含硫气田油套管腐蚀与防腐措施

含硫气田在开发过程中,如果产出的天然气中含有H2S、CO2、Cl-等腐蚀性介质,会导致严重的腐蚀问题,极易造成酸性气田开发过程中油套管和集输管线的腐蚀穿孔、断裂等问题,严重影响酸性气田的正常开发和生产,甚至有可能引起H2S气体的泄漏,并进一步导致环境污染、威胁人身安全。在此背景下,文章主要阐述了含硫酸性气田存在的主要腐蚀类型以及油套管的腐蚀机理,在此基础上,分析了主要腐蚀类型的影响因素。另外本文介绍了目前现场常用的几种油套管防腐措施。     

天然气集输缓蚀剂的研究进展

石油天然气中普遍含有H2O、H2S、CO2等腐蚀性物质,在集输、储运过程中常对管线设施造成严重的腐蚀破坏,添加缓蚀剂是应用最普遍且经济特效的腐蚀抑制措施。本文概述了天然气缓蚀剂开发的历史,指出油溶性、挥发性和良好水分散性是天然气缓蚀剂的基本要素,抗H2S、CO2腐蚀的缓蚀剂是理想的天然气集输缓蚀剂。传统的磷酸酯与烷基胺的反应产物、多胺类以及咪唑啉与硫脲的复配物等都有良好的应用效果,其中改性咪唑啉类油溶性缓蚀剂具有优异的抗H2S、CO2腐蚀特性和良好的发展前景。     

浅谈高酸性气田缓蚀剂的应用

高酸气田H2S、CO2存在于油气开采与集输整个过程当中,特别是湿环境下会对碳钢造成严重的腐蚀甚至灾难性的破坏,同时由于H2S具有剧毒,安全风险极大,H2S对钢材具有特殊的SSC、HIC等,一旦地面集输系统由于设备、管道腐蚀而发生泄漏,会带来巨大的人员伤害和经济财产损失。为了控制地面集输系统腐蚀速率,通过加注缓蚀剂的方法对集输管网进行腐蚀防护。     

天然气腐蚀动态模拟与缓蚀剂评价方法研究

天然气富含H2S、CO2、H2O等腐蚀因子,在集输过程中对管道造成严重腐蚀破坏,生产实际中一般都通过添加气相缓蚀剂来解决。目前天然气缓蚀剂的筛选并无统一的标准可以采用,评价时大都沿用水相缓蚀剂的评价方法,评选结果与生产实际要求相差较大。本文通过对天然气管道腐蚀的动态模拟研究,探讨并拟定了天然气缓蚀剂的动态评价方法,该方法比较科学、简单、准确可靠,有参考应用价值。     

室内天然气缓蚀剂评测方法建立与优化

自地层采出的天然气中含有饱和水蒸气及一定量的凝析油和酸性气体,酸性气体（如H2S、CO2）和水蒸气的存在,是造成天然气集输、储运设备腐蚀的主要原因。针对此问题油田常常添加缓蚀剂减缓油田设备腐蚀。本文针对室内研究,建立了天然气缓蚀剂评价方法。此方法直接模拟现场介质条件进行气液两相腐蚀模拟。从试验结果表明,该方法较好的反应了药剂气液两相的缓蚀性能。     

子洲-米脂气田气井腐蚀因素及腐蚀规律研究

随着子洲-米脂气田的大规模开发,产水气井及产水量的逐年增多,因腐蚀而引起的管筒穿孔、断脱,井口及集输管网渗漏问题的日渐突显,给气田生产造成了严重危害和经济损失。为了准确掌握井下油套管腐蚀状况,需要系统分析影响井下管串腐蚀的主要因素、腐蚀程度及防腐效果及进行腐蚀规律研究。本文主要对子洲一米脂气田生产井的腐蚀性影响因素及腐蚀规律开展研究,通过整理检测气田整体区块的气质、水质和凝析油基础物性,结合对井筒的腐蚀挂片试验,通过应用腐蚀机理研究,分析判定了子洲-米脂气田天然气属于微含硫、低含CO2干气气藏,气井存在的腐蚀和结垢趋势,气田腐蚀主要表现为CO2腐蚀,对CO2分压、pH值、H2S、凝析油等主要因素和次要因素进行了系统分析,将来为下一步筛选合理缓蚀剂提供理论依据。     

