海上平台油气处理系统腐蚀及风险分析

通过分析海上平台油气处理设备的相关资料并结合装置的腐蚀监测数据,计算出油气处理系统主要设备风险;分析了海上平台主要油气处理设备的腐蚀类型、腐蚀机理及风险分布。结果表明:腐蚀性介质主要有H_2S,CO_2和Cl~-;该海上平台设备整体风险不高,中高风险的设备主要集中在气相系统(失效概率中、后果严重程度高),生产水处理系统设备主要处于中风险区域(失效概率高、后果严重程度低)。为提高海上平台设备的管理、维护水平,制定了优化的风险检验策略及日常维护计划。     

常减压蒸馏装置低温部位的腐蚀与防护

通过分析某炼油厂常减压蒸馏装置原油性质及工艺防腐蚀情况,对装置内的设备进行了腐蚀检查,并结合腐蚀产物分析,发现H_2S+HCl+H_2O的腐蚀是塔顶低温部位腐蚀的主要原因,提出了相应的防腐蚀建议。     

天然气净化厂液硫储罐腐蚀原因分析与防护措施

以四川某天然气净化厂液硫储罐为例,考察了液硫储罐出现腐蚀的原因。主要采用挂片法,并结合EDS分析,考察了H_2S、O_2、H_2O等因素对腐蚀的影响。同时,考察了热喷铝、喷锌的防腐蚀效果。结果表明,在无液态水的条件下,液硫对Q235腐蚀轻微,H_2S溶解在液膜内以及硫磺沉积是导致储罐顶部腐蚀的主要原因,加强顶部保温是控制腐蚀的有效方法,采用金属喷涂技术值得进一步研究。     

硫化氢汽提塔腐蚀检查与腐蚀分析

对蜡油加氢装置H_2S汽提塔进行腐蚀检查,发现H_2S汽提塔进料段附近筒体和内构件发生严重腐蚀。经腐蚀分析,H_2S汽提塔进料段附近筒体和内构件发生了高温H_2S/H_2腐蚀、冲刷腐蚀和湿硫化氢腐蚀。通过基于风险的检验(RBI)评估和对腐蚀产物进行分析,验证了腐蚀分析结果。提出了材质升级、降低负荷或者增加汽提蒸汽量来减缓腐蚀的建议。     

高含硫天然气净化厂控制室腐蚀防护与控制

普光气田天然气净化厂生产环境处于涉硫区域,各生产单元控制室电仪系统腐蚀风险较高,经过长时间运行,操作人员发现,第二和第三台控制室的工控机、板卡、模块腐蚀现象最为严重,对腐蚀产物的实验分析证明,主要腐蚀介质为H_2S和SO_2。为有效保证天然气净化厂的安全生产,保障员工身体健康,净化厂开展涉硫区域腐蚀防护与控制的技术研发,主要阐述了控制室电仪系统腐蚀防护和腐蚀控制的两种方法。     

克拉玛依油田八区注入含少量硫化氢地层水的杀菌防腐蚀试验

本文报导新疆克拉玛依油田八区使用含少量H_2S地层水作为注入水的杀菌防腐蚀处理技术。从杀菌剂的室内筛选到现场投加试验均作了介绍。在现场投加杀菌剂试验中含H_2S水的腐蚀率由0.45mm/α降到0.10mm/α,达到了部颁标准。含H_2S水的腐蚀问题从而得到解决。     

