四川气田腐蚀特征及防腐措施

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。     

高含硫气田集输系统腐蚀和腐蚀控制

系统地分析和研究了世界上部分国家典型高含硫气田集输系统防腐的成功经验。结合我国川东渡口河、罗家寨等高含硫气田具体情况,较为深入地论述了高含硫气田集输系统与普通气田或低含硫气田集输系统不同的工艺和技术特征,以及由环境和这些工艺、技术特征所确定的集输系统中集输管网和设备的腐蚀及防腐蚀工艺技术。从理论上,对腐蚀、缓蚀处理,气体流速和腐蚀之间的关系进行了研究。对我国第一个高含硫气田——川东渡口河气田开发建设及初步设计提出了实施意见和方案。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

高酸性气田地面用国产双金属复合管现场腐蚀评价

在高酸性气田开发过程中,由于腐蚀环境恶劣,双金属复合管耐蚀材料成为研究热点,但研究主要集中在室内实验,缺少现场应用案例,限制其进一步应用.为考察双金属复合管在高酸性气田地面管线应用的可能性,利用高含硫先导试验基地天东5-1井在线腐蚀试验装置开展了双金属复合管应用于高酸性气田地面管线的现场腐蚀性能评价,形成了双金属复合管...     

中坝高含硫气田高效开发的综合技术研究与应用

中坝气田属于高含硫气田,对于这类气田的开发,必须找出其与常规气田开发不一样的特点,并根据这些特点提出相应的解决对策。通过广泛调研国内外高含硫气田的生产开发现状,结合中坝30余年开发实践,得出高含硫气田具有硫沉积严重、硫化氢腐蚀严重、易形成水合物等特点,并总结了解决这些问题的对策和方法。中坝雷三高含硫气藏高效开发的措施和成果表明,其综合技术研究与应用对四川盆地乃至全国含硫气田的开发具有重要的指导意义。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

元坝气田产出水集输系统腐蚀特征及防护措施实践

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。      

高含硫气田元素硫腐蚀机理及其评价方法

在高含硫气田的开发过程中,往往会出现元素硫的沉积现象。元素硫一旦沉积以后,很有可能堵塞采输管线并造成管材的严重腐蚀,对气田的正常生产影响很大。介绍了高含硫气田元素硫的来源及其危害,在此基础上分析了元素硫腐蚀的机理,详细论述了元素硫的腐蚀评价方法,并分析了每种方法的适用范围及其特点,根据国内现状,提出了具体的认识和建议。     

高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术

我国高含硫气藏H₂S、CO₂含量高,还伴随有大量的气田水,开发过程中腐蚀问题非常突出。为此,分析了高含硫气田的腐蚀特征,展示了该类气田开发在材料选择与评价、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测与检测技术等方面的进展：①提出了镍基合金评价方法、双金属复合管及其焊缝抗环境应力开裂试验方法和耐蚀性能评价程序、缓蚀剂筛选评价程序;②研发的专利缓蚀剂CT2- 4水溶性环空保护液体系能实现对套管内壁和油管外壁的有效保护,CT2-19缓蚀剂、地面管线清管器预膜技术和缓蚀剂连续加注技术较好地控制了湿气密闭输送系统内的腐蚀;③FSM、氢探针技术、电化学噪声技术等腐蚀监测新技术在研究点蚀、缝隙腐蚀和氢致开裂等方面具有独特的优势。最后提出在高含硫气田开发设计时,就应全面引入腐蚀控制设计和腐蚀监测体系,从腐蚀控制技术的集成与优化入手,形成高含硫气田整体防腐方案,建立数字化腐蚀数据管理系统和数据库,全面跟踪评价缓蚀剂效果,从而实现腐蚀控制的整体设计和完整性管理。     

