CO2、H2S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO₂、H₂S腐蚀介质中耐蚀性，对3Cr钢分别在1 MPa CO₂、0.3 MPa H₂S及1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试，同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明，3Cr钢在1 MPa CO₂环境下腐蚀速率最大，通过对腐蚀产物进行分析，发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO₂中呈现单容抗弧，而在0.3 MPa H₂S和1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S环境中呈现双容抗弧，进一步印证了其在1 MPa CO₂环境中耐蚀性较差的结果。     

普光气田集输管材腐蚀评价及缓蚀剂加药工艺优化

普光气田H₂S平均含量15.18%,CO₂平均含量8%,且含单质硫。为解决该气田湿气集输工艺管材的腐蚀问题,参考NACE MR0177/ISO15156,规定了试样的制备方法,避免了因试样问题产生的评价结果偏差。评价条件增加了单质硫含量、介质流速两个条件,实现了对普光气田工况条件的模拟,解决了按NACE MR0175标准H₂S分压大于1 MPa时无法选材的难题。开展了L360抗硫管材的氢脆、硫化物应力开裂及电化学腐蚀的分析评价,结果表明,采用淬火加回火制造工艺、严格控制S（0.003%）、P（0.02%）元素含量、硬度小于248 HV的L360管材,其抗硫性能满足使用要求;但在高含H₂S、CO₂且单质硫共存的条件下, L360抗硫管材电化学腐蚀严重,平均腐蚀速率达0.165 7 mm/a,腐蚀产物主要为FeS,电化学腐蚀主要受H₂S控制。因此对缓蚀剂加注工艺进行了优化,制订了一套预膜型缓蚀剂+连续缓蚀剂的实验室评价方法,规定了试片预膜处理的具体步骤,并优选出有机胺盐和季胺盐复配物为主的连续缓蚀剂+咪唑啉和吡啶衍生物为主的预膜缓蚀剂,现场应用后腐蚀速率控制在0.043 2 mm/a。优选的L360抗硫钢和缓蚀剂在普光气田湿气输送集输工艺得到成功应用。     

普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策

普光气田属高含H₂S、CO₂特大型海相气田,气层埋藏深,高含H₂S和CO₂,厚度为300～400 ｍ,在气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术、井筒技术、地面工程技术等方面存在着某些世界级难题。为此,系统地分析了存在的主要技术问题,指出气藏地质、气藏工程基础研究亟待深化,安全、优质、快速钻井工程技术亟待配套提高,急需配套高含硫、巨厚气藏采气工艺和工程技术,高含硫气田的集输工艺技术还处于学习模仿阶段,“混合流体”的腐蚀机理及防护技术研究缺乏系统性和针对性,专用管材及设备国产化的研发有待加快,急需加快安全测控关键技术的研发和编制高H₂S气田开发的标准系列。还从气藏工程、钻（完）井工程、采气工程、集输工程、防腐工程和关键设备及材料等方面有针对性地探讨了重点攻关方向和关键技术。     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

昭通区块页岩气工艺气管线腐蚀与防治

目的 针对昭通页岩气区块集输平台管材腐蚀严重现象,开展页岩气工艺气管线腐蚀与防治研究。方法 通过分析弯头腐蚀情况,确定腐蚀产物主要为FeCO₃和FeO,并考查了CO₂含量、CO₂分压、侵蚀性CO₂、溶解氧、流速、出砂、细菌等因素对腐蚀的促进作用。结果 发现溶解氧促进的CO₂腐蚀是管材腐蚀的主要因素,流体总CO₂含量越高,分压越大,腐蚀越严重,流速和含砂对管材腐蚀同样存在促进作用,而细菌对腐蚀无明显促进作用。结论 同时筛选出了咪唑啉和曼尼希碱两类具有明显提高缓蚀性能的缓蚀剂,现场应用证明咪唑啉类缓蚀剂具有较好的缓蚀性能,缓蚀率达95%。     

H2S分压对Q245R钢在H2S-CO2共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H₂S-CO₂共存环境下H₂S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_H2S下Q245R钢在H₂S-CO₂环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明：随着P_H2S由0.001 MPa增至0.11 MPa, Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO₂腐蚀(P_H2S=0.001～0.05 MPa)转变为H₂S腐蚀(P_H2S=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO₃转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液...     

低H2S环境下L360MS碳钢耐CO2腐蚀行为研究

为研究L360MS碳钢在低H₂S环境下的耐CO₂腐蚀行为,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同H₂S-CO₂环境下L360MS碳钢腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等手段分析L360MS碳钢的腐蚀形貌和产物组成等。结果表明：低H₂S环境下(p_H2S=0.001～0.005 MPa),随着CO₂分压的增大(p_CO2=0.25～0.65 MPa),L360MS碳钢平均腐蚀速率逐渐降低,点蚀速率增加;p_H2S=0.001 MPa、p_CO2=0.25 MPa时,L360MS碳钢平均腐蚀速率最大,为0.113 5 mm/a;随着p_CO2/p_H2S降低,...     

