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1.
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。 相似文献
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四川含H2S气田防腐新技术 总被引:1,自引:0,他引:1
简述了四川含H2S气田“九五”期间的防腐新技术,科学加注缓蚀剂,使用玻璃钢油管,输送脱水含H2S天然气,智能清管等,这些新技术为解决含H2S气田的腐蚀,保证四川气田的科学开发作出了贡献。 相似文献
3.
川渝气田普遍含有H2S和CO2腐蚀性气体,在含有水的环境中,会对金属材料造成严重的腐蚀。缓蚀剂作为油气田中的一种经济有效的防腐措施,在川渝气田已得到了广泛的应用。针对不同含量H2S和CO2的腐蚀环境,研究出了有针对性的缓蚀剂,如油溶性缓蚀剂、水溶性缓蚀剂、固体缓蚀剂等,在现场试验取得了较好的应用效果。 相似文献
4.
萨曼杰佩气田是中国石油最大海外天然气项目—土库曼斯坦阿姆河右岸天然气项目,其中A区块包括萨曼杰佩、麦捷让、亚希尔杰佩、根基别克4个气田。萨曼杰佩为一期工程投产的主力气田,天然气中H2S的体积分数为1.97%~4.40%,CO2的体积分数为3.69%~4.57%,并含凝析油。该气田建立了较完善的安全控制和应急管理体系;建立了含硫天然气泄漏监测体系;构建了SCADA自动控制和井口-集输-净化-外输联锁关断系统;配置了应急救援装备,依托当地应急救援专业队伍,能满足和应对高含硫气田安全生产和应急救援的需要,但仍需完善与加强。 相似文献
5.
四川气田腐蚀特征及防腐措施 总被引:16,自引:4,他引:12
四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题,气田开采过程中存在多种腐蚀环境,70%以上的气井是含硫气井,如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境,四川气田在开发过程中不断总结经验,逐渐形成了一系列有效的防腐措施,包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等,保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境,建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置,为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施,对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。 相似文献
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CPI-5缓蚀剂在酸性气田的现场应用 总被引:1,自引:0,他引:1
根据QHSE体系及其安全要求,以油气集输管道复配型缓蚀剂CPI-5现场应用为例,介绍了现场缓蚀剂应用流程。首先研究目标酸性气田用缓蚀剂与气田水、消泡剂、酸、碱、盐等配伍性,然后在模拟工况下采用高温高压釜评价缓蚀剂及配伍性对缓蚀性能的影响,测试合格后,才能进行现场加注和测试评估。结果表明:CPI-5缓蚀剂对油气输送管道具有优良的防腐效果,室内和现场测试都可将平均腐蚀速率控制在0.076mm/a以下,对抑制CO2和H2S腐蚀具有突出的效果,适用于CO2和H2S单一或混合的腐蚀环境的防腐,现场加注方便,经济合理,实验工艺和试验方法满足QHSE体系文件。 相似文献
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重庆气矿气井腐蚀现状及防腐对策 总被引:1,自引:0,他引:1
由于天然气中含有H2 S、CO2 、水等腐蚀性介质 ,井下油管会发生严重的腐蚀破坏。针对重庆气矿气井腐蚀现状 ,在分析影响井下油管腐蚀因素的基础上 ,提出在现有条件下 ,气井防腐除选用抗硫耐腐蚀材料外 ,最经济有效的措施是加注适宜的缓蚀剂 ;并就重庆气矿气井缓蚀剂保护技术、气井防腐管理和后续防腐工作提出了建议 ,形成有针对性的气井防腐对策 ,用以指导日常气井防腐工作 ,确保气田高效、稳定生产。 相似文献
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针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。 相似文献
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湿气管道内涂缓蚀剂防腐效果评价探讨 总被引:4,自引:3,他引:1
