石油与天然气化工  2012, Vol. 41 Issue (1): 99-101
浅析酸性天然气集输管道失效特性
熊钢1 , 吴文莉2 , 计维安1 , 蒋巍1 , 黄黎明1 , 谷坛1 , 温冬云1     
1. 中国石油西南油气田公司天然气研究院;
2. 中国石油西南油气田公司炼油化工部
收稿日期：2011-03-25；修回日期：2011-04-15
作者简介：计维安：男，1973年生，工程师。1995年毕业于西北大学，现在中国石油西南油气田公司天然气研究院主要从事天然气净化工艺研究与设计工作。电话：(028)85604569.
摘要：酸性天然气集输管道由于运行风险较高，在进行管道完整性管理时需对其进行失效模式分析。介绍了天然气集输管道的通用失效模式，对酸性天然气集输管道的失效特性进行了分析，论述了酸性天然气的腐蚀和堵塞失效的机理，并提出了将堵塞作为集输管道失效模式的分析方法，以期降低集输管道运行的风险。
关键词：酸性天然气    集输管道    失效    完整性管理    
Failure analysis of sour natural gas gathering and transportation pipeline
Xiong Gang1 , Wu Wenli2 , Ji Weian1 , et al     
1. Research Institute of Natural Gas Technology, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company;
2. Oil Refinery and Chemical Engineering Department, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company
Abstract: Due to the high operation risk of natural gas gathering and transportation pipelines, failure mode analysis is very important to the integrity management of pipelines. This paper introduces general failure mode of gathering and transportation pipelines, analyzes failure characteristic of sour natural gas gathering and transportation pipelines, and discusses the corrosion and blockage failure mechanisms of sour natural gas. In order to reduce operation risk of gathering and transportation pipelines, it also proposes the analysis method of regarding the blockage as failure mode of gathering and transportation pipelines.
Key words: sour natural gas    gathering and transportation pipelines    failure    integrity management    

管道完整性管理是指由管道运营公司对管道运行过程中存在的风险进行辨识和分析，根据分析结果，针对存在高风险的管段采取相应的风险控制措施，并通过持续的改进将管道运行的风险值控制在可接受的范围之内。管道完整性管理的实施，是确保集输管道安全运转的最佳手段。

管道完整性管理是从风险辨识开始的，而对失效模式的分析则是该项工作的基础。国际管道研究委员会(PTCI)对输气管道事故数据进行了分析并将其划分为4种缺陷类型、10种事故类型和21个失效根本原因，参考文献[1]提供了具体的失效模式。PTCI对管道完整性失效模式的识别均基于对设备、管道及附件本体的损坏。值得注意的是，在实际生产过程中，本体损坏并不是天然气集输管道系统失效的唯一原因，管道堵塞也是造成系统失效的重要原因之一。集输管道堵塞会降低管道输送的有效性，导致天然气集输管道输气量下降，严重者甚至可能导致停输，其失效后果较为严重。同时，管道堵塞也是一种常见的失效模式，即失效概率较大。从风险计算的公式可知，失效后果和失效概率均较大，则风险较大。因此，应将集输管道堵塞纳入管道完整性管理所考虑的失效模式内。

1 酸性天然气集输管道失效模式分析

通常，天然气中含有一定的酸性组分，常见的酸性组分包括CO2、H2S、RSH、CS2和COS等，其中CO2和H2S最为常见。酸性组分的存在将改变天然气的性质，因而其失效模式具有独特性。通过分析得出：酸性天然气集输管道失效主要有三大特性：①存在应力腐蚀开裂的可能性；②内部腐蚀减薄过程复杂；③堵塞概率较高。

1.1 应力腐蚀开裂

酸性天然气集输管道常见的应力腐蚀开裂为硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)、氢致开裂(HIC)和应力导向氢致开裂(SOHIC)。虽然应力腐蚀开裂具有失效时泄放物质毒性强、泄放面积大和突发性强等特点，其失效后果较为严重，但随着对应力腐蚀开裂的认识加深，通过采取控制管道材料质量、严格对管道进行焊后热处理，以及加强管道裂纹检测等措施，可有效降低应力腐蚀开裂事故发生的概率。

1.2 内部腐蚀减薄

酸性组分内部腐蚀减薄机理较多，主要包括：CO2-H2S-H2O腐蚀、R2NH-H2S-CO2-H2O腐蚀、高温硫化腐蚀和高温硫化物腐蚀等。酸性天然气在温度不高的干燥状态下，对碳钢的腐蚀性很小。但在存在游离水的条件下，由于CO2和H2S的溶解，生成呈酸性的电解质溶液而产生严重腐蚀。鉴于集输管道内的工况，输送酸性天然气时考虑的主要腐蚀机理为CO2-H2S-H2O腐蚀，即酸水腐蚀。在CO2-H2S-H2O溶液中，含有H+、HCO3-、CO32-、HS-、S2-、CO2分子和H2S分子，对金属腐蚀为氢去极作用，其主要反应式如式(1)~式(4)所示：

(1)
(2)
(3)
(4)

