牙哈凝析气田腐蚀状况及对策

牙哈凝析气田具有流体复杂、地层压力高等特点，从2002年开始，气田逐渐开始出现管线及法兰的刺漏现象，井下采气管柱、采气树阀门、集气管线等腐蚀严重，腐蚀范围涵盖了从井下到地面的各个环节。针对牙哈凝析气田日趋严重的腐蚀问题，对气田井下管柱、采气树阀门、集气管线、地面容器、水冷器以及暖气输水管线等腐蚀情况进行了调研，分析了牙哈凝析气田的腐蚀机理，对该气田采用的防腐方法进行了详细分析、对比，为今后类似油气田防腐措施的实施提供了参考依据。     

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长庆气田开发过程中，硫化氢、二氧化碳、氯离子及水等多种腐蚀介质对井下管柱，地面采、集、输设备会产生不同程度的腐蚀，造成油、套管的断裂，井口装置失灵，集输管线爆破等事故。该气田腐蚀主要有硫化物应力腐蚀和酸性气体的电化学失重腐蚀两类。初期开发的气井由于井底残存部分积液，其中溶有一定量的酸性气体，从而形成酸液对井下管柱的腐蚀破坏。随着气井开发周期的延长，酸液腐蚀过程中产生的Ｈ＋在井下高温高压的作用下将不断地渗入到管柱内，从而降低管柱的硬度和强度，在拉应力的作用下将会造成管柱的应力变形或断裂。为抑制腐蚀介质的腐蚀破坏，建立了气田防腐专项研究项目，从根本上探明长庆气田的腐蚀特点，并借鉴国内其它油气田有关防腐工作的研究结果，开发出适合长庆气田的防腐措施，确保气田长期、高效地开发生产。     

材料在酸性气田服役中失效的分析评价技术

酸性气田由于工况复杂、腐蚀环境差异较大,服役的管线和设备材料易发生不同形式的失效,例如地面管线破裂、井下油管穿孔、井口阀门内漏等,这就迫切需要分析管线和设备的失效原因,并提出有针对性的应对措施,为下一步腐蚀控制措施的制定提供技术支撑。建立了酸性气田用材料失效评价方法,对不同典型管线和设备的失效案例进行分析,最终形成酸性气田管线和设备失效评价技术。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

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。     

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中国石油西南油气田分公司川中油气矿磨溪气田位于四川省遂宁市以南25km处，是一整装含硫气田。该气田从上世纪九十年代初投入开采以来，井下的油套管以及地面的集输气管线，阀门，分离器，排污管线都遇到了大量的腐蚀问题，是我国腐蚀最严重，腐蚀因素最复杂的含硫气田之一。通过大量的的技术攻关和现场实践，运用以下技术和措施；对井下油管采用了玻璃钢油管，集输气管线加注高效缓蚀剂，节硫阀采用陶瓷油嘴节流降压技术，分离器结构进行了改进，排泄管线采用了钢骨架复合筛管，逐步形成了一整套适合该气田实际的综合防腐配套工艺技术，从整体上提高了该气田的开采效益。     

双金属复合管防腐技术研究进展

随着油田开发的延续,油田地面管线面,临的腐蚀环境越来越恶劣,特别在一些高酸性气田,地面管线的腐蚀问题十分严重.目前应根据油气田地面管线腐蚀环境特点和防腐技术要求,立足国内双金属复合管生产现状和技术水平,借鉴国外双金属复合管的应用经验和规范要求,开展双金属复合管及其焊缝在可能的腐蚀环境中的腐蚀行为与耐蚀性能研究,从而建立双金属复合管焊缝耐蚀性能评价方法,明确油气田地面管线用双金属复合管的技术规范和焊接工艺要求.     

