大牛地低含H2S/CO2气井腐蚀规律及主控因素研究

大牛地奥陶系风化壳气藏含有不同程度的硫化氢,整体属于低微含硫范围,目前对H2S/CO2共存条件下腐蚀规律认识不清,气藏安全生产存在一定风险。通过静态失重法探究温度、压力、硫化氢浓度对气井油套管腐蚀规律的影响。结果显示:N80和P110两种钢材的腐蚀速率随硫化氢浓度降低、压力升高呈升高趋势;随温度升高腐蚀速率先升高后降低,80℃时达到最大值1.4521 mm/a和1.8915 mm/a。初步确定大牛地气田腐蚀主控因素为H2S浓度,研究结果为该气田井筒管材优选及腐蚀防治提供了依据。     

徐深气田油管腐蚀与温度之间的关系研究

使用动态失重法研究了徐深气田产出水中温度对N80油管钢腐蚀速率的影响。结果表明:N80钢的腐蚀速率随温度的升高呈现先增加后减少的趋势,在80℃时,腐蚀速率达到最大值;温度超过80℃后,腐蚀速率逐渐降低。对徐深气田S2-17油管的实际腐蚀情况进行分析,发现井口100 m以下至1 400 m腐蚀比较严重,对应温度50~85℃与动态失重实验得到的结论基本一致。     

高含水油田J55油套管超临界CO_2腐蚀研究

通过高温高压CO2腐蚀模拟实验研究了温度和压力对J55油套管钢在某油井模拟采出液中的腐蚀行为的影响,以失重法计算了平均腐蚀速率,并观察了腐蚀类型。结果表明,在温度50℃,压力6 MPa时,腐蚀速率随压强和温度升高而增加,腐蚀速率最大值出现在10 MPa,50℃处,当温度在65℃时,已经有了保护膜,保护膜随温度升高均匀性和致密性变好,压力在10 MPa时,保护膜已经破坏,并随压强升高保护膜破坏程度加强,超临界状态,腐蚀速率一直增大。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

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。     

温度对VM110SS套管钢在酸性环境中腐蚀行为的影响

模拟川东某气田气井封隔器失效后套管面临的腐蚀环境,利用自制高温高压釜进行VM110SS套管钢在总压18MPa、CO2分压0.54MPa、H2S分压0.41MPa、温度30~150℃条件下的腐蚀实验,得出了该气井工况下温度对VM110SS套管钢腐蚀速率的影响。采用扫描电镜和电子能谱分析方法对试样表面腐蚀产物形貌及成分进行分析。结果表明,VM110SS钢的平均腐蚀速率随温度的升高呈现先增大后减小的规律,气液相腐蚀速率最大值出现在90℃。在90℃气相中腐蚀速率为0.838mm/a、液相中腐蚀速率为1.130mm/a,发生极严重腐蚀。所有实验温度条件下,试样均发生均匀腐蚀,且腐蚀产物以硫铁化合物为主。本实验为酸性气田在不同井深及温度条件下套管的腐蚀状况评估提供了参考。     

影响碳钢CO2腐蚀速率因素的研究

采用某油田现场腐蚀工况环境,选择石油油管最常用材料J55钢,进行温度、CO2分压、试验时间等影响因素的研究。结果发现,在90℃,2.5MPa时,试样的平均腐蚀速率最低,而且平均腐蚀速率随时间的延长而降低。     

酸性气田连续油管作业防硫缓蚀剂研究与应用

针对酸性气田连续油管作业,在高温高压强酸性环境下,连续油管不可避免的受到湿H2S腐蚀,导致连续油管性能退化,引起穿孔、氢脆及断裂等现象,连续油管使用寿命明显缩短。通过实验评价,研选出了咪唑啉类A-283防腐缓蚀剂作为连续油管在酸性气田环境下作业用缓蚀剂,在100℃、70 MPa、5000 mm/s的17.5%H2S气体速率中反应24 h缓蚀率95.4%,最佳加入浓度是5%,在酸性环境中结构性能稳定,无毒、无污染,缓蚀时间长、受腐蚀次数多。在酸性气田D402井现场应用中,连续油管内外表面喷涂预膜A-283缓蚀剂处理液后,缓蚀率达到95.6%,防硫缓蚀效果显著。     