酸性天然气集输管道腐蚀情况见表 1。

表 1    西南某酸性气田腐蚀预测试验数据表

从表 1可以看出，根据腐蚀挂片得到的平均腐蚀速率均大于0.126 mm/a，已经达到SY 0007-1999《钢制管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》规定的腐蚀性高或严重的程度。而从ER探针测出的瞬时腐蚀速率数据的跨度来看，腐蚀过程较为复杂。

在管道完整性管理过程中，需针对不同失效模式进行腐蚀预测以确定失效概率。酸水腐蚀过程复杂，其腐蚀速率与压力、温度、介质组分含量(包括CO2、H2S、Cl-、HCO3-、Ca2+、Mg2+、O2、蜡、细菌和砂等)、油水比、流动状态、pH值、材质、时间和管道结垢状况等参数相关。由于腐蚀过程复杂，相关因素繁多，酸性天然气集输管道腐蚀速率的预测较为困难。表 2列出了主要酸水腐蚀预测模型考虑的影响因素。

表 2    主要酸水腐蚀预测模型的影响因素表

从表 2可以看出，预测模型考虑的影响因素较多，但对照腐蚀应考虑的因素来说还不够。腐蚀与多种因素有相关性，腐蚀预测需要的试验数据量非常大，现有模型均具有一定的局限性，目前还在不断地进行改进。

由于内部腐蚀减薄过程复杂，要做到准确预测腐蚀速率十分困难，同时又缺乏现场检测，酸性天然气集输管道因此所致的失效事故时有发生，安全影响和环境影响均较大。为尽量避免此类事故的发生，应深入开展腐蚀预测模型的研究，选择适合的腐蚀预测模型并结合现场检验数据计算失效概率，有效地实施管道完整性管理。

另外，除了加强腐蚀预测外，在腐蚀严重的特殊场合选择适合的缓蚀剂或耐蚀材质也可提高管道运行的安全性。这些都可以作为酸性天然气集输管道完整性管理的可选措施。

1.3 堵塞

集输管道发生堵塞将导致减产甚至停产，管道完整性管理应对堵塞原因进行分析并提出应对措施。可能导致天然气集输管道堵塞的杂质包括：水合物、腐蚀产物、凝析油、凝析水、润滑油、蜡、砂、井下污染物和焊接残渣等。酸性天然气发生堵塞的概率高于非酸性天然气，这主要是因为以下两方面的原因。

1.3.1 水合物形成温度更高

酸性天然气的水合物形成温度较非酸性天然气高，因而更易造成水合物堵塞。这是因为：酸性组分的存在将提高水合物的形成温度。图 1和图 2为采用CHEMCAD软件模拟计算不同的CO2和H2S浓度条件下甲烷水合物形成温度图。

图 1     在不同压力条件下含不同二氧化碳浓度的甲烷中水合物形成温度图

图 2     在不同压力条件下含不同硫化氢浓度的甲烷中水合物形成温度图

从图 1和图 2可以看出，在不同压力条件下水合物形成温度均随酸性组分浓度的增加而升高，且酸性组分为硫化氢时的气体水合物形成温度随酸性组分含量增加而升高的趋势更为明显。

西南某气井原料天然气中酸性组分含量约为9%，其井口压力为29.5 MPa，井口温度为42.5 ℃，出站压力7.02 MPa，出站温度约为20 ℃。经模拟计算得出：降压后的水合物形成温度为18.569 ℃，故在寒冷气候条件下输送时发生水合物堵塞的可能性较大。2006年12月，站内就曾多次因发生堵塞后系统超压导致自动关井，从而造成集输系统停产(见图 3)。

图 3     西南某气井水合物堵塞图

1.3.2 酸性天然气管道内的腐蚀产物可能堵塞管道

酸性天然气对管道腐蚀较为严重，其腐蚀产物FeS等为固体，易从管道内壁剥落堆积，从而堵塞集输管道。

值得注意的是，集输管道堵塞也可能由多种因素造成。如管道内腐蚀产物的堆积将造成管输天然气局部节流产生低温，进而形成水合物完全堵塞管道，堵塞原理示意图见图 4。

图 4     局部阻塞造成水合物堵塞原理示意图

从以上分析可以看出，酸性天然气集输管道发生水合物和腐蚀产物堵塞失效的可能性较大。

2 结论

综上所述，酸性天然气集输管道失效具有内腐蚀复杂、堵塞概率高和存在应力腐蚀开裂可能性等特点。其中，内腐蚀和堵塞是目前酸性天然气集输管道主要的失效模式。针对酸性天然气的特点，在管道完整性管理过程中，根据腐蚀预测、水合物形成预测和流动状态预测的结果，可以通过控制管道的加工质量，调整工艺操作参数，注入适合的缓蚀剂和水合物抑制剂，科学地进行清管以及监测管道流动状况等手段，有效降低管道内腐蚀及堵塞发生的概率，这对于实现管道的完整性管理，提高其运行有效性是有所裨益的。

参考文献
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张学元, 邸超, 雷良才. 二氧化碳腐蚀与控制[M]. 北京: 化学工业出版社, 2000.
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NORSOK STANDARD M-506 2005.CO2 corrosion rate calculation model[S].
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Risk-Based Inspection Technology.API RECOMMENDED PRACTICE 581 2nd[S], 2008.
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