湿气管道内腐蚀直接评估法在靖边气田的应用

靖边气田属于中含CO_2,低含硫气藏。采出天然气中含有CO_2,H_2S和高矿化度水等腐蚀性介质,会对管线内部产生一定的腐蚀,随着投运年限的不断增加,腐蚀程度也随之加剧。本文主要阐述了WG-ICDA(湿气管线内腐蚀直接评估方法)在靖边气田天然气管线上的应用效果,并通过管线取样检测方式对检测结果进行准确性验证,明确了WGICDA在靖边气田采气管线全线内腐蚀检测中的适用性。     

川渝气田净化厂脱硫装置腐蚀监测技术研究及应用

川渝地区含硫天然气净化厂脱硫装置存在严重的腐蚀行为。CO2-H2S-H2O和R2NH-H2S-CO2-H2O等引起的腐蚀造成大量直接和间接损失,对净化厂脱硫装置腐蚀情况进行监测和安全评价对含硫天然气净化厂安全高效生产具有重要意义。在对川渝气田净化厂脱硫装置腐蚀状况调研基础上,建立和完善了净化厂脱硫装置腐蚀监测技术并用于指导净化厂安全生产。腐蚀监测技术的主要内容包括净化厂脱硫装置的腐蚀监测点布置、监测方法的选择、数据的管理及可靠性评价等内容。     

含硫气田集输管道腐蚀预测软件应用

针对川渝地区含硫气田集输管道材料腐蚀问题,结合几种经典的、应用较广的腐蚀速率预测模型进行了对比分析.根据对影响腐蚀的主要因素CO2分压、H2 S分压、液体流速、运行温度等开展机理分析,推导建立了一种腐蚀速率预测半经验模型,并通过试验数据确定了模型中的待定系数.在此腐蚀预测模型的基础上,开发了基于BP神经网络算法的含硫气...     

井下油管腐蚀监/检测技术在川渝气田的应用

川渝气田目前已勘探开发至中后期,大都气、水同产,气、液中含H_2S、CO_2等腐蚀介质。在含硫气井的开采过程中,井下管串对控制生产、保护井下系统安全起着非常重要的作用,而含硫气井井下复杂的腐蚀环境会导致井下管串发生严重腐蚀而失效。因此,在气井的正常生产期间,对井下管串腐蚀进行监/检测可以为井下腐蚀控制和安全生产提供数据支持。针对电阻探针法、多臂井径仪+磁测厚仪组合法在川渝气田的实际应用进行了论述,对气井井下腐蚀监/检测技术的组合应用提出了建议。     

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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。     

高含硫气田元素硫腐蚀机理及其评价方法

在高含硫气田的开发过程中,往往会出现元素硫的沉积现象。元素硫一旦沉积以后,很有可能堵塞采输管线并造成管材的严重腐蚀,对气田的正常生产影响很大。介绍了高含硫气田元素硫的来源及其危害,在此基础上分析了元素硫腐蚀的机理,详细论述了元素硫的腐蚀评价方法,并分析了每种方法的适用范围及其特点,根据国内现状,提出了具体的认识和建议。     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系,从腐蚀控制技术的集成与优化入手,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。     

高酸气田净化装置腐蚀分析与防护技术

在天然气的生产过程中,高酸气田由于具有高含硫、高酸等特点,装置中的设备及管线腐蚀问题尤为突出,影响装置连续生产。文中结合腐蚀现状,对装置中的腐蚀介质的腐蚀成因进行分析,找出影响设备及管线腐蚀速率的关键因素,从检测、修复、选材、制造、操作等方面提出了防护建议。     

原油管线腐蚀原因分析

概述了原油长输埋地管线的腐蚀情况，管线腐蚀主要原因是因玻璃纤维布严重破损而发生的由外及里的微电池腐蚀、由里有外的含硫原油中的二氧化碳腐蚀及H2S－H20型腐蚀、耗氧腐蚀和二氧化碳腐蚀，分析了管线腐蚀的腐蚀机理，提出了防腐蚀措施及对策。     

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。     

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。     

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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。     

某集气管线穿孔失效原因分析

目的确定四川某集气管线腐蚀穿孔的原因。 方法采用直读光谱仪、金相显微镜、X-射线衍射仪和扫描电镜及EDS能谱对失效样品进行检测,并对腐蚀环境进行了分析。结果①管体内壁存在大量腐蚀凹坑,管体金相组织为铁素体+珠光体,焊缝组织为针状铁素体,管基体的冶金质量、化学成分和力学性能符合标准;②腐蚀产物为FeS和少量FeCO₃;③气田水中存在硫酸盐还原菌(SRB)。 结论管线穿孔是SRB、H₂S、CO₂等因素共同作用的结果。      

川渝地区埋地钢质管道防腐保温施工技术

随着川渝地区高含硫气田的开发,其管道输送介质的成分也发生了较大变化,需对埋地钢质管道进行防腐保温处理。但川渝地区因其独特的地形地貌,给埋地钢质管道防腐保温施工带来难度。为此,在借鉴北方各大油田埋地钢质管道直管防腐保温成功经验的同时,研制出适合川渝地区保温管焊口聚氨酯泡沫补口及弯头聚氨酯泡沫保温的施工工艺,并在国内率先推广使用。该技术的成功应用,解决了LG气田地面试采工程焊口保温补口和弯头保温的技术难题,提高了管道的保温质量,填补了川渝地区管道保温、焊口聚氨酯泡沫补口和弯头聚氨酯泡沫保温的技术空白。     

川渝页岩气集气管线失效原因分析

川渝某页岩气平台集气管线投产后短时间内发生穿孔失效,为找出集气管线腐蚀失效的原因,分析了失效管段所处的腐蚀环境,结合材料理化性能和腐蚀产物形貌成分测试结果,认为输送介质中的CO₂和返排液中高含量的硫酸盐还原菌(SRB)是造成管道腐蚀穿孔的重要原因,两者同时参与了腐蚀反应,形成主要由代表性腐蚀产物FeCO₃、FeS构成的产物层。在CO₂和SRB代谢的共同作用下,集气管线快速腐蚀穿孔。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

天然气外输管道黑粉分布规律及清除措施

黑粉在天然气外输管道中积聚,会造成仪表阀门堵塞、输送介质污染、管输量下降等一系列问题,因此,有必要开展管道中黑粉组成和分布情况研究。结合外输管线的清管作业情况,分析了管道不同部位的黑粉组成、分布和形态。同时,对管输天然气历年气质情况进行了分析,确定了黑粉组成及其在管线中的分布规律,分析了黑粉形成原因。结果表明:黑粉偏向在距气源较近、地势低洼处的管道中聚集;其主要组成为FeCO_3,还含有一定量的Fe_3S_4、FeS、S、SiO_2、Fe_2O_3等,其中FeCO_3、Fe_3S_4、FeS主要由天然气生产设备或管道发生CO_2和H_2S腐蚀所形成,而S、SiO_2、Fe_2O_3则由上游气源携入或来自管线施工残留物。根据黑粉的组成和其在管道中的分布特点,提出了黑粉防治措施建议:从源头上杜绝设备和管道的腐蚀;对老旧天然气外输管线应定期组织清管,清管时选用合适的清管工艺。     

天然气输气管道环境风险评价

结合川、渝天然气输气管线情况,对输气管道环境风险评价方法进行了介绍和讨论.据资料调查分析,输气管道事故主要来自于腐蚀、管材及施工缺陷.统计结果表明,天然气输气管道事故发生概率约为3.21次/103千米*年.