天然气管道硫化氢分析
常用天然气硫化氢测定方法影响结果的因素分析
樊
娜
常用天然气硫化氢测定方法影 响结果 的因素分析
樊 娜
（ 利石 油管 理局 环境监 测 总站 ， 东 东营 ２ ７ ０ ） 胜 山 ５ ０１
摘 要 ：硫化 氢 为剧 毒 气体 ，也是 强 腐蚀 性物 质 ，对 井场安 全 构成威 胁 ，为保 障 油 田开发 时 的人 员安全 ，有 必要对 天然 气 中硫
（ｈ ｎ ｌＯ ｌｅ ｎ ｉ ｎ ｅ ｔｌ ｎ ｏ ｉ ｅ ｔ ， ｏ ｇ ｉ ， ｈ ｎ ｏ ｇ ｒｖ ｃ， ５ ０ １ Ｓ ｅｇ ｉ ｉｉ ｄ ｖ ｏ ｍ ｎ ｉ ｒ ｇＣ ｎｒ Ｄ ｎ ｙｎ Ｓ ａ ｄ ｎ ｏ ｉ ｅ ２ ７ ０ ｆ ｌＥ ｒ ａ Ｍｏ ｔ ｎ ｅ ｇ Ｐ ｎ Ｊ
Ａｂ ｔ ｃ ： Ｓｉ ｈｇ ｌ ｘｃａ ｄｃ ｒｏ ｉｅｇ ｓ ａｔｒ ａ ｅｓ ｆｔ ｆ ｈ ｅ ｌ ｉ ． ｔ ｓ ｅ ｅ ｓ ｒ ｆ ｈ ｇ ｌｒ ｎｔｒ ｇｏ Ｓｔ ｐ ｏｅ ｔ ｈ ｓ ｒ ｔ Ｈ２ ｉｈｙｔ ｉ ｎ ｏ ｒ ｓ ａ ， ｅ ｔ ｏｔ ａｅｙｏ ｅ ｌ ｓｔ Ｉ ｉ ｃ ｓａｙｏ ｅｒ ｕａ ｉ ｉ ｆ ｒ ｔｃ ｅ ａ ｓ ｏ ｖ ｈ ｔ ｈ ｔ ｗ ｅ ｎ ｔ ｅ ｍｏ ｏ ｎ Ｈ２ ｏ ｔ
化 氢进 行 定期监 测 。本 文对 实验 室 目前 采 用的三 种硫 化 氢检 测方 法进 行 了说 明 ．并 对 这三种 方法 中影 响结 果准确 度和 精 密度
的 因素 进行 了分析 ，以期在 日常检 测 中达 到更好 的 效果 。 关 键词 ：天然 气 ； 硫化 氢 ； 学分 析 化 中图分 类号 ： Ｘ ０ ４ ５２
前言 样 流速。控 制流 速 的 目的是使 天然气 中所含的硫 化氢与 吸收液充 分 硫化 氢气 体 是无 色 剧毒 的 酸性 气 体 ，低浓 度 的硫 化 氢能 够 刺 反应 ，以提 高检测 结果 的准确性 。碘量 法对采集 大气样 品的总量要 激人 眼 和呼 吸道 、损 伤 人 的嗅 觉 、 麻痹 神 经 ，高浓 度 的硫 化 氢 能 求较 严格 ，不能过 小 ，否则会影 响测定 结果 。 日常试验结果 表 明 ，
燃气管道防腐技术分析
摘要 ：为了有效抑制天然气管道腐蚀，降低经 济成本和减少安全事故 。论述了硫化氢（ Ｈ２ Ｓ ） 、二氧化碳（ Ｃ Ｏ２ ） 腐蚀机 理及其 影响因素 ，涂层和 阴极保护工艺流程，应用全球定位系统（ Ｇ Ｐ Ｓ ） 、资源与环境信息系ｆ Ｊ ￣ （ Ｇ Ｉ Ｓ ） 、 数据采集 与监视控制系统（ Ｓ Ｃ Ａ ＤＡ ） 系统对腐蚀进行监控 。对 比内、外涂层性 能，强制 电流和牺牲阳极阴极保 护方法 以及杂散 电流处理方案 ，依据成都燃气 实际，提 出燃气管道防腐方案 。 关键 词：腐蚀 涂层 管道防腐 阴极保护 杂散 电流
究热 点 。
Ｈ ２ Ｓ腐 蚀 开裂
均 氢 匀 致 腐 开 蚀 裂 、 点 蚀 、 氢 鼓 泡 、 妻 膜 、 温 度 、 ｐ Ｈ 值 、 Ｐ Ｈ 、 应力 导 向的氢致 介质溶 液 。 一
氢脆 、硫 化物 应力腐 蚀 开裂 、氢诱 发阶梯 裂 纹。
、
１ 天 然气 管道腐 蚀机 理和 类型 ２ 管道 防腐 方法 在 Ｈ２ Ｓ 、Ｃ Ｏ ２ 共存 于水 中 的情 形 ，其腐 蚀机 理
（ ５ ） 缓蚀剂 ；
（ ６ ） 腐 蚀监 控 。 本 文结 合成 都燃气 公 司实 际 ， 着 重从 保护 性涂
层 、阴极保 护和 腐蚀 监控方 面来 分析 。 ２ ． １ 保 护性涂 层
主 导地位 反 应还 不确 定 ，国 内外学 者对 以下三 种说 法表 示 肯定 ：①Ｈ２ Ｓ发生 还原 反应 ，其控 制 因素有 两 大类 ：电化 学极 化和 Ｈ ２ Ｓ扩 散 ；②Ｈ 参 与 阴极还
