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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。     

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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。     

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磨溪气田自１９９１年投入工业性开采以来，在开采过程中井下管系与地面设备出现了严重的腐蚀问题，文章针对磨７０井井下管系的四种主要腐蚀特征进行了剖析，认为，造成腐蚀的主要原因是气田中含有Ｈ２Ｓ和ＣＯ２，这在整个磨溪气田都代表性。根据Ｈ２Ｓ和ＣＯ２对管系的腐蚀机理，对应采取的防腐措施提出了几点建议。     

热浸锌处理在抽油杆上的应用

Ｄ级抽油杆经热浸锌处理后，在强度，塑性指标上保持Ｄ级杆水平的同时，能大幅度提高其应力腐蚀和腐蚀疲劳强度，并改善其氢脆敏感性。在含Ｈ２Ｓ，ＣＯ２介质的油井中使用４５３ｄ仍保留６０μｍ的镀锌层。     

08Cr2AlMo和12Cr2AlMoV钢管在HCl和H_2SO_4水溶液中的腐蚀试验对比

１２Ｃｒ２ＡｌＭｏＶ钢板和钢管经工业化应用,在Ｈ２Ｓ、ＨＣＮ、ＣＯ２及氯离子腐蚀环境中,具有良好的抗应力腐蚀性能,此外还具有抗氢脆、氢鼓泡以及抗稀有机酸的能力。 有宣传资料称：新一代耐腐蚀钢管０８Ｃｒ２ＡｌＭｏ,“在８０℃,３％～１０％ＨＣｌ水溶液中的耐腐蚀性比１２Ｃｒ２ＡｌＭｏＶ高３倍”,为此湖北长江石化设备制造厂专程到江苏兴澄集团公司钢管厂购买了０８Ｃｒ２ＡｌＭｏ的管材,并委托机械工业部电镀产品质量监督检测中心（武汉材料保护研究所）,将０８Ｃｒ２ＡｌＭｏ与１２Ｃｒ２ＡｌＭｏＶ在不同腐蚀环境下…     

油井水泥石CO2腐蚀的热力学条件

从水泥化学角度出发,运用热力学理论计算了湿环境下油井水泥石中熟料矿物及水化产物在２５℃至２２７℃范围内受气要和液相ＣＯ２侵蚀的条件下,讨论了碳化反应对水泥石抗压强度和渗透率的影响,结果表明：ＣＯ２对氢氧化钙（ＣＨ）及不同形态水化硅酸钙（ＣＳＨ）的腐蚀程度不同,笼统地判断ＣＳＨ和ＣＨ何者更易碳经是不科学的。     

磨溪气田的腐蚀与复合缓蚀剂CZ3—1＋CZ3—3的研制及应用

川中矿区磨溪气田井下油、套和及地面集输设施腐蚀严重，经调查研究，确定为典型的酸性油气田综合性腐蚀。研制了油溶性成膜缓蚀剂ＣＺ３－１和水溶性挥发性缓蚀剂ＣＺ３－３，将两者复配使用，对高温高Ｈ２Ｓ气体分压和高ＣＯ２气体分压下气田采出水的 良好的减缓作用，已通过现场试验，在磨溪气田推广使用，在现场试验中使用了加拿大ＣａＰｒｏｃａ腐蚀监测系统 。     

CT2—4水溶性油气井缓蚀剂的合成及应用研究

针对四川气田为含Ｈ２Ｓ,ＣＯ２高矿化度盐水的酸性气田的特点,研制出了ＣＴ２－４水溶性有机成膜型油气井缓蚀剂,室内及现场试验结果表明,ＣＴ２－４缓蚀剂的制备路线合理,生产工艺可行,产品质量稳定可靠,可以有效地抑制或缓解高浓度Ｈ２Ｓ,ＣＯ２,Ｃｌ＾－引起的电化学腐蚀和应力腐蚀,具有十分显著的水相缓蚀效果和较好的气相气缓蚀作用,在南海西部石油公司Ｗ１０３－Ｃ和Ｗ１１４油田及川中矿区的现场试验及应用中收到     

