共查询到20条相似文献,搜索用时 62 毫秒
1.
普光气田地面集输系统腐蚀监测及控制体系 总被引:2,自引:1,他引:2
为了对普光高酸性气田实施有效的内腐蚀控制及监测,针对普光集输系统湿气混输工艺的特点,结合质量法、电阻法、线性极化法、FSM电子纹法等多种在线腐蚀监测技术,采用缓蚀剂预涂膜、连续加注、批处理等腐蚀控制工艺,辅以管道内腐蚀检测及化验分析技术,合理选择腐蚀监测点、缓蚀剂加注点及化验分析取样点,利用综合分析的方法,对普光气田地面集输系统实施了综合的内腐蚀监测及控制,建立起了完善的腐蚀监测及控制体系。该体系运行1年多来,已累计更换腐蚀挂片6次,进行了2次全管网的管道内腐蚀监测(智能清管)。实测数据显示:普光气田地面集输系统年腐蚀速率有效地控制在0.076 4 mm/a以下,确保了集输系统的安全平稳运行。 相似文献
2.
3.
4.
文章在分析了雅克拉气田开发过程中从井口至气液分离器间高压集气管道的CO2腐蚀状况及影响因素的基础上,提出了采用22Cr双相不锈钢管材和采用16MnRE无缝钢管+内涂层+在线腐蚀监测(定期清管+加注缓蚀剂)进行防腐的两种方案,并最终确定采用后一种方案。工程应用表明:集输管道直管段的腐蚀速率并不高(投用缓蚀剂后为0.0176mm/a),比较轻微;但井口集输管道的弯头处,由于流体冲刷磨蚀及CO的共同作用,腐蚀比较严重。 相似文献
5.
6.
7.
针对普光高含硫气田地面湿气集输系统工艺特点,对集输管道腐蚀环境进行机理分析,明确了管道面临的腐蚀形势。为提高集输系统腐蚀监测的准确性、有效性,根据不同集输环节、腐蚀类型、诱发时间,结合监测设备对腐蚀的响应速率,优选腐蚀监测方法、监测设备,优化各种腐蚀监测技术的工作制度、监测装置的分布及数量,建立完善的湿气集输系统腐蚀监测网络,形成以挂片与探针有机结合的在线集成腐蚀监测技术。结合现场工况,监测数据分析结果表明,监测体系完善,监测数据及时准确,为防腐措施实施,缓蚀剂配方、加注量及批处理频率等参数优化调整提供了数据支撑,有效防止了腐蚀加剧,普光气田集输管道主体平均腐蚀速率控制在小于0.076 mm/a,保证了管道安全平稳运行。 相似文献
8.
普光气田采用湿气加热保温输送工艺,通过控制集输工艺参数,再辅以合理地选择管材,使用高效缓蚀剂和腐蚀监测设备,定期清管排液等技术措施,有效控制腐蚀和安全风险。泄漏监测、联锁关断等安全控制技术的综合应用,实现了普光高含硫气田的安全平稳生产。产能测试采用热解焚烧技术,使硫化氢在高温下转换成低污染的硫氧化物。热解焚烧炉内温度>1 350℃,含硫天然气燃烧效率≥99.99%。监测分析表明,试气过程中井口附近大气中S02浓度为0.007~0.465 mg/m3。采用气提—氧化—沉淀三级除硫工艺和地层回注技术实现了污水零排放,有效保护了气田环境。 相似文献
9.
10.
川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺 总被引:3,自引:0,他引:3
四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。 相似文献
11.
元坝气田属于高含硫气田,地面集输系统采用改良的全湿气加热保温混输工艺,管道采用耐硫腐蚀碳钢与缓蚀剂配套的保护方案。在管道投用前期为加强防腐蚀,缓蚀剂加注量往往偏高,随着系统中水气比的升高,加注过量的药剂直接导致生产成本与后期残液处理成本增加。该文阐述了元坝气田地面集输系统现场缓蚀剂使用情况,通过对比分析现场缓蚀剂使用效果及实验室数据,得到目前元坝气田地面集输系统用缓蚀剂缓蚀效果良好的结论,同时进一步提出了可优化调整缓蚀剂的方案,在保障气田安全生产的同时达到降本增效的目的。 相似文献
12.
