高含硫气田材料选择实验评定方法
高含硫气田集输系统腐蚀及其控制措施研究
一引言高含硫气田是一种常见的气田，在集输过程中，因气田组分的特征而导致设备腐蚀的问题是开采企业关注和研究的重要问题，本文结合自身经验，围绕这一问题谈一下自己的看法，希望给业内人士一些思路和启发。
二、高含硫气田集输系统工艺概述目前，针对高含硫气田开发的防腐问题主要采用的方法包括：采用强耐腐蚀性的管道材质（根据SY0599-2018选择），对焊缝、管件、阀门等进行抗HIC、抗SSC试验评定，对集输系统进行腐蚀监测（在线监测与定期监测），在气田集输过程中注入有机缓蚀剂，安装清管装置并根据管输效率定期清管，管线内、外采取涂层保护措施等。
其中，集输系统的腐蚀监测技术包括腐蚀挂片、电阻探针技术、PCM检测技术、超声波技术、X射线技术等。
采用强耐腐蚀性的管道材质。
在气田输送过程中注入有机缓蚀剂主要通过缓蚀剂的加入类型以及加入量进行配比优化，来实现较好的耐腐蚀效果。
另外，在气田集输系统中安装配套的清管装置，通过确定合理的清管周期对高含硫气田集输系统内的游离水、管壁沉积物质进行清理，延缓管道腐蚀。
集输管道内外侧的腐蚀通常采用防腐涂层的办法，同时进行阴极保护，避免管道外腐蚀加剧。
三、高含硫气田集输系统发生腐蚀原理造成腐蚀的原因主要包括外腐蚀和内腐蚀两方面，不同的方面其腐蚀机理也不相同。
集输系统的外腐蚀主要表现是管道设施当外部发生防腐层的脱落或磨损。
通常情况下，集输管道外表面采用3PE或石油、沥青材料作为防腐层，用于隔绝管道外表面与土壤环境直接接触。
但是因为施工过程中存在质量问题，尤其是管道焊接位置存在防腐层剥离，导致土壤中的水进入到缝隙处，当外界环境存在高压输电设备等强电场环境时，这些管道焊接缝隙处会出现杂散电流，继而引发局部电化学腐蚀现象。
当集输管道在土壤中受力不均衡时，尤其是管道拐弯处存在较大的应力，内外应力不均衡也会加速管道外部腐蚀速率。
集输系统的内腐蚀主要表现是管道壁内壁坑蚀，材质损耗内壁变薄，在管道焊接位置存在腐蚀严重且泄露的现象。
分布式温度传感系统（DTS）在高含硫长输管线上的功能测试方法研究
分布式温度传感系统（DTS）在高含硫长输管线上的功能测试方法研究摘要：高含硫气田集输管道泄漏检测是管道安全管理的重要组成部分。
分布式温感系统（DTS）是基于光缆的泄漏监测系统，该系统利用了焦耳-汤普森效应即当气体从管道泄漏时，气体经过泄漏孔节流膨胀，在泄漏孔出口出现温度下降。
沿管道敷设的测温光纤传感器能及时捕获到这些温度的异常；通过智能化的算法，精确定位异常点的位置，在温度分布曲线上实时显示、实时自动报警，提示操作员可能存在的泄漏。
作为罗家寨作业区管线泄漏检测系统的重要组成之一，对其功能有效性及应用效果进行探索，有助于进一步完善系统功能，提高管道泄漏检测能力，有效防止第三方对管道的破坏、有效地识别管道损坏及泄漏风险、及时预警报警和保障人员安全。
关键字：高含硫气田；管道泄漏检测；分布式温感系统0、引言位于四川达州市宣汉县南坝镇的川东北天然气项目，是中国石油和美国雪佛龙石油公司合资而建的“三高”（高硫化氢含量、高压、高处理量）气田开发项目。
该项目原料气中H2S含量约为10.11%，原料气管道安装在38.5公里极其陡峭和崎岖的地形中。
其敷设的原料气管道穿过了居民区和公路，如果发生了管道破坏、损坏或泄漏，将会造成非常严重的后果；川东北天然气项目的PLDS（管线泄漏监测系统）通过多形式，多原理的监测方式，达到相互补充，相互验证的目的。
再通过沿线的视频监视系统，实时监控沿线管道的异常情况，以达到技防的要求，辅助现场的人防，尽可能的对整条管道进行监测和防护。
项目的管道泄漏监测系统（PLDS），共由五套子系统组成，包括分布式声感系统（DAS）、分布式温感系统（DTS）、负压波系统（ATMOS）、气云成像系统（GCI）及RTU点式H2S探头检测系统。
五套系统功能各异，各司其职，为第一时间发现危害管道和场站设施安全的活动、防止第三方入侵、气体泄漏应急响应、实时数据传送及显示提供了准确的信息，为确保管道和场站设施的安全运行，发挥了重要的作用；分布式温感系统（DTS）是一款较为复杂的工业安全在线监测产品，且使用于管道泄露监测的重要场合，系统运行的稳定性和可靠性要求就非常高；如何确定系统运行是否正常，降低产品的误报和漏报率，就非常关键。
自控仪表在高含硫采气环境下的可靠性与安全性评估