川东气田油管腐蚀及对策

川东气田气体一般含有比Ｈ＿２Ｓ、ＣＯ＿２、Ｃｌ常造成油管腐蚀穿孔，乃至油管断落等复杂情况。文中针对川东气田各种腐蚀现象，结合川西北等地区的腐蚀情况，分析了腐蚀原因和机理，提出了选择合金钢作采气管材和使用缓蚀剂及油管内涂层等防腐对策。     

CZ3—1E气／液相双效缓蚀剂的研制与应用

在原来复合使用的液相缓蚀剂ＣＺ３１ ＋ 气相缓蚀剂ＣＺ３３ 的基础上研制出一种改进的气、液相双效缓蚀剂ＣＺ３１Ｅ。该剂不仅保持原缓蚀剂缓蚀率高、用量少等特点,而且克服了原缓蚀剂有一定异味、加注不便、成本费用高的缺点。在室内评价中,在未作预膜处理、Ｈ２Ｓ分压１ ．２ ＭＰａ、ＣＯ２ 分压２．８ ＭＰａ、温度８０ ±２℃、静态、腐蚀时间７２ ｈ 条件下,以加入ＣＺ３１Ｅ缓蚀剂１０００ ｐｐｍ 的脱氧磨溪气田地层水为腐蚀介质,ＮＴ８０ＳＳ钢试片的气相腐蚀速率为０．０４９５ ｍ ｍ／ａ,缓蚀率９１．２％ ,液相腐蚀速率为０ ．０６４３ ｍ ｍ／ａ,缓蚀率９０．５ ％ ,测试后试片光亮,未见点蚀。对磨溪气田使用过的数种缓蚀剂进行全面对比,表明ＣＺ３１Ｅ 各项性能均较佳,可满足含硫气田气、液相防腐的需要。     

高含硫化氢海洋气田开发中管线的腐蚀与防护

根据高含硫化氢海洋气田开发的特点,分析了高含硫化氢天然气对管线的腐蚀机理,最后提出了相应的防止硫化氢腐蚀的措施与方案,对设备与管线的使用寿命和安全运行具有重要意义。     

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。     

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川中磨溪气田Ｔ２ｌ１＾１含硫气藏盐水电化学腐蚀及Ｈ２Ｓ、ＣＯ２腐蚀十分严重。由于未采和封隔器完井，油管为普通的日本抗硫油管，因此开采几年来，井下油套管被腐蚀产生堵塞，多数井压力、产量下降。经修井发现绝大多数井的油管断落。采用封隔器和耐腐蚀的油管柱完井是磨溪Ｔ２ｌ１＾１气藏开发的当务之急。通过以Ｔ２ｌ＾１１气藏第一口封隔器完井的工艺技术为例，较详细地介绍了封隔器完井管柱设计以及工艺技术。     

制氢装置腐蚀泄漏情况分析

近年来某公司制氢装置不同部位相继发生腐蚀泄漏,给装置带来巨大的安全隐患。装置采用烃类蒸气转化法制取氢气,伴随反应生成气冷却到135℃,过剩水蒸气凝结成水并与CO2形成碳酸,使系统奥氏体不锈钢0Cr18Ni10Ti管道焊缝敏化区域内局部晶界贫铬区发生严重腐蚀,即晶间腐蚀,奥氏体不锈钢焊接产生的应力会促进腐蚀的进行。不锈钢具有良好的耐腐蚀性能,但Cl-会局部破坏不锈钢表面具有保护作用的钝化膜,发生点蚀,不锈钢发生点蚀与Cl-的浓度、Cl-与SO2-4比值及温度有关,点蚀产生的蚀坑将形成裂纹源,裂纹中富集的Cl-和H+在温差应力的作用下将加速裂纹扩展。制氢变压吸附系统原料中无明水,但吸附塔进口管线排凝管道为一死腔,在吸附塔压力周期性变化过程中,死腔内存留的解吸气将有微量的明水析出,与CO2构成酸性腐蚀环境,引起排凝管上的孔蚀泄漏。     

