湿气管道内涂缓蚀剂防腐效果评价探讨
Outline:
黎洪珍1
,
刘正雄1
,
谢黎旸1
,
杨颖1
,
刘畅2
1. 中国石油西南油气田公司重庆气矿;
2. 西南石油大学
收稿日期：2011-09-14
作者简介：黎洪珍(1963-)，女，1987年毕业于西南石油大学并获硕士学位，高级工程师，现在西南油气田公司重庆气矿从事气田采输工艺技术研究工作。地址(400021)：重庆市江北区大石坝大庆村重庆气矿。电话：023-318089。E-mail:
lihz@petrochina.com.cn.
摘要：在天然气输送过程中，天然气中含有H2S、CO2、饱和水等，将对管道内壁造成腐蚀，因此，需要对管道内壁采取防腐措施。针对川东气田竹渠线输送特点、管道检测情况及管道内腐蚀状况，制定了内涂缓蚀剂防腐方案及防腐效果评价方法，并通过现场实施，得出了竹渠线缓蚀剂涂抹量及速度、周期及内涂防腐效果评价方法，以指导川渝天然气管道内防腐技术措施的制定，为川渝气田的安全开发提供技术支撑。
关键词：管道 内涂缓蚀剂 效果 分析 川东气田
Discussion on the corrosion prevention effect evaluation of wet gas pipelines internal coated corrosion inhibitor
Outline:
Li Hongzhen
,
Liu Zhengxiong
,
Xie Liyang
, et al
Chongqing Gas District, PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company
Abstract: In natural gas pipeline transmission system, the internal corrosion of pipeline occurs due to H2S, CO2 and saturated water. Therefore, the protection measures should be taken to the pipeline internal wall. Based on the transmission features, detection situation and internal corrosion condition of Zhuqu pipeline in Chuangdong gas field, the corrosion prevention scheme of internal coated inhibitor and the evaluation method are established, and the quantity of internal coated inhibitor, velocity, period and evaluation method are acquired through the field application of internal coated inhibitor. The thesis aims to guide the establishment of technical scheme for pipeline internal coated inhibitor corrosion prevention and to provide technical supporting for the safety development of Chuanyu gas field.
Key words:
pipeline internal coated corrosion inhibitor effect analysis
1 川东气田管道内腐蚀状况
川东气田所产天然气普遍含有H2S、CO2及凝析水，部分气藏腐蚀介质含量较高(见表 1)，而采集气管道基本采用湿气输送，天然气未经脱水、脱硫处理，导致管道内壁腐蚀，影响管道安全运行，即使目前采用干气输送的管道，若投产初期采用湿气输送或脱水效果不好，管道内腐蚀也比较严重。如竹渠线，1989年建成投产，输送湿含硫天然气，天然气中H2S含量0.51%、CO2含量2.29%。2000年后，虽然输送脱水天然气，但脱水效果较差，导致管道内腐蚀严重(见图 1)，影响管道安全平稳运行。
表 1
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表 1 川东重点气田主要腐蚀介质含量表