自控仪表在高含硫采气环境下的可靠性与安全性评估摘要：自控仪表在高含硫采气环境下的可靠性与安全性评估是针对石油天然气行业中高含硫采气过程中自控仪表的使用情况展开的研究。
本文通过对高含硫采气环境下自控仪表的工作条件和工作性能进行评估，旨在提高自控仪表在这一特殊环境中的可靠性和安全性。
通过实地调研和实验研究，发现高含硫采气环境对自控仪表产生了一系列不利影响，导致其易受损坏、误差增大等问题，进而影响整个采气过程的稳定性和安全性。
为此，本文探讨了高含硫采气环境对自控仪表可靠性与安全性的原因，分析了自控仪表的脆弱性和腐蚀性，以及其与硫化物反应的机理。
根据研究结果，提出了优化自控仪表设计、选用耐腐蚀材料以及增强维护与检修的对策建议，以提高自控仪表在高含硫采气环境下的稳定性和可靠性，保障生产安全。
关键词：自控仪表、高含硫采气、可靠性评估、安全性、腐蚀、硫化物反应引言石油天然气是重要的能源资源，而高含硫采气作为其中的一种重要采气方式，在石油天然气行业中得到了广泛应用。
然而，高含硫采气环境下的采气过程涉及到许多自动化控制和调节，而自控仪表作为其中的重要组成部分，其可靠性和安全性对于采气过程的稳定性和安全运行至关重要。
高含硫采气环境中硫化物等腐蚀性物质的存在，给自控仪表的可靠运行带来了新的挑战。
因此，本文将对自控仪表在高含硫采气环境下的可靠性与安全性进行评估与研究，旨在为该领域提供科学的技术支持和解决方案，以保障高含硫采气过程的安全稳定运行。
一、高含硫采气环境对自控仪表的不利影响在高含硫采气环境下，自控仪表的可靠性和安全性成为石油天然气行业中的重要问题。
硫化物等腐蚀性物质的存在，给自控仪表的正常运行带来了一系列不利影响，进而可能对整个采气过程产生严重影响。
本节将详细分析高含硫采气环境对自控仪表的不利影响，探讨其在可靠性和安全性方面所面临的挑战。
高含硫采气环境中硫化物等腐蚀性物质会与自控仪表的金属部件发生反应，导致金属腐蚀，降低了自控仪表的耐用性和稳定性。
普光高含硫气田安全钻井配套技术研究的开题报告
普光高含硫气田安全钻井配套技术研究的开题报告开题报告题目：普光高含硫气田安全钻井配套技术研究一、选题背景和意义气田开发是我国能源开发的重要方向，普光高含硫气田是国内重要的含硫气田之一。
含硫气田的开发存在较大的安全风险，如易引起爆炸、毒气泄漏等。
因此，需要研究高含硫气田安全钻井配套技术，保障气田开发的安全可控性。
二、研究内容与目标1.研究普光高含硫气田的地质特征、含硫气体特性以及钻井环境特点等，分析钻井安全隐患。
2.研究钻井液体系配方和稳定性技术，确定兼顾防漏、防毒、防腐、环保等方面的配方和性能要求。
3.研究钻头和钻井管材料的耐硫性能和耐腐蚀性能，确定使用材料的标准和规范。
4.研究钻井工艺和施工技术，制定安全、高效、经济的工艺和措施。
5.研究钻井液的处理和回收技术，达到环保、节能的目标。
三、研究方法和技术路线1.理论分析：从地质、化学、力学等方面分析普光高含硫气田的地质特征、含硫气体特性和钻井安全隐患。
2.实验研究：开展钻井液配方的试验研究，包括物性测试、稳定性研究等。
3.模拟模拟：采用现代化的物理和数值模拟方法，对钻井过程进行模拟，预测难点和可能出现的问题，为实际钻井作出准确预测并制定应对计划。
4.实地观察：对实际开采过程进行现场观察和数据收集，总结经验并提出改进意见。
四、预期成果及应用前景本课题完成后，可获得以下成果：1.针对普光高含硫气田的特点，建立高含硫气田安全钻井配套技术。
2.确定高含硫气田钻井液的配方和性能要求，为后续钻井提供技术支撑。
3.确定钻头和钻井管材料的耐硫性能和耐腐蚀性能标准，为后续钻井材料选型提供依据。
4.建立普光高含硫气田钻井工艺和施工技术规范，提高钻井的安全、高效和经济性。
5.研究钻井液的处理和回收技术，为后续钻井提供环保、节能技术。
本课题的成果可为高含硫气田的钻井开发提供技术支撑，提高开采安全性和经济效益。
施工过程中的材料试验与评定方法
施工过程中的材料试验与评定方法在建筑施工过程中，材料的质量是确保工程质量的重要因素之一。
为了保证施工过程中使用的材料符合标准和要求，材料的试验与评定显得尤为重要。
本文将从试验方法的选择、评定指标的确定、试验流程的规范等方面探讨施工过程中的材料试验与评定方法。
一、试验方法的选择不同材料需要使用不同的试验方法，因此在进行材料试验前，首先需要选择合适的试验方法。
一般来说，根据材料的性质，可以选择物理试验方法、化学试验方法、力学试验方法等。
