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1.  含硫气田硫化氢腐蚀  被引次数:1
   岑芳  李治平  张彩  赖枫鹏《矿产资源开发》,2005年第4期
   含硫气田在开发过程中,由于硫化氢的出现,常常会出现油管、套管、钻井设备、钻井仪器等等腐蚀和损坏问题。井下环境非常复杂,影响管材腐蚀的因素众多,因而产生了多种多样的腐蚀现象。本文研究中利用了中国几个含硫气田的生产现场实际资料并进行归纳整理,阐述了中国含硫气田油管腐蚀现象的基本特征、腐蚀方式及主要影响因素,为指导油管防腐工程实践提供了依据。    

2.  川东气田油管腐蚀现象的基本特征  被引次数:17
   刘绘新  苏永平《天然气工业》,2000年第20卷第5期
   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。    

3.  含硫油气田钻井腐蚀与防护对策  被引次数:2
   杨光  王亚刚  曹成章  李盈  谭彭彭《全面腐蚀控制》,2008年第22卷第5期
   我国存在大量含硫油气田,钻井过程中硫化氢腐蚀与防腐蚀问题一直是一个重要的研究课题.本文分析了硫化氢环境腐蚀原理,介绍了硫化氢介质中钻井管具的典型破坏类型,并简要阐述了石油管道硫化氢腐蚀的主要影响因素,进而提出了硫化氢的防腐蚀工艺和措施.    

4.  中国东西部含硫油气腐蚀特征分析  被引次数:2
   蔡益栋  周玲  刘大锰《全面腐蚀控制》,2008年第22卷第3期
   在我国油气田中,西部主要为高含硫化氢天然气气田,主要分布在鄂尔多斯、塔里木和准噶尔盆地以及四川盆地海相地层的渡口河、罗家寨、中坝、威远、卧龙河等地.这些气田中硫化氢含量一般为5%~92%左右,主要分布在富含膏盐层的油气区.东部主要为渤海湾盆地陆相地层的高含硫化氢赵兰庄气田、高硫高酸的胜利孤岛油田、辽河油田及高硫低酸的江汉油田.本文利用了我国几个含硫油气田的生产现场实际资料并进行归纳整理,阐述了我国含硫油气田腐蚀现象的基本类型、腐蚀方式及影响因素,主要研究了从油气田的钻井开发、油气炼制到油气储运,分析各阶段管件受腐蚀的特点,为进一步防腐蚀实践提供依据.    

5.  含硫化氢气井钻井过程中的腐蚀因素与防护研究  被引次数:1
   王霞  钟水清  马发明  张仕强  张明文  陈玉祥《天然气工业》,2006年第26卷第9期
   在含硫气井的钻井过程中对于HRC大于22的钻具钢材除了腐蚀疲劳之外,在pH值小于9的环境中会发生硫化物应力腐蚀破裂,这种破坏比腐蚀疲劳更突然、更快,使钻杆大量损坏。含硫气井在钻井过程中,由于湿硫化氢的出现,常常会出现油管、套管、钻井设备、钻井仪器以及对支持保护管柱的水泥环柱等腐蚀和损坏问题,为此,阐述了湿硫化氢的腐蚀特点、机理,归纳总结了影响腐蚀的因素,综述了如何在这些方面防止其腐蚀,使损失减小,为指导油管、套管防腐工程实践提供了依据。建议在钻井过程中采用碱性钻井液,其pH值可到9或更高(至pH值12),以减缓或防止钻井过程中电化学从硫化物应力腐蚀破裂;含硫气井用的钻杆应该间歇使用。钻杆停用堆置时间可使其放氢,使钻杆恢复韧性,防止硫化物应力腐蚀断裂。    

6.  高含硫气井井下油管腐蚀与防腐措施分析  被引次数:3
   曾顺鹏  黎洪珍  刘竞成  范兆廷  徐春碧《重庆科技学院学报(自然科学版)》,2008年第10卷第6期
   川东高含硫气井因井深、压力高、腐蚀性介质多且含量高,井下油管被腐蚀破坏严重,从而影响作业、生产和开发经济效益。针对川东高含硫气田井下油管所处腐蚀环境、腐蚀现象和特点,在分析腐蚀影响因素的基础上,结合目前腐蚀控制技术,对井下油管防腐措施进行了深入探讨。    