国 内外工 程技 术规 范热 缩带 表面 处理 的性 能
作 用 是减 小输 差 ， 从 新疆 到上 海 的 ４ ０ ０ ０ ｋ ｍ 输气 管 线 以及 未来 十 年将 建成 的 陕京复 线 、中俄韩 线均 采
试论硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析
试论硫化氢对天然气管线内腐蚀的影响分析摘要：随着我国经济发展，对天然气能源的需求量不断提升，天然气基础建设不断完善。
天然气运输是以管道为载体，完成运输作业，但是，由于天然气中的硫化氢具有一定的腐蚀作用，在运输途中侵害管道，导致管道出现变薄甚至穿孔等情况，造成一定的不良影响。
因此，在当前发展中，提升硫化氢天然气对管道腐蚀重视程度，积极制定优化方案，提升硫化氢天然气运输安全性。
基于此，本文以硫化氢对天然气管道腐蚀影响为研究对象，结合实际案例，分析出现管道腐蚀现象的因素，探究其产生的不良影响。
关键词：硫化氢；天然气管道；腐蚀伤害；因素以及影响；案例分析在天然气运输过程中，硫化氢导致管道腐蚀现象较为严重，严重影响我国天然气运输的稳定性。
其中硫化氢、二氧化碳、水以及缓蚀剂是诱发管道腐蚀的重要物质，当管道内部放置硫化氢以及二氧化碳，腐蚀性明显降低，但是，在两者与管道中的水结合后，腐蚀性明显提升，现阶段，我国已经对天然气管道腐蚀的重视程度提升，采用含硫油气保护管道，但是，硫化氢对天然气管道腐蚀研究还有一定的发展空间。
因此，本文结合实际工程案例，对硫化氢对天然气管道腐蚀进行详细的分析，研究影响管道腐蚀的影响因素，引出开展管道防腐措施的重要性。
一、案例分析我国A油气企业的管道系统设计压力为10Mpa，同时存在压力为12Mpa的管道，该企业中，天然气中硫化氢分压在1.705Mpa，对天然气开展集中脱酸施工，去除天然气中大部分的硫化氢气体，但是仍有一部分残留。
随着我国油气田开发力度不断加深，开发天然气中的硫化氢气体含量不断升高，导致其腐蚀性加强，在天然气运输中对管道的腐蚀影响较为明显，导致管道出现穿孔，造成天然气泄漏,影响企业的稳定发展[1]。
在发展中A油气企业对管道腐蚀重视程度提升，针对S区集气站管道开展质量检测，通过检测数据可以看出，管道存在厚度异常情况，将管道剖开，内部的腐蚀非常严重，同时腐蚀后产生大量的硫化物。
天然气中硫化氢含量划分为几类标准
天然气中硫化氢含量划分为几类标准
天然气中硫化氢含量的分类标准在不同的标准或规范中可能存在差异。
例如，根据GB《天然气》的规定，天然气可分为三类，具体如下：
一类天然气每立方米内的总硫数量不超出100mg，并且每立方平米内的硫
化氢不超过6mg。
二类天然气每立方米内的总硫数量不超过200mg。
三类天然气每立方米内的总硫数量不超过460mg，并且每立方米内的硫化
氢不超过460mg。
以上信息仅供参考，具体标准可能会因地区和具体应用场景而有所不同。
如需了解最新的标准或更详细的信息，建议查阅相关的行业规范或联系专业机构获取帮助。
含硫化氢天然气安全防护措施分析
C o n s t r u c t i o n S t a n d a r d i z a t i o n/建设标准化含硫化氢天然气安全防护措施分析化玥(长庆油田分公司第六采气厂，陕西榆林718599)摘要：有鉴于此，文中首先分析石油天然气生产过程中硫化氢的危害，探讨含硫化氢天然气储运面临的安全 问题，给出提高含硫化氢天然气储运安全管理质量的措施，含硫化氢天然气生产、运输、储存都需要采取相 应的措施，石油天然气开采过程中做好硫化氢预防工作具有现实意义，关键词：含硫化氣；安全问题；防护措施新经济常态环境下，石油天然气幵采工作有助于 保障经济稳定发展，生产运输过程中产生的硫化氢危 害性较大，危害到职工健康、腐蚀设备、污染环境，需要做好有效地控制工作，提高对硫化氢危害的重视 度，制定切实可行的防护措施与应急预案，减少及控制 硫化氢造成的损失，保证石油天然气生产运输的安全性。
