川中天然气净化处理装置腐蚀因素及对策分析

根据川中天然气净化装置目前腐蚀现状,分析了影响天然气净化装置原料气、酸气、Claus回收、硫磺成型等系统以及设备外部腐蚀的因素,说明了腐蚀发生的主要区域。通过对腐蚀相关因素的分析,并结合腐蚀和防腐机理,对目前净化厂防腐措施的工作提出了一些建议。     

浅谈湿H_2S腐蚀环境下静设备选材要求

本文依据腐蚀机理,阐述了在湿H2S腐蚀环境下静设备选材的相关要求。     

浅谈H2S气体对井下测试工具的腐蚀特性及对策

针对含H2 S气井中 ,H2 S对测试工具腐蚀严重情况 ,分析了H2 S等腐蚀介质与地层水共同形成的腐蚀环境对测试工具的腐蚀机理 ,以及温度、H2 S浓度与金属腐蚀速率的关系 ,提出了合理的对策。     

油管钢的H_2S/CO_2动态腐蚀行为

在模拟油田CO_2/H_2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO_2和H_2S分压对N80和P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在试验参数范围内,随着温度、CO_2分压和H_2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

中国硫化氢天然气研究

本文以系统性综合研究的方法,对天然气中硫化氢的成因及成因机制进行了多方面的探索和研究,分析了不同成因H2S的成因模式（介于理论和实际之间）。确定了区分不同成因H2S的判别方法和指标。通过对我国已知三大H2S气田（藏）（赵兰庄、卧龙河、罗泉-大王庄）进行解剖,进而建立了两种成因三种类型的H2S成因模式（实际模式）,为H2S预测模型的建立奠定了基础,最后通过预测模型、对中国可能的H2S分布进行了预测,认为中国中部和东部是H2S天然气的主要分布区。     

海上油气田CO_2/H_2S腐蚀控制

根据中国海洋石油南海西部各油气田的实际情况,结合水质特点分析了采油平台、输油管道、水处理系统和生产管汇腐蚀的原因以及影响因素。阐述了海上油气田腐蚀机理,提出了海上油气田开采的防腐蚀措施。     

N80油管钢在CO_2/H_2S介质中的腐蚀行为研究

长庆某气田CO2和H2S典型体积含量分别为1.4%和2.6×10-6,属微含硫干气气藏。通过现场挂片试验,采用失重法、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)及X射线衍射(XRD)等,对N80油管钢在现场试验条件下的CO2/H2S腐蚀行为进行了研究。结果表明,腐蚀速率平均为0.0302mm·a-1,属中等程度腐蚀,且以局部腐蚀为主;腐蚀类型以CO2酸性腐蚀为主,腐蚀产物主要为FeCO3和Fe2O3,微量H2S的存在对腐蚀未产生明显影响;XRD同时检测出MgSO4,说明天然气井还具有结垢趋势。     

川东气田油管腐蚀及对策

川东气田气体一般含有比Ｈ＿２Ｓ、ＣＯ＿２、Ｃｌ常造成油管腐蚀穿孔，乃至油管断落等复杂情况。文中针对川东气田各种腐蚀现象，结合川西北等地区的腐蚀情况，分析了腐蚀原因和机理，提出了选择合金钢作采气管材和使用缓蚀剂及油管内涂层等防腐对策。     

关于酸性水汽提装置设备腐蚀问题及对策

文章论述了酸性水汽提装置中，工艺管线、冷换设备的腐蚀情况及主要腐蚀部位，剖析了腐蚀原因，提出了对策。     

压力和反应时间对H_2S消除剂腐蚀控制的影响

在油水混合物中亚硫酸酯分解、疲劳腐蚀和电化学腐蚀是H2S影响的一些实例.为保护管线和井设备,必须将这类气体降低到最小值.一种最好的方法是用H2S消除剂.研究压力和反应时间对H2S消除剂腐蚀控制效率的影响有极高的价值.本文用试验方法研究了在不同压力下消除剂与H2S反应效率的变化情况.为得出其对消除剂性能的影响,研究了气体浓度与反应时间的关系.结果表明大部分消除剂消耗H2S发生在最初的5 min,在反应发生后降低压力会降低消除剂的效率.消除剂浓度也是一个变量,当采用大比率(600:1)消除剂后,H2S浓度明显降低,但该比率超出了推荐标准.     