7.  控制泥浆中硫化氢对钻具的腐蚀  
   李章禄《石油钻采工艺》,1982年第5期
   本文叙述了在含硫气田钻井时,防止硫化氢腐蚀的方法,重点介绍了几种无机防腐剂的作用机理及现场使用效果。    

8.  川东含硫气田气井井下管柱腐蚀特征分析  
   刘东明  王瑞莲《天然气勘探与开发》,2014年第3期
   针对川东地区含硫气田井下油管所处腐蚀环境和现状,通过对目前井下生产管柱的基本情况和腐蚀影响因素的分析,结合近年取样井油管腐蚀分析所取得的研究成果,并对目前气井井下油管生产适应性进行了深入探讨,总结出目前气矿油管腐蚀现象的基本特征.    

9.  千米桥潜山凝析气田腐蚀因素评价  
   王玮《油气田地面工程》,2004年第23卷第1期
   1.引言千米桥凝析气田是大港油田分公司新开发的一个整装含硫凝析气田。该气田天然气中硫化氢含量为71.4~188mg/m~3,氯离子含量为12496~73927mg/L,地层水属CaCl_2型,井底温度160~170℃,地层压力43MPa。从已投产的试采井的生产情况看,油气水混产,腐蚀环境恶劣、复杂。目前,井下用材大部份是不抗硫的金属材料,随着气田进一步开采,势必产生巨大的腐蚀危害,必须对影响油管和套管的因素进行分析与评价。    

10.  高含硫气田钻具腐蚀研究进展  被引次数:1
   万里平  孟英峰  杨龙  王锦江《石油天然气学报》,2006年第28卷第4期
   介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。    

11.  含硫气田腐蚀研究现状  被引次数:1
   邓洪达  李春福  罗平亚《材料保护》,2008年第41卷第3期
   综述了目前含硫化氢气田的腐蚀机理、H2S/CO2共存条件下腐蚀行为、多相流腐蚀等方面的研究现状,并提出为了安全开发高含硫化氢气田,必须开展高浓度H2S和高浓度CO2体系腐蚀机理和在H2S/CO2的腐蚀环境中多相流腐蚀的研究工作,同时建立高含硫化氢环境的试验评价标准和适应高含硫气田腐蚀预测模型.    

12.  高含硫气田开发难点及对策  被引次数:2
   岑芳  赖枫鹏  罗明高  姚鹏翔《内蒙古石油化工》,2007年第33卷第3期
   为了安全高效地开发好高含硫气田,必须找出高含硫气田的开发与常规气田开发不一样的特点和难点。并根据这些难点提出相应的解决对策,以指导气田开发。通过对现场资料的分析研究发现高含硫气田具有硫化氢腐蚀严重、硫沉积严重、易形成水合物、严格脱硫净化四个主要开发难点。根据对高含硫气田的开发中存在的难点提出了相应的对策,即加强硫化氢腐蚀防治研究、加强硫沉积防治研究、加强水合物防治研究,同时加强脱硫技术的研究。    

13.  高含硫气田元素硫沉积及其腐蚀  被引次数:1
   范舟  李洪川  刘建仪  欧阳旭  鲁柳利《天然气工业》,2013年第9期
   高含硫气田在开发和维护过程中容易出现硫沉积并引发严重硫腐蚀,由此造成的管道堵塞、管道腐蚀穿孔、设备损毁失效都会严重影响油气田的正常生产。为此,分析了高含硫气田中元素硫的来源:①烃类硫酸盐的热化学反应;②高温高压下H2S的缩聚反应;③硫烷的分解;④离子多硫化物的分解;⑤氧气对H2S的氧化;⑥溶解在液态烃中的元素硫。阐述了硫沉积的发生机理:元素硫能溶解在酸性气体中,主要是溶解在硫化氢中。剖析了硫腐蚀机理:包括以元素硫的水解为基础的催化机理、水解机理、电化学机理和直接反应机理。探讨了硫腐蚀的影响因素:温度、压力、氯离子、硫的存在形式和流速等。最后建议:针对硫沉积区的特殊环境,开展多介质多相混合流体中管线的硫腐蚀机理研究,并建立其腐蚀模型。该研究成果可为高含硫油气田的安全有效开发提供参考。    