物理试验方法主要用于测量材料的物理性质，如密度、吸水率等；化学试验方法则用于分析材料的成分和化学性质；力学试验方法则用于测试材料的强度和变形性能等。
在选择试验方法时，还需要考虑试验设备的可行性以及试验过程中的安全性。
如果试验设备条件受限，可以选择简化版的试验方法或者采用替代试验方法。
同时，为了确保试验过程的安全性，需要进行必要的安全措施和防护措施。
二、评定指标的确定在进行材料试验时，需要明确评定指标，也就是根据材料的特性制定的评价标准。
评定指标的确定应当充分考虑材料的功能要求和使用环境，通过科学合理的方法来评估材料的质量。
以混凝土为例，评定指标一般包括强度、抗渗性能、耐久性等。
强度可以通过压缩试验来评定，抗渗性能可以通过渗透试验来评定，耐久性可以通过冻融试验来评定。
不同指标所对应的试验方法应当科学合理，并能够准确反映材料的实际性能。
三、试验流程的规范为了保证试验结果的准确性和可靠性，试验流程应当进行规范化管理。
试验流程包括试验前的准备工作、试验过程的操作步骤以及试验后的数据处理与分析。
试验前的准备工作包括准备试验设备、校准试验设备以及选择试样等。
在试验过程中，需要按照试验方法和操作规程进行操作，保证试验参数的准确测量和记录。
试验后的数据处理与分析是对试验结果的总结和分析，可以通过图表、统计学方法等方式来展示试验结果。
四、质量控制措施的实施为了确保试验结果的准确性和可靠性，施工过程中需要实施一系列质量控制措施。
川渝高含硫气田集输管线内腐蚀预测评价技术
川渝高含硫气田集输管线内腐蚀预测评价技术川渝高含硫气田集输管线内腐蚀主要为CO2/H2S腐蚀，通过分析CO2/H2S 腐蚀机理及影响因素，建立均匀腐蚀预测模型，其预测结果总体趋势与实际较为相符。
标签：集输管线；腐蚀预测；均匀腐蚀；点蚀模型高含硫气田集输管道腐蚀影响因素主要包括内腐蚀、埋地金属腐蚀和大气腐蚀。
造成川渝高含硫气田集输管道失效的最主要原因是内腐蚀，它不仅能导致管道穿孔、开裂等失效，而且影响气田生产安全和效率，污染环境，有时还会造成人员伤亡等重大事故。
因此，对集输管道在油气正常生产条件下进行有效管理，是一个世界范围内油气生产和输送过程中共同关注的技术课题。
1 CO2/H2S腐蚀机理研究CO2腐蚀是一种流体力学与电化学腐蚀藕合作用的过程，流体形成管壁剪切应力造成腐蚀产物FeCO3膜的减薄、破裂和脱落，使金属局部裸露并在“大阴极-小阳极”电偶作用下形成局部腐蚀。
H2S除造成电化学腐蚀，最具危害的还是金属力学化学腐蚀，即SSC和HIC等，H2S腐蚀阴极析氢反应形成氢原子因HS-，S2-离子毒化作用，形成氢分子过程受到抑制，氢原子更易渗透进入金属内部导致开裂或氢脆。
CO2与H2S共存，二者腐蚀存在竞争与协同效应。
研究表明：H2S含量较小时以CO2腐蚀为主，腐蚀有较大程度促进；H2S含量增大，转化为以H2S腐蚀为主，出现局部腐蚀；继续增大H2S含量，局部腐蚀反受抑制。
CO2腐蚀介质中，碳钢通常形成FeCO3腐蚀产物膜，有良好附着性和较高致密性，一定条件下可抑制碳钢进一步腐蚀。
H2S腐蚀介质中，碳钢通常形成FeS 膜，对碳钢也能起到一定的保护作用，但在固体颗粒、Cl含量高时会发生局部腐蚀。
CO2和H2S共存时，腐蚀产物主要是硫铁化合物（FexSY），FeCO3和铁氧化物（FexOY）。
腐蚀产物形态结构和稳定性随介质条件变化，并影响整个腐蚀过程。
2 均匀腐蚀预测模型及应用2.1 建立均匀腐蚀预测模型对于均匀腐蚀而言，主要包含三类腐蚀模型，即经验模型，半经验半机理模型，以及机理模型。
高含硫气田应急疏散能力评估方法研究
１ 背 景
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文章编号 ：１７ ６ ３—１ ３ ２ １ ）一 ３— １５— ３ ９ Ｘ（０ ２ ０ ０ ５ 法 研 究 术
李 国平
（ 中石化 中原油 田普光分公 司 Ｈ Ｅ监督管理部 ， Ｓ 达州 ６ ６５ ） ３ １８
摘
要： 高含硫气 田一旦发生事故 ， 及时疏散是确保周边 居民安全的最好方法 ¨ ， 国高 含硫气 田 】我
主要位 于山区 ， 天然气含硫量高 ， 毒性大 ， 民居住 较为分散 ， 居 山区道路交通 不便 ， 居民文化 程度不
