普光气田集输站场排污管线腐蚀与对策

普光气田是国内首次大规模开发的高酸性气田,H_2S体积分数平均为15%,CO_2体积分数平均为8.6%,且气井普遍产出地层水。溶解了H_2S和CO_2气体的产出水进入集输站场排污管道,再加上其中富含氯离子和微生物等腐蚀介质,使得该部位抗硫碳钢A333管材腐蚀条件恶劣。室内电化学和模拟工况试验评价分析表明,A333钢在该环境下耐蚀性较差。针对排污管线存在的腐蚀风险开展了防腐蚀试验,结果表明,A333钢须与缓蚀剂配合使用才能满足高酸性气体环境下的腐蚀控制要求。同时开展了替代管材(耐蚀合金、涂层和柔性复合管)的研究和筛选,为同类高酸性油气田集输站场排污管线的选材和防腐蚀方案制定提供借鉴和参考。     

元坝高含硫气田地面系统腐蚀主控因素研究

元坝气田天然气中高含H2 S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂.为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2 S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法.通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度.结果表...     

元坝高含硫气井钻井井控技术

元坝气田属于“三高”气田,高压、高产、高含硫,地层复杂,易出现斜、漏、喷、塌、卡等复杂情况。地层复杂,给井控工作带来困难。为此,针对该区块地层特点,总结施工中井控存在的难点,采取严格执行井控技术规范、配套的钻井液密度、合理的井身结构、优选钻具组合、高规格井控设备、井控装置严格试压、严格管理、落实责任、加强培训和演练等井控技术措施做好井控工作,并对YB21、YB204-2钻井施工中遇到的复杂情况以及井控技术处理过程进行分析。实践结果表明,元坝气田整体施工过程中,未出现任何井喷失控和硫化氢中毒事件,说明一系列的井控技术措施对处理元坝气田施工具有促进作用。研究认为,元坝气田的钻井施工,降低了井控风险,加强了井控一系列措施对策的落实与实践,立足于一次井控工作,强化了二次井控工作。     

元坝高含硫气藏超深水平井钻井技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏具有超深、高温、高压、H_2S和CO_2含量及分压高的特点,针对高压高含硫超致密复杂地层深井钻井技术问题,研制了气体钻井钻具抗疲劳减震技术以及气液快速转换技术,形成了一套较为完整的高含硫气藏超深水平井陆相硬地层气体钻井技术。该技术突破了7 000 m以上的超深水平井工程技术瓶颈,对国内超深水平井技术的发展有一定借鉴作用。     

元坝高含硫气井解堵工艺技术

元坝气田自2014年底投产以来,气井井筒不可避免地出现了堵塞现象,为此,通过深入调研国内外气井井筒堵塞相关文献,结合元坝高含硫气井井筒实际问题,将井筒堵塞问题分为地层原因引起、井筒积液、井筒形成水合物冰堵节流、井筒机械类堵塞、井筒物质堆积产生节流及机械物和赃物混合作用6种类型,主要分析了产生堵塞的产气量、井口油压等参数变化特征,并根据不同现象针对性提出了相应解堵措施,最后对元坝205-1井详细分析了井筒堵塞现象及原因,在优化溶硫剂及活性酸的基础上,提出了溶硫剂解堵、活性酸解堵及连续油管解堵3种具体的解堵方案,通过现场实施,成功地解决了井筒堵塞问题,为元坝气田高含硫气井完全稳定生产提供了技术支撑。     

元坝高含硫气田井筒堵塞物分析

元坝气田是国内目前埋藏较深、开发难度较大的酸性大型海相气田,开采过程中井筒堵塞现象时有发生。为了明确堵塞物主要组成,采用热重分析、扫描电镜、X射线衍射、高温模拟蒸馏碳数分布分析等方法,对井筒堵塞物成分以及堵塞物来源进行分析。结果表明,H1井堵塞物主要以沥青质类有机组分为主,H2井堵塞物则主要以FeS_2、BaSO_4等无机组分为主,H3井堵塞物主要是BaSO_4、CaCO_3、少量的S单质和SiO_2。元坝地区不同气井之间的堵塞物存在一定的差异,沥青类有机组分主要来源于地层析出沥青和入井流体高温热解产物,无机堵塞物出现与地层出砂、重晶石等添加剂有关。     