浅谈天然气脱硫净化厂的设备腐蚀与维修

腐蚀及危害现象腐蚀是天然气净化厂的大敌。天然气净化厂的设备、容器、管道、阀件等钢材受到的腐蚀现象主要表现为电化学腐蚀、硫化物应力腐蚀开裂、氢脆、碱脆、疲劳腐蚀和高温硫的化学腐蚀等形式。H_2S、CO_2、SO_2、胺液、硫蒸汽等酸、碱介质是重要的腐蚀因素。此外,钢材本身的不均匀性、杂质含量程度、金相组织的不同、设备制造时的缺陷,均能加剧腐蚀产生与发展。特别是H_2S和水共存的条件下,腐蚀生成不同类型的腐蚀产物。一般钢材为阳极、腐蚀产物为阴极。但某些腐蚀产物如Fe_9S_8,由于其晶格不完整,不能阻止铁阳离子的扩散,使铁的腐蚀很快,厚度减薄、强度降低,从而形成穿、漏、裂等破坏。在水气交界部分,还会造成危害性极大的坑槽腐蚀。在天然气净化厂设备外表面,若没有完好的防腐措施,空气中的氧气与工厂中的H_2S、CO_2、SO_2等酸性气体的共同作用,使钢材受到剥层似的严重电化学腐蚀,与常说     

高H_2S气体环境下固井水泥石防护技术研究

为了改善油井水泥石在高H_2S气体环境下抗腐蚀能力,提高水泥石长期密封完整性,采用无机超细硅质材料和聚合物防腐材料复配的方式,形成了防腐蚀复合材料WJ-1。通过对水泥基浆、加有复配的防腐蚀材料的水泥浆体系进行了H_2S腐蚀性能评价,测定了腐蚀前后水泥石抗压强度、渗透率等性能和微观形貌及腐蚀物相分析。结果表明,液相腐蚀比气相腐蚀更严重;抗腐蚀复合材料WJ-1提高了水泥的紧密堆积和密实度,降低了钙硅比和水泥石的渗透率,能够明显增加水泥石的抗H_2S腐蚀能力,并且所开发的抗腐蚀水泥浆体系具有良好的流变、稳定、抗温、防窜、低失水等综合性能。     

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。     

加氢装置设备腐蚀与防护

介绍了在炼制高硫原油过程中加氩装置的设备腐蚀形态,分析了腐蚀机理及危害。造成加氢装置设备腐蚀的主要介质有H_2,S,H_2S,NH_4HS和NH_4Cl等,其腐蚀形态主要有氢损伤、奥氏体不锈钢连多硫酸应力腐蚀开裂、Cr-Mo钢的回火脆化、H_2S腐蚀以及NH_4HS和NH_4Cl的腐蚀。合理选材、正确的制造安装、严格操作、必要的工艺防护和定期检测维修可使腐蚀得到控制。     

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。     

酸性气井井筒腐蚀控制技术研究

采用高温高压腐蚀挂片、气田水化学分析、多臂井径仪测井等方法,在含H_2S/CO_2酸性气井中,研究了缓蚀剂对井下油管的保护效果。试验结果表明,评选的缓蚀剂防腐效果良好,井下加入缓蚀剂4年后,全油管平均腐蚀速率为0.04mm/a,腐蚀速率远低于腐蚀控制指标0.1mm/a;油管腐蚀主要集中在井筒上部和底部。     

硫黄联合装置停工期间的腐蚀检查与分析

装置停工期间的腐蚀检查是企业掌握设备腐蚀状况、加强腐蚀管理的一项重要工作,为企业制定下一运行周期的监控措施提供重要依据。通过对某炼化企业20 kt/a硫黄回收联合装置停工期间的腐蚀检查,掌握装置的整体腐蚀状况,并针对湿H 2S腐蚀、酸性水冲刷腐蚀、保温层下腐蚀、涂层失效及耐火衬里破损等典型问题进行腐蚀成因分析,进而提出了相应的腐蚀减缓措施及改进建议。     

H2S与CO2共存条件下气田地面集输系统内腐蚀影响因素分析方法研究

CO2和H2S是最常见的两种管道内腐蚀介质,当系统中H2S和CO2共存时,其腐蚀行为远比H2S或CO2单独作用时复杂得多,即便是少量的H2S也会对CO2的腐蚀产生明显的影响,对气田开采与管输设备造成严重的破坏,甚至引发设备失效与安全事故。CO2/H2S共存体系下的金属腐蚀规律十分复杂且难于把握,与两种因素单一存在时截然不同。国外早期的研究始于20世纪80年代末,国内起步相对较晚。经过近30年的研究,发现腐蚀过程受CO2或H2S的控制取决于两者的含量、介质温度、压力、流速等因素。根据川东气田的气质和工况环境,进行实验研究与深入的理论归纳分析,得出川东气田H2S与CO2共存条件下地面集输系统内腐蚀影响因素及其交互作用的腐蚀影响权重。在此基础上,利用归一化方法,计算出重庆气矿中高含硫气井的腐蚀风险权重值,筛选出腐蚀敏感度较高的需要重点关注的气井及其采气管线。     