高酸性气田现场腐蚀试验研究

在高酸性气田的开发过程中,由于H2S、CO2、Cl-以及元素硫等介质的存在,对井下管柱、地面管线和设备的腐蚀有很大的影响,如何了解和控制高酸性环境下的腐蚀就显得尤为重要.针对川东北地区飞仙关组鲕滩气藏高舍H2S和CO2的特殊情况,研制出高酸性气田在线腐蚀试验装置,并利用该装置在天东5-1井进行现场试验.现场试验进一步证实了水中Cl-是影响腐蚀的主要因素,评价了目前常用/拟采用材料的腐蚀情况、缓蚀剂的防护效果以及不同腐蚀监测方法的适应性.现场试验结果为川东北高酸性气田防腐措施的制定提供了现场试验数据,具有重要的意义.     

雅克拉气田集气管线内腐蚀分析及材质选用

塔里木盆地雅克拉气田井流物具有高含CO₂、高含Cl^-、低含H₂S、低pH值的特点,投产1年多后,集输管线距井口150 m处相继出现爆管、穿孔、管壁减薄等腐蚀现象。随着气田开发时间的延长,气井含水量上升,腐蚀环境进一步恶化,腐蚀也逐渐从井口方向延伸至进站端。为此,分析了气田集气管线腐蚀环境、腐蚀规律特征、腐蚀影响因素（温度、CO₂分压、pH值、Cl^-含量、多相流流态及流速、水蒸气冷凝率）,确定了集气管线腐蚀主要是CO₂腐蚀,同时冲击流流态下高速气流的冲刷和Cl^-的存在加剧了腐蚀进程。同时,对集气管线的管材进行了筛选,不同材质耐腐蚀性能分析表明：集气管材抗腐蚀性能由强到弱排序为22Cr、316L、玻璃钢、13Cr、1Cr13、06Cr13、3Cr、16Mn、L360;弯头抗腐蚀性能由强到弱排序为1Cr13、16Mn渗氮、15CrMo、16Mn。最后从技术可行、经济合理的角度分析认为：集气管材宜选用316L+20号钢的双金属管材和富含环氧树脂内衬高压玻璃管材,弯头宜选用1Cr13和16 Mn渗氮高压直角弯头。     

制氢装置变换气分液罐出口管线腐蚀穿孔分析及防控

某石化公司制氢装置变换气分液罐底部出口管线弯头发生穿孔泄漏。为了找出其原因，对失效管线的腐蚀形貌、金相组织、腐蚀表面微观特征及腐蚀产物进行了分析，结果表明，出口管线弯头穿孔泄漏的主要因素是管线内酸性水(碳酸)的二氧化碳腐蚀和凝结水的流体冲刷作用；腐蚀和冲刷的交互作用加速了弯头管壁的减薄直至穿孔。提出了加强监控和管线材质升级等防控措施。     

油气开采过程中CO2腐蚀控制措施探讨

针对油气田严重的CO2腐蚀问题,人们提出了各种各样的防腐蚀措施。其中,应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。本文分析了腐蚀预测和腐蚀监测对防腐工作的重要性和可行性,介绍了常用的几种防腐措施,并着重分析了缓蚀剂防腐措施的有效性。     

油管腐蚀因素分析及防腐对策的研究与应用

在对我国几个不同类型典型油气田的油管腐蚀资料进行调查、研究、分析的基础上,总结了不同类型油气田油管腐蚀的一般规律和不同区域腐蚀的特殊性,并在对腐蚀的现象、特点、类型、机理以及对腐蚀的影响因素的研究基础上,提出了有效的相应配套防腐工艺技术措施,这对于提高我国油气田的防腐工艺技术水平有一定的实用、参考价值。     

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川东气田在开发含酸性气体（硫化氢、二氧化碳等）腐蚀介质的油气构造中,油管腐蚀问题十分突出。由于油管在井下所处环境十分复杂,腐蚀影响因素众多,因此产生的腐蚀现象千奇百怪,不胜枚举。怎样从这些花样繁多的腐蚀现象中,总结出油管腐蚀发生与发展的变化规律,是解决油管腐蚀问题的关键环节。本文利用生产现场实际资料的归纳整理,结合机理分析,阐述了川东气田油管腐蚀现象的基本特征,为指导油管防腐工程实践提供了可靠的依据。     

