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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。     

普光气田地面集输工程防腐蚀控制措施

普光气田是我国第一个成功开发的典型高酸性气田。由于天然气含H2S、CO2、Cl-、H2O等,普光气田的集输管线和集气站设备处于非常恶劣的腐蚀环境。硫化氢具有高毒性,一旦由于腐蚀导致穿孔、开裂泄漏,将对人身安全、生命财产造成极大危害。因此,在开发建设过程中,采取了一系列预防硫化氢、二氧化碳和氯离子腐蚀的监测与控制技术,保障了气田安全运行,对其他类似气田的防腐蚀控制具有一定指导意义。     

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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。     

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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。     

高含硫探井转开发井的腐蚀评价

对于含硫油气区域的探井、探井兼开发井,如果油气产能、H2S含量及分布带有不确定性而选用镍基合金油套管,则可能会造成投资过大的风险。选用H2S酸性环境抗开裂的碳钢和低合金钢后,H2S、CO2、元素硫及地层水对油套管的电化学腐蚀变成了主要问题。这时可以通过优化完井技术,增加油套管壁厚来降低应力水平,以防止氢应力开裂;同时,增加壁厚又可以增加腐蚀余量,延长服役寿命。在概述目前国内含硫油气区域油套管腐蚀评价、防腐蚀措施和存在的问题的基础上,详细分析了基于电化学腐蚀的适用性评价、模拟元素硫的腐蚀环境设计、地层水的腐蚀与模拟试验,及自行研制的高温高压循环流动腐蚀试验仪的工作原理与流程,介绍了探井转开发井腐蚀评价实例,列举了探井转开发井投产的风险和目前已具备的条件,给出了科学的现场风险管理措施。      

高酸性气田腐蚀监测技术研究

高酸性气田采输及净化过程中,由CO2-H2O、H2S-H2O、CO2-H2S-H2O和R2NH-H2S-CO2-H2O等环境引起的腐蚀造成大量直接和间接损失,对高酸性气田的腐蚀状况进行必要的监测和安全评价于气田安全高效生产具有重要意义。在对高酸性气田腐蚀及监测情况调研的基础上,以龙岗气田腐蚀监测体系为例,介绍了包括腐蚀监测点的布置、监测方法的选择、腐蚀回路的划分、数据的管理等方面的高酸性气田腐蚀监测技术。     

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含硫天然气超深井试油是一项难度很大的技术，不断地总结过去超深井试油的经验，引进国外先进的试油技术和开展不懈的科研攻关，是当前试油工程的一项重要任务。为此，文中介绍了四川含硫天然气超深井试油的概况，总结了含硫天然气超深井试油的特点，目前比较成熟的工艺技术与装备和当前四川超深井试油的工艺技术水平，对超深井试油的技术难点进行了分析，提出了今后科研攻关的方向与主要内容。并提出以下观点和认识：在超深井试油中要早期介入；试油难度最大的是关井求压；含硫天然气井试油必须全面采取防腐技术；必须要有一整套能适应井下高温高压的井下工具、管柱与地面设备，编制一套适合本地区超深井试油的综合设计软件。     

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本文介绍了国内外气田开发中CO_2有腐蚀的产重性;综述了腐蚀机理、防护措施及国外对湿CO_2环境腐蚀大小的评价方法;并针对四川气田开发中的CO_2腐蚀与防护问题提出意见。     

综合防腐技术在中坝气田的应用

四川省江油市川西北矿区中坝气田三叠系雷口坡组三段气藏现有工业开发气井10口,建有低温集气站1座,每天向脱硫厂输送天然气120×104m3.该气藏所产含硫天然气中H2S=6.8%(体积分数)、CO2＝4.6%(体积分数),气田凝析水中Cl-含量为5130～58367 mg/L.由于腐蚀条件恶劣,开采过程中,井下、地面工艺设备、管线腐蚀非常严重.通过多年的不断探索,应用了耐腐蚀材质、缓蚀剂、腐蚀监测、内涂、内衬等综合防腐技术,在中坝气田井下、地面生产工艺装置的控腐、防腐方面收效显著,取得了一定的实践经验,并在防腐、控腐领域提出了完善和发展的几点认识.     