高， 疏散难度 大 ， 企业修筑 的道 路其疏 散能力缺乏评估依据 ， 文分析 了相 关标准及我 国井场现场 本 情况 ， 采用疏散 时间综合 判别 法来 分析评估疏散能力 ， 并结合某 高含硫井场进 行 了计算 ， 通过计 算 得出该井场周边应急疏散道路是否符合疏 散要 求。本文最终总结并给出该方法相关建议 。 关键词 ： 高含硫气 田； 应急疏散 ； 评估 ； 疏散 时间综 合判 别法 ； 疏散道路
ｒ ａ ｓ ａ ｉ ｔ ｓｔａ ｓ ｏｔａ ｄ ｌ ｗ ｅ ｕ ａｉ ｎ ｌｖ ｌ Ｓ ｖ ｃ ａ ｉｎ ｉ ｉ ｃ ｌ．Ｒ ａ ｕｌ ｂ ｏ ａ ｉｓｌ ｃ ｅ ｂ ｓ ｏ ｄ ，ｆ ｃｌ ｉ ｎ ｐ ｒ ｎ ｏ ｄ ｃ ｔ ｅ ， Ｏ ｅ ａ ｕ ｔ ｄ ｆ ｕ ｔ ｏ ｄ ｂ ｉ ｙ ｃ ｍｐ ｎ ｅ ｋ ｔ ａ ｉ ｉｅ ｒ ｏ ｅ ｏ ｓ ｆ ｉ ｔ ａ ｈ ｓ
高含硫石油天然气橡胶密封的材料选择及应用
２０１８年第１８卷第７期设备和管阀件密封㊀㊀㊀㊀㊀高含硫石油天然气橡胶密封的材料选择及应用徐㊀丰ꎬ肖忠兴(上海威纳工程技术有限公司ꎬ上海㊀２０１３１５)㊀㊀摘㊀要:介绍了高含硫油气田现状ꎬ高含硫天然气介质对橡胶密封材料及密封件的影响和要求ꎻ针对不同的高含硫气田工况ꎬ提出了橡胶材料的选择及应用ꎮ关键词:高含硫油气田㊀橡胶密封㊀硫化氢㊀㊀我国已经迎来了石油天然气的 黄金时期 ꎬ为了满足快速经济发展的需求ꎬ油气的勘探㊁开采㊁运输步伐呈现越来越大及越来越快的趋势ꎮ自１９５８年我国首次在四川盆地发现含硫化氢天然气以来ꎬ已先后在渤海湾盆地㊁鄂尔多斯盆地㊁塔里木盆地和准噶尔盆地等含油气盆地中发现了含硫化氢天然气ꎬ硫化氢含量从微含硫化氢到气体中硫化氢含量占９２％左右ꎮ含硫化氢天然气和高含硫化氢天然气已成为我国天然气资源的重要组成部分ꎮ由于硫化氢极强的毒性和腐蚀性ꎬ威胁着钻采生产过程中的每一个环节ꎬ极易发生事故[１]ꎮ据统计ꎬ在石油化工厂７５％的泄漏来自于阀门ꎬ阀门是在石油天然气勘探㊁开采㊁提炼㊁运输过程中不可缺少的设备原件ꎬ其优异的密封性能能够大大提高阀门的安全等级ꎮ硫化氢作为一种特殊的酸性气体ꎬ对密封材料的选择ꎬ提出了新的挑战和要求ꎮ因此ꎬ耐硫化氢性能的密封件的研发及选择具有十分重要的意义ꎮ１㊀高含硫油气田勘探现状１.１㊀含硫油气田的划分标准硫化氢是一种高毒物质ꎬ通常把天然气中硫化氢含量超过２％的气田ꎬ即３０ｇ/ｍ３的气田称为高含硫气田[２]ꎮ根据中华人民共和国国土资源部２００５年发布的«石油天然气储量计算规范»ꎬ按原油含硫量和天然气硫化氢含量大小ꎬ将油(气)藏分为４类ꎮ具体划分标准参见表１ꎮ其中天然气硫化氢含量的百分比ꎬ是按照理想气体的摩尔体积(２２ ４Ｌ/ｍｏｌ)换算所得ꎮ１.２㊀我国高含硫气田现状世界上发现了４００多个具有商业价值的硫化氢气田ꎬ我国天然气中硫化氢含量大于１％的天然气储量占全国天然气储量的四分之一ꎬ主要分布在四川盆地㊁鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地[３]ꎮ其中ꎬ四川盆地是我国硫化氢气田分布最广的盆地ꎬ特别是川东地区飞仙关组硫化氢含量大多在１０％~１５％以上[３]ꎮ表２罗列了我国近年开发的几个高含硫气田的主要特征[４]ꎮ表１㊀储量规范含硫量分类(２００５)表２㊀我国高含硫化氢气田及其含量％２㊀高含硫石油天然气对密封材料的影响由表２可见ꎬ在这些高含硫化氢的气田中ꎬ也同时伴随着高ＣＯ２含量ꎬ所以在探讨硫化氢对密封材料影响的同时ꎬ研究ＣＯ２对密封材料的影响也同样重要ꎮ２.１㊀硫化氢对橡胶材料的影响硫化氢(Ｈ２Ｓ)是一种酸性气体ꎬ对金属和橡胶材料都有较强的腐蚀性ꎮ其对橡胶材料化学腐蚀的程度受温度㊁Ｈ２Ｓ浓度㊁相态和时间的影响ꎮ具体影响有以下几点:①温度越高ꎬ气体分子的活性越强ꎻ随着温度的升高ꎬ化学反应的速度加快ꎬ对材料的腐蚀越严重ꎮ②Ｈ２Ｓ含量越高的工况ꎬ对橡胶材料的腐蚀越严重ꎮ③在气相中ꎬ化学腐蚀速度加快ꎻ在液相中ꎬ速度减慢ꎮ因为气体必须首先通过液体扩散才能到达橡胶密封ꎮ因此ꎬ对于橡胶材料来说ꎬ最恶劣的环境介质就是热酸性气体ꎬ对橡胶材料的要求更为严格ꎮ硫化氢的存在将会腐蚀橡胶材料ꎬ从而导致密封泄漏ꎬ因此ꎬ针对含有硫化氢的工况ꎬ橡胶材料的耐寿命测试及耐硫化氢性能测试将会变得尤其重要ꎬ表３列出了目前比较权威的几种耐硫化氢测试的标准[５ꎬ６]ꎮ表３㊀耐硫化氢测试标准条件要求２.