許愛華，張 靖，院振剛，崔蘭德，謝寬涯，張鯤鵬，李 巖

（中國石油塔里木油田公司，庫爾勒841000）

迪那2凝析氣田集輸管線腐蝕機理與防護技術(shù)

許愛華，張 靖，院振剛，崔蘭德，謝寬涯，張鯤鵬，李 巖

（中國石油塔里木油田公司，庫爾勒841000）

迪那2凝析氣田在投產(chǎn)3個月后內(nèi)部集輸和處理廠集氣裝置陸續(xù)發(fā)生管線刺漏、管線壁厚減薄、閥門和設(shè)備腐蝕等問題。通過對現(xiàn)場腐蝕部位打開、測厚、觀察和實驗室分析，對生產(chǎn)工況取樣和實驗室模擬研究，表明支線來氣造成主管線介質(zhì)流態(tài)突變，在靠近支線一側(cè)存在低速渦流區(qū)、且支線無緩蝕劑從而造成緩蝕劑保護膜斷層，當(dāng)介質(zhì)流經(jīng)低速渦流區(qū)時腐蝕性組分和水分聚集，形成酸性腐蝕環(huán)境，加上高溫高壓下CO2聯(lián)合Cl-導(dǎo)致的局部腐蝕速率加劇，以及高流速下的沖刷腐蝕是造成迪那2區(qū)塊內(nèi)部集輸管線腐蝕的主要原因。據(jù)此提出腐蝕對策，并建議對采集氣管線材質(zhì)提高防腐蝕等級，采用合金鋼以解決腐蝕問題。

凝析氣田；集輸；刺漏；緩蝕劑；腐蝕；低速渦流；CFD流場模擬

迪那2凝析氣田是目前國內(nèi)最大的凝析氣田，是西氣東輸?shù)闹髁庠吹刂唬债a(chǎn)氣1600萬方，日產(chǎn)油1 260 t。凝析氣田是庫車山前典型的“三高”（即：高溫、高壓、高產(chǎn)）凝析氣田，天然氣中CO2含量0.07%～0.63%，平均0.32%，地面部分CO2分壓最 高 為 0.082MPa、Cl-含 量 在 4 000～59 000 mg/L，平均27 303.14 mg/L，總礦化度在28 330～95 540 mg/L，平均為64 932.86 mg/L，p H 3.91～6.68，平均4.99，溫度達到23～70.38℃，處于CO2和Cl-腐蝕加劇的敏感區(qū)域內(nèi)。

該氣田于2009年6月建成投產(chǎn)。截止到2013年底，其地面集輸及處理系統(tǒng)共發(fā)生腐蝕刺漏14起，內(nèi)部集輸干線多處管線壁厚減薄嚴重，低于理論安全極限壁厚，給迪那2凝析氣田操作及運行帶來了嚴重的安全隱患。因此，解決腐蝕問題已成為迪那2氣田確保安全高效運行的首要任務(wù)。

1 地面工程建設(shè)概況

迪那2井區(qū)采用單井集氣，在氣田中軸線設(shè)集氣干線。各井天然氣在井口節(jié)流，油氣混輸經(jīng)單井閥室進入集氣干線，混輸至處理廠。同時設(shè)置計量管道，經(jīng)單井閥室切換去臨近的迪那2-1集氣站、迪那2-2集氣站實現(xiàn)各單井輪換分離、氣液計量。經(jīng)計量后的單井天然氣與液相混合后與其余各井原料氣在集氣站內(nèi)匯合，氣液混輸［1］至油氣處理廠。

充分利用地層壓力，集輸系統(tǒng)設(shè)計壓力為15MPa，運行壓力為11.5～12MPa，根據(jù)原料氣組分和腐蝕特點，集輸系統(tǒng)單井井場設(shè)備和管線采用22Cr雙相不銹鋼，各單井至閥室的集輸管線采用L245+316L、φ114mm×（10+2）mm或φ168mm ×（11+2）mm 雙金屬復(fù)合管［2］，計量管線采用L245+316L、φ168mm×（11+2）mm雙金屬復(fù)合管［3］；內(nèi)部集輸干線采用L415碳鋼管+緩蝕劑，分為兩段：迪那2-3集氣站至迪那2-1集氣站為φ457mm×17.5mm管線，全長14.8km，迪那2-1集氣站至油氣處理廠為φ508mm×20.6mm管線，全長6.1km，集輸線路走向見圖1。

圖1 迪那2氣田集輸線路走向示意圖Fig.1 Gas gathering pipeline schematic diagramof Dina-2 gasfield