在天然气输送过程中,天然气中含有H2S、CO2、饱和水等,将对管道内壁造成腐蚀,因此,需要对管道内壁采取防腐措施。针对川东气田竹渠线输送特点、管道检测情况及管道内腐蚀状况,制定了内涂缓蚀剂防腐方案及防腐效果评价方法,并通过现场实施,得出了竹渠线缓蚀剂涂抹量及速度、周期及内涂防腐效果评价方法,以指导川渝天然气管道内防腐技术措施的制定,为川渝气田的安全开发提供技术支撑。 相似文献
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萨曼杰佩气田采气工艺适应性分析 总被引:2,自引:2,他引:0
萨曼杰佩气田于1986年投入开发,1993年停产封存,2009年复产。对萨曼杰佩气田采气工艺现状进行了介绍,并对采气工艺的适应性及存在的问题进行了分析,提出了改进建议。 相似文献
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萨曼杰佩气田试生产情况分析 总被引:2,自引:2,他引:0
萨曼杰佩气田1986年12月底投入开发,1993年4月因天然气出口受阻停产。根据气田开发现状和单井动态特征分析,在原有开发方案的基础上进行适当的调整,编制了气田《开发调整方案》,2009年12月按照《开发调整方案》重新投入生产。通过近半年的试生产证实了气井产能较高,稳产能力较强。本文分析了生产过程中存在的问题,为下一步稳定生产和减少资源流失提出调整开发部署和补钻开发井的建议。 相似文献
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ĥϪ���︯ʴ������ 总被引:7,自引:0,他引:7
磨溪气田的天然气中,H2S含量为1.66%~2.35%,CO2含量为0.36%~0.89%,少量地层水含有H2S、CO2、Cl-,其矿化度为69630~222820mg/L。该气田自1994年3月正式投入开发后,气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀,导致油管断裂,油嘴、针阀被刺,水套炉、输气支线经常堵塞,集气干线超压,清管频繁,严重危及气田安全生产。研究发现,腐蚀以电化学腐蚀和H2S腐蚀为主,兼有CO2、硫酸盐还原菌(SRB)等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的CZ3—1,3复合缓蚀剂,无论在常压条件下,还是在高压条件下,对气/液相均具有十分良好的缓蚀效果,只需很少用量,便可有效抑制H2S、CO2、Cl-及高矿化度引起的电化学腐蚀和H2S应力腐蚀。CZ3—1,3复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。 相似文献
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介绍了萨曼杰佩高含硫整装凝析气田的地面工艺,分析了运行情况及适应性,并对生产过程中出现的问题及整改措施的效果进行分析,提出建议,为阿姆河右岸天然气开发项目的下步开发、设计、建设及同类气田地面工艺设计、建设提供了借鉴。 相似文献
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������˹̹���������������ᆴͲ��������߸�ʴ���ط��� 总被引:2,自引:0,他引:2
针对哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田的腐蚀环境,从全面腐蚀和局部两方面着手,采用ISO、NACE及国内腐蚀防护的相关标准或价方法,考察了H2S、CO2、Cl、温度及油水比等各因素对腐蚀的影响,在此的影响规律和趋势;预测了气田发生严重腐蚀的可能部位及其腐蚀形态,为气田开发腐方案的制定奠定了基础。研究结果表明,在扎纳若尔凝析气田开采和集输过程的工况条件下,腐蚀环境相当恶劣,具有产出液体的多相性、腐蚀介质的多样性和腐蚀形态的复杂性三大特点。该气田以H2S产生的电化学腐蚀为主,氢脆和SCC共存。腐蚀最严重的部位应在井底,以点蚀为主;对管道而言,要特别注意氢脆和SCC。当介质含水量达到50%-80%时,各类腐蚀均将加剧。 相似文献
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元坝气田是国内首个超深高含硫生物礁大气田,高产量的同时也伴随大量产出水。随着开发的进行,腐蚀问题日渐明显。介绍了元坝气田产出水集输系统的腐蚀问题及防护措施实践:按腐蚀破坏形态分类,目前元坝气田产出水集输系统的腐蚀属于局部腐蚀;抗硫碳钢无法在高含硫气田产出水集输系统单独使用,添加缓蚀剂可以使抗硫碳钢的使用寿命延长;管道停运期间因介质不均匀性增强,易导致腐蚀加剧。此外,气田开发生产过程中,因传统的定点在线腐蚀监测技术对点蚀、孔蚀等局部腐蚀受限,应全面引入射线检测、超声波测厚等无损检测手段,弥补定点监测的缺陷。 相似文献