２㊀二氧化碳橡胶材料的影响二氧化碳(ＣＯ２)是一种小分子ꎬ很容易扩散到橡胶中ꎮ在典型的系统压力下ꎬＣＯ２二氧化碳处于超临界状态ꎮ常温下是气体ꎬ但超过７ ２９ＭＰａ和３１ ０１ħ(ＣＯ２的临界点)ꎬ其属性介于气体和液体之间ꎮ在减压期间ꎬ吸收到密封件中的ＣＯ２将在逆向的过渡期间产生大量的气体ꎬ从而破坏密封件ꎮ正是由于这个原因ꎬＣＯ２在ＲＧＤ环境下对橡胶密封具有较强的腐蚀性ꎮＲＧＤ也叫ＡＥＤꎬ是橡胶材料的防失压破裂性能ꎬ指密封件所接触的气体从高位迅速下降到低位时产生的结构性故障ꎬ包括起泡ꎬ内部裂纹㊁开裂等ꎮ一旦密封件发生了上述所提到的结构性故障ꎬ将会存在极大的泄漏风险或者直接导致设备泄漏ꎮ虽然ＣＯ２本身性质稳定ꎬ但是ＣＯ２在石油天然气的勘探㊁开采㊁提炼㊁运输过程中极容易达到其临界点ꎬ使得在选择密封材料的过程中ꎬ不得不考虑ＣＯ２橡胶材料的影响ꎬ因此ꎬ在众多的防失压破裂测试的标准中ꎬＣＯ２被列为其中非常重要的测试介质ꎬ详见表４ꎮ其中ꎬ在ＮｏｒｓｏｋＭ－７１０:２００１标准中ꎬ还针对不同的酸性油气田工况ꎬ对测试介质中ＣＯ２的含量做了明确的说明ꎬ详见表５ꎮ２０１８年第１８卷第７期设备和管阀件密封㊀㊀㊀㊀表４㊀防失压破裂测试标准及测试条件表５㊀ＲＧＤ测试中的测试介质２.３㊀橡胶材料的ＲＧＤ(ＡＥＤ)性能表４列举了常见的ＲＧＤ测试标准ꎬ其中Ｎｏｒ￣ｓｏｋＭ－７１０:２００１提出了密封材料是否ＲＧＤ性能的评判标准ꎮ试验结束后每个Ｏ型密封圈试样按图１四等分切割ꎬ分别在１０倍以上的放大镜下检查４个横截面ꎬ对每一个横截面检查记录按表６所述评级ꎬ分别为０~５级ꎬ０表示无损坏ꎬ１至３数字越大表示受到的损坏越大ꎬ４和５表示受到的损坏过大而未通过测试ꎮ记录每个密封圈的评级ꎬ从高到低依次列出每个横截面的评定等级ꎮ评级结果均不高于３级认定为合格ꎮＮｏｒｓｏｋＭ－７１０:２００１规定测试式样不得少于３个ꎬ 总体评价由３个(或以上)横截面评级中最差的来评定ꎮ如有３个密封圈的评级分别为１１１０㊁３１１０㊁２２２０ꎬ那么它的总体评价为３２２０ꎬ该批次密封圈通过测试ꎮ图２和图３显示了０级通过和３级通过的截面状态ꎬ由图可见ꎬ虽然评定等级在３级及以上均认定为合格ꎬ但是当等级不同时ꎬ密封圈的状态千差万别ꎮ ００００ 级通过体现了密封圈最优的ＲＧＤ性能ꎬ而 ３３３３ 级通过意味着密封圈内部已经严重损坏ꎬ将存在极大的泄漏风险ꎮ在高含硫的油气田工况中ꎬ任何的泄漏都有可能造成不可逆转的严重损失ꎬ如所使用的密封圈材料能够达到最优的 ００００ 的ＲＧＤ性能ꎬ将能够极大地降低泄漏风险ꎮ图１㊀密封圈试样截面切割示意图２㊀最佳０级通过无损坏图３㊀３级通过损坏表６㊀密封圈截面评级徐丰ꎬ等.高含硫石油天然气橡胶密封的材料选择及应用显示了不同ＣＯ２含量中达到 ００００ 等级时材料可耐受的最高温度ꎮ㊀表７㊀密封材料耐ＣＯ２３㊀高含硫石油天然气阀门密封解决方案３.１㊀橡胶材料Ｏ型圈密封Ｏ型圈作为最简单且有效的密封原件ꎬ广泛应用于石油天然气的阀门密封结构中ꎮ以球阀为例ꎬ球阀阀座㊁阀座注脂㊁阀杆㊁填料压套㊁阀盖等部位的密封都无不用到Ｏ型圈密封ꎮ根据阀门工况的不同ꎬＯ型圈材料的选择不同ꎮ高含硫石油天然气工况的阀门中ꎬ要求Ｏ型圈的橡胶材料必须有足够好的Ｈ２Ｓ耐受性能ꎻ若同时又有ＣＯ２介质的存在ꎬ对橡胶材料的考验将会变得尤其严峻ꎮ根据常见的油田介质工况(见表２)ꎬ对不同的橡胶材料做了耐介质性能测试ꎬ表８显示了在２０％的硫化氢ꎬ８０％的甲烷测试条件下ꎬ三种不同的氟橡胶的预估使用寿命ꎮ表９显示了几种不同橡胶材料在耐硫化氢标准测试中性能的变化ꎮ根据ＮＯＲＳＯＫＭ７１０标准中对允许的橡胶材料性能变化的描述显示(见表１０)ꎬ表９中的材料都能够耐受高含硫的工况ꎮ表８㊀３种氟橡胶２０％的硫化氢耐寿命测试结果表９㊀不同橡胶材料在耐硫化氢标准测试中性能的变化％表１０㊀ＮＯＲＳＯＫ通过/不通过标准的性能变化２０１８年第１８卷第７期设备和管阀件密封㊀㊀㊀㊀㊀㊀根据对２０％的硫化氢的耐介质性能测试及寿命测试的研究结果表明ꎬ在２０％的硫化氢石油天然气工况中ꎬＥＯＬ１０１可以长期在８０ħ及以下的温度工况中使用ꎬ而ＦＲ２５/９０和Ｖｅｒｍｉｌｉｏｎ®Ｔｈｒｅｅ则可以长期在１５０ħ及以下的温度工况中使用ꎮ３.