2 氣田腐蝕情況

2.1 管線刺漏

氣田于2009年6月30日投產(chǎn)，投產(chǎn)3個月后率先在DN2-1集氣站匯管發(fā)生刺漏，隨后在集氣支線、集氣干線三通、集氣站井口來氣管線和處理廠原料氣處理系統(tǒng)等L245、L415材質(zhì)管線處陸續(xù)發(fā)生刺漏，2012年9月30日16時，DN2-6井支線進生產(chǎn)匯管處三通發(fā)生刺漏（見圖2），導(dǎo)致DN2-1集氣站以西14口生產(chǎn)井停產(chǎn)46.5 h，約減產(chǎn)1.375× 107m3天然氣、1 200 t石油液體。截止到2013年底，其地面集輸及處理系統(tǒng)共發(fā)生腐蝕刺漏14起，具體腐蝕情況見表1。

表1 腐蝕情況統(tǒng)計Tab.1 Corrosion situation statistics

2.2 壁厚減薄

集氣干線刺漏事件后，運行技術(shù)人員制定了嚴密的腐蝕監(jiān)測方案，建立健全壓力管道管理系統(tǒng)，對關(guān)鍵部位采取打開、測厚、實驗室理論分析，對緩蝕劑進行現(xiàn)場和室內(nèi)評價，對腐蝕嚴重部位自主開展壁厚檢測，并對相關(guān)數(shù)據(jù)進行對比分析，繪制腐蝕趨勢圖，實現(xiàn)壁厚預(yù)警。

圖2 刺漏三通實物圖Fig.2 Leakage figure of tee pipe

圖3 分水器液相管線腐蝕實物圖Fig.3 Corrosion figure of water segregator liquid pipeline

結(jié)合刺漏部位，選擇DN204、DN2-14、DN2-23、DN2-8、DN2-7、DN2-6、DN2-22、DN2-4等8口井（沿干線介質(zhì)流向）的支線接干線三通處和跨橋露天部位進行壁厚檢測，檢測部位設(shè)計壓力16MPa，材質(zhì)為L415，規(guī)格型號φ457mm×17.5mm，跨橋部位加厚至20.6mm，檢測時間為2012年10月，累計生產(chǎn)36個月，檢測結(jié)果顯示集氣干線中與單井支線三通交匯處腐蝕嚴重，干線其余部位腐蝕較輕，且壁厚均勻，腐蝕情況見表2。根據(jù)數(shù)據(jù)顯示腐蝕最薄位置為10.3mm（刺漏位置除外），已接近臨界安全生產(chǎn)最小壁厚9.6mm，腐蝕速率為2.4mm/a，氣田生產(chǎn)具有嚴重安全隱患。

2.3 閥門腐蝕

2012年5 月DN2-14井支線閥室發(fā)生刺漏，刺漏部位為計量閥，運行人員關(guān)井并對該閥門進行更換處理，隨后對15口單井生產(chǎn)、計量閥和一個預(yù)留閥室的生產(chǎn)閥進行了拆檢，共檢查閥門33只。其中8口井20只生產(chǎn)閥和計量閥出現(xiàn)不同程度的腐蝕，腐蝕部位集中在球體、閥腔內(nèi)密封面周圍。

此外檢修中發(fā)現(xiàn)處理廠段塞流捕集器、一閃、二閃高壓差液相調(diào)節(jié)閥籠套及閥芯沖蝕也較為嚴重。

表2 集氣干線壁厚檢測結(jié)果Tab.2 Wall thickness testing table of gathering trunk line

2.4 集氣站分離器腐蝕

2013年4 月對迪那2-1集氣站、迪那2-2集氣站輪換式計量分離器進行拆檢，在分離器法蘭、分離器液相筒體發(fā)現(xiàn)內(nèi)壁腐蝕。上筒體底部原設(shè)計厚度46mm，實測厚度范圍26～39mm，局部減薄嚴重。

3 腐蝕類型及失效原因分析

根據(jù)刺漏部位以及測厚結(jié)果分析，內(nèi)部集輸管線腐蝕多發(fā)生在管道紊流區(qū)域，如三通、彎頭、變徑等部位和文獻［4］預(yù)測位置相符，主要為局部腐蝕。通過對現(xiàn)場運行工況下的原料氣、水樣等腐蝕環(huán)境取樣分析，結(jié)合高溫高壓CO2聯(lián)合Cl-的局部腐蝕機理［5］和實際單井產(chǎn)量，模擬爆管三通處運行工況，實驗室進行電偶試驗和CFD流場模擬，進一步分析腐蝕原因。