高酸性气藏环空保护液体系研究及应用

普光气田天然气为高酸性气体,含有大量的H2S和CO2,其中H2S含量最高达17%,CO2含量达10%。针对环空保护液体系长时间与生产管柱接触,容易产生的腐蚀问题,研究试验出一种新型的高酸性气藏环空保护液体系,具有经济高效、有效防治井下管柱腐蚀保护井下工具等特点,在现场应用40余井次,该保护液在普光气田现场应用效果良好。     

高含硫气田防腐技术浅谈

本文主要针对高含硫气田地面集输系统中H2S、CO2等气体腐蚀管道和管输流速等问题,分析了腐蚀产生机理和破坏形式。以此为依据提出各种防腐措施,主要包括:使用缓蚀剂防腐系统,合理选择设备、管道材质,设计合理的流速。各种防腐和在线监测技术的综合应用,对于保障高含硫气田安全生产和运行具有重要意义。     

高含硫气田腐蚀机理及防护

川东北气田是迄今为止国内规模最大的整装海相气田,也是全面开发的高含硫化氢气田,其腐蚀问题不仅直接影响气田开发的正常运行和安全生产,而且可能带来巨大的经济损失和严重的社会后果。为了减缓H2S和CO2等腐蚀介质对地面集输管线和设备的腐蚀,有必要采取相应的腐蚀防护与监控手段。通过对地面集输工程管线及设备的腐蚀状况进行监测,检测防腐的效果,随时掌握系统的腐蚀趋势与动态,及时提供早期的警告、诊断及监测的发展趋势,并预测潜在的问题,及时提供有效的预防措施,从而达到减少停产的可能性。     

大涝坝气田DLK4井集输管线失效原因分析

利用光谱分析仪、金相显微镜、扫描电镜与X衍线仪对大涝坝气田DLK4井集输管线管段腐蚀试样进行了表面形态、腐蚀产物的组成与结构进行分析,研究集输管线腐蚀失效的原因。结果表明,引起管段腐蚀的主要原因是管材长期暴露在高速气体与液体中导致的冲刷腐蚀以及夹杂在天然气中的CO2导致的酸腐蚀,并形成了FeCO3腐蚀产物。     

酸性气田含硫设备检维修作业优化研究

普光气田作为国内首个成功开发的高含硫气田,天然气中H2S平均含量为15．16％,CO2平均含量为8．64％,是目前国内正在开发的含H2S、CO2最高的含硫气田。管道内部附着硫化氢以及硫化亚铁在设备检维修作业过程中存在极大的安全风险,碱水清洗＋钝化剂浸泡的方法在酸性气田的检维修作业中解决该问题中取得了较好的效果。     

普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术

普光气田天然气含有大量的酸性气体,在天然气管道传输的过程中,会对集输管道系统产生严重的腐蚀效果。由于集输管道线路长、沿线地形复杂、人口密度高,一旦出现天然气泄漏现象,会对沿线居民的生命财产安全造成严重的威胁。所以,对普光气田集输管道腐蚀风险进行评估,分析风险产生的原因以及可能危害,采取相应的措施控制集输管道系统腐蚀状况是保障普光气田安全生产的需要,同时也是保证管道沿线居民生命财产安全的需要。     

高含硫气田集输系统腐蚀监测装置优化探讨

高含硫化氢天然气是天然气资源的重要组成部分,元坝、普光等气田的安全、高效开发为我国含硫气田开发积累了很多经验。高含硫气田集输系统通常采用"抗硫钢材+缓蚀剂"的防腐工艺,在集气站场和集输管道采用腐蚀监测设备进行在线监测集输管网的腐蚀速率变化。为了进一步提高腐蚀监测设备的整体使用率,需要整合腐蚀监测资源,开展集输系统腐蚀监测装置的优化工作。     