２㊀高压密封Ｓｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®与Ｏ型密封圈不同的是ꎬＳｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®高压密封可以用于１５５ＭＰａ的系统工况中ꎬ这远高于Ｏ型圈的４０ＭＰａꎮ所以在Ｏ型圈无法应用的高压工况中ꎬ可以使用Ｓｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®高压密封ꎮＳｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®高压密封与Ｏ型圈可以共用相同的沟槽设计ꎬ这意味着当工况变更时ꎬ不需要更改任何的设计ꎬ而只需要更改密封件的形式ꎮ图４显示了Ｓｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®截面的密封结构ꎮ两侧的弹簧能够有效地防止橡胶材料的挤出失效ꎬ所以Ｓｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®具有极佳的耐压性能ꎮ图４㊀Ｓｐｒｉｎｇｓｅｌｅ®密封截面示意４㊀结语在高含硫石油天然气的工况中ꎬ硫化氢和二氧化碳的存在都对橡胶材料的选型起着决定性的作用ꎮ需要针对不同的硫化氢和二氧化碳的含量ꎬ及其系统的工作压力和温度等综合应用条件ꎬ选择合适的橡胶材料及密封件的形式ꎬ以保证严苛的油田工况中密封件能够达到最优的密封效果ꎬ提升整个设备的安全等级ꎮ５㊀参考文献[１]㊀朱光有ꎬ戴金星ꎬ张水昌ꎬ等.中国含硫化氢天然气的研究及勘探前景[Ｊ].天然气工业ꎬ２００４ꎬ２４(９).[２]㊀杨杰ꎬ赵勇ꎬ贺伟东ꎬ等.高含硫气田丛式井场安全控制技术及管理对策[Ｊ].安全㊁健康和环境ꎬ２０１７ꎬ１７(５).[３]㊀朱有光ꎬ张水昌ꎬ李剑ꎬ等.中国高含硫硫化氢天然气的形成及其分布[Ｊ].石油勘探与开发ꎬ２００４ꎬ３１(３).[４]㊀边云燕ꎬ向波ꎬ彭磊ꎬ等.高含硫气田的开发现状及面临的挑战[Ｊ].天然气与石油ꎬ２００７ꎬ２５(５).[５]㊀ＮＡＣＥＳｔａｎｄａｒｄＴＭ０１８７－２０１１ＳｔａｎｄａｒｄＴｅｓｔＭｅｔｈｏ￣ｄＥｖａｌｕａｔｉｎｇＥｌａｓｔｏｍｅｒｉｃＭａｔｅｒｉａｌｓｉｎＳｏｕｒＧａｓＥｎｖｉｒｏｎ￣ｍｅｎｔｓ[Ｓ].[６]㊀ＡＮＳＩ/ＡＰＩＳｐｅｃ６Ａꎬ２０ＥＤＩＴＩＯＮＳｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎｆｏｒＷｅｌｌｈｅａｄａｎｄＣｈｒｉｓｔｍａｓＴｒｅｅＥｑｕｉｐｍｅｎｔ[Ｓ].ＳｅｌｅｃｔｉｏｎａｎｄＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＲｕｂｂｅｒＳｅａｌｉｎｇＭａｔｅｒｉａｌｓｆｏｒＨｉｇｈＳｕｌｆｕｒＮａｔｕｒａｌＧａｓＸｕＦｅｎｇꎬＸｉａｏＺｈｏｎｇｘｉｎｇ(ＳｈａｎｇｈａｉＷｉｎｎｅｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＬｔｄ.ꎬＳｈａｎｇｈａｉꎬ２０１３１５)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｅｃｕｒｒｅｎｔｓｉｔｕａｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈｓｕｌｆｕｒｏｉｌａｎｄｇａｓｆｉｅｌｄｓｗａｓｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄꎬａｓｗｅｌｌａｓｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅａｎｄｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｈｉｇｈｓｕｌｆｕｒｎａｔｕｒａｌｇａｓｍｅｄｉｕｍｏｎｒｕｂｂｅｒｓｅａｌｉｎｇｍａｔｅｒｉａｌｓａｎｄｓｅａｌｓ.Ｔｈｅｓｅｌｅｃｔｉｏｎｓｔｒａｔ￣ｅｇｙｏｆｒｕｂｂｅｒｍａｔｅｒｉａｌｓｗａｓｐｒｏｖｉｄｅｄｆｏｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｒｏ￣ｄｕｃｔｉｏｎｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｉｎｈｉｇｈｓｕｌｆｕｒｇａｓｆｉｅｌｄｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｈｉｇｈｓｕｌｆｕｒｎａｔｕｒａｌｇａｓꎻｒｕｂｂｅｒｓｅａｌｉｎｇꎻｈｙｄｒｏｇｅｎｓｕｌｆｉｄｅ徐丰ꎬ等.高含硫石油天然气橡胶密封的材料选择及应用。