缓蚀剂加注工艺系统研究

加注缓蚀剂是减缓酸性油气田井口、设备及管道电化学腐蚀的主要技术措施之一。三十多年来四川各大气田在含硫气井上采用滴注缓蚀剂，在输送含硫气管线上采用泵注缓蚀剂，效果还比较理想。90年代初期开发四川磨溪气田时，采用同样的方法加注缓蚀剂，投产不到5年，井下及地面设备、管线就受到严重腐蚀，威胁到气田正常生产。其主要原因之一是对缓蚀剂的加注成膜机理不了解，仅按以往经验数据决定加注量，再加上磨溪含硫气田天然气中不含凝析油，含有高氯离子盐水加速了腐蚀。本课题针对含硫气田高矿化度盐水腐蚀问题，进行了缓蚀剂成膜机理分析、加注量计算及加注工艺研究，提出了包括加注工艺流程和装置在内的缓蚀剂加注工艺技术设计和实施方案，完成了施工图设计。并将这些方案及设计推广使用在川内其它酸性气田上，取得了较满意效果。     

油管钢在酸性模拟环境下耐腐蚀性能研究

结合实际井况,对抗硫管材在不同温度、不同H2S分压下的耐腐蚀性能进行了分析研究。采用扫描电子显微镜、电子能谱仪以及X射线衍射仪分别对材料的腐蚀形貌、平均腐蚀速率、腐蚀产物成分进行对比分析。结果表明,材料的腐蚀速率随着温度的升高先降低后稍有增大,说明温度是影响腐蚀性能的关键因素,直接影响气体H2S/CO2在溶液中的溶解度,从而影响腐蚀状况;在低温时抗硫管并没有显示耐蚀的优势。形貌物相分析表明,抗硫管材在150℃时产物膜均匀,膜层对深层腐蚀有阻碍作用,局部腐蚀不明显,相对低合金管材表现出耐腐蚀优势。低合金管材相对抗硫管腐蚀程度严重,不适宜在试验环境下应用。     

长庆H油井套管的腐蚀与开裂机理研究

长庆油田油井套管的严重破损已给油田生产造成了很大经济损失。针对长庆油田某区块H油井J55套管的腐蚀与开裂进行了宏观和微观区域形态组织分析，用自制局部电解平面加工仪进行应力测试．用小平面剥层加工后，通过X射线应力仪测试了残余应力沿管壁厚度的分布。分析了腐蚀坑的形成和发展过程以及径向应力分布对裂纹的影响。研究认为。H油井内部的特殊环境导致了其中H74套管的菊花状腐蚀形貌和串状腐蚀的破坏形式，某些部位涌出的较强腐蚀介质降低了某些部位的腐蚀电位而促进了腐蚀的发展。分析结果表明，H油井J55套管腐蚀裂纹主要是由于HCO3^-、CO3^2-和Cl^-的作用形成的，其破坏是在其壁厚腐蚀减薄到某一尺度时内应力值大于剩余强度而引起的，它是串状腐蚀和径向拉应力共同作用的结果。细茵腐蚀也是套管腐蚀影响因素之一。     

水下采油树30CrMo钢/625合金异金属腐蚀机理试验研究

针对水下采油树在海水和内部流体长期作用下极易发生腐蚀的问题,借助高温高压反应釜,对流花11–1油田水下采油树的30CrMo钢/625合金的电偶腐蚀和堆焊金属腐蚀分别进行了腐蚀浸泡模拟试验,采用扫描电子显微镜和能谱分析仪分析了腐蚀产物膜的微观形貌和化学成分,并分析了30CrMo钢和625合金的异金属腐蚀机理。研究发现,水下采油树的30CrMo钢与625合金接触时,30CrMo钢易发生较严重的均匀腐蚀,且接触位置及堆焊焊缝处30CrMo钢存在较严重的沟槽腐蚀。水下采油树不同金属接触腐蚀的原因包括电偶腐蚀和缝隙腐蚀,堆焊修复后热影响区金相组织的不均匀性也会加剧缝隙腐蚀。研究结果表明,水下采油树应尽量避免不同金属接触形成异金属电偶腐蚀体系,修复已发生局部腐蚀失效的水下采油树时应合理选择堆焊材料并进行全覆盖堆焊,避免异金属腐蚀风险。      

高硫原油加工过程中的防腐蚀技术

高硫原油在加工过程中,可发生低温湿硫化氢腐蚀、高温硫腐蚀、连多硫酸腐蚀和硫酸露点腐蚀等问题.文章对加工高硫油可采取的防护措施进行了论述,并提出了科研开发应重视的几个问题.     

