高硫化氢油田的腐蚀控制实践

对某高硫化氢油田的腐蚀原因进行分析,确定引起油田严重腐蚀的主要原因是硫化氢和硫酸盐还原菌导致的点蚀,由此针对性地开发出一种兼具缓蚀和杀菌双重功效的缓蚀杀菌剂TS-709F,使该高硫化氢油田的腐蚀得到有效控制,不仅使管汇处的挂片腐蚀速率保持在0.05 mm/a以下,还可以有效抑制硫酸盐还原菌的快速滋生.     

钻井现场硫化氢气体的监测与防护措施

随着石油与天然气行业对硫化氢防护重视程度的提高,硫化氢防护措施不具体、操作性差等问题经常被提出。在钻井现场,加强硫化氢气体监测并采取有效的防护措施是确保人员及设备安全的前提。概述了钻井现场硫化氢气体监测的作用和内容,以及钻井过程中硫化氢的安全防范与处理措施。对于指导含硫化氢地区钻井、录井安全作业,确保人员及设备安全具有一定的指导意义。     

油田硫化氢腐蚀原因及防护措施

油田生产过程中,由于硫化氢的存在,会对管道和设备产生腐蚀。为了预防腐蚀的发生,应分析硫化氢腐蚀的原因,采取相应的对策,更好地解决硫化氢腐蚀的技术难点问题,以提高油田管道和设备的耐腐蚀性能,保证油田生产的顺利进行,达到设计的生产能力。     

硫化氢应急处理及含硫化氢井施工应急预案编制

硫化氢是一种无色、剧毒、强酸性气体。生产经营单位在编制硫化氢及二氧化碳应急救援预案前首先应对本单位的重大危险源进行辨识,预案编制应以努力保护人身安全为第一目的,同时兼顾设备和环境的防护,尽量减少灾害的损失程度为原则。     

硫化氢含量对酸脱装置消耗的影响及尾气硫化氢达标排放的措施研究

针对某6.5MPa水煤浆气化制氢项目配套的酸性气体脱除装置,采用流程模拟手段分析原料气中H2S含量对装置消耗的影响,获得原料气不同H2S含量下的消耗数据.同时,通过分析再吸收塔理论塔板数、尾气出口压力、半贫甲醇洗涤量对尾气中H2S含量的影响,研究降低尾气中H2S排放浓度的措施.研究结果可为装置操作优化以及尾气H2S达标...     

滩海油田H井试油气硫化氢防护措施研究

滩海人工岛H井在钻井过程中发现高含硫化氢,试油气工作面临巨大的挑战,通过对大港油田人工岛高含硫化氢井试油气防护难点分析,从施工前井场及设备准备、设备工具防护、人员培训、过程控制等方面进行了有针对性的硫化氢防护措施研究。该井试油气过程中检验天然气硫化氢含量高达14万ppm,获得了日产天然气41万方的高产,无一次硫化氢中毒险情,成功完成了该井试油气任务。     

低温湿H2S腐蚀与防护措施

介绍了低温湿H2S腐蚀和影响因素，并提出了防护措施。     

不同硫化氢流率与浓度对硫化氢固体氧化物燃料电池性影响

A solid state H2S/air electrochemical cell having the configuration of H2S, (MoS2 NiS Ag)/YSZ/Pt, air has been examined with different H2S flow rates and concentrations at atmospheric pressure and 750-850 ℃. Performance of the fuel cell was dependent on anode compartment H2S flow rate and concentration. The cell open-circuit voltage increased with increasing H2S flow rate. It was found that increasing both H2S flow rate and H2S concentration improved current-voltage and power density performance. This is resulted from improved gas diffusion in anode and increased concentration of anodic electroactive species. Operation at elevated H2S concentration improved the cell performance at a given gas flow rate. However, as low as 5% H2S in gas mixture can also be utilized as fuel feed to cells. Highest current and power densities, 17500mA·cm-2 and 200mW·cm-2, are obtained with pure H2S flow rate of 50ml·min-1 and air flow rate of 100ml·min-1 at 850℃.     

