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气提塔是油田生产中处理含硫污水的新型、高效、节能装置。某油田含硫污水具有高矿化度、高氯离子、高硫化氢特点,采用气提塔对含硫污水进行处理,脱除污水中的H_2S,降低H_2S对油田设备、管道等设施的腐蚀效果。为确保污水中H_2S以游离态形式存在污水中,在气提塔上游加入酸度调节剂,提高气提塔脱硫效果,并防止H_2S脱除后污水p H值升高导致腐蚀结垢趋势增大,影响塔的脱硫效果及正常运行。通过对硫酸、盐酸、柠檬酸脱硫评价实验,以加药量、脱除率和失钙率为评价指标,确定柠檬酸适宜作为油田含硫污水气提塔脱硫处理的酸度调节剂。本研究为今后油田含硫污水处理酸度调节剂筛选提供试验方法、评价参数,同时为高矿化度、高氯离子、高硫化氢的含硫污水处理提供酸度调节剂筛选范围。 相似文献
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针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。 相似文献
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《石油化工腐蚀与防护》2017,(1)
对高压燃料气管线的腐蚀情况进行了调查,结果表明,高压燃料气管线的腐蚀主要发生在弯头的背弯处及直管段低点沉积凝液的部位,腐蚀均为大量结垢及明显蚀坑。高压燃料气中的H_2S,HCl,CO_2等腐蚀介质形成了H_2S+H_2O,H_2S+HCl+H_2O,H_2S+CO_2+H_2O等复杂的湿硫化氢腐蚀体系,与管道垢下腐蚀相互促进,导致高压燃料气管线的蚀坑深度快速增加,并最终穿孔泄漏。提出了建立脱硫装置、加强管道排凝、评选耐蚀防护涂料、开展腐蚀监测等防护建议。 相似文献
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CO_2驱在油田现场应用良好,但CO_2会造成长输管道点状腐蚀等问题,管道易发生穿孔。为此,研究某油田特低渗透储层采出液水质及腐蚀产物性质,化学分析实验室能谱和微观电镜扫描,结合集输管道现场挂片腐蚀实验,对CO_2驱集输管道的腐蚀机理进行研究。试验结果表明:CO_2的腐蚀速率受多种因素影响,如温度、成垢金属离子(Ca2+、Mg2+)浓度、S2-浓度和Cl-浓度,其中温度对腐蚀速率的影响最大。该油田管道腐蚀类型为电化学腐蚀,管道金属材质经电化学反应生成沉淀物和氢气,长输管道输送流体时,H+渗入长输管道基质内部与管材发生脱碳反应,导致管道某些部位产生细小裂缝,采出液中各种金属离子和Cl-在不同的腐蚀机理影响下通过各种反应过程造成CO_2驱长输管道的腐蚀。 相似文献
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大庆某采油厂水驱管道穿孔、泄露。穿孔处出现环向裂纹,给油田生产带来巨大损失。对该穿孔失效管道的成分、显微组织、腐蚀状况、裂纹及断口进行分析。结果表明,该管道材质为无缝钢管20#,热处理工艺满足要求;造成管道失效的主要原因是S、Cl-共同参与造成的局部腐蚀及存在较大轴向应力,最终形成裂纹失效。为防止发生水驱Cl-和S的共同作用而引发的腐蚀失效,建议采用新型耐腐蚀材料及阴极保护技术。 相似文献
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《石油化工腐蚀与防护》2020,(4)
阐述了海底管道输送油气中CO_2,H_2S和Cl~-的腐蚀机理,介绍了CO_2,H_2S和CO_2/H_2S的腐蚀模型。为了提高多相流海底管道腐蚀模型预测的准确性,综合考虑了流速,CO_2,H_2S和Cl~-不同因素的影响,再结合其腐蚀机理和现有的腐蚀模型,提出了一个适用于多相流海底管道的内腐蚀模型,修正后的内腐蚀模型的最大预测误差为15.198%,比Norsok腐蚀模型的预测精度高10倍。 相似文献
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为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。 相似文献
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中国石油某石化公司炼油厂干气提纯氢气装置运行一年半后停车检修,出现了包括压缩机本体在内的局部设备及管道腐蚀。结合操作介质中的腐蚀成分(CO_2,H_2S)以及腐蚀产物进行分析,认为游离水是产生腐蚀的必要条件,腐蚀为CO_2腐蚀为主、H_2S腐蚀为辅的复合型腐蚀。对压缩机本体部分配件及管道进行了材质升级并优化布置,提出了防腐措施:改变压缩机级间冷却器型式并优化布置;重整富氢原料气增设精细过滤器;压缩机操作调整及压缩机部分零部件材质升级,局部管道材质升级等。确保装置可长周期稳定运行。 相似文献
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董琴刚 《石油化工腐蚀与防护》2019,(4)
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。 相似文献
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《油气田地面工程》2016,(12)
某气田属典型的中等含硫酸性气田,对井筒管材具有潜在的强腐蚀破坏性。在对该气田18口生产井井筒腐蚀进行分类的基础上,室内模拟研究了CO_2+模拟地层水及H_2S/CO_2+模拟地层水介质环境对P110、P110S、P110SS三种管材的腐蚀规律,并筛选出满足该气田防腐需要的缓蚀剂。实验结果表明:三种井下管材在CO_2+模拟地层水及H_2S/CO_2+模拟地层水介质中抗腐蚀性顺序分别为P110P110SP110SS及P110SP110SSP110;当所筛选的ZJ-1、ZJ-2两种抗温性缓蚀剂加入浓度为120~300 mg/L及200 mg/L时,可将三种管材腐蚀速率控制在0.076 mm/a以内,为该气田的安全稳产提供了技术保障。 相似文献
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聚合物砂浆复合内衬结构技术研究及在江苏油田旧管道修复中的应用 总被引:1,自引:0,他引:1
江苏油田投入开发以来已建成总长超过2500km的各类管道。由于油田采出液矿化度高、细菌含量高、腐蚀性气体溶量高,管道结垢、腐蚀、穿孔严重,因此,旧管道的清洗与修复技术对油田管道的安全运行具有重要意义。通过对江苏油田管道内腐蚀主要原因的分析,开展了对旧管道修复技术,尤其是聚合物水泥砂浆复合内衬技术的研究,并应用该研究成果对油田部分在用管道进行了清洗,对部分因结垢、腐蚀而废弃的旧管道实施了修复,取得了良好的经济效益和社会效益。 相似文献
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