高含硫集气管线腐蚀监控技术研究

针对高含硫集气管线输送特点,采用无损氢通量监测技术,研究了缓蚀剂涂覆预膜技术在高含硫集气管线上的应用效果。结果表明,缓蚀剂涂覆预膜技术能明显控制高含硫集气管线腐蚀,涂覆后缓蚀剂在管线各个方向分布均匀,涂覆预膜有效保护周期约为58天。     

元坝高含硫气藏超深水平井完井技术研究及实践

元坝长兴组气藏属于超深、高温、高压、高含硫碳酸盐气藏,水平井完井的经济性与安全性矛盾非常突出,作业工况及井下条件复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点。为此,通过大量的理论研究、模拟计算、室内实验、现场试验,形成了元坝高含硫气藏超深水平井完井技术。Ⅰ-Ⅱ类较多的礁相储层,以衬管完井方式为主,Ⅰ-Ⅱ类较少的叠合区、滩相储层,底水较为发育区域,采用射孔完井;完井材质选用4C类镍基合金;完井工具采用具有自平衡功能的井下安全阀、具备可回收功能的锚定密封插管封隔器;完井管柱采用复合油管,原则上不设计坐放短节、不采用伸缩节;通过优化封隔器坐封位置减少镍基合金套管使用长度。通过以上措施,既能满足酸化及长期安全生产要求,便于后期作业,又极大程度降低了完井成本,为该区的勘探开发提供了重要的技术支持。     

元坝高含硫气藏地面集输系统水合物预测及防治

元坝海相气藏为高含硫化氢天然气气藏,长距离输送情况下易形成水合物。针对元坝酸性气藏气样组份,开展不同压力下的水合物形成条件室内模拟实验,并通过室内实验与管网建模计算相结合的方式,对元坝集输系统水合物形成温度进行了模拟计算,定量确定了集输系统防止水合物形成所需的运行温度。同时通过对水合物抑制剂法和保温输送法进行对比研究,形成了元坝气田湿气加热保温输送的水合物防治对策,为同类型气藏集输水合物对策的制定提供参考。     

高含硫天然气站场定量风险评价技术研究

为保证高含硫天然气站场的安全平稳运行,在梳理失效机理的基础上,对站内压力容器及管道的失效概率进行计算,并评价了单体设备的风险等级;按照介质流向,结合GO （以成功为导向的方法）建立了站场子系统流程,将GO图中的操作符和信号流向贝叶斯网络映射,最终得到各系统的故障率、维修率和稳态不可用概率,继而得到站场的整体风险水平,通过实例分析对定量风险评价技术进行了验证。结果表明,不同子系统及站场的风险水平与实际情况相符;子系统的风险水平与腐蚀情况、设备备用情况及设备使用频率等有关,应在经济和安全条件允许的情况下,对风险水平较高的系统设置防护及风险减缓措施。研究结果可为站场风险减缓措施的制定提供实际参考。     

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。     

元坝高含硫气井环空起压诊断评价方法及应用

气井生产过程中,环空带压现象逐渐增多,特别是含硫化氢气井,已成为影响安全生产的潜在风险,
文章针对元坝高含硫气井特点,参照ＡＰＩ．ＲＰ９０及Ｂ－Ｂｔｅｓｔ,提出了开井初期环空起压快速诊断流程及放压漏点判
断流程,建立了套压增量预测图版,提出了在５０～７０×１０^４ｍ^３／ｄ的产量下,环空压力上涨在１５～２０ＭＰａ的规律;并
对ＡＰＩ．ＲＰ９０计算最大环空允许压力方法进行了修正,建立了多因素影响下的最大环空允许压力计算方法及五步
环空日常维护管理方法,现场应用验证了该方法可确保高含硫气井的长期安全生产。     