海上油田腐蚀探析及防护

通过分析南海某油田现场主要技术指标,确定导致腐蚀的主要影响因素包括高矿化度的水质、高含量的CO2以及H2S和硫酸盐还原菌(SRB);其中SRB是此油田腐蚀产生的最重要影响因素,也是产生点蚀的关键因素。通过在油井井下加入季铵盐衍生物类型的缓蚀剂,并定期应用季铵盐复合杀菌剂对整个系统进行杀菌处理,使油田的腐蚀得到了很好的控制。     

硫化氢脱除系统Eliminator

Eliminator是一种节省成本的、可去除硫化氢和硫醇的系统，设计用于处理酸性气和酸性液体，并能够进行适当的混合。而且，还能用于去除淤泥中的H2S。Eliminator的化学原理简单，反应速度极快，与H2S和硫醇反应，生成非腐蚀性的、无危险性的、可生物降解的副产品。副产品的处置较容易，某些情况下，副产品可以抑制加工设备的腐蚀。     

硫化氢的防治措施

文章先介绍了不同浓度硫化氢的典型危害效应特性,给出了硫化氢防治通用措施和排水管道作业、煤炭、石油、天然气等行业防治措施。     

浅析海上石油生产硫化氢治理的技术措施与管理措施

硫化氢是气体的一种,这种气体具有很大的危险性。海上石油生产作业中出现的硫化氢不仅对人体有很大的影响,对石油开采设备也有很大的影响,威胁相关人员的生命健康安全,容易造成石油开采设备出现损坏。本文阐述了硫化氢的特性,分析了硫化氢带来的危害,探究了海上石油生产硫化氢治理的技术措施和管理措施。     

油田生产中硫化氢防护安全管理措施

油田生产中会产生含量很高的硫化氢,硫化氢（H2S）气体比空气略重,无色,可燃,有剧毒。所以,为了使油田能够安全生产,需要从硫化氢的特性及对人体生理影响,生产地址选择,平面的布置,个体本身的防护,通风设施材质及自动的选择和控制等几个方面对含硫生产地采取一系列安全防护措施,这样有利于保障油田生产的安全管理以及平稳运行,减少油田生产损失和人员安全等。     

榆树林油田硫化氢产生原因与防护措施实验研究

针对榆树林油田采油井和地面集输管线产生H_2S的问题,首先,对榆树林油田检测数据进行分析,理论研究H_2S产生的可能原因,然后采用室内实验研究的方法,分别进行了热化学还原实验和硫酸盐还原菌培养实验。研究结果表明:气驱井产生的H_2S来源于注入的CO_2气源和地层中的硫酸盐热化学还原作用;水驱井产生的H_2S来源于地层中的硫酸盐热化学还原作用和油管中硫酸盐还原菌的异化还原作用;集输管线中的H_2S来源于附着在管壁和罐壁的硫酸盐还原菌,其最高的生长温度为70℃,且CO_2环境不会影响其生长。针对不同的H_2S产生原因制定了不同的防护措施,研究成果为榆树林油田H_2S风险防控和安全生产提供了理论指导。     

热水驱稠油油田硫化氢生成机理探究

近年来,南海A稠油油田地热水驱在低温高压的工况下产生大量的H2S气体,严重影响油田的生产安全.在充分调研稠油油田开发H2S生成原因的基础上,本文通过室内模拟实验探究了地热水驱低温高压条件下的H2S生成机理,确定在低温高压(105℃,12MPa)工况下硫酸盐热化学还原反应(TSR)是H2S产生的主要原因;另外,通过模拟实...     

海上稠油热采风险分析及应急措施研究

根据海上稠油热采工艺和作业过程中的安全风险分析,对稠油热采生产过程中可能存在的安全风险因素进行分类整理,总结了热采作业过程常见的生产安全事故因素,提出了相应的应急处置措施,研究成果对海上稠油田热采工艺的安全风险分析和应急决策具有一定的指导意义。     

低浓度硫化氢的回收治理

为了达到环境保护要求，在比较了多种脱硫技术的基础上，选择了用ＥＤＴＡ络合铁溶液脱除废气中低浓度硫化氢的方案     

X65管线钢材硫化氢腐蚀影响因素分析及防护措施研究

探究咪唑啉衍生物缓蚀剂在含有铁碳酸盐沉积和硫化氢的CO₂腐蚀X65管线钢材中的抑制效率。在石油和天然气工业中,使用缓蚀剂是控制碳钢在CO₂以及H₂S环境中腐蚀的常见方法之一。选用咪唑啉衍生物作为缓蚀剂,通过形成保护膜来保护碳钢表面。在湿气传输管道中切取API 5L X65碳钢样品评估缓蚀剂的效果,在饱和CO₂的3.5%(质量分数)氯化钠溶液中进行了Tafel极化和电化学阻抗谱测试。结果表明：铁碳酸盐膜的存在降低了缓蚀剂的效率。此外,实验发现在存在H₂S气体的情况下,由于缓蚀剂在表面的吸附减少,抑制效果也会降低。     

天然气中H2S的脱除方法——发展现状与展望

H2S是天然气中的一种有害物质。它不仅对输送管路设备造成腐蚀，影响后续加工过程（如导致催化剂中毒），而且更严重的威胁人身安全，属必须控制的环境污染源之一，本文对脱除天然气中H2S的方法的发展现状进行了较为全面的评述，并对于未来的发展进行了展望。