油气田集输系统腐蚀现状及内腐蚀原因分析

集输管线是油气田生产系统的重要组成部分,而以内腐蚀和外腐蚀为主的腐蚀问题严重影响了集输系统的正常使用,带来了严重的安全威胁及经济损失。该文介绍了油气田集输系统内腐蚀和外腐蚀现状,详细分析了内腐蚀原因,得出了由H2S、CO2和无机盐产生的电化学腐蚀是影响腐蚀主要因素的结论,对腐蚀防护研究具有指导意义。     

采油集输管线结垢及腐蚀机理分析

集输管线是油田中一种不可缺少的生产设备,一旦集输管线出现故障,将会造成采油管网系统无法正常运行,因此必须采用多种措施维护集输管线。对此,本文结合实践工作经验分析了采油集输管线腐蚀与结垢机理,其中腐蚀机理包括溶解氧、CO2、H2S及溶解盐类对集输管线的影响;结垢机理包括含盐量、腐蚀与结垢的相互作用、压力、CO2与PH值、温度对集输管线的影响。此外,本文还对采油集输管线的防腐蚀及防垢技术进行了探讨。     

浅谈含硫天然气集输管网的防腐措施

含硫天然气腐蚀性较强,天然气集输管网的耐硫腐蚀不容忽视。在油田开发的后期生产采集的天然气含硫量不断增加,且含水率也随之增大,这样就会造成H2S与水结合腐蚀管网的情况。同时舍硫的气体具有应得毒性,如果出现泄漏将造成严重的后果,对周边人员安全威胁较大。所以目前高含硫的天然气管网建设中防腐问题就成为重点。本文介绍了含硫天然气集输管网的腐蚀机理,指出水的存在是含硫天然气产生腐蚀的前提条件,从管网材料的选择、架设、腐蚀剂的筛选等方面阐述了管网的防腐蚀措施。     

浅谈AB PLC在高酸气田的应用

普光气田是国内迄今为止规模最大、含H2S和CO2浓度最高的特大型海相整装气田。通过介绍ABPLC的功能,在普光气田集输系统撬装设备及SIS系统中的应用,以及运行10年以来相关控制器的运行情况,可见ABPLC运行极其稳定,可为同类气田的开发提供借鉴。     

高含CO_2天然气集输管道的防腐治理对策研究

油气开采中,石油与天然气中均存在CO2(二氧化碳),其会使地面集输管道出现不同程度的腐蚀,不但会导致油气田开发过程中巨大经济损失的发生,而且,对环境还造成了不小的污染。笔者根据自身工作经验,首先指出了影响CO2腐蚀的具体因素,其次,对高含天然气集输管道的防腐对策进行了分析研究。     

天然气净化厂污水处理系统设备腐蚀机理的分析

天然气采集过程中注入甲醇以防止水合物的生成,由此产生含甲醇污水,含甲醇污水对系统装置中的设备产生严重腐蚀。本文对含醇污水的水质进行测定和分析,测定、分析结果表明:H2S、CO2含酸性组分,以及HCO3-、Cl-、Fe3+离子是设备产生腐蚀的主要因素。在此基础上,进一步分析、研究腐蚀主要因素的腐蚀机理,其分析、研究结果表明:H2S、CO2含酸性组分、以及HCO-、Cl-、Fe3+离子,在不同温度、不同PH、不同流速下都对设备产生不同程度的腐蚀,而且,H2S、CO2和Cl-会相互作用,发生联合作用,加速腐蚀。     

高酸性天然气中有机硫脱除溶剂（CT8-20）的研究

针对川东北高酸性气田天然气中有机硫含量有可能升高的问题，通过技术攻关，研究开发出了CT8—20脱硫溶剂，主要用于从高含H2S和CO2的天然气中脱除有机硫。该脱硫溶剂主要有3个特点：（1）具有较高的H2S脱除效率，净化气中H2S含量可达到GB17820—1999规定的一类天然气指标。（2）对CO2具有一定的选择性吸收的效果。（3）对高酸性天然气中的有机硫具有较强的脱除能力，其脱除率可达90％左右。