本文研究了硫化氫對管道的腐蝕及影響因素，并根據某海洋氣田開發(fā)中防硫化氫腐蝕的要求，對管材的選擇進行分析，并提出了選擇合適的腐蝕裕量，采用合理的管材選擇方案，注入適當的緩蝕劑，設計合理管線管徑控制氣體流速，對天然氣集輸海底管線進行定期清管與完善腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)等防止硫化氫腐蝕的措施，使管線能夠安全、平穩(wěn)和正常運行。

一、引言

我國沒有高含硫氣田成熟的開發(fā)配套技術和經驗，含硫氣田的管材腐蝕問題一直是生產過程中一個相當棘手的問題，常會帶來高成本和高人力投入，有必要對高含 H 2 S 海洋氣田進行專題研究，明確材料選擇及防控措施。海上固定平臺的生命周期一般為 20 年左右。為了適應生產需求，各種規(guī)模的升級改造以及維護工作亟待開展，而通過有效的防腐手段對其進行安全保障具有極強的現(xiàn)實意義。國外公司對于防腐重視程度高、要求嚴格，能否適應及掌握這些技術要求往往是打入其市場的敲門磚，是否具備系統(tǒng)化的防腐技術能力往往成為業(yè)主判斷公司業(yè)務能力的重要方面，因而有必要積極梳理和掌握國際防腐技術要求，開展針對性的研究工作，為即將開展的投標工作提供技術支持。防腐技術自成體系，依托生產設施升級改造進行安全分析工作具有顯著的市場價值：一方面提升了服務業(yè)主的附加值，贏得業(yè)主信賴，另一方面可以形成獨立的安全分析服務包業(yè)務，為公司創(chuàng)造直接效益。海上工程具有空間有限、集成化程度高、風險高等特點其與陸地工程不同，往往要求更加嚴格的防腐技術標準和技術手段，例如采標不同、設施布置要求不同、風險可接受水平不同等，有必要開展專題研究，掌握關鍵性防腐技術方法和理論。國內外事故案例表明，缺乏有效的防腐技術以及分析建議落實不到位是事故發(fā)生的深層次原因之一。針對海上油田生產設施的安裝、檢修及升級改造等工作，需要有系統(tǒng)化和專業(yè)化的防腐手段來保障工程的可靠性以及規(guī)避對原有設施的不利影響。

二、H 2 S 腐蝕原理與影響因素

腐蝕過程和機理是不同的，可以分為化學腐蝕與電化學腐蝕兩大類?；瘜W腐蝕為金屬與周圍介質直接發(fā)生化學反應而引起的破壞稱為化學腐蝕。主要是指金屬在干燥氣體中的氧化及在非電解質中的腐蝕。電化學腐蝕為金屬與周圍介質發(fā)生電化學作用而引起的破壞稱為電化學腐蝕。腐蝕的進行有自由電子參加，在金屬的表面有電流從一個區(qū)域流到另一區(qū)域。根據腐蝕破壞的形式，將腐蝕分為均勻腐蝕和局部腐蝕兩大類。均勻腐蝕即全面的連續(xù)腐蝕，腐蝕作用發(fā)生在整個金屬表面上，以相近的腐蝕速度伸向金屬內部。局部腐蝕是腐蝕損壞只局限于一定區(qū)域，包括孔蝕、脫層腐蝕、晶間腐蝕、應力腐蝕、選擇性腐蝕等。

（一）H 2 S 腐蝕原理在材料選擇時首先要考慮金屬材料的抗硫化物應力開裂性能，但是在酸性環(huán)境的設計選材過程中，仍然應考慮由于電化學失重腐蝕、氫致開裂、應力定向氫致裂紋、軟區(qū)開裂等H2S 腐蝕的影響，主要包括電化學腐蝕、硫化物應力開裂、氫致開裂等方面。

（二）H 2 S 腐蝕影響因素碳鋼或低合金鋼發(fā)生 SSC 的酸性環(huán)境的嚴重程度主要與 H 2 S 分壓 （PH 2 S） 和溶液的 pH 值有關，另外與管材成分、CO 2 、溫度以及介質流速等因素有關。H 2 S 分壓和溶液 pH 值對腐蝕的影響可以通過嚴重程度分區(qū)圖來評價，如果不能證實計算或者現(xiàn)場測量技術的可靠性，可用 pH 值法確定。