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高含硫气田材料选择实验评定方法
摘要：材料选择是高含硫气田防腐工作的关键。
本文对于高含硫气田材料选择
工作中的各种实验评定方法的特点，实现的难度，使用界限和存在的问题进行了
评述。
并对于高含硫气田材料评价中的耐久性实验难题进行了分析。
针对管材评
定的实际情况，提出采用实验室充氢技术模拟材料长期服役过程中的氢渗入，以
此为基础进行实验室耐久性加速实验方法。
关键词：高含硫气田；材料选择；氢；耐久性
The Evaluation Method to Material in Laboratory for High Sour Gas Field
Cheng ZHANG1
Petroleum Engineering Institute of Zhongyuan of Branch,SINO-PEC,Puyang,Henan Province，457001
Abstract:
The key work of corrosion prevention in high sour gas field is material selection. In this work, the durability evaluation method to material in high sour gas field was discussed.
A method of electrochemical hydrogen charging was proposed to introduce hydrogen into the substrate of material, in this way, the hydrogen penetration of material during long-term service can be simulated.
Keywords: Highly sour natural gas field; Material selection; Hydrogen; Durability
1、前言
高含硫天然气在拥有巨大的资源量，是未来我国解决能源安全，保障硫磺等
战略物资供应的主要来源。
开发此类气藏对缓解我国天然气供需矛盾，促进国民
经济发展和保证国家能源安全具有重要意义。
开发高含硫气田面临严重的安全风
险和技术问题。
这源于高含硫天然气的两大特点：高腐蚀性和高毒性。
硫化氢可
以导致金属发生氢脆、硫化物应力腐蚀等开裂现象。
2、现有选材方法评议
材料选择是高含硫气田防腐工作的核心。
由于我国高含硫气田发展较晚，材
料选择主要还是参考NACE、EFC、ISO等国际标准。
在材料选择过程中，如何实
现适度选材是工作的主要目标，既要避免过度选材造成不必要的成本损失，又要
保证生产的安全。
NACE MR0175标准在实践中认为是安全可靠的，是材料选择中
公认的较为可靠的选材标准，已升级为ISO 15156标准，但此标准制定较为保守，例如碳钢不允许使用在硫化氢分压为1MPa以上的环境中，在实际使用中，可能
造成选材过度，带来严重的成本负担。
但如在超过NACE标准规定的范围内使用，却又会担心选材不足，带来安全问题。
目前通用的做法是：进行材料适用性评价
实验，验证材料是否真的能够安全有效的工作。
材料的适用性评价试验主要依据NACE TM0284、TM0177标准以及EFC标准，NACE标准给出的试验方法为验证评定，而不是选材评定，也就是说未通过实验
肯定不能用，但是通过了实验却并不能保证一定可以用。
采用模拟现场试验进行
短期评定，是假定材料在使用材料本身未发生衰变，并不能保证材料全寿命周期
的安全。
NACE标准规定，如果超出标准中列出的使用条件的，需要满足至少两
年以上的现场使用经验才能确定其安全性。
如何在实验室通过加速实验来评估材料长期腐蚀过程中的性能变化和安全性
是困扰防腐工作者的难题。
对于材料在全寿命周期内的实验方法到目前为止还没
有成熟的加速实验方法。
欧美国家出于安全考虑一般采用建立实验管路或实验井
进行长期评价的方法。
典型的案例如X100管线钢的应用，X100管线钢在20世纪
80年代就已从工厂造出，但一直仅停留在测试阶段，随着加拿大TransCanada公
司的极力推动，从2002年起相继建成了20.9公里的西部回路、戈丁湖
X100/X120混合环路、Stittsville试验段等实验管段[1]，但时至今日仍无大规模商