1石油天然气生产运输中硫化氢的危害分析1.1危害人体健康硫化氢气体于人体而言不仅有毒，还会伤害人体 的神经系统，在日常工作中一旦硫化氢气体泄漏并且 达到100m g/m3的浓度时，就会弓丨发接触者出现中毒 现象，如恶心、头晕、呼吸不畅、四肢乏力等，当其 达到500m g/m3的浓度时，将会进一步刺激中毒者的 鼻粘膜，导致其呼中枢系统出现紊乱，短时间内若得 不到及时治疗，就可能引发室息死亡。
其次，硫化氢对于人体心脏的危害也非常大，硫 化氢中毒患者往往都伴有心脏功能的衰竭，而且随着 浓度增加，症状也会越来越明显。
另外，虽然硫化氢 伴有一种特殊气味，但是只在浓度很浅时才能闻道，随着时间的推移以及浓度的增加，其气味反而会越来 越不明显，如果泄露地方的地势较低，空气流通不畅，硫化氢则很难随空气流通而扩散转移甚至消失，加上中 毒者的不自知，一旦中毒，将会对人体造成持续性伤害。
1.2污染生态环境相比于空气整体密度，硫化氢气体的质量略微重 一些，因此硫化氢气体能在低处长时间存留且不会轻 易扩散，这对地面附近空气质量产生破坏。
关于天然气中硫化氢含量测定方法的研究
关于天然气中硫化氢含量测定方法的研究摘要：根据分析原理,天然气中硫化氢的测定分为物理方法和化学方法。
本文介绍了分析原理,各种方法的优缺点,以及我国硫化氢研究的现状和未来发展的定义。
关键词：硫化氢；检测目前,各种H2S检测方法,根据分析原理,主要分为化学和物理两大类。
由于这些测试方法具有不同的测试原理,测量范围和测试精度,因此进行研究这些测试方法,以确定适合不同情况的H2S测试方法。
一、化学法根据H2S的化学性质,通过H2S的吸收和化学反应,在一定条件下进行相应的测定以确定H2S。
1.碘量法。
是化学和冶金工业中广泛使用的碘量分析方法，碘量法是测定天然气H2S的标准。
该工艺具有广泛的检测范围,可以检测0-100%的H2S气体浓度。
其原理是通过锌(AC)2溶液吸收样品以形成在弱酸性条件下产生I2的ZnS沉积区,其中多余的I2含有可以检测H2S含量的Na2S2O3溶液。
反应的基本公式如下。
H2S+ZnAc2=ZnS+2HAc（1）ZnS+I2=ZnI2+S（2）I2+2Na2S2O3=Na2S4O6+2NaI（3）起方法复杂,但影响结果准确性的因素很多:(1)溶液中存在挥发性成分,Na2S2O3易降解,易出错。
当每个测量值都可用时,工作量会增加,但也需要进行调整。
(2)不宜过快通气速度。
否则,H2S不会被完全吸收,偏小测量结果。
吸收瓶容易产生沉淀残存,难以清洁并导致故障,因此偏小结果;（3）i2和蓝色成分的形成可能会影响分析结果,最终终点可能错过滴定。
（4）不要摇头滴定前期,以避免I2的蒸发。
在终点附近增加振动速度,使溶液混合良好,但过多的Na2S2O3测量过低。
由于该方法的分析是手动进行的,因此需要一些限制和偏差来确定H2S。
测量范围广,不需要昂贵的设备,具有很大的实用价值。
考虑样品流量,总体积和标准溶液的拟合,以及分析中使用的HAC淀粉指示剂。
2.汞量法。
也是传统的H2S测定方法,其原理是样品溶液被Hg2、KOH吸收,与Hg2+、S2-反应得到硫化汞,过多的Hg2+和双硫腙反应中形成红色化合物,反应的基本公式如下:H2S+2KOH=K2S+2H2O（4）Hg2++S2-=HgS↓（5）其过程比较少见,其应用是Hg的表观毒性是限制原因,双硫腙在空气中容易氧化,必须储存在棕色瓶中。