三、海洋氣田 H 2 S 腐蝕應對措施

某海洋氣田位于離海岸線 150km 的淺海區(qū)域，設計天然氣產量約為 1200MMSCFD，生產系統(tǒng)操作壓力 600kPag，溫度92℃，H 2 S 分壓 30.6kPa，CO 2 分壓 52.7kPa，pH 值約為 4.1，系統(tǒng)處于嚴重腐蝕環(huán)境，因此在天然氣處理與集輸過程中應充分考慮 H 2 S 對管線和設備的腐蝕影響。某些海洋氣田可采用濕氣集輸方案，可以降低高含硫天然氣集輸風險，簡化工藝處理流程。由于濕氣輸送無法避免游離水的存在，因此防止 H 2 S 腐蝕就成了首要問題。

（一）管材方案高含硫化氫環(huán)境下，普通碳鋼成本低、技術成熟、規(guī)格全，但是抗腐性能差，需要注入緩蝕劑，可靠性低；不銹鋼或特種鋼材抗腐性能強，但是成本高；玻璃或非金屬鋼材抗腐性能強，重量輕，但是抗沖壓差、成本高；防腐處理管材或復合鋼材的成本底、抗腐性能強，但是規(guī)格范圍小，應用范圍差。海洋氣田有時采用 Alloy 625 復合鋼管和普通碳鋼管以及防腐措施作為選材方案。

選用復合鋼管，必須對廠家的產品進行嚴格控制，其中包括：生產廠家應有良好的復合工藝，復合層與基層的結合力其抗剪應力值一般應不低于 100MPa，產品應有可靠的復合質量，產品有過工程實際等。

（二）腐蝕裕量考慮足夠的腐蝕裕量是當前平臺防腐設計中經常采用的方法，但是指標不治本，無法從根本上解決防腐問題。

（三）配管方案配管方案主要包括管件、法蘭及閥門、支架等方面。管件要選擇與主材相同或相近的防腐材料，儀表材質及管件需要特殊處理，不推薦使用復合材料、不銹鋼材料。法蘭與閥門需要根據公稱壓力等級選擇，例如當等級為 PN2.0 時，法蘭墊片需要選擇非金屬類型。支架與管道之間推薦采用活連接。如果采用焊接方式，需要采用相同或相近材料且進行熱應力處理。

（四）緩蝕劑加入緩蝕劑能夠有效提高金屬的抗腐性能且對介子性能不產生影響，另外設備簡單、維護方便，因而成為工程上經濟和高效的抗腐方案。然而，緩蝕劑添加的精確控制存在難度，在某些情況下，緩蝕劑容易與物流形成膠狀物，影響生產，為此需要考慮配伍實驗，綜合考慮緩蝕劑的選擇。

（五）氣體流速控制氣體流速往往與腐蝕速率成正向線性關系，特別是存在固體顆粒時，會極度加劇腐蝕。在某些情況下，隨著氣體流速的降低，管道底部容易積液，進而發(fā)生水線腐蝕等其他腐蝕情況，因而需要整體設計氣體流速。

（六）清管作業(yè)從管理和操作層面入手是有效實現(xiàn)防腐目的的有效方式，海洋氣田海管介子常為高含硫化氫的濕氣，由于壓力、溫度等環(huán)境條件的變化，可能在海管低洼處形成液相，從而造成電化學腐蝕，水合物的形成也容易堵塞管道。為此需要提高清球作業(yè)頻率，在一定時間段內，通過有效清污實現(xiàn)防腐目的。

（七）防腐監(jiān)控在設施操作運行過程中，需要采用有效手段對硫化氫含量高的集輸系統(tǒng)進行腐蝕監(jiān)控，例如采用腐蝕掛片、電阻探針等，同時可以通過取樣點進行定期鐵離子分析，也可以設置手動超聲波測厚裝置。

四、結論

防腐技術是海洋工程的重要研究領域，該技術系統(tǒng)化強，防腐和方法手段龐雜，針對海洋性氣候以及處理介質的特點往往對防腐技術有了更加嚴格的要求，且細微的調整對于整個防腐方案有巨大的影響。了解 H 2 S 典型工況下的腐蝕機理與防護措施為解決高含 H 2 S 海洋氣田的管線設計提供了參考。針對H 2 S 對天然氣管線的幾種腐蝕形式，通過合理的選材與配管方案，選擇合適的腐蝕裕量，添加合理的緩蝕劑，設計合理管徑控制氣體流速，合理清管及強化腐蝕監(jiān)控系統(tǒng)可以對硫化氫氣田管線提供有效防護。海洋工程受限于空間和成本制約，硫化氫腐蝕防控尚未形成體系化和規(guī)范化做法，在防腐工程和關鍵設備及材料方面的攻關任重道遠。

五、夢能服務與支持

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