超级13Cr油套管在含H2S气井环境下的腐蚀试验

近20年来,在国内外H₂S/CO₂共存环境、高含Cl^-的深井或复杂水平井中,为保障井筒寿命并控制耐蚀合金管柱成本,超级13Cr不锈钢油套管的应用逐步增多,而ISO等标准中对于超级13Cr油套管的适用条件规定严格,特别是在超级13Cr的抗硫化物应力开裂影响因素方面,不同学者研究认识不统一。为此,模拟陕北某区块含H₂S气井腐蚀环境,利用电化学系统和高压腐蚀测试系统,评价了超级13Cr油套管的电化学和抗硫化物应力开裂能力。结果表明,在模拟环境下的超级13Cr电化学腐蚀速率为0.01 mm/a,而传统13Cr的腐蚀速率为0.26 mm/a。同时在抗硫化物应力开裂试验中,加载80% AYS和90% AYS下的超级13Cr没有出现NACE标准溶液试验下的开裂问题。该结果为类似气井环境下的超级13Cr应用提供了一定的参考。     

高含硫气田元素硫沉积及其腐蚀

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。     

钻井泥浆除硫剂的研究

本文介绍了一种无机锌盐化台物——川设6—1钻井液除硫剂,根据试验结果,论证了它对钻井液的除硫效率和对钻具的防腐效果;并与两种进口的钻井除硫剂进行了对比.现场试验结果表明:川设6—1除硫反应快、效率高、成本低,使钻井液中的硫化氢浓度很快降低到安全界限,从而防止了钻具和套管的硫化物应力腐蚀和失重腐蚀,大大延长了钻具的使用寿命,并避免了钻井操作人员的硫化氢危害.     

大型高含硫气田安全开采及硫磺回收技术

我国高含硫天然气资源丰富,开采潜力大,但其资源利用面临腐蚀性强、成本高、毒性大、事故后果严重等难题。为此,总结了中国石油天然气集团公司近年来在深层高温、高压、大产量高含硫天然气开采中产能测试、完井及改造、集输与腐蚀控制、脱硫与硫磺回收、安全环境风险防控等方面开展技术攻关所取得的创新成果：①高含硫气井产能测试技术非稳态测试用时减少50%,平均误差为7.5%,试井测试深度达7 000 m,硫化氢测试含量达230 g/m³;②高含硫气井完井裸眼封隔器分段工具的分段级数达12级,不动管柱水力喷射分段工具的分段级数达9级;③高含硫气田气液密闭混输工艺和腐蚀控制技术体系长效膜缓蚀剂的膜持续时间为45 d;④高含硫天然气净化技术体系的改良低温克劳斯硫磺回收工艺的硫磺回收率达99.45%,高含硫天然气脱硫技术及工艺计算模型的有机硫脱除率达85%,催化剂硫化氢的转化率为96%,总硫转化率为98%。最后还提出了加快建设高含硫气田开采国家级研发平台以推动本领域技术进步的建议。     

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??Through an appropriately simpllfied calculation model,the sulfur-making method of sour containing l5%??50% H₂S has been studied,and two main understandings have been obtained as fol-lowing:(1)the conventional divided-flow Claus Process can be used for the H₂S concentration of l5% ??25%,the direct-flow Claus Process may be used for the sour gas of 49% H₂S as its concentration lower limit in general,accordmg to the thermal stability of commonly used material of furnace wall,25%??45% H₂S is suitablely used for non-conventional divided-flow Claus Process;(2)the total conversion rate of H₂S of non-conventional Claus Process is lower than direct-flow process but higer than conventional divided-flow process.     

油管内涂层防腐技术在塔中Ⅰ号气田的应用

塔里木盆地塔中Ⅰ号气田CO₂、H₂S共存,气井具有井深、高温、高压的特点,井筒腐蚀环境复杂。为此,依据塔里木塔中Ⅰ号气田实际的工况要求,对P110S抗硫油管+TC 3000C环氧酚醛树脂内涂层分别进行了模拟环境下附着力、抗拉伸、轧平、扭转等能力的试验,分析了内涂层在模拟环境下的性能。试验结果表明,内涂层的性能可以满足现场使用要求。目前该技术已在塔中Ⅰ号气田使用16口井,在现场应用时通过对油管涂层和下井作业进行检查,保证了涂层的安全下井。现场试验表明,抗硫油管内涂层防腐效果良好,能满足塔中Ⅰ号气田的防腐要求。