气相色谱分析天然气中高含量硫化氢方法研究
73硫化氢是一种无色、剧毒、可燃、具有典型臭鸡蛋味、比空气略重的气体，在空气中的爆炸极限为4.3%~45.5%[1]。
硫化氢气体大多存在于碳酸盐地层中，特别是与碳酸盐伴生的硫酸盐沉积环境普遍存在硫化氢气体。
四川盆地碳酸盐地层中硫化氢含量一般在2%～10%之间，属高含硫气藏。
国内的硫化氢实验检测方法很多，按其原理主要分为化学法和物理法。
化学法主要包括碘量法、钼蓝法、亚甲基蓝比色法、醋酸铅反应速率法、色谱法；物理法主要包括光谱法和激光法[2～6]。
这些检测方法原理各异，检测范围、精度也不同，其中，碘量法适用最广。
随着硫化氢检测技术的不断发展，气相色谱法在石油天然气行业中应用广泛，精确检测天然气中硫化氢含量对地质研究、勘探开发决策、脱硫工艺等均具有重要意义。
本文在行业标准推荐的碘量法测定天然气中硫化氢的基础上，探索气相色谱法进行天然气中高含量硫化氢测定方法[6]。
依托Scion-456气相色谱仪，对天然气中高含量硫化氢标准气及不同浓度的天然气中硫化氢样品进行分析，寻求气相色谱法对硫化氢检测的线性范围，并展开实验结果的精密度、准确度评价。
1 实验部分1.1 仪器设备及工作原理实验使用设备为定制改进型Scion-456气相色谱仪，带有EFC气体流量控制器和定量管，配置有2个热导检测器（TCD），采用恒温模式完成天然气组分以及H 2S实验分析任务。
天然气中不同的组分由载气带入色谱柱后，因其各组分在色谱柱固定相中吸附系数的差异，分离后进入检测器。
Scion456-GC气相色谱仪设计高含量硫化氢天然气实验分析采用双TCD检测器，同时运行。
检测器1主要负责分析天然气中的He和H 2；检测器2负责分析O 2、 N 2、CH 4、C 6+、C 3～C 5、H 2S、CO 2、C 2H 6等天然气组分。
1.2 试剂本次研究以川西地区为例，根据该地区近年天然气样品的实测值分布范围，确定适合川西地区天然气组分及硫化氢钢瓶标准气配置浓度。
紫外吸收-_光谱法在天然气硫化氢含量测定中的应用
则最小二乘法的计算如公式（8）所示。
N
2
r ¦ Ai uV nCL o min
n1
（8）
根据理想气体状态可进一步推导出气体浓度 C 的表达式，
如公式（3）所示。
C
=
C0
T0 p Tp0
（3）
因此，吸收截面 σ（λ）可进一步推导为公式（4）。
使公式（8）求导结果为 0，从而可推导出最终硫化氢浓 度 CH2S 的表达式，如公式（9）所示。
仪器2 结果1 结果2 0.39 0.52 4.42 4.57 9.07 9.26 19.94 19.83 29.16 29.37 39.55 39.23
60 60.31 78.87 79.36 98.05 98.53 0.68 1.07
仪器3 结果1 结果2 2.96 2.78 6.71 6.78 11.05 11.23 20.14 20.2 29.39 29.35 39.05 38.86 57.06 57.88 74.6 75.01 93.66 94 2.71 2.56
（5）
紫外吸收 - 光谱法在天然气硫化氢含量测定中的应用。
由于在测定过程中存在系统噪声，且需要考虑其他因素
1 检测方法 1.1 检测方法原理
的影响，如果测定结果仅采用单一波长，则最终测定结果不 具备可靠性，偏差较大。因此测定硫化氢浓度时，需要采用 一定波长范围内的一组波长进行硫化氢浓度测定，然后采用
氘灯
样品池
透镜
球阀
压力表 真空泵
标准气体
光纤 光谱仪
图 1 硫化氢浓度测定装置
1.3 试验方案
