的天然气含 H2S 36%,CO2 12%,元素硫 0.47 kg/m3,凝析油 0.024L/m3,水 0.0074 L/m3。 2 高含硫气田集输工艺和流程 从国外高含硫气田集输工艺上来看,高含硫气田集输工艺流程除具备一般气田集输系统节流降压、液气分离、计量等工艺环节外,还应具有硫堵及 防治;缓蚀剂及加注工艺;抗腐蚀材料及应用;防止水合物形成;加热工艺及脱水;干气输送等。 (1)国外高含硫气田根据其产量和井位分布,多采用单井集气与树支状结构管网相配合、节流降压、加热和气液分离工艺。若采用分离器,分离 器则应接近井口安装。单井集气流程简单、设备少。如法国拉克气田采用采油树和间接加热器两级降压,加热,分离器除水工艺。如井距较近,井 密度大也采用集气站集输流程。 国外高含硫气田井场是否采用分离器,一般根据天然气成分和水含量,腐蚀特性等作出选择。对含水量较少的气井不在井场设分离器,而采用节流 加热方式,将油气水的处理放在净化厂进行。通常单井水产生量≥56.15 m3/106m3 时,在井口安装气液分离器;气井产出气经水套炉加热,计量后 直接输入干线。加拿大阿尔伯达省部分气田采用该方式。 (2)国外高含硫气田天然气短距离集气管线一般采用加热法湿气输送。Central Foothills 气田一条集气管线(长 40 km,?219mm 管线;最大操作 压力 9 930 kPa;H2S 为 27.5%;CO2 为 10%)采用加热湿气输送。长距离管线则采用集气站脱水后,干气输送。如加拿大 Grizzly Valley 气田, 管网总长度为 1 770 km,其中 Bullmose 和 Sukunka 气田天然气采用固体脱水剂脱水;南、北部 Crizzly,采用乙二醇脱水;脱水后进行干气输送。 (3)除垢防止硫沉积。含元素硫的高含硫气田集输系统采用除垢、防止硫沉积工艺,用 Merox 或 CS2 对管道进行频繁清洗,以清除沉积硫。加拿 大 East Crassfield D-1 气田集输系统采用了硫沉积清除工艺。 (4)防止水合物形成工艺技术。为防止集输管道中的水合物形成,一般采用 3 种方法:一是通过加热使天然气输送过程中气体温度保持在水合物 形成温度之上。减少集气管下部的积水,防止水合物阻塞管线,并减小对管道的腐蚀。一般采用水套炉加热和热水管道伴热加热;二是采用化学添 加剂防止水合物形成。用乙二醇,甲醇,注入集输管道中,如 shell 加拿大公司用甲醇;三是脱水,防止水合物形成。用固体脱水剂或干燥剂,如 使用硅胶或分子筛;另一种方法为液体干燥法,使用三甘醇(TEG)脱水。 (5)国外高含硫气田集输系统较多采用清管工艺清除垢物,配合缓蚀剂处理工艺,达到除垢、防堵,防腐蚀的目的。加拿大 Grizzly Vallay 气田采 用挤压型清管器,同时加注缓蚀剂除去垢物。Shell 公司采用清管器清管并建立计算机处理的清管程序,使其达到最优化。 (6) 高含硫气田集气系统应确定输送气体最低流速。 最低流速根据集气量, 集气管直径和腐蚀情况作出优化选择。 如法国拉克气田对管径 101.6 mm 管道的最低通气量为 25.5×104 m3/d,以限制其最低流速,并把最低流速作为腐蚀控制参数之一。通常气体流速大于 3 m/s,不会形成积液,腐蚀轻 微;气体流速小于 3 m/s,会形成积液,腐蚀较严重,需加大清管频率,批量加注缓蚀剂。 3 制定可行的腐蚀控制方案 (1)管道、阀门、法兰、分离器等设备采用抗腐蚀、SSC 材料。确定材料选用标准:CSA 2662 油气管道系统(加拿大标准);ASME B31.3 工 艺管道(美国机械工程师协会);NACE MR 0175 油田设备抗 SSC 金属材料(美国腐蚀工程师协会);ASTM A106 高温条件下无缝钢管(美国机 械工程师协会);ASTM A333 低温条件下的无缝钢管和焊接钢管(美国机械工程师协会)。 国外高含硫气集输系统常采用的材料:管道材料一般采用低碳钢、低合金钢;地面装置一般采用低碳钢和低合金钢,特殊位置部分元件采用不锈钢 或高含金材料;为适应特定的气田环境和条件,对一些运行条件特别苛刻的集气系统,修改相应管道规范。世界最大的含硫气田阿斯特拉罕气田, 采用无缝钢管,材质为镇静钢和调质钢,并修订了 API 5L—42 规范。严格控制材料的化学成分、硬度和使用抗拉强度;对焊接区应用适当的热处 理,消除内应力。 (2)确定适合于集气系统的缓蚀剂和缓蚀处理工艺。国外高含硫气田集输系统基本上都采用缓蚀剂及相应的处理工艺,采用的缓蚀剂主要有胺类, 二乙基胺等。处理工艺一般根据腐蚀特点和集输工艺不同而定,通常采用液、气相或相结合的处理方法,采用连续、批量和预涂层等处理方式。