高酸性气田现场腐蚀试验研究

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.     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

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。     

川东地区高含硫气田安全高效开发技术瓶颈与措施效果分析

高含硫气井由于天然气中H2S、CO2等腐蚀性介质含量和水合物形成温度较高,开发生产过程中在井下及地面易析出单质硫,形成水合物堵塞。严重腐蚀和堵塞设备管道,不仅影响气井正常生产,还影响企业经济效益和社会效益。通过腐蚀和堵塞对高含硫气井安全高效生产的影响,以及采取防腐解堵和实施效果的分析,提出了确保川东高含硫气井长期安全平稳生产的方法和措施。     

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简述了国外高含硫气田开发的一般情况，较为详细地叙述了川东卧６３井先导试验在方案制定，流程设计，选材施工中碰到的一些技术问题。同时对卧６３井试生产过程中高含硫气体的腐蚀情况也作了简介，并对水合物生成问题与元素硫的沉积问题进行了分析和探讨。由于卧６３井是国内第一口正式进行生产的高含硫气井，因此其试验生产资料对关高含硫纹井的开采有一定的参考价值。     

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.     

元坝长兴组完井管材腐蚀评价及优选

川东北元坝气田恶劣的腐蚀环境给完井材料的选择带来了极大困难。本文介绍了10种镍基合金(国产、进口、4c类及4d类)在H2S/CO2/S气田环境中的抗SCC、失重腐蚀性能。研究结果表明国产镍基合金与进口产品相比具有同样良好的抗腐蚀性能,其中国产G3材质能够满足元坝160℃的抗腐蚀性能要求,即使在10g/L元素硫条件下也未发生严重的局部腐蚀。而4c类材质在3g/L元素硫条件下未发生严重的局部腐蚀,但在10g/L元素硫条件下腐蚀严重。基于以上研究成果,借鉴类似气藏的选材经验,国产4c类和4d类材质分别在元坝103H井油层套管和油管中得到应用。     

含硫气井管线腐蚀分析及防腐措施探讨

含硫气井的腐蚀一直是气田开发过程中需要面对的难题,含硫气井的腐蚀主要是电化学腐蚀,影响因素主要有天然气中所含的水、H_2S的浓度、温度、pH值、CO_2等。榆林气田整体H_2S含量较低,腐蚀轻微,但由于榆20集气站含硫气井集中,从历年清管情况来看,存在一定的H_2S腐蚀。通过分析含H_2S气井的腐蚀机理和榆林气田含硫气井防腐现状,提出进一步减轻H_2S腐蚀的优化措施。     

高含硫气井存在的问题及对策探讨

由于高含硫天然气H2S、CO2等腐蚀性介质含量较高,水合物形成温度也较高,而且,高含硫气井在生产过程中,井下及地面设备管道内易沉积单质硫等,严重腐蚀和堵塞生产设施,危急周边环境安全,从而影响高含硫气井生产、作业和企业的经济效益。因此,需要对高含硫气井进行分析,找出主要腐蚀和堵塞因素,提出有效的防治措施。本文针对重庆气矿高含硫气井生产环境、腐蚀状况和堵塞现象,在分析腐蚀、堵塞影响因素的基础上,结合室内研究,提出防腐、防堵措施以及生产管理要求。     

H2S与CO2共存条件下气田地面集输系统内腐蚀影响因素分析方法研究

CO2和H2S是最常见的两种管道内腐蚀介质,当系统中H2S和CO2共存时,其腐蚀行为远比H2S或CO2单独作用时复杂得多,即便是少量的H2S也会对CO2的腐蚀产生明显的影响,对气田开采与管输设备造成严重的破坏,甚至引发设备失效与安全事故。CO2/H2S共存体系下的金属腐蚀规律十分复杂且难于把握,与两种因素单一存在时截然不同。国外早期的研究始于20世纪80年代末,国内起步相对较晚。经过近30年的研究,发现腐蚀过程受CO2或H2S的控制取决于两者的含量、介质温度、压力、流速等因素。根据川东气田的气质和工况环境,进行实验研究与深入的理论归纳分析,得出川东气田H2S与CO2共存条件下地面集输系统内腐蚀影响因素及其交互作用的腐蚀影响权重。在此基础上,利用归一化方法,计算出重庆气矿中高含硫气井的腐蚀风险权重值,筛选出腐蚀敏感度较高的需要重点关注的气井及其采气管线。     

萨曼杰佩气田腐蚀防护技术探讨

萨曼杰佩气田H2S和CO2的含量均较高,为了解决由此带来的腐蚀问题,保证气田顺利开发,在对俄罗斯奥伦堡凝析气田的腐蚀防护技术进行调研的基础上,对其采用的金属材料和缓蚀剂的防腐效果进行了全面的总结,同时提出了萨曼杰佩气田在防腐方面应该注意的问题。     