为确保测试对象的同一性与均匀性，采用 4 台仪器，根 据相同要求，采用紫外吸收 - 光谱法对同一批次 10 种不同浓 度的甲烷气体进行浓度测定，浓度范围为 0~100×10-6mol/mol。 选定 9 个浓度点，通过混合气进行调解，包括硫化氢、羰基硫 和甲硫醇，在实际测定过程中，为保证结果准确性，采用多次 连续测定方式，测试结束后及时记录好其体内的硫化氢气体 含量。标准气均以氮气为背景气，容器容积为 8L，气体配制 最高压力为 10MPa，为保证测量结果的精准性，在容器内壁进 行涂氟惰化处理。
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抗硫化氢腐蚀管材王兵1 李长俊1 田勇2 谭力文1 付先惠1(11西南石油大学;21四川石油建设工程有限责任公司第四公司) 摘要:我国石油天然气产品中硫化氢含量较高,对管材的腐蚀严重,管材的抗H 2S 腐蚀是一个重要的研究课题。
本文介绍了抗H 2S 腐蚀管材的选材原则———着重考虑管材的抗应力腐蚀性能,同时还祥细介绍了两种抗硫化氢腐蚀管材的类型———特种合金钢和人工合成玻璃钢。
研究抗H 2S 腐蚀管材对延长管道的使用寿命,防止事故的发生,提高经济效益都有着十分重要的意义。
关键词:硫化氢;腐蚀;管材;选材基金项目:四川省重点学科建设项目(SZD0416) 石油和天然气作为国民经济发展的重要能源已被世界各国所重视。
目前,我国石油、天然气资源的输送主要依靠管道来实现,管材一般为钢制螺旋焊管。
由于管道穿越地段地形复杂,所处环境不仅在空间上不同,而且还随时间的变化遭受各种介质的侵蚀。
特别是酸性介质,对管道腐蚀相当严重。
硫化氢(H 2S )是最具腐蚀作用的有害介质之一,我国石油和天然气产品中含有的H 2S 浓度较高,产生的H 2S 腐蚀较严重,对管道的抗H 2S 腐蚀性能要求更高[1-2]。
随着以罗家寨气田为代表的高含硫气田的大规模开发,客观要求必须进行抗H 2S 腐蚀管材的研究。
研究抗H 2S 腐蚀管材,对于延长管道使用寿命,防止事故的发生,提高经济效益都有着十分重要的意义。
1 抗H 2S 腐蚀管材选材原则针对含硫油气输送管道可能出现的金属失重腐蚀、氢致开裂(HIC )和硫化物应力开裂(SS 2CC ),在含硫集输管道选材时,必须考虑管材的耐一般腐蚀性能和抗应力腐蚀性能[3]。
俄罗斯专家认为,在与H 2S 接触时管线的最大危险不是一般的腐蚀(金属失重腐蚀),而是与金属的渗氢有关的开裂,SSCC 现象的出现比一般腐蚀快得多。
所以在有H 2S 存在的管线中,管材的抗应力腐蚀性能尤为重要。
为防止H 2S 应力腐蚀,NACE MR -0175标准推荐:在酸性介质中,管道的硬度极限为248HV 500或22HRC 。
而从管材的化学成分来讲,减少钢中氧、硫等杂质含量,可增加抗硫化物应力腐蚀的能力。
加拿大Grizzly Valley 集输系统采用了含硫干气输送工艺,管道长度超过1770km ,主要由 273mm ×512mm 、 508mm ×915mm 、 610mm ×1114mm 三种直径与壁厚的管线组成。
全部管线按规定采用CSA -Z24511等级52(359),并对含硫干气输送用管钢材的化学成分提出了明确的要求[4],详见表1。
表1 管材的化学成分组分标准规定最大含量/%特定含量/%组分标准规定最大含量/%特定含量/%碳01180109钒0111<0101锰018(最小)1127铌(钶)0111<0110硅0140103钛0102<0101磷01030101铬01250102铜01350122钼0160116硫01030103镍01350111铝010601021 碳当量(CE )不应超过0145%,并且由下列公式决定:CE =C %+Mn %6+Cr %+Mo %+V %5+Ni %+Cu %15 另外要求钢管的最大洛氏硬度(HRC )为20HRC ,同时要求钢管的最大维氏硬度(HV )值为238。