MDEA脱硫溶液腐蚀性能影响因素研究

利用电化学方法在MDEA溶液介质中对20#、20R、304不锈钢、316L四种材质在不同工况下的腐蚀行为进行了室内模拟评价。结果表明,碳钢在气相和液相中的腐蚀速率随温度升高而增加。在相同条件下,20#和20R在气相中的腐蚀速率高于液相。实验条件下,未通入H2S的胺液对各材质均无明显的电化学腐蚀,通入H2S至饱和的胺液在运行一段时间后碳钢的气相腐蚀速率增加。实验过程中,均未检测到不锈钢304及316L的电化学腐蚀倾向。     

物料流动对环氧乙烷解析塔磨损腐蚀的影响

环氧乙烷解析塔是由环氧乙烷制备乙二醇的重要设备。在运行中其下塔靠近液体入口和出口处附近的内壁面上出现局部减薄、坑点及穿孔,严重影响了设备的安全服役。应用计算流体力学(CFD)方法对其中1块塔板上的流场进行分析,研究内部流场对壁面腐蚀的影响。结果表明,预测的腐蚀位置和区域与实际基本相符。研究发现,随着液速的增大,入口和出口附近的壁面切应力都增大,腐蚀加重;而随着气速增大,入口附近壁面切应力减小,腐蚀减轻。在保持流量不变的情况下,通过增大入口面积降低液速来调整流场分布可以抑制腐蚀和破坏。     

维纶醛化液腐蚀特性的研究

维纶醛化液腐蚀是维纶行业的一大技术难题,一直困扰着工厂的正常生产。本文阐述醛化液的基本腐蚀特性、杂质对其腐蚀性的影响和金属材料在醛化液的腐蚀行为,为解决醛化液设备腐蚀提供了必要的实验数据和理论分析。     

H2S/CO2介质中十二胺丙炔醇曼尼希碱/咪唑啉对X52钢的缓蚀行为研究

将合成的十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳的比例制备一种复配缓蚀剂,采用静态失重试验法研究了十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐、咪唑啉和复配缓蚀剂对X52钢的缓蚀性能。在常压、温度60℃条件下,当模拟溶液中缓蚀剂浓度皆为200 mg/L时,十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉的缓蚀效率分别为88.7%和82.7%。将十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳比例1.5:1制备的复配缓蚀剂的缓蚀效率为89.8%,高于十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉,证明制备的复配缓蚀剂具有良好的协同效应。在60℃、高H2S/CO2分压条件下,该复配缓蚀剂仍然对X52钢具有良好的缓蚀效果,也说明该复配缓蚀剂可以作为高H2S/CO2分压条件下X52钢的缓蚀剂。     

J55钢HFW焊管管体的腐蚀电化学行为

采用电化学方法研究了J55钢HFW焊管管体在模拟长庆油田高矿化度油井水中的腐蚀行为,考察了矿化度和预腐蚀的影响。试验结果表明,随着溶液矿化度的增大,自腐蚀电位朝正的方向移动,但自腐蚀速率与矿化度呈非直线规律。当矿化度为23.204 g/L时,管体材料具有最大的腐蚀速率。随着预腐蚀时间的增长,极化电阻增大,发生一定程度的电阻极化,相应的腐蚀速率会有所降低。     

常减压装置塔顶冷凝系统的腐蚀与防护

文章系统地介绍了常减压装置塔顶冷凝系统的腐蚀介质和腐蚀过程,指出“一脱三注”工艺防腐蚀措施是解决该部位腐蚀问题的有效途径。