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四川气田腐蚀特征及防腐措施 总被引:16,自引:4,他引:12
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。 相似文献
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管道系统的完整性管理贯穿于全生命周期,涵盖设计、建设、投产、运行、延寿各个阶段,设计是整个生命周期中的起点,因此,在管网设计中融入完整性概念十分重要。腐蚀是一种与时间有关的危害因素,将贯穿于管网系统的运行阶段,对于含H2S/CO2气田集输管网系统,腐蚀问题会影响管道完整性。针对H2S/CO2气田,介绍工程设计阶段材料选择过程中需要考虑的主要因素、腐蚀风险评估的方法以及腐蚀控制框架的基本要求,为管网设计期间融入基于腐蚀风险的管道完整性设计理念提供参考。 相似文献
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高酸性气田现场腐蚀试验研究 总被引:4,自引:4,他引:0
在高酸性气田的开发过程中,由于H2S、CO2、Cl-以及元素硫等介质的存在,对井下管柱、地面管线和设备的腐蚀有很大的影响,如何了解和控制高酸性环境下的腐蚀就显得尤为重要.针对川东北地区飞仙关组鲕滩气藏高舍H2S和CO2的特殊情况,研制出高酸性气田在线腐蚀试验装置,并利用该装置在天东5-1井进行现场试验.现场试验进一步证实了水中Cl-是影响腐蚀的主要因素,评价了目前常用/拟采用材料的腐蚀情况、缓蚀剂的防护效果以及不同腐蚀监测方法的适应性.现场试验结果为川东北高酸性气田防腐措施的制定提供了现场试验数据,具有重要的意义. 相似文献
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元坝气田天然气中高含H2S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂。为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法。通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度。结果表明,当前元坝气田地面系统腐蚀的主控因素为H2S分压、液气比和CO2分压,故可适当优化缓蚀剂添加方案,调整批作业清管周期,合理降低缓蚀剂清管作业成本。研究成果为元坝气田地面系统的完整性管理提供了技术依据。 相似文献
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大涝坝凝析气田油管在生产中多次出现腐蚀穿孔而报废,严重影响了该气田的安全生产。为找出该气田油管腐蚀失效的原因及其影响腐蚀的因素,有针对性地防治油管腐蚀,首先分析了该气田油管的腐蚀规律及油管腐蚀形貌特征,结合该气田生产介质和运行工况,进行了P110、13Cr和HP13Cr等3种材质油管的模拟腐蚀试验,分析了温度、CO2分压、Cl-质量浓度、流速等因素对油管腐蚀的影响程度。结果表明:对腐蚀程度影响最显著的是温度,流速和CO2分压次之,Cl-质量浓度较弱;油管腐蚀最严重的井段(600~2500 m)是在温度90 ℃、CO2分压0.19~0.37 MPa条件下,CO2腐蚀、流体冲刷腐蚀和缝隙腐蚀共同作用下造成的。同时分析了丝扣类型和环空保护液对油管腐蚀的影响,认为偏梯型扣的FOX螺纹油管较梯形扣EUE螺纹油管抗腐蚀性强,CT/TPK-2型环空保护液能有效防止油管外壁发生腐蚀。提出采用“封隔器+环空保护液+13CrFOX螺纹油管+P110 EUE螺纹油管”的完井方式防治油管腐蚀,腐蚀最严重的600~2500 m井段选用13CrFOX螺纹油管。 相似文献
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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、H2S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田集输管道腐蚀预测软件。应用该软件对川渝地区某气井集输管线腐蚀情况开展了预测,对预测结果与同等参数条件下的腐蚀挂片试验实测结果相比较,软件计算准确度≥90%,应用效果较好。 相似文献