美国得克萨斯州对含H 2S 浓度超过0101%的天然气管线也有明确规定:为保证材料的抗破裂特性,要求对管材进行夏比V 形缺口冲击试验,全部焊缝都应作射线探伤,并消除内应力。
对管材抗应力腐蚀能力的判定,目前国际通用两种标准,一种是美国NACE 标准;一种是英国B P 标准。
57 油气田地面工程第27卷第1期(200811) 2 抗H2S腐蚀管材的类型从天然气管道建设的发展趋势来看,以下两种类型的管道更具有发展前景:一种是低成本、耐腐蚀、抗硫应力脆裂、可焊性好、硬度高的特种合金钢,另一种为人工合成玻璃钢管道。
211 特种合金钢21111 H D R双相不锈钢HDR属超低碳、高铬(H)、双相(D)、耐蚀(R)不锈钢,是由约50%奥氏体和约50%铁素体双相组成,具有奥氏体不锈钢的韧性以及与铁素体不锈钢相当的耐应力腐蚀开裂性能,既有很高的力学性能又有良好的可焊性和耐腐蚀、耐磨蚀性能,适合在酸性介质中使用。
由于HDR的成分原因,其表面形成一层富含铬、镍、钼、氮元素的致密氧化保护膜,有效阻止了离子对HDR内部基体的腐蚀。
随着时间的增长,表面的保护膜更趋完善、致密,有效阻止了腐蚀的扩大,是优良的抗腐蚀材料。
另外,有试验表明,HDR抗点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀、晶界腐蚀的性能在不锈钢系列中也是最突出的[5]。
21112 18-8型不锈钢不锈钢中的18-8型是最低级的不锈钢,304 (A ISI型号)即是。
该类材料易产生焊缝晶间腐蚀和点蚀,主要原因是由焊缝附近的Cr以化合物析出产生的,要在焊接工艺中注意以下几点:固熔退火、限制碳含量、采用合适焊条等。
更好的办法是添加微量元素,如钛和铌,即1Cr18Ni9Ti(已经在川内气田站场广泛采用)、0Cr18Ni9Ti、00Cr18Ni9Ti等。
缝隙腐蚀和点蚀的形成机理的区别是:当形成氧化膜保护时所形成的腐蚀是缝隙腐蚀;当氧含量降低,氧化膜不易形成或氧化膜剥落时形成点蚀;温度升高点蚀加重,点蚀的数量和强烈程度主要由附生物的附着程度决定,流动介质中的不锈钢点蚀大大降低[5]。
212 人工合成玻璃钢21211 PE管PE管是以聚乙烯树脂为主要原料,加入必要的添加剂,通过生产线连续挤出成型的。
它是经过CAB、PVC、ABS、PV、PE等各种材质逐渐演变而来的。
PE管的耐腐蚀性能强,除少数强氧化剂外,可耐多种化学介质的侵蚀,无电化学腐蚀。
它还有使用寿命长、超低摩阻、耐冲击性好、连接性可靠、质轻、焊接工艺简单等优点,故可作为含硫油气管道输送用管。
21212 玻璃钢增强复合管根据玻璃钢管道耐压高的特点,以耐热、防腐的聚氯乙烯管(PVC)为内衬,以强度高、刚度和热固性好的玻璃钢为中间体,以抗冲击、耐老化的高密度聚乙烯为外管,经过专门工艺复合而成。
特点是质量轻(仅为钢管的1/3)、耐压高、耐腐蚀、抗拉强度高、安装方便、内壁光滑,克服了玻璃钢管道抗渗透性差、机械强度低的弱点。
管道连接有螺纹、承插、法兰方式。
耐压可根据玻璃钢中间体的厚度进行选择生产,一般在2～16M Pa,可用于原油集输、注水、注聚合物和气田井场的排污管道。
缺点是不易修补,管线损坏后需整根更换[6]。
21213 钢塑增强复合管根据增强体及工艺不同可分为钢丝网增强塑料复合管、钢板网增强塑料复合管、钢丝织网增强塑料复合管[6]。
(1)钢丝网增强塑料复合管。
以焊接成型的网状钢丝骨架为增强体,以热塑性高密度聚乙烯塑料为连续基材,在生产线上制成新型双面防腐耐压管材。
