高含硫条件下天然气管道材质适应性评价及选材标准修改建议
含硫天然气输送管道选材分析与建议
含硫天然气输送管道选材分析与建议作者：贾果来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第08期摘要：天然气的输送需要借助管道进行，含量不同的天然气对于管道材质的要求不一样。
含硫的天然气具有腐蚀性，容易发生化学反应。
为此，选择管道的材质时，要格外的慎重，综合考虑各个方面去选择合适的输送管道的材料，以此保证管道能够安全地运行，同时使得含硫天然气能够顺利送达目的地。
基于此，本文先对含硫天然气输送管道的选材进行分析，再提出了几点含硫天然气输送管道选材的建议。
关键词：含硫天然气；含硫量；输送管道；材料1 含硫天然气输送管道选材分析1.1 含硫天然气分析含硫的天然气中H2S、CO2的含量高，而且伴随着大量的天然气水，对于普通的管道材料具有很强的腐蚀性，在输送的过程中，会对金属管道壁产生腐蚀，天然气的输送管道建设成本较高，一般而言，建设企业很少对输送的管道进行整体改造，大多数采取对输送管道进行维护和修理。
含硫天然气的输送管道选材一旦稍有不慎，就会导致天然气泄露发生燃烧爆炸的危险事故，造成严重的经济损失，影响周围的环境质量和人们的生活安全。
为此，进行含硫天然气的输送管道的选材应该从含硫的性质出发，针对硫的腐蚀性能，选择耐腐蚀的材料，以此适应含硫天然气的输送要求，保障管道能够顺利地运送天然气。
1.2 材料选择的重点从目前的含硫天然气输送管道的选材的使用情况来看，很多的研究技术人员进行模拟天然气管道的输送过程，主要分析天然气在复杂的自然环境下输送过程管道材料的腐蚀情况，从动静相结合的两方面进行分析材料的腐蚀性能。
含硫天然气输送管道选材的重点在于材料的抗腐蚀性能。
在管道选材时，含硫天然气的硫含量的多少、所处的输送环境的温度以及输送时遭受的压力的程度不同，这些都是管道选材需要考虑进的因素，但是最重要的还是材料面对酸性环境的耐腐蚀的特性。
此外，含硫天然气输送管道的材料的选择时，采购技术人员要注意不同材质的管道材料的作用不同，材质价格也不同，针对的环境也不同，要选择对于含硫天然气输送管道最佳的材料，才是最为适宜的。
某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究
某高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究随着我国石油天然气资源逐渐透支，人们开始向更加深层次，地下资源开发。
这其中，高含硫天然气开发就是其中之一。
高含硫天然气的开采给管道检漏技术带来新的挑战，需要开发出对于高含硫天然气管道具有高可靠性、高灵敏度的管道检漏技术。
本文将对高含硫天然气项目对管道检漏技术的选择研究进行探讨。
高含硫天然气的特点高含硫天然气含有大量的硫化氢、二硫化碳等有害气体，处理难度高且危险性高。
一旦泄漏，不但会对周围环境和生态造成毁灭性的影响，还会威胁人类的生命安全。
与此同时，高含硫天然气的输送线路通常采用在野外或偏远地区，条件艰苦，无人值守，这对于管道检漏技术要求更高。
管道检漏技术的选择高含硫天然气管道泄漏隐患极大，未来将会有更严格的监管要求。
因此，如何选择科学合理的管道检漏技术，已成为各科研机构和企业必须面对的问题。
1. 压力泄漏检测技术压力泄漏检测技术是目前应用最为广泛和成熟的技术之一。
其主要通过测定管道内压力变化来探测泄漏点，精度较高。
然而，高含硫天然气管道中的气体成分复杂，需要考虑到化学反应对检测泄漏的影响，因此需要在设计时考虑到该影响。
此外，对于低压、小流量的泄漏可能无法检测到，有可能会导致漏检。
2. 超音波检测技术超声波成像技术的应用克服了一些传统泄漏检测技术的限制，例如机械检查，允许监测较频繁的数据，并可检测到微小的泄漏。
它的工作原理是通过弹性波的散射和反射来检测材料内部的缺陷和裂纹。
该方法对泄漏源周围的环境要求较高，特别是对噪音和振动的要求高。
此外，该方法无法检测到像空气、水蒸气等非介质存在的泄漏点。
相比较其他检测技术，光学检测技术对管道环境的要求相对较低，适用范围较广。
该技术可用于管道表面探测、内壁检测及管道中气体泄漏检测等。
它通过光学或激光干涉检测管道的纵向变形、温度变化等，从而探测管道泄漏点。
但是，该方法的灵敏度和分辨率与设备和环境参数的稳定性相关，需要对环境进行精准的温度和湿度控制。
天然气平台H2S评估及技改建议
平台处，最大分压发生在2013年，分压值为0.2144 kPa 。