14.  深井油管H2S应力腐蚀实验研究  被引次数:9
   张星  李兆敏  马新忠  张志宏  董斌《石油勘探与开发》,2004年第31卷第6期
   目前含硫化氢的油气井愈来愈多。硫化氢腐蚀严重影响油气田的生产.研究地层条件下硫化氢应力腐蚀规律有重要的意义。为了给油井选材及防腐设计提供理论指导.应用恒载荷实验.模拟油田生产环境下油管柱的应力腐蚀规律,结果表明.即使在对硫化氢应力腐蚀不敏感的温度、酸碱度条件下.仍然会发生硫化物应力开裂现象.断裂面电镜分析表明腐蚀开裂为脆性断裂:模拟环境下.随着深度增加.拉应力减小.硫化氢应力腐蚀发生的概率减小。硫化氢应力腐蚀开裂受多种因素的影响.在含硫化氢油气井完井设计中应根据腐蚀环境.选择合适的管材.配以相应的防硫化氢完井工艺,减少应力腐蚀开裂的发生。图2表3参8    

15.  高含硫气田元素硫腐蚀机理及其评价方法  被引次数:2
   刘志德  路民旭  肖学兰  谷 坛  张 雷  顾锡奎  闫 静《石油与天然气化工》,2012年第41卷第5期
   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。    

16.  宜于含硫化氢气井使用的设备  
   《石油矿场机械》,1974年第6期
   在开发含硫化氢的气田和凝析气田时,矿场设备受到损坏。例如,在萨曼一捷佩气田(天然气中硫化氢含量达3~3.5%,二氧化碳4%),在没有防腐装备的条件下,油管的使用期限仅为l~3个月,在乌尔塔-布拉克气田——这里天然气中的硫化氢含量为5.35%、二氧化碳含量为5.13%——已经发生过套管事故。苏联和其他国家都在进行矿场设备防止硫化氢腐蚀的工作。例如,加拿大的一家公司研制了一种专用的含硫化氢气田的完井工艺。在这些气井    

17.  石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护  被引次数:9
   姚艾《石油化工设备》,2008年第37卷第5期
   针对石油化工设备在湿硫化氢环境下普遍发生的腐蚀现象,通过对硫化氢腐蚀机理的探讨,分析了影响腐蚀的因素,提出了防止硫化氢腐蚀除降低源头介质中硫的质量分数外,还应对设备设计、制造、检验及使用等环节提出要求,才能保证石油化工设备的安全正常运行.    

18.  浅谈高含硫气田的集输工艺技术  被引次数:1
   宋建建  刘建忠  韩永强《油气田地面工程》,2009年第28卷第3期
   简要介绍了高硫气田硫化氢的危害性及其腐蚀机理,概述了高含硫气田集输工艺技术.高含硫气田集输工艺技术主要包括高含硫干气输送、高含硫天然气分子筛脱水、系统防硫堵、防腐蚀技术及抑制水合物技术等主要内容.    

19.  高含硫气田管道腐蚀原因分析与防护措施  
   赵伟  于会景《化学工程与装备》,2010年第3期
   高含硫气田中管道的腐蚀与防腐问题一直是一个重要的研究课题。针对高含硫气田管道腐蚀相当严重的情况,本文从管道腐蚀的主要类别、各种影响因素、腐蚀破坏的特点入手,通过对硫化氢、二氧化碳腐蚀机理的分析,采取抗硫材料选择、焊接工艺、“防腐保温层+阴极保护”、防止冷凝水析出、缓蚀剂成膜工艺、防腐监测方法等防腐措旆,从而减小管道腐蚀的程度,使管道能够安全、平稳、正常运行。    

20.  模拟气田环境中连续油管腐蚀影响因素研究  
   王聪  冯拉俊《石油化工腐蚀与防护》,2012年第29卷第5期
   随着国内自主研发的连续油管试制成功,国产连续油管得到了广泛应用,2011年美国API SPEC 5ST发布了《连续油管规范》,促进了连续油管的发展,加强连续油管在气田环境中的腐蚀影响因素研究,有助于国产连续油管开发新品种、制定新工艺。采用高温高压釜试验,辅以质量损失法计算,研究在模拟气田井腐蚀环境中腐蚀因素对CT70级国产连续油管的腐蚀规律。结果表明:总压力分别为0.082,4,7和10 MPa时,油管发生了腐蚀现象,随总压力升高,腐蚀速率呈先上升后平稳的趋势,7 MPa为临界点;温度分别为27,57,90和105℃时,随温度的升高,油管腐蚀速率呈先上升后下降的趋势,在90℃时达到最大值。    

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