气田腐蚀与防腐技术

气田之产物除了天然气、凝析油外，常伴随有水、Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、盐分、酸、沉积物等腐蚀性物质，这些腐蚀性物质对气田开采大量采用的钢制设备具有很强的腐蚀性。一旦发生腐蚀破损，不仅造成经济损失，而且危及人身安全。因此正确实措防腐蚀技术是保证气田安全生产的重要举措。本文着重探讨酸性天然气－气田水腐蚀的现象和类型；气田钢制设备腐蚀破坏的特点及典型破坏事例；影响腐蚀的因素及其防腐蚀措施。     

加工含硫原油设备腐蚀状况及有关对策

随着外油加工量的增加,中国石化股份有限公司广州分公司的生产装置和储运系统的硫腐蚀问题日益突出。文章对该公司低温部位、高温部位以及油罐和输油管线的几种突出腐蚀情况及有关对策进行了介绍。经过完善“一脱三注”工艺、合理选材和对储油罐来取涂料-电化学联合保护等措施后,使腐蚀问题得到了缓解。     

天然气中硫化氢的测定方法及影响因素分析

硫化氢为剧毒气体,也是强腐蚀性物质,对气田作业区域的安全构成威胁,为保障气田安全开发,有必要对天然气中硫化氢进行定期监测。对实验室目前采用的亚甲蓝法、碘量法和快速检测管法3种硫化氢检测方法进行了说明,并对这3种方法中影响结果准确度和精密度的因素进行了分析,认为应根据天然气高含硫的特点,结合现场检测条件和实验室分析要求,正确选择硫化氢检测方法。     

永22潜山含H2S井试气工艺技术

H2S对人体具有致命的毒害，对金属设备亦有严重的腐蚀作用，在高含 H2S井试气作业时，为确保安全施工，开发出含 H2S井试气设备配套技术、安全监测与防护、完井工艺等配套技术，并成功应用于永15井、永22井，有效地解决了含 H2S井试油气工艺技术存在的技术难题。     

天然气脱水剂中H_2S的脱除

采用乳化液膜法对含H2S的天然气脱水剂乙二醇溶液进行了脱硫试验研究。考察了表面活性剂浓度、流动载体浓度、油内比、制乳时间、内相溶液浓度、乳外比、乙二醇初始硫含量等因素对乳化液稳定性和脱硫率的影响,获得了试验范围内最佳的乳化液配制和传质分离条件,脱硫率可达到97%以上。     

含H_2S气田污水对20钢的腐蚀研究

对20钢在含较高H2S污水中的腐蚀状况进行了试验研究,从材质、水温、溶解氧以及水的p H值变化等方面分析了导致20钢腐蚀的因素。试验结果表明,20钢的金相组织主要为粗大和片状珠光体以及铁素体,同时还存在偏析和夹杂现象,在60℃时腐蚀严重,并呈现先结垢后腐蚀的特点;水中氧的存在使得20钢不易生成钝化膜,加速了腐蚀,p H值在较小范围内下降也会使20钢的腐蚀明显变大。     

炼油装置静设备的腐蚀防护—席谈

在炼制含硫原油条件下,对炼油设备如何更好地进行腐蚀防护,介绍了一些经验及认识,对从事设计及设备管理的专业技术人员有一定益处。     

普光气田高含硫天然气粘度计算模型优选与评价

通过试验可以测定高含硫天然气的粘度,但费用高,危险性大.以室内试验数据和Elsharkawy提供的测试数据为基础,采用未校正的Dempsey模型、Lee模型、LBC模型、DS模型、Londono模型,以及YJS校正法、Standing校正法和Elsharkawy校正法,计算了普光气田高含硫天然气的粘度,并与试验测试值进...     

酸性气田地面集输工程调查研究

磨溪气田是典型的酸性气田，投产5年多来，集输工程中出现了一些问题，由四川石油管理局勘察设计研究院组织、四川石油管理局川中油气勘探开发公司参加的磨溪气田地面集输工程调查小组于1996年11～12月在四川磨溪气田进行了实地调查，对投产的14个集气站场及部分单井（250井）的工艺流程及主要设备进行了详细地考察，特别是针对在高矿化度盐水及合H2S、CO2等腐蚀介质条件下所产生的问题，提出了整改措施。     

利用水溶性聚合物防止油井水泥H2S腐蚀的研究

基于水泥石防腐机理,合成出一种水溶性低分子聚合物FH,其遇强酸固化成膜.将FH加入水泥浆后,能有效阻止H<,2>S气体的入侵.对常规水泥、加砂水泥和掺有水溶性聚合物FH的加砂水泥进行H<,2>S腐蚀试验,测定水泥石被腐蚀7 d后的外观变化、腐蚀深度和抗压强度的变化,通过扫描电镜观测、X-射线衍射分析研究了水泥石受腐蚀后的微观结构与成分.结果表明:水溶性聚合物FH能够明显地改善水泥石的抗腐蚀性能,与石英砂复配使用能达到较理想的防H<,2>S腐蚀效果,腐蚀7 d后水泥石抗压强度变化率仅为5.2%;FH的配伍性好,能与多种外加剂配伍使用,除对早期强度略有影响外,对水泥浆体系无较大影响,掺有水溶性聚合物FH的加砂水泥浆综合工程性能良好.