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管道一旦腐蚀穿孔，不仅危及周边环境安全，也给企业带来巨大的经济损失，如达卧线、峡渝线。达卧线1987年投产后采用湿气输送，2000年后才采用干气输送，因管道内外腐蚀及施工质量问题，到目前已爆管30多次，直接经济损失达千万元以上。供重庆用气的峡渝线，因管道内外腐蚀严重(见图 2)，多次停产修补、换管，极大地影响了市民的正常生活，2009年耗费上亿元新建峡渝线以保障市民正常用气。因此，为保障集输管道安全平稳运行，对管道内壁采取防腐措施是非常必要的。
2 管道内防腐方案探讨
2.1 管道内防腐技术
湿气输送管道的内腐蚀破坏主要有点蚀、冲刷腐蚀、氢鼓泡、氢致开裂、硫化物应力开裂[1]。因此，对于湿气输送管道除控制流速外，还应采取内防腐措施。管道内防腐技术主要有：复合管、内涂缓蚀剂以及提高管材抗腐蚀等级。因复合管和耐蚀合金管价格较高，内涂缓蚀剂防腐逐渐成为湿气输送管道主要的内防腐技术。
缓蚀剂加注可采用连续加注或连续加注与缓蚀剂涂抹处理相结合的方式。缓蚀剂内涂功效取决于内涂工艺技术、内涂膜均匀度、缓蚀剂的密度、粘度等。若内涂工艺技术选择不当，注入管线内的缓蚀剂形成滴流并沉积到管道的底部，将使暴露在天然气中的管道内壁遭受腐蚀。
2.2 管道内涂缓蚀剂工艺选择
为使管道内壁缓蚀剂涂敷均匀，尽量减少管道顶部腐蚀，必须优选内涂工艺。现有内涂工艺主要有美国V-Jet清管器内涂工艺和荷兰PNS内涂工艺等。
V-Jet内涂工艺在清管器上内置旁通，用以平衡清管器两端的压差，使管内介质可以穿过清管器进行流通，有效地防止沉积物在清管器前的堆积。同时，在清管器前部设置喷嘴，并装配平衡铁来保持喷嘴在合理的方位。随着清管器向前运行，残留并积于管底的缓蚀剂被不断地虹吸至吸入口，再喷洒到管道内壁的顶部，喷射时，以平行于管轴线45°的角度喷出，再以垂直于管道120°的扇形展开。
PNS内涂工艺主要包括“高密度定量注入球涂敷”和“带回路的蛛头球优化维护通球”两步实施。定量注入是通过在管道发球端缓蚀剂储存段内注入所需的缓蚀剂，由两只高密度定量注入球(隔离器)夹载缓蚀剂，以天然气为动力推动缓蚀剂均匀通过管道。由于受到天然气流速的不稳定以及缓蚀剂密度、粘度等多种因素的影响，难保涂敷均匀，且有部分缓蚀剂液滴沉积到管道的底部。因此，定量注入后应采用“带回路的蛛头球”进行优化，将管道底部滞留的液态缓蚀剂均匀喷涂到管道内壁上。
由于V-Jet清管器内涂工艺不能对管道全周向进行内涂，而PNS内涂工艺可以均匀内涂管道整个内壁，因此，选用PNS内涂工艺对川东气田集输管线进行缓蚀剂内涂。
2.3 内涂缓蚀剂选择
管道内涂缓蚀剂应根据管输天然气性质，结合川渝气田集输系统常用缓蚀剂的应用情况，从缓蚀剂的防腐性、膜持久性[2]及与管内可能流体的配伍性等进行室内对比评价，筛选出适合含硫湿气管道内涂的缓蚀剂型号。并参照加拿大酸性气田和纳尔科公司等的经验作法, 管道内涂缓蚀剂量按照管线内表面积×膜厚度(0.1 mm)进行计算，同时考虑30%的富裕量[3]。
3 现有内涂防腐效果评价方法及应用分析
3.1 现有内涂缓蚀剂效果评价方法选择
管道实施内涂后的效果评价主要从两方面进行，一是评价缓蚀剂内涂质量，二是评价缓蚀剂内涂后的防腐效果。
3.1.1 缓蚀剂内涂质量评价
内涂缓蚀剂质量评价方法主要采用收球端是否有剩余缓蚀剂、球筒是否均匀附着缓蚀剂及腐蚀监测挂片上是否均匀附着缓蚀剂三种方法。
据荷兰PNS公司介绍，管道实施缓蚀剂内涂后，在收球端收到的剩余缓蚀剂量大于注入量的2%时，则认为管道内涂质量合格。收球筒及腐蚀监测挂片上是否均匀附着缓蚀剂是评价缓蚀剂内涂效果最直观的方法。管道实施缓蚀剂内涂后，打开收球筒或取下腐蚀监测系统的平面探针、平面挂片，肉眼观察缓蚀剂涂敷情况，若收球筒内或探针、挂片上均匀附着缓蚀剂，则认为管道内涂质量合格。在现场应用中，一般将“收球端有剩余缓蚀剂、球筒均匀附着缓蚀剂、腐蚀监测系统的平面探针或平面挂片上均匀附着缓蚀剂”三种方法结合使用，更能有效判断管道内涂质量。
3.1.2 缓蚀剂内涂后的防腐效果评价
管道内涂缓蚀剂后，防腐效果评价是重点。常用防腐效果评价方法有：
(1) 腐蚀检测。常用腐蚀检测采用超声波测厚，即根据超声波脉冲反射原理来进行厚度测量，从而计算管道的腐蚀速度。
(2) 腐蚀监测。常用腐蚀监测方法有腐蚀挂片、在线腐蚀监测、氢通量监测。
因超声波测厚和腐蚀挂片监测受人为因素及环境因素影响较大，同时，在短期内很难检测监测到管道的腐蚀状况，因此，现场主要采用在线腐蚀监测和氢通量监测技术评价内涂防腐效果，并结合缓蚀剂残余浓度分析，来指导缓蚀剂的现场加注工作。
3.2 管道内涂缓蚀剂防腐效果评价方法应用分析
3.2.1 内涂工艺在竹渠线的应用