3.1 腐蝕環(huán)境

（1）原料氣組分 根據(jù)生產(chǎn)取樣分析，CO2實際含量與開發(fā)方案基本吻合。以集輸壓力12.0MPa為基準，CO2實際含量0.33%（摩爾含量），開發(fā)方案平均0.32%，計算可知實際CO2分壓為0.038MPa，根據(jù)美國腐蝕工程師協(xié)會資料，CO2分壓在0.021～0.21MPa之間為中等腐蝕。

（2）Cl-含量 迪那2氣田處于開采初期，尚未大量采出地層水，多以飽和凝析水的形式存在于內(nèi)部集輸管道中，各單井水樣Cl-含量在7 000 mg/L以下，僅有3口井水樣Cl-含量超過20 000 mg/L，小于開發(fā)方案中提的數(shù)據(jù)。

（3）溫度 原設(shè)計集輸管道運行溫度為45～60℃，原料氣進處理廠溫度為45℃；實際生產(chǎn)井口溫度在60～100℃，平均溫度比開發(fā)方案提高了13℃，內(nèi)部集輸管道介質(zhì)溫度在60～90℃，進處理廠溫度為63℃，比開發(fā)方案提高了18℃。

3.2 高溫高壓CO2聯(lián)合Clˉ的局部腐蝕

根據(jù)高溫高壓CO2聯(lián)合 Cl-的局部腐蝕機理最新研究結(jié)果，油氣中的CO2溶解于水生成碳酸后與Fe2+發(fā)生反應(yīng)，形成FeCO3腐蝕產(chǎn)物，其基本過程可表示如下：

根據(jù)石油管材研究所重點實驗室研究結(jié)果（見表3）：當(dāng)溫度在60～110℃［6］，腐蝕產(chǎn)物為疏松的FeCO3，此時腐蝕速率最高，且主要為局部腐蝕，迪那2氣田集輸干線運行在65℃，處于高腐蝕速率環(huán)境下。取刺漏及分離器內(nèi)壁腐蝕產(chǎn)物進行X射線衍射分析，腐蝕產(chǎn)物衍射分析結(jié)果表明腐蝕產(chǎn)物為：Fe3O4、FeCO3和 FeC、Fe2O3等，與研究結(jié)果基本吻合。

表3 高溫CO2聯(lián)合Clˉ的局部腐蝕產(chǎn)物Tab.3 Local corrosion products at high temperature with CO2and Cl-

國外普遍認為Cl-的存在具有破鈍作用。局部腐蝕的表現(xiàn)主要為臺地狀腐蝕、蝸旋狀腐蝕和點狀腐蝕［7］，每個蜂窩的剖面呈底大口小的燒瓶型點狀腐蝕，這種腐蝕形狀由于口小，閉塞電池效應(yīng)很強，形成孔外大陰極，孔內(nèi)小陽極，促進孔底鐵的溶解；另外由于Cl-含量大，為維持孔內(nèi)電中性，Cl-向孔內(nèi)遷移，形成FeCl2，其水解作用，促使孔內(nèi) H+例子增多，酸度增大稱之為自催化酸化作用，而孔內(nèi)酸化加大了孔內(nèi)外的電位差，使閉塞電池電動勢可達幾百毫伏，從而加大了孔的生長速度。

研究還表明Cl-富集的部位易產(chǎn)生點蝕坑。而且碳也在界面處富集，由于碳和鐵的腐蝕電位差別較大，會造成微區(qū)不均勻性電偶腐蝕，促進腐蝕加劇。

3.3 流速影響

迪那2氣田采用的是高溫高壓氣液兩相混輸工藝，按照設(shè)計規(guī)范要求流速應(yīng)控制在3～7m/s，最高不超過9m/s，超過該流速后緩蝕劑附著性能迅速降低，導(dǎo)致緩蝕劑失效。根據(jù)開發(fā)方案迪那2井區(qū)設(shè)計總井?dāng)?shù)29口，單井合理配產(chǎn)為4.2×105m3/d和95萬m3/d，支線管徑為φ114mm×（10+2）mm和φ168mm×（12+2）mm兩種規(guī)格，由于迪那2氣田初期生產(chǎn)井?dāng)?shù)少，采用邊鉆井，邊生產(chǎn)的模式，為保證產(chǎn)量，實際單井在100～120萬m3/d生產(chǎn)，超過設(shè)計量，技術(shù)人員利用 HYSYS軟件模擬迪那2氣田集輸系統(tǒng)運行工況，核算單井支線、集氣干線不同輸量下的流速，結(jié)果顯示迪那2氣田20口生產(chǎn)井中有9口井產(chǎn)量超支線極限輸量，流速為10.5～15.8m/s，4口井產(chǎn)量超支線合理輸量，流速在7.5～8m/s，部分井支線流速超過碳鋼沖蝕臨界速度（11.5m/s），在碳鋼材質(zhì)處存在沖刷腐蝕風(fēng)險［8］，如支、干線三通處。