基于神经网络的高含硫气田L360钢腐蚀速率预测

高含硫气田地面集输系统广泛使用L360钢,由于腐蚀因素的多样性及协同效应,其腐蚀速率预测一直是个难题。文章介绍了不同腐蚀因素对L360钢腐蚀速率的影响。随着H2S和CO2压力的增高,腐蚀速率先降后升,在H2S和CO2压力为1.00和0.67 MPa时达到最小值;随Cl-质量浓度的升高,腐蚀速率增大,但当Cl-质量浓度高于40 g/L后,腐蚀速率反而降低;随着温度的升高,腐蚀速率增大,当温度超过70℃后,腐蚀速率反而降低。建立了三层结构BP神经网络模型,输入层有6个神经元,分别代表H2S,CO2分压、Cl-质量浓度、温度、流速和沉积硫6种腐蚀影响因素,隐层神经元数目为8个,输出层神经元数目为1个,代表腐蚀速率。结果表明,L360钢在试验水中的平均腐蚀速率的预测最大误差在15.9%以内,可以满足工程应用要求。     

温度和压力对N80钢CO2/H2S腐蚀速率的影响

采用高温高压釜，辅以失重法，对不同温度和不同CO2、H2S分压下N80钢的CO2／H2S腐蚀速率进行了研究。结果表明，在试验温度和压力范围内。随着温度的升高．腐蚀速率先增后降．且在90℃时达到最大；随着CO2分压的升高，腐蚀速率单调增加；随着H2S分压的升高．腐蚀速率先增后降，且在H2S分压为0．02MPa时达到最大值。     

海上W油田 32ＣｒＭｏ钢射孔枪腐蚀行为实验研究

针对32CrMo钢射孔枪在高含二氧化碳气体分压井筒中的腐蚀问题,利用高温高压釜开展腐蚀实验,对腐蚀产物膜进行理化特征分析,研究了温度,二氧化碳分压,流速和含水率等因素对 32CrMo 钢腐蚀速率的影响｡结果表明,40℃温度条件下,32CrMo钢腐蚀产物膜为单层结构,对基体的保护作用较弱;80℃时,腐蚀产物膜为双层结构,对腐蚀介质有一定的屏蔽阻挡作用;130℃时,上层产物膜规则致密,对基体的防腐保护作用进一步增强｡32CrMo钢的腐蚀速率随温度升高呈下降趋势,随二氧化碳分压的升高呈对数关系增加,随流速的增大呈线性增加,随腐蚀介质含水率的升高而急剧增加｡基于实验结果,建立了多因素综合腐蚀速率工程预测模型,为工程上32CrMo钢腐蚀速率评价提供参考｡     

燃油(气)注汽锅炉

燃油(气)注汽锅炉是用于稠油油田注蒸汽开发的新型蒸汽发生装备。该装置炉膛采用单回程(或多回程)蛇形管围成的水冷壁形式,吸收辐射热,尾部受热面采用光管和翅片管组合的水平蛇形管形式,吸收对流热;设计了炉外水水换热器,提高尾部受热面给水温度,解决尾部受热面露点腐蚀问题;发明了水平蛇形管受热面挡墙技术,解决了尾部受热面翅片管高温烧损问题,提高了锅炉整体吸热能力;发明了拱形回转烟道,解决了高温烟气回转室保温坍塌问题;研制了喷涂式保温专利技术,降低了锅炉外表温度。为解决较大吨位移动锅炉的运输超高问题,锅炉本体采用嵌入技术,降低锅炉整体的运输尺寸,满足运输要求。产品运行稳定,具有安全可靠、热效率高(与同类产品本体表面温度低20℃左右、与同类产品相比排烟温度低30℃左右)、环保效果好(污水零排放)等特点,满足了稠油油田采油工艺的需要。     

锅炉“四管”腐蚀的预防

由于电站锅炉的"四管"(水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管)使用条件恶劣,腐蚀情况更为严重。对电站锅炉"四管"的腐蚀原因及影响因素进行了分析。     

重油催化裂化分馏塔顶后冷器的腐蚀

介绍了炼油厂重油催化裂化分馏塔顶后冷器管束的腐蚀情况,对腐蚀原因进行了分析。分析了国内在用的Ni-P镀层管束、7910涂料(环氧氨基树脂)涂层管束在油气使用环境中存在的问题。介绍了钛纳米聚合物涂料的耐腐蚀性能,采用钛纳米聚合物防腐蚀涂层管束解决了脱水塔顶气体冷凝器管束的腐蚀问题。     

油井管内腐蚀及防护

通过现场腐蚀挂片试验,发现中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司某油田开采侏罗系油井管柱遭受严重的内腐蚀,以点蚀为主要破坏形式。提出了新井采用DPC内涂层套管,老井实施井下连续滴加缓蚀剂的内防腐蚀控制措施。     