2010年9月，竹渠线采用CT2-19缓蚀剂进行内涂试验。为了使管道达到最佳内涂效果，内涂前先去除管道内的污物，当清管通出污物量小于2 kg后，将两个高密度定量注入球放入管线起点段的相应位置(对第一个定量注入球对称打孔，使第一个球速度慢于第二个球，保证两球间缓蚀剂液柱段的充盈)，在两个球之间注入通过计算的缓蚀剂约4 700 L，开启阀门运行清管球，在管线末端收球，检查定量注入球的损坏情况及通出的缓蚀剂量。
按照国际通用质量惯用确认方法，当喷涂清管器和工具运行后，收球筒内有2%的液态缓蚀剂残余量，则认为内涂质量合格。考虑内涂会受到天然气流速的不稳定性，以及缓蚀剂密度、粘度等多种因素的影响，导致涂抹不均匀，且部分缓蚀剂液滴会沉积到管道的底部等因素。因此, 完成批处理通球后需进行1~2次优化维护通球，将蛛头球运行速度控制在2.5 m/s~3 m/s内，使管道底部滞留的液态缓蚀剂均匀喷涂到管道内壁上，有效保护管道内壁。
3.2.2 内涂缓蚀剂质量评价
2010年9月7日，管线末端先后收到两只高密度定量注入球，收集到CT2-19缓蚀剂残余液体约200 L，测得缓蚀剂残余量大于2%。9月9日用蛛头球优化维护时收集到CT2-19缓蚀剂残余液体约250 L，缓蚀剂残余量达到5%，且收球筒内壁被缓蚀剂均匀覆盖，渠县站进站管线顶部腐蚀挂片也均匀附着缓蚀剂(见图 3)，因此，认为竹渠线缓蚀剂内涂质量合格。
3.2.3 内涂缓蚀剂防腐效果评价
(1) 腐蚀监测。在竹渠线起点和终点安装腐蚀监测系统，利用腐蚀探针和挂片监测内涂缓蚀剂前后的腐蚀状况，监测数据见表 2。
表 2
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表 2 竹渠线内涂缓蚀剂前后的腐蚀状况表
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从腐蚀监测结果看(表 2)，竹渠线内涂CT2-19缓蚀剂37天后，平面挂片监测的缓蚀率在80.23%~91.11%(远未达到空白的水平)，电阻探针监测的缓蚀率在50.98%~75.96%，同时，竹渠线内涂前腐蚀轻微。因此，竹渠线内涂缓蚀剂周期应大于37天。
(2) 氢通量监测。氢通量监测是与天然气中缓蚀剂残余浓度分析结合进行的。竹渠线进行缓蚀剂内涂后，在管线末端进行氢通量监测，同时跟踪管线下游的缓蚀剂残余浓度变化，以此判断缓蚀剂的内涂效果。试验期间，在竹渠线未端进站三通部位监测管线12、3、6点的氢通量值，并取气样进行缓蚀剂残余浓度分析，结果见图 4~图 6。
从气相缓蚀剂残余浓度分析结果可以看出：9月7日竹渠线内涂缓蚀剂后，管线内开始监测到气相缓蚀剂残余浓度，优化处理后，缓蚀剂浓度在9月8日达到最大值。随着时间的延长，缓蚀剂残余浓度逐渐下降。在10月12日以后，气相缓蚀剂残余浓度下降到0 mg/m3，这时，管道内壁缓蚀剂保护膜减薄加剧, 12点方向的氢通量监测值急剧上升, 一天后，氢通量值达到最大值，这时，整个管道缓蚀剂保护膜完全遭到破坏。
对比氢通量监测结果和缓蚀剂残余浓度可以发现：竹渠线内涂缓蚀剂后，12点、3点、6点方向的氢通量监测值都急剧降低，缓蚀剂抑制腐蚀的效果极其明显。
4 结论及建议
(1) 川东气田集气管道因采用湿气输送，管道内腐蚀严重，不仅危及周边环境安全，也给企业带来巨大的经济损失，因此，对管道内壁采取防腐措施是非常必要的。因复合管和耐蚀合金管价格较高，内涂缓蚀剂防腐逐渐成为湿气输送管道主要的内防腐技术。
(2) 通过文献检索提出了：集气管道内涂缓蚀剂的最佳工艺为PNS内涂工艺；缓蚀剂内涂后质量评价方法为收球端是否有剩余缓蚀剂、球筒内壁及腐蚀监测挂片上是否均匀附着缓蚀剂三种方法；内涂缓蚀剂防腐效果评价主要采用在线腐蚀监测和氢通量监测技术。
(3) 竹渠线采用PNS内涂工艺对管道内涂缓蚀剂后，通过挂片监测及氢通量监测等手段进行评价，证实了缓蚀剂在管道内壁达到了全周向内涂，且效果良好。
(4) 建议竹渠线内涂周期在37天以上，每次内涂的缓蚀剂用量采用“管道内表面积×膜厚度(0.1 mm)”公式进行计算，并考虑30%的富裕量。
(5) 建议管线上游加强脱水管理，避免管道内形成腐蚀条件。
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《油气田腐蚀与防腐技术手册》编委会. 油气田腐蚀与防腐技术手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 1999.
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2012, Vol. 41