浓度最高点均发生在平台V-1530液相出口处，三个典型年份的浓度值相同，最大浓度为53.3×10-6，满足规范要求。
(3)极端工况下三个典型年份H 2S 分压最高点均发生在平台干气压缩机出口处，其H 2S 分压分别为：0.3349 kPa 、0.3344 kPa 、0.3343 kPa 。
H 2S 分压满足规范NACE MR 0175的要求，但是工艺流程几个关键位置的H 2S 分压比较接近0.345 kPa ，建议后期在此操作工况下，平台操作人员在现场实际运行中需要加强对设备设施的腐蚀监测和防控。
3.2 仪表校核在设计之初，平台所有与火气探测相关图纸(包括生活楼)，均是按物流组分中不含H 2S 进行设计，因此目前未设置H 2S 探测器，故需对平台及生活楼进行相关改造。
如，在平台组块现场及生活楼通风入口处增设H 2S 探测器并接入平台火气系统，更改相应因果逻辑，实现平台H 2S 泄漏自动监测报警功能[1]。
(1)H 2S 探测器布置原则：根据GB 50493—2009《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》、《海上移动平台入级与建造规范》，在下列位置考虑设置固定式H 2S 探测器。
如，气体压缩机和液体泵的密封处、液体采样口和气体采样口、液体排液(水)口和放空口、设备和管道的法兰和阀门组等位置。
(2)H 2S 探测器报警级别确定原则：GB 50493—2009规定有毒气体的检测系统应采用两级报警，根据规范要求，当H 2S 浓度达到10×10-6时，发出一级报警，提示平台人员予以警示；当H 2S 浓度达到25×10-6时，发出二级报警，警示平台人员立即采取应急措施。
(3)仪表接液材质评估：根据防腐专业分析，此次评估中各种工况下，工艺介质中H 2S 的最高分压均低于规范的允许值，接液材质不需要考虑抗硫化物应力开裂、应力腐蚀的影响。
城市天然气管线材料的性能比较与选择
城市天然气管线材料的性能比较与选择摘要随着科技的发展，天然气逐步推广使用，城市中对天然气输送也提出了新的要求，对管材的要求因地区而异，本文就目前应用较为广泛的几类材料球墨铸铁管、PE管、ERW焊管做出对比，希望对城市天然气管道建设有所帮助。
关键词城市；天然气；管道；材料；比较21世纪，以西气东输为标志，我国的天然气工业将出现重大的转机，城市燃气逐步向更安全﹑更环保﹑更经济的天然气过渡。
天然气项目将成为城市基础设施建设的重点工程。
我国管道输送业第二次建设高潮已经来临。
本文针对城市燃气管道的几点要求，探讨在球墨铸铁管、PE管、ERW焊管的综合性能。
1球墨铸铁管使用18号以上的铸造铁水经添加球化剂后，经过离心球墨铸铁机高速离心铸造成的管道，称之为“球墨铸铁管”。
1）抗突发应力集中的能力强。
球墨铸铁管采用离心浇注工艺生产，在离心力作用下，使铁水中的杂质和气体充分浮向内表面，管材的致密性极大提高，基体铁素体也提高到80 %以上，石墨形态呈球状抵消了其对基体的减弱作用，经过退火处理，综合性能明显提高。
2）耐腐蚀性能好。
球墨铸铁管的耐腐蚀性能极强，抗化学腐蚀性能比灰口铸铁管提高了35 % ，是钢管的2倍以上。
3）接口密封性好。
球墨铸铁管采用柔性机械接口，具有一定的可挠性与伸缩性。
接口采用外力弹压原理，密封件由橡胶密封圈和硬聚乙烯支撑圈组成。
接口形式设计合理，承口工作面为单一斜面，接口间隙断面呈楔状，与橡胶圈形状吻合。
2PE管聚乙烯管习惯上按照密度分低密度及线型低密度聚乙烯（LDPE及LLDPE）管，中密度聚乙烯（MDPE）管和高密度聚乙烯（MDPE）管。
适用输送天然气的PE管为高密度聚乙烯管。
1）有较好的柔韧性。
聚乙烯可以加工成盘卷状，施工时能方便地绕过一些障碍物，从而减少接头和漏点数量。
2）有很强的防腐性。
在酸性或碱性土壤中，聚乙烯管抗腐蚀性很强，在直埋时不需要进行防腐处理即可回埋。
简化了施工工序，缩短工期，减少了工程投资3）有很好的抗冲击性。
含硫天然气对输送管道的腐蚀研究
含硫天然气对输送管道的腐蚀研究【摘要】我国高含硫天然气H2S、CO2含量高，还伴随有大量的天然气水，在后期净化处理过程中腐蚀问题非常突出。
为此，分析了高含硫天然气的腐蚀特征，研究了该类天然气处理在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测等技术，提出在高含硫天然气开发设计时，就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系，从腐蚀控制技术的集成与优化入手，形成高含硫天然气整体防腐方案，实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理，延长设备的使用寿命，减少设备无故停车时间，提高设备和生产的效率。
