含硫气田油套管腐蚀与防腐措施

含硫气田在开发过程中,如果产出的天然气中含有H2S、CO2、Cl-等腐蚀性介质,会导致严重的腐蚀问题,极易造成酸性气田开发过程中油套管和集输管线的腐蚀穿孔、断裂等问题,严重影响酸性气田的正常开发和生产,甚至有可能引起H2S气体的泄漏,并进一步导致环境污染、威胁人身安全。在此背景下,文章主要阐述了含硫酸性气田存在的主要腐蚀类型以及油套管的腐蚀机理,在此基础上,分析了主要腐蚀类型的影响因素。另外本文介绍了目前现场常用的几种油套管防腐措施。     

浅谈酸性气田检维修安全风险管理

通过对高含硫气田检维修过程中安全风险潜在因素具体分析,提出检维修整个过程中安全控制重点以及安全防控措施,实现对高酸气田开发、检维修与生产运行过程控制的精确管理,从而指导高酸气田安全管理工作顺利开展。     

普光气田天然气组分特征及其碳同位素特征

普光气田是四川盆地近期发现的规模最大、埋藏最深、资源丰度最高的气田。通过对普光气田天然气组分和碳同位素的分析,普光气田是一个高含硫化氢的干气田,普光气田天然气组分以烷烃气为主,平均含量占总体积的78.37%;非烃气体以H2S和CO2为主,平均含量分别占12.63%和8.71%。烃类气体以甲烷占绝对优势,平均含量为79.81%;干燥系数均很大。普光气田天然气主要体现出油型气的特征,CO2的δ13C具有无机成因的特征。     

普光气田酸压施工对硫化氢的安全防护

普光气田为高含硫干气天然气藏。由于H2S的危害,使开发难度加大,如何安全高效的开发含硫气田是个系统工程,本文着重讨论了气田开发的重要措施酸压施工过程的安全防护及应对措施,对可能发生的问题采取了相应的防护措施,保证酸压施工的安全。     

高含硫气田防腐技术浅谈

本文主要针对高含硫气田地面集输系统中H2S、CO2等气体腐蚀管道和管输流速等问题,分析了腐蚀产生机理和破坏形式。以此为依据提出各种防腐措施,主要包括:使用缓蚀剂防腐系统,合理选择设备、管道材质,设计合理的流速。各种防腐和在线监测技术的综合应用,对于保障高含硫气田安全生产和运行具有重要意义。     

乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料在含硫气田火炬分液罐的内防腐可行性探讨

川东北高含硫气田H2S平均含量在15%,CO2含量在10%左右,在某些设备内压力可达10 MPa,腐蚀性很强,对衬里提出了很高的要求。选取了乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料Interline 1064作了耐磨性测试、水蒸气渗透率测试、耐冷壁效应测试、耐水浸泡以及耐酸浸泡测试、高压釜测试。测试结果表明:该乙烯基酯树脂玻璃鳞片涂料可以满足该工况条件下的使用要求。     

浅谈AB PLC在高酸气田的应用

普光气田是国内迄今为止规模最大、含H2S和CO2浓度最高的特大型海相整装气田。通过介绍ABPLC的功能,在普光气田集输系统撬装设备及SIS系统中的应用,以及运行10年以来相关控制器的运行情况,可见ABPLC运行极其稳定,可为同类气田的开发提供借鉴。     

高酸性天然气中有机硫脱除溶剂（CT8-20）的研究

针对川东北高酸性气田天然气中有机硫含量有可能升高的问题，通过技术攻关，研究开发出了CT8—20脱硫溶剂，主要用于从高含H2S和CO2的天然气中脱除有机硫。该脱硫溶剂主要有3个特点：（1）具有较高的H2S脱除效率，净化气中H2S含量可达到GB17820—1999规定的一类天然气指标。（2）对CO2具有一定的选择性吸收的效果。（3）对高酸性天然气中的有机硫具有较强的脱除能力，其脱除率可达90％左右。     

长庆气田含硫天然气脱硫技术探讨

长庆气田含硫天然气中酸性组份特点是CO2含量高(大于5%)、H2S含量较低(小于0.1%),CO2/H2S比值较高(约90~160)及有机硫化物含量很小等,故需要大量脱除CO2和深度脱除H2S才能符合商品气要求。此外,气体温度较低也是其特点之一。针对以上特点,本文在对长庆气田含硫天然气脱硫工艺技术中诸如脱硫脱碳溶液的选择、原料气进吸收塔内温度分布和贫液循环流程的确定、吸收塔结构和汽提塔筒材质的选择以及吸收塔内温度分布和检测等进行分析,对已运行的脱硫装置提出部分改进意见。     

高酸性气藏环空保护液体系研究及应用

普光气田天然气为高酸性气体,含有大量的H2S和CO2,其中H2S含量最高达17%,CO2含量达10%。针对环空保护液体系长时间与生产管柱接触,容易产生的腐蚀问题,研究试验出一种新型的高酸性气藏环空保护液体系,具有经济高效、有效防治井下管柱腐蚀保护井下工具等特点,在现场应用40余井次,该保护液在普光气田现场应用效果良好。     