对普光气田集输系统进行了腐蚀状况统计分析,2010年5月普光气田3号线全部监测挂片的腐蚀速率平均值为0.032 mm/a,总的统计数据趋势是分离器液相出口处腐蚀速率最高达到0.045 mm/a,其次是加热炉进口处为0.040 mm/a,腐蚀速率最低的是分离器气相出口处为0.019mm/a。通过模拟试验对腐蚀因素进行了X-射线衍射分析,结果表明集输系统材质主要受H2S,CO2及单质硫腐蚀,积液矿化度对材质也有一定的腐蚀作用。由缓蚀剂评价试验确定了3号和1号缓蚀剂结合使用的最佳方案。介绍了优化后缓蚀剂的预涂膜、连续加注和批处理的3种加注方式,经优化后集输系统气相和液相的腐蚀速率基本控制在0.030 mm/a以内。 相似文献
13.
油气集输管道的腐蚀现象可分为内壁腐蚀与外壁腐蚀两种情况。目前国内针对油气集输管道外壁腐蚀防治措施主要是环氧涂层与阴极防护技术。环氧涂层管道防腐技术相对较为成熟,具体实施是在管道外壁上喷涂添加防腐剂的涂料,将外部腐蚀介质与管道外壁隔离开,避免外壁受到外部介质腐蚀。金属缓蚀剂是向具有腐蚀介质的环境中添加某些能够阻碍腐蚀介质与金属发生化学反应的化学物质,具体可以分为无机缓蚀剂与有机缓蚀剂两大类。目前国内油气集输管道缓蚀剂普遍采用的是有机缓蚀剂。在管道腐蚀监测中可以通过观察管道内表面粗糙度去确定某些地方的管道腐蚀情况,进而加快油气输送的效率。 相似文献
14.
利用自制模拟装置模拟现场清管工艺,通过腐蚀模拟和腐蚀电化学方法分析了清管及缓蚀剂加注对20#钢在管线积液模拟液中腐蚀的影响。实验结果表明:利用过盈量3%皮碗清管球清管后,20#钢试样表面的积液和固体沉积物量均减少,腐蚀速率明显降低。当往模拟液中加注缓蚀剂或者对试样进行缓蚀剂预膜后,缓蚀剂分子会在碳钢表面形成一层缓蚀膜,有效地阻碍试样与腐蚀介质的直接接触。清管配合缓蚀剂预膜使用后,腐蚀速率降低至0.029 mm/a,对碳钢的保护效果较好。 相似文献
15.
16.
17.
油气集输管道中的腐蚀问题一直是影响整个油气传输工艺的主要问题,直接影响着管道内部腐蚀的程度,影响整个运行成本。油气集输管道的新问题导致油水分离处理的难度加大、油气集输管道腐蚀严重,再加上设备本身的功率低,导致油气集输管道的工作效率不断降低,严重影响着油田开发生产。针对油气集输管道腐蚀问题,需要通过使用新工艺、新技术、新材料来解决。缓蚀剂是当前在油气集输管道中使用最广的防腐材料,能够有效地降低集输管道内壁腐蚀性。将缓蚀剂注入到管道中,会在管道腐蚀区域形成缓蚀剂膜,这种隔离膜能够有效地将管道内壁与腐蚀气体进行隔离,进而降低管道内的腐蚀程度。 相似文献
18.
缓蚀剂预涂膜采取2个清管球夹带缓蚀剂的方法对管道进行预涂膜,利用氮气推动清管球,控制好清管球移动速度,达到涂膜均匀的目的。缓蚀剂预涂膜主要使管壁与缓蚀剂接触5~10 s,在管道的内壁形成一层0.1 mm厚的保护膜,有效地阻止酸性气体对管道的腐蚀。缓蚀剂预涂膜操作分为3个步骤:清管、柴油打底及预涂膜。管道缓蚀剂预涂膜技术有效地控制了普光气田酸气管道的腐蚀,避免了腐蚀介质和管壁的直接接触,减缓管道的腐蚀速率,最大程度地保护了管道,为管道的安全运行打下了坚实的基础。 相似文献
19.
20.
普光气田集输管材腐蚀评价及缓蚀剂加药工艺优化 总被引:2,自引:1,他引:1
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。 相似文献