普光气田集输站场排污管线腐蚀与对策

普光气田是国内首次大规模开发的高酸性气田,H_2S体积分数平均为15%,CO_2体积分数平均为8.6%,且气井普遍产出地层水。溶解了H_2S和CO_2气体的产出水进入集输站场排污管道,再加上其中富含氯离子和微生物等腐蚀介质,使得该部位抗硫碳钢A333管材腐蚀条件恶劣。室内电化学和模拟工况试验评价分析表明,A333钢在该环境下耐蚀性较差。针对排污管线存在的腐蚀风险开展了防腐蚀试验,结果表明,A333钢须与缓蚀剂配合使用才能满足高酸性气体环境下的腐蚀控制要求。同时开展了替代管材(耐蚀合金、涂层和柔性复合管)的研究和筛选,为同类高酸性油气田集输站场排污管线的选材和防腐蚀方案制定提供借鉴和参考。     

元坝气田产出水集输系统腐蚀特征及防护措施实践

元坝气田是国内首个超深高含硫生物礁大气田,高产量的同时也伴随大量产出水。随着开发的进行,腐蚀问题日渐明显。介绍了元坝气田产出水集输系统的腐蚀问题及防护措施实践:按腐蚀破坏形态分类,目前元坝气田产出水集输系统的腐蚀属于局部腐蚀;抗硫碳钢无法在高含硫气田产出水集输系统单独使用,添加缓蚀剂可以使抗硫碳钢的使用寿命延长;管道停运期间因介质不均匀性增强,易导致腐蚀加剧。此外,气田开发生产过程中,因传统的定点在线腐蚀监测技术对点蚀、孔蚀等局部腐蚀受限,应全面引入射线检测、超声波测厚等无损检测手段,弥补定点监测的缺陷。      

元坝气田地面集输系统缓蚀剂应用及效果评价

元坝气田属于高含硫气田,地面集输系统采用改良的全湿气加热保温混输工艺,管道采用耐硫腐蚀碳钢与缓蚀剂配套的保护方案。在管道投用前期为加强防腐蚀,缓蚀剂加注量往往偏高,随着系统中水气比的升高,加注过量的药剂直接导致生产成本与后期残液处理成本增加。该文阐述了元坝气田地面集输系统现场缓蚀剂使用情况,通过对比分析现场缓蚀剂使用效果及实验室数据,得到目前元坝气田地面集输系统用缓蚀剂缓蚀效果良好的结论,同时进一步提出了可优化调整缓蚀剂的方案,在保障气田安全生产的同时达到降本增效的目的。     

普光高含硫气田湿气集输与安全环保配套技术

普光气田采用湿气加热保温输送工艺,通过控制集输工艺参数,再辅以合理地选择管材,使用高效缓蚀剂和腐蚀监测设备,定期清管排液等技术措施,有效控制腐蚀和安全风险。泄漏监测、联锁关断等安全控制技术的综合应用,实现了普光高含硫气田的安全平稳生产。产能测试采用热解焚烧技术,使硫化氢在高温下转换成低污染的硫氧化物。热解焚烧炉内温度>1 350℃,含硫天然气燃烧效率≥99.99%。监测分析表明,试气过程中井口附近大气中S02浓度为0.007～0.465 mg/m3。采用气提—氧化—沉淀三级除硫工艺和地层回注技术实现了污水零排放,有效保护了气田环境。     

伊朗M油田原油转输管线腐蚀的对策

伊朗M油田高含硫化氢、二氧化碳和氯盐,在油田投产后不久,多条单井转输管线就发生腐蚀穿孔.管线腐蚀原因有以下几个方面:原油中硫化氢、二氧化碳和氯离子形成了复杂的酸性腐蚀环境;PSL2-L245NS管材抗氯离子腐蚀效果不佳;缓蚀剂筛选实验时偏离实际介质环境和缓蚀剂的油溶性选择错误;转输管线内介质流速对管线腐蚀的影响.解决原油转输管线腐蚀问题要控制转输管线内油水分离形成酸性腐蚀环境,进行防腐缓蚀剂的研究及筛选,研究选用适用于高含硫化氢、氯盐和二氧化碳原油介质的新材料.     