基于H2S毒性负荷的山区含硫气井应急计划区的划分方法

研究山区含硫气井应急计划区划分方法,为制订其安全生产标准提供科学依据。选择典型山区地形的3口含硫气井,采用大涡模拟方法,模拟了不同H₂S释放速率、不同风速和风向、不同井喷点火时间的组合条件下H₂S在大气中的扩散浓度场。用积分方法计算了各井H₂S毒性负荷的时空分布,研究了H₂S毒性负荷与H₂S释放速率之间的关系,建立了以H₂S释放速率为指标的山区含硫气井应急计划区的划分方法。结果表明,本次分析所用的591口H₂S释放速率大于零的川渝地区含硫气井中,16.75%的含硫气井应急计划区半径大于公众安全防护距离。对于中国主要含硫气井集中分布在人口密集的川渝地区的实际情况而言,该方法是比较适用且可行的。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

川渝地区含硫气井H2S释放速率的概率分布模型

利用川渝地区含硫气井H₂S释放速率数据,根据其累积概率分布函数建立概率分布模型.分别用极大似然法和Kolmogor-ove-Smirnov检验方法估计该模型的标度指数和幂律分布区间的下限,并用Monte-Carlo方法随机生成检验样本,进行拟合优度检验.结果表明,川渝地区含硫气井H₂S释放速率的概率分布是非高斯的厚尾分布,一级高危险和二级较高危险含硫气井的累积分布概率远大于高斯分布.若含硫气井H₂S释放速率大于0.0067m³/s,则其服从标度指数为1.539 5的幂律分布,尾部对应一级高危险和二级较高危险含硫气井的概率,主要集中在川东北气矿、川西北气矿、重庆气矿和普光气田等.该模型较合理地描述了川渝地区H₂S释放速率的概率分布.     

川渝地区含硫气井H2S释放速率的概率分布模型

利用川渝地区含硫气井H₂S释放速率数据,根据其累积概率分布函数建立概率分布模型。分别用极大似然法和Kolmogorove-Smirnov检验方法估计该模型的标度指数和幂律分布区间的下限,并用Monte-Carlo方法随机生成检验样本,进行拟合优度检验。结果表明,川渝地区含硫气井H₂S释放速率的概率分布是非高斯的厚尾分布,一级高危险和二级较高危险含硫气井的累积分布概率远大于高斯分布。若含硫气井H₂S释放速率大于0.0067m³/s,则其服从标度指数为1.5395的幂律分布,尾部对应一级高危险和二级较高危险含硫气井的概率,主要集中在川东北气矿、川西北气矿、重庆气矿和普光气田等。该模型较合理地描述了川渝地区H₂S释放速率的概率分布。     

高酸性气井钻井过程中的井控机理

川东北高含硫气田的CO₂、H₂S含量较高，部分气井中的CO₂、H₂S已处于超临界状态。CO₂、H₂S在环空流动过程中离井口很近的距离才发生体积突变，极易诱发井喷。为此，从分析超临界状态CO₂、H₂S的特殊相态特征入手，建立了相应的数学模型，编写了计算机程序，模拟了高酸性高压气井环空温度场、压力场、压缩因子和体积膨胀情况。从模拟计算结果可以看出，在深井中，常规天然气的溢流通常有足够的预警时间，而高酸性气体则在井筒的上部位置发生突然膨胀，引起的天然气溢流几乎没有预警时间。在高酸性气井钻井过程中，需要加强对环空钻井液瞬时流量的监测，尽早发现溢流，确保安全钻井。     

普光气田大湾区块高含硫水平井完井管柱优化设计

为实现高含硫气藏“少井高产、安全高效”的开发目的,对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点,综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状,选择一次管柱多级卡封,逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺,进而开展了管柱参数和结构设计,优化设计出高含硫水平井完井管柱：套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用,首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造,增产效果明显,为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑,也为类似气田的开发提供了借鉴。     

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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。     

高含硫气田套管腐蚀情况实验研究及建议

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。     

土库曼斯坦酸性气田恢复产能工程关键技术

土库曼斯坦Sa气田是一个高含H2S与CO2的底水块状碳酸盐岩气田,恢复利用老井产能是第一期产能建设目标的重要保证。该气藏老井封存时间长达13 ａ,修井采气面临井筒腐蚀评价、重新完井、腐蚀与防治、水合物预测等难题,存在较大的技术难度和安全风险。在对33口老井的采气工程进行了分析和评估的基础上,采用MIT/MTT井筒腐蚀评价和生产系统节点分析等方法,针对气田的储层特点和修井采气工程技术的难点,形成了高含硫气田恢复产能工程关键技术,主要包括老井修复与测试配套技术、生产系统优化技术、H2S与CO2的腐蚀与防治技术以及酸性气田高效酸化解堵技术。在已修复的9口井中恢复年产能12×１０８ｍ３,修复26口井预计恢复年产能（25~30）×１０８ｍ３,26口老井修复利用至少可节约钻井直接投资 8 000万美元以上。