天然气采输站场排污系统腐蚀问题及应对措施

为了解决某气藏气井产水量逐年上升而导致的排污系统失效问题,经调研并结合现场应用情况,对含硫气田水排污管道和排污阀失效情况进行了分析,提出了相应的防护措施：(1)分离器、汇管、收发球筒等排污管道采用抗硫钢质内涂层防腐管,而对于低压(<4.0 MPa)排污管道优选钢骨架增强聚乙烯复合管;(2)优选内衬陶瓷结构多级高压调节阀替换受冲蚀磨损严重的排污阀,而对于受污物杂质影响严重的站场,可在其排污阀前增设自清洗过滤器。     

元坝高含硫气田笼套式节流阀损毁原因及改进措施

元坝气田投产初期,站场地面工艺流程的二级笼套式节流阀频繁出现节流失效现象,造成工艺管道超压触发站场三级关断。通过拆卸节流失效的二级节流阀,发现节流阀的内部阀件普遍损毁。为了查明节流阀损毁原因,从节流阀结构、阀套材质、生产工况条件和现场操作等四方面进行深入分析,并采取了更换新型节流阀、预防水合物形成、规范开井操作、调整气田联锁逻辑等四项具体的改进措施,有效地降低了二级笼套式节流阀的损坏概率,保障了元坝气田安全、平稳生产。     

长输管道工艺站场埋地管线腐蚀原因及防护对策探讨

随着当前我国经济实力的不断增强,城市化的不断推进,城市地下管线的铺设长度和规模在日益增加,在此基础之上,长输管道在建设中的质量管理就显得日益重要了。长输管道在实际运输过程中发挥着重要的作用,但同时长输管道由于距离过长,很容易在较深的土层中出现腐蚀现象。本文主要探究长输管线出现腐蚀的原因以及防治的主要对策。     

含硫污水装置管线腐蚀问题的探讨

１９９０年以来，我厂长周期，满负荷地生产，国内原油量满足不了，所以大量加工进口原油，原料污水中硫，氨含量剧增，加之工艺上将一部分高含氨水改进了原料罐，形成了恶性循环，造成设备严重腐蚀，装置跑，冒，滴、漏、污染环境影响正常生产，针对这一现状，分析腐蚀原因，提出有效的防腐措施。     

含硫污水装置管线腐蚀问题的探讨

加工进口原油时,原料污水中硫、氨含量剧增.加之工艺上将一部分高含硫氨水改为进原料罐,形成了恶性循环.造成设备严重腐蚀.针对这一现状,分析了腐蚀原因,提出了有效的防护措施.     

元坝高含硫气井油套环空正常起压规律

对于元坝这种高含硫并于近期大幅度提产的气井来讲,温度效应引起的环空压力也是一类不容忽视的井筒安全威胁。首先结合元坝气井产水并且产气中含非烃成分的实际生产情况,建立了考虑非烃校正的气液两相流井筒温度、压力计算模型和温度效应引起环空压力预测模型,通过实例计算和参数敏感性分析获得了油套环空正常起压规律,并提出了相应的环空压力控制措施。然后通过不同产气量和产水量情形的模拟计算,建立了油套环空起压类型判断图版,并将该图版进行了现场应用,实现了元坝3口重点井的起压类型判断。结果表明：降低环空流体热膨胀系数、提高环空流体等温压缩系数和油套管变形系数都是控制环空压力的有效方法;投产初期预留一定环空气腔高度有利于降低环空压力。     

催化裂化装置终止剂管线腐蚀及对策

针对催化裂化装置反应器提升管终止剂管线腐蚀问题,采用在终止剂中添加氨水、缓蚀剂等方法模拟现场工艺条件进行实验,提出了减缓终止剂管线腐蚀的可行性对策。