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。     

高含硫气井存在的问题及对策探讨

由于高含硫天然气H2S、CO2等腐蚀性介质含量较高,水合物形成温度也较高,而且,高含硫气井在生产过程中,井下及地面设备管道内易沉积单质硫等,严重腐蚀和堵塞生产设施,危急周边环境安全,从而影响高含硫气井生产、作业和企业的经济效益。因此,需要对高含硫气井进行分析,找出主要腐蚀和堵塞因素,提出有效的防治措施。本文针对重庆气矿高含硫气井生产环境、腐蚀状况和堵塞现象,在分析腐蚀、堵塞影响因素的基础上,结合室内研究,提出防腐、防堵措施以及生产管理要求。     

酸性气田管道防腐内涂层性能检测评价

川渝气田某酸性气液混输管线近年多次发生内腐蚀失效,为此,将该条管线采用环氧酚醛内涂层防腐。在防腐内涂层服役1.5年之后,为了研究内涂层在酸性气田集输管线上的适应性,对该防腐内涂层开展了实验室评价。对现场获取样品分别进行内涂层的外观、厚度、硬度、耐冲击、附着力、耐磨性等性能指标测试。实验结果表明,服役1.5年后,内涂层的硬度、耐冲击、附着力3项力学性能指标良好,但部分样品的厚度与耐磨性则出现了明显的降低。总体来看,该涂层在短期内较好地抑制了管线内腐蚀速度,但仍需要在后续工作中定期掌握在役涂层耐磨值、厚度的变化情况,同时对管线内腐蚀情况进行腐蚀监测,进而评价该涂层在酸性腐蚀介质中长期服役的可行性。     

致密气集输管道微生物腐蚀风险及控制措施研究

目的针对四川致密气特殊工况,研究并明确集输管道在生产中存在的微生物腐蚀风险,并基于此提出腐蚀控制措施。 方法取现场产出水监测细菌浓度,研究了凝析油比例和温度对含硫酸盐还原菌(SRB)生长及腐蚀程度的影响规律,并系统评价了防腐药剂的应用效果,基于页岩气腐蚀控制经验,推荐了腐蚀监测方法。 结果致密气产出水中存在大量细菌,虽然凝析油对SRB的生长和L245N钢的均匀腐蚀存在抑制作用,但仍有大量细菌附着在试片表面诱发局部腐蚀;排采期高温条件下的点蚀现象更严重。评价得到两类杀菌率高于99%、能有效抑制点蚀的防腐药剂。 结论致密气集输管道存在一定的微生物腐蚀风险,应结合加注高效防腐药剂和加强低洼段监测两方面进行腐蚀防治。      

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四川气田含Ｈ２Ｓ和ＣＯ２的天然气管道内壁腐蚀环境恶劣、腐蚀情况较为严重。气田从开发生产以来已发生过数十起因管内腐蚀引起的输气管道爆破事故,造成了很大的损失,影响了气田的安全生产。采用内防腐涂层是抑制管道内壁腐蚀的有效手段。氢渗透检测技术可通过在现场监测涂层膜下腐蚀反应产生的氢渗透电流的变化情况,综合评价实际工况条件下介质的腐蚀性和管道内防腐涂层的性能。利用该技术,在四川气田川西北矿区含Ｈ２Ｓ天然气管道上对耐Ｈ２Ｓ、ＣＯ２专用内防腐涂料的防腐效果进行了分析、评价。     

含硫气井管线腐蚀分析及防腐措施探讨

含硫气井的腐蚀一直是气田开发过程中需要面对的难题,含硫气井的腐蚀主要是电化学腐蚀,影响因素主要有天然气中所含的水、H_2S的浓度、温度、pH值、CO_2等。榆林气田整体H_2S含量较低,腐蚀轻微,但由于榆20集气站含硫气井集中,从历年清管情况来看,存在一定的H_2S腐蚀。通过分析含H_2S气井的腐蚀机理和榆林气田含硫气井防腐现状,提出进一步减轻H_2S腐蚀的优化措施。