【关键词】天然气装置防腐技术研究1土壤腐蚀及其防护普通碳钢材质管道在埋地过程中腐蚀发生的原因比较复杂，总的说来，发生的腐蚀可分为四类：化学腐蚀、电化学腐蚀、杂散电流的腐蚀、微生物引起的腐蚀等。
化学腐蚀是一种全面的腐蚀，其造成的管道外壁变薄是均匀的，因此危害相对较小；而其他几类则易形成局部腐蚀乃至穿孔，危害严重，本文将对此进行详细介绍。
1、土壤腐蚀的种类。
第一，电化学腐蚀。
由于管道所埋土壤各处的物理化学性质不同、碳钢管道各部分的金相结构不同，如晶格缺陷、杂质、内部应力、表面粗糙程度等原因，一部分金属易电离，带正电的金属离子离开金属转移到土壤中，从而该段电子过剩电位变负；而另一部分金属相对不容易电离，电位较正，从而在两段间发生电子流动即发生氧化还原反应。
失去电子的管段成为阳极区，得到电子管段则成为阴极区，并和土壤一起组成回路，形成了电化学电流即腐蚀电流。
该回路的存在导致阳极区的金属离子不断电离而受到腐蚀乃至穿孔。
第二，杂散电流对管道的腐蚀。
由于外界各种电气设备的漏电与接地，在土壤中会形成杂散电流。
杂散电流的一部分又可能流入、流出埋地管线，在电流离开金属管线流入土壤处，金属管道壁产生腐蚀。
其原理类似电化学腐蚀，只不过其速度和程度远大于单纯的电化学腐蚀。
杂散电流又可分为直流电和交流电，根据腐蚀发生原理可知，直流电流的危害最大。
第三，微生物引起的腐蚀。
天然气输送管道的材料选用及焊接研究
天然气输送管道的材料选用及焊接研究随着能源需求的不断增加，天然气已经成为了重要的能源资源之一。
然而，天然气的输送管道必须具备高强度、高耐久、高安全等特性，在选用材料和进行焊接的过程中需要高度重视。
本文将从天然气输送管道的材料选用及焊接研究角度，探讨这一话题。
一、天然气输送管道的材料选用1. 钢管材料作为天然气输送管道材料的主要成分，钢管材料具有高强度、耐用、可靠等特点。
与其他材料相比，钢管材料更适合于高压气体输送，这是因为钢管具有比较高的承受能力。
2. 铝合金材料铝合金材料具有重量轻、强度高等特性，因此也被广泛应用于天然气管道的建设。
与钢管相比，铝合金材料具备不锈蚀性和高耐腐蚀性等优点，因此被广泛应用于海上平台等场合。
3. 碳纤维复合材料碳纤维复合材料是一种新型高性能材料，其密度极低、强度极高、抗氧化性能较好等优点，使得它有望被应用到天然气输送管道这一领域。
但是，这种材料因其生产工艺复杂和造价较高等因素，目前的应用还存在一定的限制。
二、天然气输送管道的焊接研究1. 焊接材料管道的焊缝质量直接影响天然气输送管道的可靠性和安全性。
为了保证焊接质量，需要选用高质量、高强度的焊接材料，如焊丝、焊剂等。
2. 焊接工艺在焊接过程中，需要选用合适的焊接工艺。
目前使用的焊接工艺主要有电弧焊、气体保护焊和激光焊等。
每种焊接工艺都有其优点和缺点，需要根据具体情况选择合适的工艺。
3. 焊接缺陷在焊接过程中，可能会出现一些焊接缺陷，如焊缝裂纹、气孔等。
这些缺陷如果不能及时处理，会对天然气输送管道的安全造成很大影响。
因此，在焊接过程中需要严格遵守焊接规范和操作规程，以确保焊接质量。
三、未来展望随着科技的不断发展，天然气输送管道的材料选用和焊接工艺不断得到改进和升级，各种新型材料和新型焊接技术逐渐应用于天然气输送管道的建设中。
然而，在使用这些新型材料和技术的同时，注重安全和可靠性仍然是关键。
综上，天然气输送管道的材料选用及焊接研究是天然气行业中不可忽视的重要部分。
新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施
新建高含硫湿天然气采气管线的内防腐措施摘要：随着高含硫天然气开发的不断深入，高含硫湿采气管道的腐蚀问题也日益引起人们的关注。
目前，我国对高含硫湿采气管道内腐蚀的研究，无论是在理论上还是在实际应用中，都还处在起步阶段，大多数的腐蚀检测和腐蚀控制工作，都是借鉴了国外的经验。
但是，由于国内和国外的高酸性气田在含水量、含水率等各方面都存在较大差异，因此，本文结合一条新建高硫湿性天然气采气管道的施工实践，对该管道的内部防腐蚀措施进行了探讨。
期望通过对这些问题的讨论，能更好的保证它的安全、有效运作。
关键词：高含硫湿天然气；采气管线；防腐措施针对兴隆气田地面管道建设，既有高H2S，又有高CO2，具有高温、高产、高压等特性，是一种适用于潮湿酸性气田的天然气管道工程。
因为当管道暴露在酸性的环境中时，经常会发生应力开裂。