业化应用。
我国由于经济的快速发展，以及特殊的国情，客观上无法如欧美等国
一样可以允许数年甚至更长的实验测试。
材料的使用急需寻找一种加速实验方法，来对于材料的耐久性进行快速评价。
我国由于经济的快速发展，客观上无法如欧
美等国一样可以允许数年甚至更长的实验测试。
材料的使用急需寻找一种加速实
验方法，来对于材料的耐久性进行快速评价。
3、耐久性加速实验
研究表明[2]，影响材料耐久性主要有两个因素：第一、力学因素：受力下的
蠕变和疲劳。
第二、环境氢的渗入。
力学因素的耐久性研究已经有了悠久的历史，对于长期受到循环载荷的工程器件，一般都采用疲劳试验来验证材料的力学性能
的老化。
但是，材料在环境中的性能的老化还同时受环境氢渗入的影响。
氢的进
入不仅能严重的影响钢的力学性能，还能严重影响材料的耐腐蚀或应力腐蚀性能。
大量研究表明，内含氢能明显促进腐蚀和应力腐蚀[3,4]。
对于高含硫气田而言，氢的作用是不容忽视的。
在湿硫化氢环境中，阴极反
应生成氢原子，在硫化氢的毒化作用下，大量的氢原子不是结合成氢气逸出，而
是以原子态进入钢基体，进而产生氢脆和硫化物应力腐蚀等，即便短期不发生开
裂也将对于钢的力学性能和耐腐蚀、耐应力腐蚀性能产生影响。
而据统计结果[2]，对于一般的集输管线或静态管柱，由力学作用而引起的性能降级时间较长，一般
会在20年以上才会显现。
因此，在高含硫气田的耐久性评价中，氢的渗入是最
主要的评定内容，如果管柱或管线的设计寿命小于20年，可以不对进行疲劳等
力学作用耐久性测试。
实验室一般采用高温渗氢或电化学充氢引入氢。
褚武扬等[5]研究表明，采用
电化学充氢方式模拟硫化氢环境中的腐蚀测试，结果表明电化学充氢可以很好的
模拟材料在硫化氢环境中所产生的氢脆和应力腐蚀。
电化学充氢可以迅速的引入氢，使得材料内部的氢含量达到长期使用后的陷阱氢水平。
将一段从普光气田截
取的已在现场应用两年的L360QCS管道与原始L360QCS及电化学充氢L360QCS钢的陷阱氢浓度数据对比如表1，数据表明，充氢过后的样品中的氢浓度接近于使
用2年的管道氢浓度。
但是对于一些氢渗透系数较低的合金材料，高温下氢渗透
系数将远大于工作温度，高温渗氢可以有效加速氢的进入，为研究提供便利，因
此也需要得到重视。
对于钢的耐久性加速实验，并非每种钢都有必要进行。
决定是否进行耐久性加速实验的
最重要的指标是氢渗透系数。
这里面分为三种具体情况：
1）对于一些氢渗透系数极高的钢，氢渗透管壁仅需几个小时或者几天，则无需做进一步
的耐久性加速实验。
2）对于一些氢渗透系数极低的材料，如某些耐蚀合金，由于在预定的使用年限以内氢渗
透的距离远低于管壁的厚度，无法影响钢的实际使用效果，因此也可以不必考虑。
3）介于以上两种情况之间的材料，在常规的实验过程中无法对其氢渗透后的性能进行评估，而氢的渗透又会在材料的服役期间影响材料的性能，就需要通过实验专门评估氢的影响。
4、结论与建议
1）高含硫气田材料选择过程中，应考虑实际使用情况，开展耐久性评价实验；
2）充氢方法是开展耐久性实验的有效加速方法。
参考文献：
[1] 王晓香，超高强度管线钢研发新进展，焊管，2010,33（2），5-12
[2] H. Nykyforchyn, E. Lunarska, O.T. Tsyrulnyk, K. Nikiforov , M.E. Genarro, G. Gabetta, Engineering Failure Analysis 17 (2010) 624–632
[3] Yang Q, Qiao L J, Chiovelli S. Effects of Hydrogen on Pitting Susceptibility of Type 310 Stainless Steel Corrosion, 1998, 54(08): 628-634.
[4] Qiao L J, Chu W Y, Mao X Y, The role of hydrogen in stress-corrosion cracking of austenitic stainless steel in hot MgCl2 solution, Metall. Mater. Trans. A, 1995(26), P.1777-1784
[5] 褚武扬，吕荣邦，乔利杰，王燕斌，油井管钢氢致开裂门槛值研究，金属学报，1998,34（10）,1077-1083。