水溶性缓蚀剂在中低二氧化碳气井的应用

中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司上古气井具有中低二氧化碳、高矿化度及介质pH值变化大的腐蚀特点,同时气井井筒温度多处于腐蚀行为和机理多变的敏感区(60～100℃),这些特点对缓蚀剂的适应性提出了较高的要求。该文主要针对上述腐蚀环境的行为特征,通过缓蚀剂物化性能、相关配伍性、电化学性能、高温高压及现场井筒挂片质量损失分析,研究开发出适合中低CO2、高矿化度水气井腐蚀环境的水溶性缓蚀剂(HGCQ),具有水溶性良好,高温及低温稳定性优良,与甲醇及甲基二乙醇胺(MDEA)配伍性好的特点。室内研究了该缓蚀剂的缓蚀机理为阳极抑制型,确定其现场最佳加注质量浓度为300 mg/L。进行了模拟占古气井筒腐蚀环境的高温高压腐蚀试验和现场一口气井3个月的质量损失挂片测试,结果表明该缓蚀剂缓蚀效果明显,可以有效控制气井管柱的腐蚀。     

催化裂化装置顶循油低温热水换热器泄漏分析

某石化公司催化裂化装置低温热水换热器在运行中存在管束腐蚀泄漏问题,管束内壁防腐蚀层脱落,涡流检测发现存在均匀腐蚀和严重坑蚀,坑深达1.0mm,壁厚损失大于40%,单程堵管率达到30%。分析认为新水及酸性油类物质造成管束内壁、管板的腐蚀和结垢:硫化物造成了管束外壁的坑蚀;间歇性使用加速了腐蚀的恶化;潮湿的水汽环境造成了氧腐蚀加剧;防腐蚀层脱落失去了有效保护。针对泄漏原因提出了改善低温热水水质、顶循环油中注入脱硫助剂和停用时注入气体缓蚀剂等相应的解决措施。     

提高注水开发效果的稠化原油技术研究

开发了一种稠化原油技术以提高油田注水开发效果,确定了稠化原油体系最佳配方：原油选择辽河油田欢2联外输原油（粘度306．2mPa·s）,乳化剂选用自制表面活性剂XYJ,加量为1．O％-3．0％。性能评价表明,该体系吸水增粘能力强,适用温度为40-100℃;并且选择性封堵效果好,堵水率大于90％,堵油率小于15％,平均提高油层中、低渗透层总采收率25．34％。该技术在辽河油田实施3井次,增油降水效果较好,均达到预期目标。该技术具有施工工艺简单、不伤害油层、环保、低成本、原料易得等特点,且采出液不需特殊处理,具有广阔的应用前景。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

重油加氢催化剂用于中/低温煤焦油加氢改质的中试研究

在3×400 mL固定床加氢中试装置上评价了重油固定床加氢催化剂（包括重油加氢保护剂、重油加氢精制催化剂和芳烃饱和催化剂）用于中/低温煤焦油加氢改质的效果。中试条件为：原料体积空速0.8 h-1（按加氢精制催化剂计算）,反应压力12.0 MPa和13.5 MPa,氢油比1 200∶1,保护剂床层平均反应温度270℃,精制催化剂床层平均反应温度350℃,芳烃饱和催化剂床层平均反应温度360℃,在2个操作压力下各运转120 h。结果表明：提高煤焦油加氢改质反应压力,有利于杂原子的脱除。煤焦油经过加氢改质后,残炭、杂原子、芳烃含量大大降低,各馏分产品性质明显改善。产物中石脑油馏分含量增加,芳烃潜含量高,可作为优质的催化重整原料;柴油馏分含量基本不变,硫、氮含量低,凝点低,可作为优质的柴油调合组分;蜡油馏分含量明显降低,残炭和金属含量少,可作为优质的催化裂化原料。上述结果表明将重油固定床加氢催化剂用于煤焦油加氢改质在技术上是可行的。     

加快生产方式转变实现海洋油气产量跨越发展

中国海洋石油总公司成功建成"海上大庆油田"之后,及时提出了"二次跨越"的宏伟目标:通过未来10~20年的跨越发展,将公司建成国际一流能源公司。文章认为,为了实现海洋油气产量目标,必须创新实践油气田区域开发和油气田勘探开发一体化和全寿命的油田开发新理念;加快转变油气开发方式,加强基层管理和基础研究队伍建设;完善区域开发的组织保障;创新前期研究工作方式,加快对已发现油田的开发评价,提高油气储量的动用程度;围绕增储量上产开展科技攻关,实现油气产量的跨越发展。