高含硫天然气净化厂中控室暖通系统技术优化与应用评价

普光气田天然气净化厂空气中含有一定量的H_2S和SO_2,空调设备腐蚀严重,且现有暖通系统存在一定缺陷。为提高中控室暖通系统运行效果,满足人员和设备对温度和湿度的需求,拟对原暖通系统进行技术优化。中控室内部的设备类和人员类房间分别设置独立的风道系统,实现供冷"人机分离";更换6台恒温恒湿机组和3套多联空调机组,选用高效化学新风净化机组,增设3套消防排烟系统,以满足中控室内部工作人员和设备对安全运行的需求。     

炼油装置腐蚀诊断支援系统的研究

在总结国内外腐蚀预测和腐蚀诊断研究成果的基础上，建立了炼油装置腐蚀诊断支援系统。该诊断系统可以判断不同炼油装置可能会发生的腐蚀类型，可以选择防腐措施和耐蚀材料，以及腐蚀发生后快速判断腐蚀原因等，并可为设备的检测维修等决策提供支援。腐蚀事例数据库为各炼油企业设备腐蚀历史档案管理提供了一种简便易行的方法。     

常减压蒸馏装置长周期运行腐蚀分析与防腐蚀策略

针对2号常减压蒸馏装置2016—2020年生产运行期间加工原油和腐蚀监检测情况,结合大修期间腐蚀检查发现的问题,综合分析了主体设备腐蚀的现状,评价了工艺防腐蚀的控制效果,分别从原油质量控制、深度电脱盐、工艺防腐蚀管理、腐蚀监检测等方面提出了下周期装置的防腐蚀策略,从而确保常减压蒸馏装置长周期安全稳定运行.     

Technology and Applications of Foam Drilling Fluid in Fractured and Complex Formations

Abstract

Fractured and complex formations where types of fractured and porous mud loss occurred in commonly induced instability of wellbore and drilling accidents such as borehole collapse and blowout; therefore, it is the technological bottleneck for the development of oil and gas. Solid free recyclable foam drilling fluid was developed and aimed to deal with the MIS oilfield of Iran, which has abnormally low pressure and developed fracture-cave hydrocarbon reservoir with a high concentration of H₂S, which has problems such as serious lost circulation and H₂S risk. A sectionalized drilling fluid system has been adopted in this oilfield, and drilling with water can meet the operation requirements during first spud and saturated salt polymer system or undersaturated salt polymer in second spud; the horizontal section adopts solid free recyclable foam drilling fluid to achieve near balance drilling and effectively solves the lost circulation problem in fractured limestone formation. The spot application indicates that solid free recyclable foam drilling fluid has excellent rheology, and meets the requirement of drilling engineering. Meanwhile, the system can retard the H₂S corrosion effect on drillstring and guarantee to provide a good MWD transmission signal. A new idea has been provided for drilling engineering in fractured and complex formations.     

含硫气田净化厂原料气过滤分离设备腐蚀主控因素研究

含硫气田天然气净化厂原料气过滤分离设备为关键设备,其腐蚀失效情况也备受关注。现场调研发现,使用一段时间后,分离设备底部积液位置出现腐蚀层,且分离设备存在较多鼓泡。通过开展金相分析、理化性能分析及腐蚀微观分析,确定了设备失效原因,室内模拟现场条件找出腐蚀失效主控因素。结果表明,在材料力学性能、化学成分满足标准要求的前提下,材料本身存在较多夹杂是导致设备鼓泡失效的主要原因,随着H_2S与CO_2分压比的增加,腐蚀速率增大,氢鼓泡现象更加严重。