集氣干線自 DN2-6三通后超過合理輸量，在DN2-1集氣站至處理廠間超過極限輸量，介質(zhì)流速最高時達9.5m/s，此速度下緩蝕劑幾近失效。因此單井合理配產(chǎn)是保證氣田安全的必要條件。

3.4 電化學(xué)腐蝕

迪那2氣田集氣干線材質(zhì)L415，集氣支線采用雙金屬復(fù)合管（基管L245，襯管316L）。單井集氣支線與集氣干線交匯處三通采用的是異種金屬焊接而成（主管16Mn，支管316），見圖4。取迪那2-6井的水樣并模擬現(xiàn)場條件開展電偶試驗，測試電化學(xué)腐蝕情況。

圖4 三通位置材質(zhì)示意圖Fig.4 Materials of teepipe

通常異種金屬連接時，為避免嚴重的電化學(xué)腐蝕，要求電位差小于0.05 V。結(jié)果顯示，迪那2氣田三通處316L和 L415兩種金屬電位差值達到0.275 V，遠超過要求值，有著很強的電化學(xué)腐蝕傾向。

3.5 流場模擬

迪那2氣田采用單井集氣，支線直接接入集氣干線，集氣干線采用L415，加注緩蝕劑以減緩腐蝕，單井支線采用雙金屬復(fù)合管，不加注緩蝕劑。如圖5所示，支、干線兩股來料在三通處混合后易形成渦流區(qū)域，改變介質(zhì)流態(tài)。為進一步分析DN2-6井支線進干線三通刺漏原因，技術(shù)人員在實驗室利用CFD流場模擬預(yù)測技術(shù)模擬現(xiàn)場流和溫度，進一步分析三通處流態(tài)［9］的影響。

圖5 三通位置流態(tài)示意圖Fig.5 Flow state of the teepipe

（1）低速渦流區(qū)造成緩蝕劑斷層 圖6顯示：三通下游靠近支線一側(cè)壁面存在低速渦流區(qū)，低速渦流區(qū)的正對面管壁存在高速區(qū)，兩者長度大致相當(dāng)。低速渦流影響區(qū)域主要集中在7～11點（時鐘盤面）方向，且沿流體方向呈先增后減的變化趨勢。由于支線來料中沒有緩蝕劑，在低速渦流影響區(qū)域容易形成緩蝕劑斷層。

圖6 三通處速度云圖Fig.6 Velocity contours of the teepipe

介質(zhì)流經(jīng)渦流區(qū)時，腐蝕性組分和水分由于流速突然減小而逐漸粘附聚集于管道內(nèi)壁面，形成典型的酸性腐蝕環(huán)境，加劇酸性腐蝕。同時，高速區(qū)內(nèi)流體會破壞原管壁已經(jīng)生成的腐蝕產(chǎn)物膜，并大大降低緩蝕劑的附著，從而導(dǎo)致管線嚴重的局部腐蝕。

DN2-6井刺漏部位正處于該區(qū)域。壁厚檢測數(shù)據(jù)顯示DN2-4、DN2-7、DN2-8、DN2-22等井在上述位置7～11點方向上均有明顯壁厚減薄跡象。

（2）高溫影響區(qū) 迪那2井區(qū)一級節(jié)流后溫度在65～90℃，大于集氣干線的運行溫度，三通處溫度云圖7顯示：三通下游靠近支線一側(cè)存在高溫影響區(qū)域，集中在8～10點方向，沿流體方向遞減。溫度與酸性介質(zhì)的聯(lián)合作用，易加速酸性腐蝕。

綜上所述，在低速渦流、高腐蝕性介質(zhì)、液態(tài)水聚集、熱影響以及湍流流態(tài)等共同作用下造成緩蝕劑保護膜斷層、高溫高壓下CO2聯(lián)合Cl-的局部腐蝕速率加劇和高流速下的沖刷腐蝕，是本次集輸系統(tǒng)管線腐蝕刺漏的主要原因。

