牙哈凝析气田腐蚀机理及防腐措施研究

塔里木油田牙哈凝析气田是西气东输的主力气田之一,井下油管到地面集气管线、节流阀,均存在不同程度的腐蚀。针对井下管柱及地面管线腐蚀的严重情况,通过机理研究和腐蚀监测,基本摸清了腐蚀的原因,并实际应用了一些防腐措施如分批次更换了采油树（内衬不锈钢、修复）和油管、优化井口流程,减少弯头数,弯头选用4-5D大曲率半径弯头,角阀后适当扩径,消除闪蒸影响及采用双金属复合管等,收到了不错的效果。     

牙哈凝析气田地面设备腐蚀检查及措施

介绍了塔里木牙哈凝析气田地面设备的腐蚀情况及其检查、监测方法．提出了防腐措施。为油田地面设备腐蚀的防治起到指导作用。     

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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。     

牙哈凝析气田集注气管网工程试压施工技术

牙哈凝析气田地面建设集注气管网工程包括集气管线及注气管线两部分。集气管线的设计压力为25MPa(除YH2井井口到加热炉之间为32MPa外),注气管线的设计压力为56MPa,其中集气井为13口,注气井为8口。集气管线部分总长度为30km,注气管线部分总长度28.5km。1.试压应具备的条件试压应     

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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。     

牙喻凝析气田地面工艺技术特点

牙哈凝析气田是目前已开发的国内陆上储量最大、压力最高的高产凝析气田，也是第一个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田。介绍了牙哈凝析气田地面工艺中高压注气、凝析气集输和凝析气处理等工艺特点。经过两年多运转实践，证明牙哈凝析气田地面工艺简单、实用、经济、可靠，取得了很好的经济效益和社会效益．     

泡沫排水采气技术在塔里木油田的应用

牙哈凝析气田凝析油含量高、井深、井温高、水质矿化度大,一般的泡排剂效果较差。为此,提出了深井、高温、高矿化度凝析气井泡沫排水采气技术研究。针对积水严重的牙哈501井进行泡沫排水采气试验,通过3种泡排剂与牙哈501井采出液在模拟井下高温条件的室内评价,以携液能力为主要指标,优选出UT-11C型泡排剂,该型起泡剂技术指标优良,适合牙哈凝析气田深井、高温、高矿化度条件。通过实验确定UT-11C型泡排剂体积浓度0.5%时,携液能力最优。在牙哈501井5个月的现场试验获得成功,泡沫排水采气技术投资少、见效快、风险小、效益高,是牙哈凝析气藏后期稳定生产的主要措施之一。     

气田采气管线天然气水合物生成条件预测

延长气田地面集气工程采用高压集气工艺,天然气在井口未经任何处理,经高压采气管线输送至集气站内进行集中处理。在一定温度和压力条件下,极易在采气管线中形成天然气水合物堵塞管道,影响采气管线的正常运行,因此,对采气管线水合物的生成条件进行预测是非常必要的。结合天然气管道动力学与天然气水合物统计热力学模型,利用VB编制了计算软件,以延长气田采气管线为例,对管线中天然气水合物的生成条件进行预测和分析,从计算结果可以看出,该水合物生成条件的计算方法在实际工程应用中具有一定的实用价值。     

气井生产管柱安全使用年限探讨

天然气井井下管柱是天然气从井底流至地面的必经通道。由于天然气组份中含有硫化氢、二氧化碳等酸性介质，且多数气井生产中不同程度产地层水或凝析水，因此井下管柱所处环境十分恶劣。由此导致气井生产管柱遭受不同程度的腐蚀减薄、穿孔、甚至断裂，严重地影响了气井正常生产，给气井增产作业带来一定的难度，增大了修井作业成本。文中利用近年来重庆气矿作业井取样油管腐蚀检测结果，对气井井下管柱进行腐蚀原因分析和安全使用年限的探讨，提出具有针对性的防腐措施，从而达到延长气井生产管柱的使用寿命，提高经济效益的目的。     

凝析气田集输管道的冲刷腐蚀与防护

雅克拉和牙哈凝析气田集输管道曾多次因冲刷腐蚀穿孔，对集输系统的安全生产带来了严重危害。文章对凝析气田高压集输管道的冲刷腐蚀问题进行了分析，并结合冲刷腐蚀特点提出了相应的防护措施，对解决凝析气田集输管道的冲刷腐蚀问题具有一定的参考价值。     

