天然气管道用缓蚀剂应用技术

本文根据Longwell提出的剂雾化浓度公式,计算输气管道中缓蚀剂浓度分布公式,然后根据某石油公司的实验测试数据对浓度分布公式中的一些不确定的常数进行修正,经检验计算结果的平均误差为16%左右,基本符合要求。     

CPI-5缓蚀剂在酸性气田的现场应用

根据QHSE体系及其安全要求,以油气集输管道复配型缓蚀剂CPI-5现场应用为例,介绍了现场缓蚀剂应用流程。首先研究目标酸性气田用缓蚀剂与气田水、消泡剂、酸、碱、盐等配伍性,然后在模拟工况下采用高温高压釜评价缓蚀剂及配伍性对缓蚀性能的影响,测试合格后,才能进行现场加注和测试评估。结果表明：CPI-5缓蚀剂对油气输送管道具有优良的防腐效果,室内和现场测试都可将平均腐蚀速率控制在0．076mm／a以下,对抑制CO2和H2S腐蚀具有突出的效果,适用于CO2和H2S单一或混合的腐蚀环境的防腐,现场加注方便,经济合理,实验工艺和试验方法满足QHSE体系文件。     

氢通量技术在缓蚀剂效果评价中的应用

为了有效检测塔里木油田缓蚀剂在管道中的应用效果,更好地指导现场缓蚀剂的筛选及加注,对目前应用的监测技术进行分析,指出现有监测方法存在的问题,引进具有无损、实时、全周相等优势的氢通量监测技术。现场试用结果表明,氢通量技术能够快速、准确、稳定地测出现场管线腐蚀数据,与挂片数据、缓蚀剂残余浓度数据具有一定的相关性,满足管道中缓蚀剂效果的检测,可以有效地用于含硫区块缓蚀剂效果跟踪评价。     

油气混输海底管道缓蚀剂评价研究及优化建议

在反应釜中进行挂片腐蚀试验,利用质量损失法测试与海底管道相同材质的金属材料的腐蚀速率,研究在不同工况下缓蚀剂对海底管道的缓蚀效果。试验结果表明,不同工况下在高温高压模拟的海底管道中添加一定量缓蚀剂后,气相和液相缓蚀率均高于85%,腐蚀速率均低于0.025 4 mm/a,为低度腐蚀。对比海底管道往年评价结果,评价数据差异较大,为验证差异原因,按照现场水质情况配制模拟水进行试验。试验结果表明,两次评价结果存在差异,而且主要源于现场水样中残存的缓蚀剂含量不同所致。提出取样间隔时间、药剂注入浓度和海底管道运行等方面的优化建议,以延长海底管道的运行寿命。     

缓蚀剂预涂膜技术应用于普光气田

缓蚀剂预涂膜采取2个清管球夹带缓蚀剂的方法对管道进行预涂膜,利用氮气推动清管球,控制好清管球移动速度,达到涂膜均匀的目的。缓蚀剂预涂膜主要使管壁与缓蚀剂接触5～10 s,在管道的内壁形成一层0.1 mm厚的保护膜,有效地阻止酸性气体对管道的腐蚀。缓蚀剂预涂膜操作分为3个步骤:清管、柴油打底及预涂膜。管道缓蚀剂预涂膜技术有效地控制了普光气田酸气管道的腐蚀,避免了腐蚀介质和管壁的直接接触,减缓管道的腐蚀速率,最大程度地保护了管道,为管道的安全运行打下了坚实的基础。     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

水平入地管道缓蚀剂加注位置优化研究

在长输管线中,弯头是一种常见管件型式,利用ANSYS-CFX软件将水平管段、竖直管段和90°弯头组合成水平入地管道模型进行数值模拟,从缓蚀剂在弯头内部如何分布这一角度探讨缓蚀剂在水平入地管道模型中的运动规律和分布情况,然后根据数值模拟的结果改变缓蚀剂加注位置,得到结论:因受重力沉降作用,水平管段的缓蚀剂最难均匀分布,管道顶部覆盖缓蚀剂最少;在竖直管段管道内部气流扰动形成涡旋,有利于缓蚀剂均匀附着在管道内壁面;缓蚀剂加注位置设置在竖直管段,利用竖直管段的几何机构制造涡流,能够增加缓蚀剂均匀覆盖的机率,出口水平管道缓蚀剂覆盖管壁效果最好。     

缓蚀剂在输气管道中分布规律的数值模拟研究

基于流体动力学理论,建立U形管道气液两相流模型,采用数值模拟法分析了缓蚀剂在管道内的分布规律,探究了管径、入口速度、缓蚀剂体积分数、液滴直径、黏度对缓蚀剂分布规律的影响。实验结果表明,由于重力因素,缓蚀剂在水平管道顶部的含率逐渐下降,在水平管道底部的含率逐渐增加;在弯管处天然气会产生二次流动现象,在二次漩涡与重力共同作用下使缓蚀剂在下弯管顶部含率逐渐增大,在上弯管顶部含率逐渐减小;当管径、入口速度、黏度越大,缓蚀剂体积分数、液滴直径越小时,缓蚀剂沿着管道轴向方向含率变化相对较小,在径向位置处管道顶部与管道底部含率差值较小,有利于缓蚀剂在管道中均匀分布;在实际工程中,应通过控制缓蚀剂体积分数调整缓蚀剂在输气管道中的分布状况,这种做法操作简单,而且成本低、效果明显。     