黄桥气田CO2腐蚀现状及完井选材评价研究

CO₂腐蚀是石油天然气工业中一种破坏力极强的腐蚀类型，自1983年在江苏黄桥苏174井钻获高产CO₂气流以后，随后完成了4口试采井，已探明黄桥CO₂气田为国内最大的CO₂气田。1985年投入开发以来，相继发生了气井套管断落、腐蚀穿孔、油管落井、采气树泄漏和地表泄漏等情况，正是由于腐蚀的影响，导致气田生产成本上升、生产时效降低，极大地影响了气田的开发效益。同时，CO₂腐蚀严重威胁着黄桥CO₂气田的安全生产，解决这类腐蚀问题已成当务之急。针对黄桥CO₂气田腐蚀现状和特征，分析了腐蚀异常的原因，并选用4种管材开展CO₂高温高压模拟试验，结果发现：现有的油套管材料P-110和N-80在高温、高压和CO₂环境下对管壁产生严重腐蚀；9Cr管材耐CO₂腐蚀性差，有轻微点蚀；13Cr管材基本不发生腐蚀，可以满足CO₂气井正常生产的要求。这些研究成果对新钻井的井下选材具有指导意义。     

我国高含H2S/CO2气藏安全高效钻采的关键问题

我国高含H₂S/CO₂气藏天然气探明地质储量已经超过5000×10⁸m³，由于国内在高含H₂S/CO₂天然气藏钻探与开采方面缺乏系统的理论和成熟的工程技术，经常遇到系统失稳、压力失控、硫堵塞、工具失效及测试失败等棘手问题，不仅造成了巨大的直接经济损失，而且还严重制约了这类天然气藏的勘探开发与产能建设。为此，系统阐述了高含H₂S/CO₂气藏安全高效钻采的若干关键问题，包括：高含H₂S/CO₂气藏流体相态特征与渗流规律、元素硫积机理与防治、天然气水合物形成与防治、基于超临界流体相态与压力传递规律的井控及预报、高含H₂S/CO₂气藏安全开发模式等，以期为这类气藏的安全、高效生产提供帮助。     

高含硫气田开发过程中H2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H₂S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H₂S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H₂S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H₂S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H₂S气体含量长期变化规律模型。对H₂S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H₂S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H₂S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H₂S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H₂S含量增加速度更快。     

盆5气田地面集输系统缓蚀剂的优选及评价

新疆准噶尔盆地盆5气田自建成投产以来,随着生产时间的推移,气田产液量也随之增加,因产出水的矿化度较高,加之该气田天然气中含有CO₂气体,因此腐蚀情况较为严重,影响了气田的安全生产。针对该气田的腐蚀情况,通过室内模拟现场腐蚀环境,采用失重法实验研究了不同缓蚀剂对地面集输系统管材（20G钢）的缓蚀效果,筛选出了缓蚀效果较好的缓蚀剂CT2-4,并采用极化曲线和交流阻抗谱图对其做了电化学评价。结果表明：CT2-4浓度在100～175 mg/L时的缓蚀率可超过85%,防腐效果理想。该研究成果为盆5气田的安全生产提供了技术保障。     

普光气田地面生产系统腐蚀控制技术及其效果

高含硫天然气田地面生产系统面临H₂S/CO₂以及元素硫共存等苛刻条件下的腐蚀问题,这是目前开发此类气田的难点之一。通过分析普光高含硫气田开发过程中运用的腐蚀控制技术及其效果,可为有效控制此类油气田开发过程中的腐蚀问题提供依据。首先将室内模拟试验选材和缓蚀剂筛选作为控制腐蚀开裂和电化学腐蚀失重的主要措施,结合腐蚀挂片、探针、电指纹监测、超声成像测厚和智能清管检测以及服役前后材料理化性能对比测试,确定材料服役过程中的腐蚀特征、腐蚀机制以及缓蚀剂作用效果,从而为进一步针对腐蚀关键部位的腐蚀控制和监检测提供依据。该腐蚀控制综合技术的运用效果表明,目前普光气田整体腐蚀速率小于0.076 mm/a,材料力学性能未出现损伤退化,处于受控状态。而元素S沉积和地层水聚集将诱发少量局部腐蚀,这一问题将成为腐蚀控制的重点。     

低温甲醇洗H2S和CO2吸收塔流程模拟与优化

该文利用Aspen Plus软件建立了低温甲醇洗工艺H₂S和CO₂吸收塔模型,模拟结果与某厂低温甲醇洗工艺数据吻合。利用Aspen Plus分析工具对H₂S和CO₂吸收塔洗涤甲醇的流量、温度进行灵敏度分析,明确了洗涤甲醇的流量、温度与净化气中H₂S、CO₂浓度之间关系,为现有技术和工艺的改进提供了可靠的理论依据。确定了工艺的最优生产条件并进行了能量分析,在最优生产条件下H₂S和CO₂洗涤过程贫甲醇流量减少了900 kmol/h,系统冷量节省了2.167 5×10⁸ kJ/h。     