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随着开采时间的延长和采出程度的提高 ,户部寨气田腐蚀现象逐渐明显。对CO2、H2 S、冲蚀以及对其产生作用的温度、压力、pH值、流速等腐蚀因素逐一进行分析可知 :该气田不存在O2 和微生物腐蚀 ,H2 S产生的腐蚀较轻 ,CO2 酸性腐蚀是主要的腐蚀因素。产气量大、气体流速高加剧了酸性腐蚀的速度 ,温度对腐蚀速度的影响较大。 相似文献
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油气开采过程中CO2腐蚀控制措施探讨 总被引:3,自引:2,他引:1
针对油气田严重的CO2腐蚀问题,人们提出了各种各样的防腐蚀措施。其中,应用缓蚀剂进行腐蚀防护已被大家公认为是一种经济有效的防腐措施。本文分析了腐蚀预测和腐蚀监测对防腐工作的重要性和可行性,介绍了常用的几种防腐措施,并着重分析了缓蚀剂防腐措施的有效性。 相似文献
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原油对CO2腐蚀影响的模拟研究 总被引:4,自引:0,他引:4
原油在某种程度上能降低输送管线中CO2 等酸气引起的腐蚀,但目前针对原油对CO2 腐蚀影响的研究主要是定性的。采用自行设计的试验装置,选取渤海开发油田8 个有代表性的原油样品(中质油—重质油),通过大量室内模拟加速试验,研究了原油、水及CO2 多相体系中原油加入量、温度、流速、原油物性和CO2 分压等因素对全面腐蚀速率的影响规律。研究结果为进一步建立原油对CO2 腐蚀影响的预测模型和开展原油对CO2 腐蚀影响的定量研究奠定了基础。 相似文献
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高含硫气田套管腐蚀情况实验研究及建议 总被引:2,自引:0,他引:2
在我国近年对高温高压酸性气田的开发过程中,天然气中的H2S和CO2对套管造成了严重腐蚀,套管在服役过程中腐蚀穿孔和刺漏现象时有发生,对油气井安全生产威胁极大。为此,在实验室条件下采用自行设计的高温高压循环流动釜,模拟研究了四川盆地某气井中的套管在超高温高压高含H2S和CO2的条件下的腐蚀情况--井深4 944~5 738 m井段流速太低、套管壁会有水膜、元素硫附着、积水及腐蚀严重。实验以该气田在役使用的3种套管材料为研究对象,分别研究其在不同采气期(携水采气期和积水采气期)的腐蚀情况。根据实验获得的数据并结合API 579适用性评价方法,计算出被腐蚀套管的抗挤强度和抗内压强度,进而预测套管的安全服役寿命。结果表明:①该井的套管在携水采气期的腐蚀程度较积水采气期的腐蚀程度轻微;②随着开采年限的增加,套管的抗内压强度和抗外挤强度均呈直线下降;③在实验环境下根据剩余强度曲线图预测3种套管的安全服役寿命至少还有10年。建议在气田的开采过程中应尽量增加携水采气期的开采时间,从而延长套管的安全服役寿命。 相似文献
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油气生产中多相流环境下碳钢腐蚀和磨损模型研究 总被引:5,自引:0,他引:5
介绍了油气生产中多相流环境对碳钢造成腐蚀和磨损危害的评估方法,论述了无磨损条件下腐蚀的预测模型及用于判别磨损的控制准则和磨损模型等,讨论了模型中的主要关键参数,包括pH值、基于CO2的腐蚀速度、油、气、水、H2S等的影响.多相流介质腐蚀和磨损的影响因素包括流型、环境条件、材料冶金机理和腐蚀机理等.由于多相流环境条件比较复杂,目前的预测和评价模型不能满足实际需要,应对其进行更深入的研究. 相似文献
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超临界CO2输送管道的腐蚀研究进展 总被引:2,自引:0,他引:2
碳捕集与封存(Carbon Capture and Storage,简称CCS)技术是极具潜力的一项减缓温室气体排放的前沿技术,已受到国际科技和产业界的密切关注,其中CO2运输管道的内腐蚀问题可能成为制约碳封存技术发展及应用的关键问题之一。强调了CCS技术对于碳减排的重要性,研究碳钢在超临界CO2运输环境中的腐蚀规律和机理以及CO2输送过程中的超临界CO2的性质显得十分重要。阐述了碳捕集与封存技术(CCS)中超临界CO2输输送管道的腐蚀与油气系统的CO2输腐蚀的本质区别,对输送过程中超临界CO2腐蚀的影响因素进行了分析,并且对腐蚀控制研究动态进行了回顾。 相似文献
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���������ܸ�ʴ����Ļ������� 总被引:18,自引:1,他引:17
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。 相似文献