因此，本文根据实际情况和管材的选择，采取有针对性的防腐控制措施，可以有效提高管道的综合防腐性能，不仅增加管道的使用寿命，还可以提高其运行效率。
以下分析将结合工程实践进行。
1 工程概况如果新建的管线长4.7公里。
在50℃以下时，原料气体中以硫化氢和二氧化碳为主，其质量分数为：4.58-11.19克/立方米，31.4-59.10克/立方米。
Cl-含量为5527毫克/升-740000毫克/升。
而在天然气生产过程中，在65-81℃的条件下，采用34 MPa的节流阀进行节流。
而在一、二节流管中，CO2分压最大值可达1.1 MPa。
由于碳钢材料与湿润的天然气直接接触，不可避免地会受到Cl-、H2S 和CO2的腐蚀，所以，在注重外部防腐的同时，也要注重内部防腐。
2 内腐蚀因素在此管道的工程中，由于管道的分压和温度、气体在管道的流速等原因，有必要进行综合分析，以便更好地开展内部防腐工作。
从管道的角度来看，管线的材质以低碳钢为主，在氯气、硫化氢、二氧化碳等气体的作用下，易产生腐蚀开裂及电化学腐蚀。
比如，硫化氢会引起大气裂缝，氯离子、硫化氢、二氧化碳会引起电化学腐蚀。
高含硫天然气湿气集输管道系统运行风险评价及控制
控制措施
根据上述评价结果，为降低高含硫天然气湿气集输管道系统的运行风险，可 采取以下措施：
1、风险控制
（1）加强管道防腐措施，采用耐腐蚀材料和涂层，以延长管道的使用寿命； （2）加强设备维护和检修，定期对管道、阀门、泵站等设施进行检查和维护， 及时发现并处理潜在问题； （3）建立健全的风险管理制度，加强对操作人员的 培训和考核，提高操作人员的安全意识和技能水平。
2、监测预警
为及时发现高含硫天然气湿气集输管道系统中的潜在风险，应建立完善的监 测预警系统。具体措施如下：
（1）在管道沿线设置传感器和监测设备，实时监测管道压力、温度、泄漏 等参数，以及环境因素如土壤湿度、气体浓度等； （2）对监测数据进行实时分 析，运用现代数据处理技术如大数据、人工智能等，及时发现异常数据并进行预 警； （3）定期对监测设备进行检查和维护，确保监测系统的稳定性和可靠性。
高含硫天然气湿气集输管道系 统运行风险评价及控制
01 引言
03 控制措施
目录
02 运行风险评价 04 总结
引言
高含硫天然气湿气集输管道系统是天然气工业中的重要组成部分，具有高压、 高含硫、高腐蚀等特点，其安全稳定运行对于保障天然气供应和环境保护具有重 要意义。然而，由于管道系统复杂、运行环境恶劣等因素，高含硫天然气湿气集 输管道系统存在一定的运行风险。因此，开展高含硫天然气湿气集输管道系统运 行风险评价及控制研究具有重要意义。
3、评价结果
通过对高含硫天然气湿气集输管道系统的运行风险评价，我们可以得出以下 结果：
（1）管道系统存在的主要风险包括管道腐蚀、泄漏，阀门故障，泵站设备 故障等；
（2）管道系统的整体风险等级为中等，部分设施的风险等级较高；
（3）影响管道系统运行的主要风险因素是腐蚀和设备老化，这主要是由于 高含硫天然气的腐蚀性和管道系统长期运行导致设备老化。
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基金项目 ：国家科技重大专项“大型深层碳酸盐岩气藏钻采技术研究与应用”（编号 ：2016ZX05052-003）和“水平井完井综合 评价技术”（编号 ：2016ZX05021-005-009）。
关键词 高含硫 天然气 管道 材质 适应性 分析 建议 DOI: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2018.01.013
Adaptability of gas-pipeline materials under high-sulfur content and suggestions on standard amendment of material selection
Liu Chang1, Li Haitao1, Li Hongzhen2 and Ran Hongbin2 (1. College of Petroleum Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. Chongqing Gas Division, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chongqing 404000, China)
第 41 卷 第 1 期
天然气勘探与开发
气田开发
高含硫条件下天然气管道材质适应性评价及
选材标准修改建议