它较好地解决了因金属基复合材料界面区出现塑料物理特性(如弹性模量、热膨胀系数、导热系数等)和化学性质等不连续形成的脱层缺陷,具有比塑料管高的强度、刚性和耐冲击性,有类似钢管的低热膨胀性、抗蠕变性和防紫外线照射性;导热系数低,内壁光洁、不结垢,水头损失比网管低30%。
管线连接一般有电热熔和法兰连接两种,管材质量轻,施工方便,管材承压为118～315M Pa,使用温度为-40～70℃,管材使用寿命可达50a。
缺点是抗外力破坏性差,耐温不是很高(一般低于75℃),修复要求高,需专业人员和专用机具才能进行。
(2)钢板网增强塑料复合管。
以冲孔后的钢带为增强体,经生产线进行骨架成型,然后经焊接、注塑,内外包覆高密度聚乙烯一次复合而成。
特点与钢丝网增强塑料复合管基本相同,工作压力一般在1～116M Pa,连接通常采用电热熔和法兰连接方式,具有管材造价较低的优点。
(3)钢丝织网增强塑料复合管。
借鉴高压橡胶管的制造工艺,先挤出塑料芯管,经过钢丝缠绕机67 油气田地面工程第27卷第1期(200811) 或编织机在芯管上缠绕或编织单层(或多层)优质钢丝做增强骨架,然后挤出一个胶层,使钢丝与内外层结合良好,最后挤出外层塑料复合而成。
特点与钢丝网、钢板网增强塑料复合管基本相同,工作压力通常取决于编织网的层数,一般在116M Pa 左右,大口径管材造价优势明显。
总体来看,合金钢的性能优越,当前应用也比较广泛,但目前成本和规模还达不到工业化要求。
而人工合成玻璃钢管道更具有广阔的发展前景。
它具备了强度大、韧性好、耐腐蚀和抗机械破坏等优异性能,且造价低廉,运输方便,易于施工、维护。
3 结论对于含硫油气集输管道,由于硫化氢的电化学腐蚀以及氢的存在,致使管道钢的断裂韧性及材料的物理、化学、机械性能下降,在输送过程中容易产生应力腐蚀开裂、氢致开裂的损伤现象,从而破坏集输管道的安全性,影响管道的使用寿命。
因此在选材时要特别考虑管材的抗应力腐蚀性能,多向油气管道建设发达国家学习和取经,向国际标准靠拢。
同时我国应加强抗H2S腐蚀材料的试验和研究工作,开发出新型、适用的抗H2S腐蚀管材。
参考文献[1]Streisselberger A,Fluess P,Bauer J,et al1Modern line pipesteels designed for sophisticated subsea project s for sweet and sour gas[A].Proc9t h Inter Of f shore and Polar Engi neeri ng Conf[C].Brest:The Publisher of ISOPE,1999,125-131.[2]Mendoza R,Alanis M,Perez R,et al.On t he processing of Fe-C-Mn-Nb steels to produce plates for pipelines wit h sour gas resistance[J].Mater Sci Eng A,2002,337(1-2):115-120.[3]王健,郭成华.抗硫输气管道选材[J].天然气与石油,2003,21(4):13-15.[4]Lawson V B.Pipeline failures in t he grizzly valley sour gas gat h2ering system[J].Mat Perform.1988,27(4).[5]武玉增.船舶海水管系管材腐蚀及防腐技术探讨[J].船舶,2005,12(6):43-46.[6]丁明安.新型防腐管材在油田集输工程中的应用[J].管道技术与设备,2003,5:42-44.[作者简介]王兵:2005年毕业于西南石油大学油气储运工程,现为西南石油大学油气储运工程在读硕士。