某气田井下油管腐蚀与防腐现状及分析

随着我国石油天然气工业勘探开发的发展,含H2S、CO2、Cl^-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现,腐蚀问题越来越引起人们的关注。特别是在以上三种腐蚀因素同时存在的情况下,腐蚀原因更难以分析。通过对8口气井油管腐蚀检测和模拟试验的基础上,对气井中处于H2S、CO2、Cl^-及含水等多种腐蚀介质下的油管腐蚀规律进行了初步探讨,得到了一些认识。     

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中原油田气田气井油管的内腐蚀严重,时常发生油管穿孔,断裂事故,直接影响了气田的正常生产和动态监测工作。为了弄清气井腐蚀原因,在对油管进行管材失效分析和室内模拟试验的基础上,应用灰色理论中的灰关联分析方法对中原油田现场实测的腐蚀环境数据进行了相关处理,分析了影响气井油管腐蚀的主要因素并探讨了其腐蚀规律。分析处理结果表明,产出气中所含的ＣＯ２和水导致油管发生电化学腐蚀,而产出气的冲蚀作用又加剧了一过程     

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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。     

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为了更深入地探索天然气管线中所输介质与内腐蚀之间的关系,利用实验获得的在气相或液相中H2S、CO2缓蚀剂浓度与其所导致的内腐蚀速度值,采用数理统计的方法,确定H2S、CO2、缓蚀剂与内腐蚀速度之间的最佳的逐步回归方程,以达到预测内腐蚀速度的目的;并将此方程计算结果与实际腐蚀情况相比较以验证其可信度。所有逐步回归过程及预测由编写的程序系统来完成。     

池18井多鱼头并插深度腐蚀油管打捞技术

池18井井下油管采气15年后，井下油管严重腐蚀断落，全井形成长片、碎块、断根，其中部分井段呈现双鱼头、3鱼头叠插等情况，该井通过下各种打捞筒、母锥外捞，下各式捞矛外捞、下金刚石铣筒套铣相结合的方式，分段打捞处理。其间针对落鱼特点，不断修改工具内径或挡圈，加工了特拉式捞筒、滑块开窗捞筒、自制钢丝捞筒等多种适用性工具，最后成功打捞完多鱼头井段。文章总结了打捞过程及技术要点，可供现场生产作业借鉴。     

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腐蚀监测是在生产正常运行中，对设备的腐蚀或破坏进行系统测试，以延长设备寿命，使生产设备能更有效地运行的一门技术。其方法包括失重挂片法、电阻法、氢监测、线性极化电阻法、化学分析等。１９９５年四川石油管理局从加拿大引进了一套在线腐蚀监测系统，１９９６年３月在磨溪气田四号集气站的Ｍ—１３３井建立了一座在线腐蚀监测实验站，１０月又在川西北矿区低温站和中—４０井建立了一座在线腐蚀监测实验站；对ＣＴ２—４、ＣＺ３—１和ＣＺ３—３缓蚀剂的缓蚀效果作了在线监测评价，对腐蚀监测在现场的应用取得了一定的经验，并提出了四川含硫气田腐蚀监测的发展趋势。     

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随着四川油气钻井守井工艺的发展对专用管材的要求日增，常规的圆螺纹油管，套管已不能满足需要，特殊螺纹接头管材以其独特的结构精密的制造实现了圆螺纹接头所达不到的诸多性能优势，满足了高压，高产，高含硫，深井，定向井钻井完井工艺要求。     

合兴场须二段气藏油管腐蚀断裂原因及对策研究

合兴场须二段气藏经开发证实为裂缝-孔隙双重介质、低孔、低渗、非均质、异常高压、高束缚水饱和度、具统一压力系统的干气型底水气藏。开发过程中，由于忽视了缓蚀措施而导致投产气井管串均发生严重腐蚀穿孔及断裂。通过腐蚀调查与分析，确定了须二段气藏气井油管腐蚀原因主要是CO₂腐蚀。同时受到介质温度、CO₂分压、水介质组成等众多因素的影响。通过模拟实验，提出了适合合兴场须二段气藏油管防腐对策首选为全井或仅在腐蚀严重管段（600～1500 m）使用耐蚀合金，其次选用QHS-1、UT-15作为缓蚀剂，或者二者联合使用。     

陕北某油区采油井油管腐蚀影响因素分析及机理

通过失重法对陕北某油区的28口采油井中悬挂的碳钢挂片进行腐蚀监测,并对产出液理化性质进行了分析。应用主成分分析法借助SPSS程序分析了温度、含水率、pH等11个影响因素与腐蚀的相关性,并且对现场腐蚀挂片进行扫描电镜以及能谱分析。结果表明:采出液含水率、氯离子含量以及硫化物含量都比较高,水质偏碱性,而影响油管腐蚀的主要因素为硫化物、温度和含水率;通过灰关联计算得出,三者与腐蚀速率的关联度分别为0.838 6、0.828 1、0.828 1,扫面电镜与能谱分析结果与统计分析结果的基本一致,说明利用采出液性质可以预判油管的腐蚀状况。     

户部寨气田腐蚀分析及腐蚀防护

通过对户部寨气田腐蚀因素的调研分析,找出了腐蚀原因。通过实验,考察了温度、C02浓度、矿化度、流速对腐蚀的影响及规律,开发出了高效气井缓蚀剂,将该缓蚀剂在现场进行试验,气井腐蚀状况得到了控制,达到了理想的防护效果。