4 防腐蝕對策

（1）更換支、干線三通 為減少三通處電化學(xué)腐蝕和沖刷腐蝕，更換三通為堆焊的雙金屬復(fù)合管件，材質(zhì)為L415+316L，同時為減少三通下游低速渦流區(qū)的形成，對三通結(jié)構(gòu)適當(dāng)改造，單井支線與集氣干線碰頭前先進行擴徑（DN200×150；DN200×100），以減緩沖蝕作用，為減少低速渦流區(qū)造成的緩蝕劑斷層，將三通下游10m 內(nèi)集氣干線由碳鋼（L415）更換為雙金屬復(fù)合管（L415+316L）。

（2）集氣站改造 將集氣站管線改造為316L不銹鋼，將計量分離器更換為耐氯離子點蝕材料的復(fù)合板壓力容器，并且盡量避免容器內(nèi)部流道復(fù)雜的情況，并預(yù)留人孔和檢查孔，方便維修。

（3）定點監(jiān)測，加強緩蝕劑應(yīng)用效果評價 目前迪那作業(yè)區(qū)使用的緩蝕劑品種為油溶性緩蝕劑HT-7D，緩蝕劑加注點主要分布在迪那2-1、迪那2-2、迪那 2-3、迪那1 集氣站，加量按液相含量300 mg/L，氣相含量1 kg/104m3。運行人員安排專業(yè)公司重新對緩蝕劑效果開展評價，并開展全面腐蝕監(jiān)測，每月進行數(shù)據(jù)采集和對比分析，做成腐蝕趨勢圖，實現(xiàn)腐蝕預(yù)警，根據(jù)數(shù)據(jù)結(jié)果優(yōu)化緩蝕劑分配和加注量，確保集輸系統(tǒng)安全運行。

圖7 三通處溫度云圖Fig.7 Temperature contour of the teepipe

5 結(jié)論及建議

（1）迪那氣田環(huán)境中含有CO2、Cl-等腐蝕性氣體和離子，同時還有凝析水的存在。在高溫高壓環(huán)境中，地面管線及設(shè)備產(chǎn)生CO2腐蝕，造成管壁減薄和穿孔。

（2）單井直接接入集氣干線的枝狀管網(wǎng)布局易造成干線紊流，在靠近支線一側(cè)產(chǎn)生低速渦流區(qū)、從而造成腐蝕性組分和水分聚集，而單井無緩蝕劑從而造成保護膜斷層，加上熱影響區(qū)的影響，使管道內(nèi)壁產(chǎn)生了嚴重的腐蝕。

（3）建議對高產(chǎn)、高溫、高壓氣田采集氣管線材質(zhì)提高防腐蝕等級，如克拉2氣田采用22Cr［10］很好地解決了腐蝕問題，根據(jù)近期國內(nèi)調(diào)研，國產(chǎn)22Cr生產(chǎn)能力和業(yè)績逐步提升，且價格逐漸降低，可在解決三高氣田的CO2、Cl-腐蝕方面推廣應(yīng)用。

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Corrosion Mechanism and Protection Technology of Gathering Line in Dina-2 Gas Condensate Field

XU Ai-hua，ZHANG Jing，YUAN Zhen-gang，CUI Lan-de，XIE Kuan-ya，ZHANG Kun-peng，LI Yan
（Tarim Oilfield Company，Petrochina，Korla 841000，China）

Some pipelines of the gas gathering and processing in DINA-2 gas condensate field leaked out and burst，some pipe wall thinned，valves and equipment corroded within 3 months after the plant went into operation.such issues seriously affected the safety of gas production，by opening the corrosion site，measuring the thickness，observing the corrosion morphology and making laboratory analysis，sampling of production conditions for laboratory simulation studies，the results showed that the main line extension to the gas caused mutations in the medium flow pattern，the presence of low-speed vortex region near the side branch and branch no corrosion inhibitor in the branch causewd protection film faults，when the medium flowed through the low-speed vortex area，corrosive components and water accumulated，the formation of acidic corrosive environment，coupled with the increase of localized corrosion rate at high temperature and pressure，and joint erosion-corrosion of Cl-and CO2at high flow rates were the main reasons for gathering pipeline corrosion in Dina 2 blocks.Some corrosion countermeasures were suggested.

gas condensate field；gathering and transportation；barbed leakage；corrosion inhibitor；corrosion；lowspeed vortex；CFD flow field simulation

TG174.4

A

1005-748X（2015）11-1090-06

10.11973/fsyfh-201511017

2014-11-10

中國石油天然氣集團公司產(chǎn)能建設(shè)項目（油勘字2007-120）

許愛華（1981-），工程師，碩士研究生，從事油氣田基本建設(shè)和工程方案設(shè)計等工作，13779689225，xuaih-tlm @petrochina.com.cn