注CO2管柱预应变和循环加载力学性能实验研究

在CO₂驱提高油田采收率过程中,经常发生注采管柱断裂失效的现象,严重影响生产及驱油整体效益。通过H₂S与CO₂复合环境下管柱的预应变和循环加载实验,明确了管材力学性能的衰减规律,并分析了现场生产中对应的实际工况,提出了预防对策。经现场应用,取得了很好的预防效果,管柱断裂频次大幅下降。     

高含硫钻井液缓蚀剂的合成及性能研究

本文合成了抑制H₂S腐蚀的咪唑啉类缓蚀剂,并研究了它们的性能。正交试验表明,最佳合成条件是:反应温度:190～200℃;酸:胺(mol比)=1:1.05;反应时间以3～5小时为宜。根据以上条件合成的缓蚀剂,在含有3200mg/lH₂S的泥浆中,用量为0.2%时,抑制效果能达到80～90%,与碱式碳酸锌复配使用时,能提高缓蚀效率和降低碱式碳酸锌的用量,并发现缓蚀剂与CaO之间具有明显的协同效应。泥浆流变性能试验表明,缓蚀剂能提高泥浆的动切力和动塑比,对失水量影响不大。此外,利用X-射线衍射试验证明:(1)低碳钢在含H₂S的泥浆中,腐蚀产物的主要组成为Fe₉S₆;(2)H₂S会破坏FCLS的稳定性,分解出Fe²⁺,与H₂S反应生成面心立方的Fe₂S₄。     

含CO2气井防腐工艺技术

CO₂ 腐蚀是世界石油天然气工业中常见的一种腐蚀类型，含CO₂气井的相关工艺技术直接关系着气井的质量与寿命，是气井安全、高效生产的基础。 为此，对我国几个不同类型含CO₂ 油气田的现场的CO₂ 腐蚀资料进行了调查、研究，分析了CO₂ 腐蚀给天然气生产带来的严重危害性，总结出在不同类型油气田中CO₂ 腐蚀的一般规律和不同区域CO₂ 腐蚀的特殊性；在对CO₂ 腐蚀的现象、特点、类型、机理以及腐蚀的影响因素研究的基础上，提出了含CO₂ 气井防腐工艺技术应着重解决好含CO₂ 气井的完井、生产管柱采用不锈钢或双金属复合油管、加注缓蚀剂等几种有效的防腐蚀措施。     

高含硫气田CHJ系列缓蚀剂的研制与评价

为解决高含硫气田高H2S/CO2分压、单质硫共存条件下集输系统的腐蚀问题,将咪唑啉季铵盐、噻唑衍生物与助剂按一定比例复配形成棕红色的CHJ系列缓蚀剂。在模拟普光气田集输系统介质条件下,缓蚀剂CHJ-1和CHJ-7存在下抗硫钢L360的腐蚀速率大于0.08 mm/a,其余5种缓蚀剂均使L360的腐蚀速率小于0.076 mm/a。其中加有缓蚀剂CHJ-4和CHJ-5的腐蚀速率最小,分别为0.046、0.038 mm/a,其缓蚀率分别为92.6%、93.9%。在连续加注与油溶性缓蚀剂预膜复合使用时,连续加注CHJ-4、CHJ-5和现场在用国外缓蚀剂CI-12的腐蚀速率分别为0.032、0.025、0.058 mm/a,CHJ缓蚀剂的缓蚀效果较好。腐蚀样片形貌分析和电化学实验表明,缓蚀剂在金属基体表面形成了较好的保护膜。并且缓蚀剂与现场溶硫剂配伍良好。图4表3参8     

高含H2S气田水及闪蒸气处理新技术探讨

高含H₂S气田集输站场内原料气分离器在气水分离过程中产生的气田水,在低压闪蒸过程中会闪蒸出大量H₂S等有毒气体,采用常规的燃烧排放方式处置这部分气体,所产生的SO₂浓度远远超过了国家的相关标准。采用HYSYS及PROMAX等软件建模分析气田水的闪蒸气与原料气中H₂S含量的关系,通过理论计算闪蒸气燃烧所产生的SO₂浓度,提出采用金属隔膜式压缩机将闪蒸出的H₂S等酸性气体增压回流至原料气管线,一同输送至天然气净化厂进行脱硫及硫磺回收处理,实现高含H₂S气田集输站场闪蒸气体零排放。     

用H2O2再生被H2S污染的天然气吸附剂

考察了吸附剂K-1对H₂S的吸附特性和H₂S滞留比对CH₄吸附能力的影响，研究了H₂O₂溶液浓度对吸附剂性能的影响，以及H₂O₂溶液氧化法在不同H₂S滞留比时吸附剂的再生效率。实验结果显示，吸附剂对H₂S具有很强的吸附能力和吸附不可逆性，滞留H₂S可导致吸附剂对CH₄吸附能力大幅下降；H₂O₂溶液浓度应控制在12% (重量分数)以下，高浓度的H₂O₂溶液会破坏吸附剂本身的孔结构，H₂O₂溶液氧化法对H₂S污染型，尤其是低污染型吸附剂具有很好的再生效果。通过对重复再生吸附剂的结构参数和再生产物的分析，讨论了H₂O₂溶液氧化法的再生机理。     

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。