凝析气田单井集输管道内腐蚀特征及防腐技术

新疆维吾尔自治区的雅克拉、大涝坝凝析气田单井集输系统管输介质具有"两高一强一低"(高CO2、高Cl-、强冲刷、低pH值)的特征,腐蚀环境非常恶劣,系统投产2a就出现了严重的腐蚀现象。为此,对雅克拉、大涝坝凝析气田腐蚀现状、腐蚀特征进行了总结,对酸性气体、高矿化度水、流体流态、焊缝等腐蚀因素进行了分析,有针对性地提出了以下防腐对策:①工艺设计优化;②运行参数优化;③材料优选;④金属内表面防腐处理;⑤添加缓蚀剂;⑥应用管道外修复技术。该研究结果对类似气田管道防腐具有较好的指导意义。     

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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牙哈凝析气田位于新疆维吾尔自治区牙哈县境内，是目前已开发的国内陆上储量最大、压力最高的高产凝析气田，也是第一个采用循环注气保持地层压力开采的整装凝析气田。具有油藏流体类型复杂、埋藏深(5000 m以上)、地层压力高(50 MPa) 等特点。在说明了牙哈气田所具有的单井产量高、井口压力高、油气比高、井口温度低、凝析油含蜡量高等特点后，简要地介绍了牙哈凝析气田地面工艺中高压注气、凝析气集输和凝析气处理等技术。经过3年多运转实践表明，牙哈凝析气田地面工艺技术简单、实用、经济、可靠，并取得了巨大的经济效益和社会效益。     

低压气井井口增压开采技术

牙哈凝析气田经过10余年的开采,地层压力普遍下降,部分采气井开始出水,井口压力也呈现下降趋势,部分井井口压力低于集输管线压力,难以利用油井自身能量将油气输入集输管线。单井气液增压开采技术的成功应用,促使由于压力低而关井的YH23-1-14井恢复生产,日增油10~13 t/d,气产量4.0~5.0×104 m3/d,为该技术在同类油田的应用提供了可借鉴经验。     

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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。     

CO2凝析气田碳钢管道穿孔失效分析

某CO2凝析气田集输工艺采用气液混输,站场内管道采用碳钢+缓蚀剂方案。气田地面集输试运行后,产气量剧增,在碳钢管网中的部分流场突变区域发现了穿孔泄漏。通过对材料理化检验、腐蚀特征分析,并结合管输介质的流速和流态对碳钢管道的失效原因进行了综合分析,结果表明:流动加速腐蚀是碳钢管道壁厚减薄穿孔破坏的主要原因,流速、流态是影响流动加速腐蚀的重要因素。现场失效案例说明即使流速按APl 14E规定进行控制,仍不能完全确保管道不遭受流动加速腐蚀,在工程设计中还应考虑一些其他的措施和手段来降低流动腐蚀风险。     

气田生产中天然气水合物生成体系的实验研究

气田生产中，特别是在试气、试采阶段常存在天然气水合物在井内管柱或地面管线中生成，堵塞井筒、管线、阀门和设备, 从而影响天然气的开采、集输和加工的正常运转。在实际生产中，天然气水合物生成的液体体系十分复杂，其中包括电解质、凝析油和各种化学添加剂等，这些物质的存在对水合物生成条件和抑制剂的防治效果有很大影响。针对气田生产的实际情况，文章尽可能接近现场水合物生成体系，以某气田为例，利用JEFRI蓝宝石水合物装置，通过实验分别研究了含泡排剂、含电解质和含凝析油的天然气水合物生成液体体系，并与纯水体系进行对比，探讨了在这3个体系中天然气水合物形成的临界条件的变化以及对抑制剂抑制效果的影响，从而为水合物的现场防治提供了依据。     

牙哈2-3凝析气田E-K油气藏类型新认识

牙哈凝析气田位于新疆维吾尔自治区库车县境内，构造位置处于塔北隆起轮台断隆中段。牙哈油气聚集带的油气藏在平面分布上除牙哈2-3凝析气田外，均为油藏或带底油的凝析气藏。牙哈2-3凝析气田的E-K油气藏类型原来被认为是纯凝析气藏，但根据流体相态、气油比分析、中子寿命测井、经验判别法等的综合分析，则重新将其确定为带底油的凝析气藏。油气藏类型的改变对调整开发井网、开采方式、产能建设都具有重要的意义。