高硫变换气的脱硫

合成氨厂的变换气中H2S的含量一般在1g／m^3（标准状态，下同）以下，很少到2．0g／m^3的，然而浙江丰登化工股份有限公司化肥厂的变换气H2S的含量却在3．5g／m^3以上，如2004年11月17日的分析结果，H2S的含量为3．6～4．0g／甜。该厂变换气中CO2的含量也比其它厂高得多，一般在38％至40％，这就更加大了湿法脱硫出口H2S达标的难度。     

音波泄漏检测技术在普光气田的应用

普光气田作为目前国内H_2S、CO_2含量最高的气田,在开发过程中由于H2S具有剧毒,安全风险极大,地面集输管道气田生产的生命线,但是存在距离长、穿越地形复杂,难以对全管段进行泄漏检测,音波泄漏检测技术的应用,确保在有毒气体泄漏的情况下及时进行报警,便于进行应急处置,保证人员和设备的安全。     

高硫变换气的脱硫

合成氨厂的变换气中H2S的含量一般在1g／m^3（标态）以下，很少到2．0g／m^3（标态）的，然而浙江丰登化工股份有限公司化肥厂的变换气H2S的含量却在3．5g/m^3（标态）以上，如2004年11月17日的分析结果，H2S的含量为3．6-4．0g／m^3（标态）。该厂变换气中CO2的含量也比其它厂高得多。一般在38％-40％，这就更加大了湿法脱硫出口H2S达标的难度。     

碳化硅冶炼炉逸出气体的组成及理化性质研究

利用自行发明的多热源碳化硅冶炼炉，以煤（或焦炭）和石英砂为原料合成SiC，同时伴生大量副产品可燃性气体，研究了煤种和冶炼工艺对燃气的组成及酸碱性的影响，并对经济效益进行分析。结果表明，燃气中以CO气体为主，平均含量可达70％，CO＋H2平均含量达85％，CO＋H2＋CH4平均含量达90％，使用无烟煤、烟煤焦炭或焙烧料法可提高合成气中CO含量，若燃气用于火力发电可节约25．8％的电费成本。     

煤新型气化的气体参数分析

利用自行发明的多热源电热气化炉，以煤和天然石英砂为原料合成煤气，同时伴生大量副产品SiC新材料．研究表明，煤气中以CO气体为主，平均含量可达78．5％，CO＋H2平均含量达85％，CO＋H2＋CH。平均含量达87．5％．实验分析了两种煤气化后合成气组成、酸碱性、气体流量和炉内气体压力等参数，研究了合成气组成随气化工艺的变化规律，探讨了装炉工艺和保温料厚度对气体流量和炉压的影响．     

P106-2H水平井试气投产作业技术及难点分析

普光气田是我国特大气田,构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造,P106-2H部署在该构造上的一口水平开发井。具有井斜度大、水平井段长、高温、高压、高含H2S、CO2的特点,前期处理井筒、酸洗、射孔、难度大。本文对P106-2H的投产作业施工进行描述,该井通过酸洗、防喷器射孔、屏蔽暂堵、永久封隔器座封完井、酸压改造储层等技术,顺利完成了该井的投产作业施工,并取得了日产天然气62.29×104m3(12mm气嘴)的产量。这种工艺措施对今后国内外高压、高含硫化氢气田特别是水平井投产开发有一定的借鉴意义。     

辽河油田齐40块天然气脱硫技术探讨

随着辽河油田稠油开发的不断深入,天然气含硫问题逐步暴露出来。目前,辽河油田的齐40块、曙一区、洼38块、锦45块等区块相继发现天然气中含有H2S。特别是齐40块,天然气中H2S含量平均高达5000--6000 mg/N m3。天然气中含有H2S,会给人体健康和环境造成不利影响,同时还会腐蚀天然气处理设备及管线,所以,必须将天然气中所含的H2S予以脱除。     

缓蚀剂防腐工艺在萨曼杰佩气田的应用

萨曼杰佩气田属于高舍H2S,中舍CO2气藏,主要为H2S腐蚀,在日常生产中通过向井下和管线加注缓蚀剂达到防腐的目的.本文对该气田应用缓蚀剂防腐现状进行了简要的介绍.针对生产现状,对缓蚀剂加注中存在的问题进行简要分析,并参考国内外好的经验,对气田下步缓蚀剂防腐提出建议.     

高含硫气田气井开井操作与控制

高含硫气田(一般在30-150g/m3)生产天然气的成分中H2S含量高,压力高,有的天然气中含有气层水,生产过程中会产生凝析水等。气井开井调产过程中,由于压力、温度的变化,气井容易发生如水合物冻堵、硫沉积等堵塞生产管线及设备,造成生产管线及设备超压运行,触发逻辑关断,影响气井平稳生产。为了减少这些问题的发生,气井开井操作时参数控制尤为重要。本文以普光气田为例说明在高含硫气田气井开关操作与控制。     

高含硫气田腐蚀检控管理实践及应用

高含硫气田含大量的H2S、CO2、Cl-等多种腐蚀成分,不仅导致管线腐蚀破坏,而且使腐蚀的复杂性也远高于其他油气田。全面系统地研究高含硫气体环境的腐蚀行为机理,总结酸性气体介质环境的腐蚀规律,形成了高含硫气田腐蚀检控管理体系,对于指导现场腐蚀防护方案的设计、选材、施工,确定有代表性的腐蚀监测点、泄漏点,寻找应力腐蚀开裂敏感部位,实施有效的缓蚀剂保护和准确的失效分析等,都具有重要的实际意义和理论指导意义。