高酸性条件下元素硫对碳钢腐蚀的影响

天然气中硫含量超过一定温度、压力条件下的溶解度会导致气井中发生硫沉积,当元素硫大量沉积时,会堵塞流体通道.导致关井停产以及采输系统的严重腐蚀。为此,采用电化学极化测试、电化学阻抗测试和失重腐蚀及应力腐蚀测试的组合体系,全面系统地开展了元素硫存在条件下碳钢的腐蚀性能试验,进而模拟了元素硫在现场可能出现的沉积方式,弄清了元素硫沉积量、沉积方式对碳钢腐蚀性能的影响及腐蚀垢物的组成。结果表明:①元素硫与试样的接触程度和堆积形式对碳钢的腐蚀行为有重要影响;②元素硫的存在促进了碳钢的阴极反应;③硫的加入会改变腐蚀产物膜的结构,降低膜的电阻,增大腐蚀速率。最后结合电化学及失重腐蚀测试结果,明确了碳钢在含氯化物湿硫化氢环境中的腐蚀机理,为元素硫沉积工况下的材质选择、缓蚀剂应用、腐蚀监测及控制提供了技术支撑。     

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。     

湿气管道内腐蚀直接评估法在靖边气田的应用

靖边气田属于中含CO_2,低含硫气藏。采出天然气中含有CO_2,H_2S和高矿化度水等腐蚀性介质,会对管线内部产生一定的腐蚀,随着投运年限的不断增加,腐蚀程度也随之加剧。本文主要阐述了WG-ICDA(湿气管线内腐蚀直接评估方法)在靖边气田天然气管线上的应用效果,并通过管线取样检测方式对检测结果进行准确性验证,明确了WGICDA在靖边气田采气管线全线内腐蚀检测中的适用性。     

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。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

海洋气田硫化氢腐蚀研究

本文研究了硫化氢对管道的腐蚀及影响因素,并根据某海洋气田开发中防硫化氢腐蚀的要求,对管材的选择进行分析,并提出了选择合适的腐蚀裕量,采用合理的管材选择方案,注入适当的缓蚀剂,设计合理管线管径控制气体流速,对天然气集输海底管线进行定期清管与完善腐蚀监测系统等防止硫化氢腐蚀的措施,使管线能够安全、平稳和正常运行。     

浅谈高含硫气田的集输工艺技术

简要介绍了高硫气田硫化氢的危害性及其腐蚀机理,概述了高含硫气田集输工艺技术.高含硫气田集输工艺技术主要包括高含硫干气输送、高含硫天然气分子筛脱水、系统防硫堵、防腐蚀技术及抑制水合物技术等主要内容.     

S-Y气田集输工艺装置腐蚀与位移控制措施

S-Y高含硫气田地面管线腐蚀以内部坑蚀、点蚀为主,积液管线内部腐蚀严重;地面管线高温运行,形成热应力集中,导致地面阀门抬高、汇管发生位移。为有效控制高含硫天然气对地面管线、设备腐蚀以及地面管线高温运行发生位移,在对其腐蚀机理和地面工艺防腐的适应性分析,以及对高温运行发生位移应力计算分析基础上,通过优化调整缓蚀剂加注制度,更换关键部位管线材质;对管线应力泄放适应性技术整改。现场运行情况来看,地面管线腐蚀得到了有效控制,地面管线受热膨胀产生的应力得到了有效释放,控制在了规定范围内。     

元坝高含硫气田地面系统腐蚀主控因素研究

元坝气田天然气中高含H2 S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂.为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2 S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法.通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度.结果表...     

大型高含硫气田安全开采及硫磺回收技术

我国高含硫天然气资源丰富,开采潜力大,但其资源利用面临腐蚀性强、成本高、毒性大、事故后果严重等难题。为此,总结了中国石油天然气集团公司近年来在深层高温、高压、大产量高含硫天然气开采中产能测试、完井及改造、集输与腐蚀控制、脱硫与硫磺回收、安全环境风险防控等方面开展技术攻关所取得的创新成果：①高含硫气井产能测试技术非稳态测试用时减少50%,平均误差为7.5%,试井测试深度达7 000 m,硫化氢测试含量达230 g/m³;②高含硫气井完井裸眼封隔器分段工具的分段级数达12级,不动管柱水力喷射分段工具的分段级数达9级;③高含硫气田气液密闭混输工艺和腐蚀控制技术体系长效膜缓蚀剂的膜持续时间为45 d;④高含硫天然气净化技术体系的改良低温克劳斯硫磺回收工艺的硫磺回收率达99.45%,高含硫天然气脱硫技术及工艺计算模型的有机硫脱除率达85%,催化剂硫化氢的转化率为96%,总硫转化率为98%。最后还提出了加快建设高含硫气田开采国家级研发平台以推动本领域技术进步的建议。     