刘 畅 1 李海涛 1 黎洪珍 2 冉红斌 2
1. 西南石油大学石油与天然气工程学院 2. 中国石油西南油气ห้องสมุดไป่ตู้公司重庆气矿
摘 要 川东气田从 20 世纪 70 年代开发含硫气田至今，投运天然气管道超过 4 000 km，大部分管道采用湿气输送。随着管 道投运时间增长，输送介质腐蚀性流体含量逐渐增高，部分在役天然气管道迫切需要更换。但大规模改造成本高，企业负担重。 为此，按照 SY/T 0599-2006《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》，根据川东气田天然气输送 管道材质使用情况，选用在役的 20#、ST45、L245NB 和 20G、L245NB 新管材，从取样管段的肉眼观察、仪器测厚到室内实验 评价等进行对标分析，评价高含硫条件下天然气管道材质的适应性，判断在役天然气管道能否继续安全运行。评价结果表明 ： 20#、ST45、L245NB、带附加技术条件的 L245NB、L245NCS 在役管材是适应现有生产环境的，建议将 20# 钢列入 SY/T05992006 标准的管材选择范围，但是当天然气中 CO2 含量超过 60 g/m3 时应避免使用。
Abstract: Since some gasfields with high sulfur in eastern Sichuan were initially developed in the 1970s, more than 4000-km-long gas pipelines have been put into operation. Most of them carry wet gas. As their operation time continues, the content of corrosive fluid in the medium increases, making it necessary to replace some pipelines in service. However, large-scale reconstruction brings about high cost further resulting in a heavy burden to most enterprises. According to the Metallic Material Requirements–Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking for Gas Surface Equipment (SY/T 0599-2006), the existing 20#, ST45 and L245NB gas pipelines in the fields and new 20G and L245NB pipelines were selected for benchmarking analysis through visual inspection, thickness measurement, and experimental evaluation. In this way, their adaptability to the condition of high-sulfur content was evaluated, and the service continuity and safety of active pipelines were discriminated. Results show that 20#, ST45 and L245NB pipes, as well as L245NB and L245NCS pipes with additional technical conditions, are adaptive to the existing service environment. It is suggested that 20# steel is included as an optional pipeline material subject to SY/T0599-2006, but it should not be used when CO2 content among natural gas exceeds 60 g/m3. Keywords: High sulfur; Natural gas; Pipeline; Material; Adaptability; Analysis; Suggestion