缓 蚀剂选择一般通过实验室和现场试验进行筛选。 (3)腐蚀监控系统。根据集输管道穿越地区地貌特征,工艺流程和集输系统的特点建立一个完整、适用、有效的腐蚀监控体系,其中包括腐蚀监 测方法的确定,监测仪表的选用、定位和分布。国外高含硫气田集输系统一般采用:挂片试样、氢探针、电阻探针等各种探针,用以测量一般腐蚀; 对地面设备和管道等采用超声波和 X 射线检测,检测管壁厚度和坑蚀;对设置清管器的集输系统,采用智能清管器,这是一种检测金属壁厚的有 效方法;建立计算机数据处理和数据库,控制其检测和监测程序及数据处理。 国外高含硫气田集输系统较多采用“低碳钢+气液分离+缓蚀剂”配套的腐蚀控制方案,必要时采用清管器配合。法国拉克气田、Shell 加拿大湿酸气 集输系统、加拿大 Grizzly Valley 酸气集输系统均采用这一方案并根据具体情况增加脱水或加热等工艺环节。 对我国高含硫气田集输系统腐蚀控制的建议 根据国外高含硫气田开发成功的经验,结合我国渡口河等高含硫气田的具体特点,对渡口河等气田集输系统、集输工艺和腐蚀控制提出如下建议。

1 管网结构和分布 根据渡口河为狭长形气田特点,单井产气量较大、井数相对较少。本着经济、实用、安全的开发原则,认为渡口河气田最好采用树枝状管网结构, 对狭长气田沿长轴方向建立集气干线,各单井支线分别接入集气干线,该结构适合分批进行滚动式开发。 2 与树枝状管网结构相适应的集气方式 (1)单井集气。特点是流程简单,投入的设备相对较少,适合井密度较小的地区。国外高含硫气田较多采用该集气方式,但单井集气站分散,给 管理带来一定困难,需确定井站是否设人管理。若井站设人,会增大生产成本;若不设人,公众安全和环境是否能得到有效保护,从该角度考虑, 单井集气方案是否适合渡口河气田开发需作进一步论证。单井集气同时存在井场、污水处理等困难。 (2)多井集气站集气。该方式适合于井密度较大的气田(6 口井/km2 以上)。采用井口节流加热、加注缓蚀剂工艺,湿气输送至集气站。站内进 行气液分离、计量、或脱水。一座集气站一般可连结 7~8 口气井。井口气节流降压至大约 12~13 MPa。多井集气站集气能较好解决管理、公众安 全和污水统一处理等问题,但需对投资效果和经济性作出评定。 3 气液分离器的设置 根据渡口河等气田天然气中含水量,确定是否在井场采用和设置气液分离器。渡口河气田部分井天然气中含水,设计上应按设置气液分离来考虑, 若天然气水含量较大,单井产水量大于 56.15m3/106m3 应设置分离器。在井口设置分离器,并尽量接近井口安装。天然气中水含量较小时井场不设 分离器。气井产出气经加热,加注缓蚀剂后直接输入集气管线。 4 湿气或干气输送选择 根据渡口河气田净化厂选址的初步方案:净化厂选址地点距气田约 30~45 km,集气管线距离较短及含硫气对集气管的腐蚀特征,建议采用分离器 除水,加热湿气输送。 5 防止水合物形成 为防止集气管内水合物的形成,建议采用加热工艺,井场或集气站设置水套炉,集气管线按一定间距设置加热器,从投资和成本上分析采用水套炉 加热比较适合。 6 清管 建议集气管线采用清管工艺技术清除垢物,配合缓蚀剂处理工艺。根据集气管线投产时间、积液、垢物积聚和腐蚀情况制定清管周期和程序。 7 制定可行的腐蚀控制方案 (1)按《天然气地面设施抗硫化物应力腐蚀开裂金属材料要求》SY/TO 0599—1997 标准选用抗硫材料。管道建议采用低碳钢:20 号钢、X52,严 格控制材料化学成分,碳当量不得超过 0.43%。严格控制硬度和强度值,管道焊接区域做回火处理。 (2)建议集气管道采用胺类、二乙基胺缓蚀剂;加注方式采用连续和批量间断缓蚀相结合的处理方式。关井超过 2~3 个月时,采用一定组分缓蚀 剂混合液进行预涂层处理,并用纯净气充满管道。 8 紧急关闭阀(ESD)的设置 井口和集气管设置紧急关闭阀(ESD),作远程控制,紧急关闭阀设置间距约 5 km。球阀等部分关键性阀门从国外引进,应严格监控,保障公众安 全。 9 腐蚀监控 建立一个较为完整的腐蚀监控系统。建议采用包括非电子和电子在线监测,如挂片试样、氢探针、电阻探针(EFR),用以测定总体腐蚀。对地面 设施和管道采用超声波检测管壁厚和坑蚀。若有条件从国外引进智能清管器,可对金属管道壁厚作有效检测。 10 集输系统腐蚀控制总体方案 建仪采用“低碳钢+气液分离+缓蚀剂+清管”的腐蚀控制综合配套方案,该方案在技术上和经济上比较适合我国高含硫气田,适合渡口河气田集输系 统的腐蚀控制。


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