大庆徐深含CO_2气田地面集输管道防腐措施效果评价

对大庆油田升深2集气站和徐深1-1集气站采气管道进行了碳钢加注缓蚀剂动态防腐措施效果评价。评价结果表明,碳钢加注缓蚀剂动态防腐措施能够满足徐深含CO2气田地面集输管道的现场防腐工艺要求,防腐措施得当,防腐效果良好。     

抑制CO2腐蚀的缓蚀剂室内筛选

利用挂片失重试验方法研究了CO2腐蚀环境中的腐蚀介质、缓蚀剂质量浓度以及时间对缓蚀剂缓蚀率的影响规律.试验证明缓蚀剂A和C对抑制CO2引起的天然气管道内腐蚀有很好的效果,从而为上述缓蚀剂应用于现场提供了技术基础.     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,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,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。     

电潜泵井防腐工艺探讨

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司文留油区电潜泵井腐蚀较为严重,腐蚀程度达到Ⅳ级以上的电泵井占统计总数的22.9%。电泵机组使用缓蚀剂,因不能预膜处理,总体上虽有一定效果,但易腐蚀部位防腐效果较差。在电泵机组应用牺牲阳极保护装置之后能使电泵机组和油管不再被腐蚀,只有当防腐器上的较活泼金属消耗完后,电泵机组和油管才会发生电化学腐蚀。缓蚀剂对电泵机组和油管的防腐具有均衡性,牺牲阳极保护技术对油管的防腐具有重点性,将二者结合使用,可取得较好效果。牺牲阳极防腐装置工艺简单,安装方便,缓蚀率高,对地层无伤害,能有效减少井液对电泵机组和油管管柱的电化学腐蚀,降低腐蚀速率,延长电泵机组和管柱的使用寿命。     

SD03缓蚀剂的成膜性能及影响因素研究

通过腐蚀失重、扫描电镜和能谱分析等方法,模拟"三顶"冷凝冷却系统腐蚀环境,研究了改性咪唑啉缓蚀剂SD03在金属材料表面的成膜性能以及影响缓蚀剂成膜的因素。结果表明,缓蚀剂SD03的用量在20μg/g以上、pH值为5~7的条件下对碳钢表面形成的保护膜的致密性和均匀性较好,具有很好的缓蚀效果。同时研究发现缓蚀剂SD03在Cr5Mo材料表面的成膜规律与碳钢相似。     

湿气管道内涂缓蚀剂防腐效果评价探讨

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。     

气井井下挂片腐蚀监测工艺研究及应用

随着越来越多酸性气藏的开采,井下防腐及腐蚀监测日益重要。传统的井下挂片腐蚀监测是将腐蚀挂片安装在固定式油管短节内,挂片必须随油管一并入井和起出,监测深度固定,井下挂片腐蚀监测以及结果分析受限于修井作业时机。针对传统井下腐蚀监测缺点以及目前现场腐蚀监测需求,通过技术攻关研究,自主研发出一种用于气井井下腐蚀监测的工具。室内评价及现场试验表明,该工具性能可靠,实施方便,能更真实更直观地评价井下腐蚀状态,实用范围广,具有腐蚀监测深度调节方便、试片数量和类型可调等优点。现场成功应用为气井井下防腐以及选择合理的修井作业时机提供直接依据,大大降低了气井井下腐蚀监测成本,减少了大修作业,对气井安全生产也具有重要的意义。     

天然气管线内腐蚀影响因素分析

针对天然气管线内腐蚀的四种主要因素：Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂及水,建立了相应的数理统计中的单、双因素方差分析的数学模型,利用现场第一手资料及数据分析得到Ｈ２Ｓ,ＣＯ２、缓蚀剂、水及它们的组合对于管线内腐蚀所起的作用。根据分析得到的结果提出了相应的改进天然气管线防腐方法及措施。     

酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术及应用

目的利用气田水分析、现场腐蚀监测/检测等方法形成酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术。 方法在实验室考查了缓蚀剂残余质量浓度分析、超声波测厚、电化学探针等方法的有效性。 结果缓蚀剂残余质量浓度标准曲线拟合值相关系数在99.9%以上、超声波测试结果相对误差最高在0.67%、电化学探针作为评价缓蚀剂的效果手段具有相当的灵敏性。 结论利用形成的酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术,在龙王庙某原料气管线开展应用,结果表明可以有效评价缓蚀剂现场应用效果,评价结果与现场腐蚀检测结果相吻合。      

普光气田集输管线防腐蚀技术研究

普光气田地处山区,地势险峻、地质条件极其复杂,且为高含硫化氢气田,其集输埋地管线已受到了严重的内外壁腐蚀。针对由于土壤的侵蚀带来的外壁腐蚀,研究了防腐涂层和阴极保护方法;针对主要是H_2S/CO_2腐蚀的内壁腐蚀,首先从抗硫管材上进行了选择,其次对缓蚀剂加注量进行了优化,同时采用腐蚀监测数据对比分析法,使管壁的腐蚀得到了防护和监控。     

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崖１３—１气田处于我国南海热带气候区,全年气温高,海浪大,受台风和热带风暴影响。崖１３—１气田的主要工程设施包括井口平台、处理平台、香港输气管线、海南输油管线、香港终端站和海南终端站;其生产设施设计的处理能力为１１３２×１０４ｍ３／ｄ;其生产、处理及集输工艺设备主要分布在海上平台,南山终端、香港终端及海底输油（气）管线。简要介绍了崖１３—１气田生产处理设施的设计参数,工艺流程设备及处理能力、处理工艺等。