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。     

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。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

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磨溪气田自１９９１年投入工业性开采以来，在开采过程中井下管系与地面设备出现了严重的腐蚀问题，文章针对磨７０井井下管系的四种主要腐蚀特征进行了剖析，认为，造成腐蚀的主要原因是气田中含有Ｈ２Ｓ和ＣＯ２，这在整个磨溪气田都代表性。根据Ｈ２Ｓ和ＣＯ２对管系的腐蚀机理，对应采取的防腐措施提出了几点建议。     

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。     

CT2—4水溶性油气井缓蚀剂的合成及应用研究

针对四川气田为含Ｈ２Ｓ,ＣＯ２高矿化度盐水的酸性气田的特点,研制出了ＣＴ２－４水溶性有机成膜型油气井缓蚀剂,室内及现场试验结果表明,ＣＴ２－４缓蚀剂的制备路线合理,生产工艺可行,产品质量稳定可靠,可以有效地抑制或缓解高浓度Ｈ２Ｓ,ＣＯ２,Ｃｌ＾－引起的电化学腐蚀和应力腐蚀,具有十分显著的水相缓蚀效果和较好的气相气缓蚀作用,在南海西部石油公司Ｗ１０３－Ｃ和Ｗ１１４油田及川中矿区的现场试验及应用中收到     

长庆气田集气干线管材与焊条的选择

针对长庆气田含Ｈ２Ｓ天然气的特点,集气干线选用具有抗Ｈ２Ｓ环境开裂特性Ｘ５２直缝双面埋弧焊钢管（ＵＯＥ）,并首次在国内含Ｈ２Ｓ气田应用纤维素手工焊条进行管道对接焊。为保证集气干线的抗Ｈ２Ｓ环境开裂性能,对订货合同提出了严格的技术要求,对成品管进行了全面检验。长庆气田集气干线工程在国内含Ｈ２Ｓ气田管材和焊条的选择方面做了一次有益的尝试。     

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针对哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田的腐蚀环境,从全面腐蚀和局部两方面着手,采用ＩＳＯ、ＮＡＣＥ及国内腐蚀防护的相关标准或价方法,考察了Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃl、温度及油水比等各因素对腐蚀的影响,在此的影响规律和趋势;预测了气田发生严重腐蚀的可能部位及其腐蚀形态,为气田开发腐方案的制定奠定了基础。研究结果表明,在扎纳若尔凝析气田开采和集输过程的工况条件下,腐蚀环境相当恶劣,具有产出液体的多相性、腐蚀介质的多样性和腐蚀形态的复杂性三大特点。该气田以Ｈ２Ｓ产生的电化学腐蚀为主,氢脆和ＳＣＣ共存。腐蚀最严重的部位应在井底,以点蚀为主;对管道而言,要特别注意氢脆和ＳＣＣ。当介质含水量达到５０％－８０％时,各类腐蚀均将加剧。     

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。     

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。     

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。     

天然气管线内腐蚀速度的逐步回归预测

为了更深入地探索天然气管线中所输介质与内腐蚀之间的关系,利用实验获得在气相或液相中Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值,采用数理统计的方法,确定Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、缓蚀剂与内腐蚀速度之间的最佳的逐步回归方程,以达到预测内腐蚀速度的目的。所有逐步顺归过程及预测由编写的程序系统来完成。     

聚丙烯防腐层在克拉2工程上的应用

埋地管道防腐层服役时间长，损坏后不易发现和维修，因而对其性能要求高，通过对聚烯烃防腐材料分子结构、介质温度、老化机理及特征的论述；对聚丙烯、聚乙烯、熔结环氧防腐层主要性能的对比，认为聚丙烯防腐层是最适合于克拉2内部集输埋地管道的防腐材料。借鉴国际标准提出了克拉2工程中聚丙烯防腐层的主要指标要求。     

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。     

普光高含硫气田完井工艺技术研究与应用

普光气田属于高含H2S和CO2的碳酸盐岩酸性气田。由于H2S气体的剧毒性及H2S和CO2对钢材的强腐蚀性等问题,对该气田的采气工艺技术提出了更高的安全、防腐要求。针对酸性气田开采工艺进行了深入研究,对工艺成果进行了现场推广应用,取得了显著的经济效益和社会效益,为普光气田的顺利、高效投产奠定了坚实的技术基础。     

玻璃钢管道在四川气田的应用

四川气田是典型的含硫气田,含硫天然气和酸性气田水对采输设备和管道的腐蚀十分严重,所以选择耐腐蚀性强、使用寿命长的管材是解决问题的关键。文章介绍了玻璃钢管道的性能,与钢管相比,玻璃钢管道具有耐腐蚀性强、内表面光滑、水力性能好、自重轻、强度高、使用寿命长等特点,适合于四川含硫气田天然气、气田水的输送。通过对玻璃钢管和无缝钢管输气量的对比,玻璃钢管在输气量上超过钢管,且随着输气起点压力的提高,输气增加率有上升趋势,证明玻璃钢管用于输送含硫气田天然气和气田水具有高效性。     

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。     

N08825镍基合金复合管件加工技术及耐蚀性研究

为了避免高H2S/CO2油气田用管道的电化学腐蚀损伤和应力腐蚀开裂问题,以某天然气净化厂原料气管线拟使用的N08825镍基合金复合管为例,研究了其加工技术及耐蚀性能。研究结果显示,N08825镍基合金复合管力学性能及SCC性能均满足中石化普光气田净化厂原料气管线安全隐患治理工程SEI《焊制复合钢管、管件规格书》要求。结果表明,通过控制大直径镍基合金管件加工工艺并在复合管内表面涂刷防护剂,可确保复合管件成型质量及高H2S/CO2环境下的抗应力腐蚀开裂性能。     

渤海海底输送油气海水管道的防护

海底输送原油、天然气和注海水管道的铺设是项投资巨大的永久性工程,一般要求管道在不加维修的情况下能够保护20年以上。但在腐蚀十分苛刻的海洋环境中,欲使其达到安全服役20年以上,必须搞好管道的内外防腐蚀工作。 根据渤海海上油气田多年开发的实践,本文综合地叙述了渤海海上油田输送原油、天然气、海水的不同类型海底管道的外防腐蚀涂层、立管及其护管的涂层、补口涂层材料的制作、施工技术、质量控制要求;采用铝—锌—铟系牺牲阳极的设计、制造、安装、检验等有关技术问题;防止原油、天然气、海水中的腐蚀性介质对海底管道内壁腐蚀所应用的方法。同时,本文也提出了海底管道防腐蚀设计、建造、施工中所采用的有关国际规范与标准。