浅析元坝超深高含硫气田钢丝试井作业技术

近年来,为评价元坝区块气井产能及动态储量,分析储层的渗流特征及近井带污染状况,为气藏的开发调整、储量评价及工程措施提供依据;元坝气田开展了含硫气井动态监测施工。由于井口压力较高,硫化氢含量5%～10%,元坝气田动态监测一般选用防硫钢丝输送电子压力计进行测试;作业过程中井筒内含硫固相物或地层产出杂质附着在钢丝表面,上提钢丝过程中,含硫固相物或杂质在钢丝密封控制头内堆积,造成钢丝遇卡成为元坝气田动态监测施工难题     

缓蚀剂加注工艺系统研究

加注缓蚀剂是减缓酸性油气田井口、设备及管道电化学腐蚀的主要技术措施之一。三十多年来四川各大气田在含硫气井上采用滴注缓蚀剂，在输送含硫气管线上采用泵注缓蚀剂，效果还比较理想。90年代初期开发四川磨溪气田时，采用同样的方法加注缓蚀剂，投产不到5年，井下及地面设备、管线就受到严重腐蚀，威胁到气田正常生产。其主要原因之一是对缓蚀剂的加注成膜机理不了解，仅按以往经验数据决定加注量，再加上磨溪含硫气田天然气中不含凝析油，含有高氯离子盐水加速了腐蚀。本课题针对含硫气田高矿化度盐水腐蚀问题，进行了缓蚀剂成膜机理分析、加注量计算及加注工艺研究，提出了包括加注工艺流程和装置在内的缓蚀剂加注工艺技术设计和实施方案，完成了施工图设计。并将这些方案及设计推广使用在川内其它酸性气田上，取得了较满意效果。     

夏—百天然气管道内腐蚀缓蚀剂的筛选

使用缓蚀剂是最常采用的天然气管道内腐蚀控制方法之一。新疆油田夏—百天然气管道内腐蚀较为严重,通过对国内20种缓蚀剂进行筛选,由室内实验及现场应用表明,MY—809A缓蚀剂对夏—百天然气管线具有明显的抗腐蚀作用,可延长管线的使用寿命40年以上,每年可增输天然气10 500×104m3,平均减少大修费用10万元。     

含CO_2和H_2S高流速集输管线的缓蚀剂研发与应用

为解决油气田开发过程中碳钢管线的腐蚀问题,研制开发了一种针对含CO_2和H_2S高流速条件下天然气管线的高效缓蚀剂。在实验室用高转速反应釜对该缓蚀剂的性能进行评价,同时对其物理化学性质、凝析油存在时的乳化倾向以及与其他材料的相容性进行评价。新型缓蚀剂表现出比常规缓蚀剂更好的性能,缓蚀效率高于96%,凝固点低,没有乳化倾向,与其他材料配伍性好,该产品作为油气田开发中管道内腐蚀缓蚀剂在现场得到了成功应用。     

靖边气田“硫水耦合”现象的成因与启示

靖边气田膏岩稳定发育,地层水和硫化氢分布局限,气田富硫区不受膏岩控制,而与富水区叠置耦合。通过模拟实验和地层埋藏演化史分析,从硫化氢生成条件及地层流体运动学角度探讨了这一现象的成因。结果表明,地层水对硫化氢生成的控制作用和储层强非均质性导致的气水分离不彻底是 “硫水耦合”的关键。该问题的研究说明：①靖边气田含硫天然气生成过程始终受地层水控制;②现今硫化氢分布是气水分离结果,并受储层非均质限制;③揭示地层水体分布的局限性可能是形成我国低含硫气田的一个重要机制。