靖边气田天然气管线腐蚀检测与趋势分析

目前靖边气田已开发10余年,建成并投运的天然气集气干线有10条,支线83条。由于气井产出天然气中含有一定的酸气并且伴随有高矿化度地层水和机械杂质,对天然气管线产生了不同程度的腐蚀。通过对靖边气田10条天然气支、干线开展的不停输全面腐蚀检测、对具有代表性的15条采气管线、3条集气支线和2条集气干线开展的截取管样腐蚀检测及利用ANSYS评定系统对含缺陷管道开展的安全评价及腐蚀趋势分析等工作,掌握了靖边气田天然气管线的腐蚀现状及腐蚀趋势,为靖边气田的安全运行提供了指导性的意见和建议。     

集输管线腐蚀检测与安全性分析——以鄂尔多斯盆地靖边气田为例

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S、CO₂等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为确保集输管线的安全运行,近年来,利用外腐蚀检测技术、取样分析检测技术和智能漏磁内腐蚀检测技术对集输天然气管线开展了腐蚀检测作业。检测结果表明,该气田集气干线腐蚀速率为0.06～0.103 mm/a,集气支线腐蚀速率为0.08～0.127 mm/a,集输管线阴极保护效果及管道外防腐层质量较好,管道腐蚀较轻,均能通过安全评定,不影响管线的正常运行。同时,运用修正的B31G准则、Shell 92法、GB 50251、Newton-Raphson公式等安全性分析与评价方法对检测管线进行了安全性分析,结果表明,集气干线、支线最小失效压力分别为12.5 MPa、8.53 MPa,均高于管线的工作压力5.0 MPa,集输管线服役状态良好,运行安全。该检测与分析结果,为靖边气田集输管线的安全管理提供了保障。     

靖边气田在役天然气管线完整性管理体系的建立

根据靖边天然气管道完整性管理技术的研究现状．概括了靖边气田天然气管道完整性管理的框架流程,阐述了天然气管道完整性管理的主要内容。对影响管道安全的主要因素和天然气管道事故后果进行了分析,介绍了管道完整性检测方法,对靖边气田天然气管线完整性管理体系的建立进行了详细的阐述。     

安装CO_2脱除装置防止管线腐蚀

在气田中,天然气中含有的 CO_2对管线有着严重的腐蚀作用。美国天然气管道公司防腐的主要措施是注入防腐剂,在每个井口的采出气中进行乙二醇脱水或从采出气中除掉 CO_2。作者对这三种方法分别进行了介绍,通过论述和实验,表明从采出气中除掉 CO_2这一方法能够有效地脱除 CO_2,降低管道腐蚀,将会在各气田大面积使用。     

含CO2天然气管线在线腐蚀检测分析系统

为了解决长岭气田含CO<,2>天然气开发过程中地面集输系统CO<,2>腐蚀防护问题,采用腐蚀挂片法和电阻探针法对天然气管网系统进行了在线检测.对现场检测数据进行腐蚀评价分析,结果反映管线内腐蚀程度均属低度腐蚀.长岭气田建立了腐蚀与防护数据库管理系统,实现了腐蚀危害统计评价智能化,提升了油田防腐维护管理水平.     

靖边气田水合物形成预测优化注醇

天然气水合物堵塞管线是采气过程中经常遇到的一个重要问题。文章针对长庆靖边气田水合物的形成条件,采用统计热力学方法,对该气田不同组成天然气在不同压力条件下形成水合物的温度进行了预测,计算出了靖边气田各井井口节流温降情况。依据靖边气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使靖边气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的防堵提供参考依据。     

含CO_2和H_2S高流速集输管线的缓蚀剂研发与应用

为解决油气田开发过程中碳钢管线的腐蚀问题,研制开发了一种针对含CO_2和H_2S高流速条件下天然气管线的高效缓蚀剂。在实验室用高转速反应釜对该缓蚀剂的性能进行评价,同时对其物理化学性质、凝析油存在时的乳化倾向以及与其他材料的相容性进行评价。新型缓蚀剂表现出比常规缓蚀剂更好的性能,缓蚀效率高于96%,凝固点低,没有乳化倾向,与其他材料配伍性好,该产品作为油气田开发中管道内腐蚀缓蚀剂在现场得到了成功应用。     

元坝高含硫站场排污管线腐蚀风险及技术对策

元坝气田天然气中高含硫化氢、中含二氧化碳,且气井普遍产出凝析水和地层水,溶解了硫化氢气体的气田水进入天然气集输系统站场内的排污管道,导致抗硫碳钢排污管内腐蚀环境恶劣,存在较大的腐蚀风险。通过室内实验和现场试验评价分析,认为抗硫碳钢A333须有缓蚀剂配合使用才能满足含硫湿酸气环境下的腐蚀控制需求;在没有缓蚀剂保护的内腐蚀环境下,抗硫碳钢A333以局部腐蚀为主,腐蚀呈现点蚀扩大和坑蚀现象,平均腐蚀速率达到1 mm/a以上。针对现场排污管线腐蚀风险,制定了元坝气田站场排污管线腐蚀控制技术对策和研究方向,为同类含硫气田站场排污管线材质优选和腐蚀控制方案确定提供了借鉴和参考。     

油田输气管道腐蚀失效分析

苏丹某油田的天然气输送管线出现了腐蚀失效,通过对失效管线的材质进行分析,结合腐蚀形貌观察、腐蚀产物的成分和相组成分析,分析管线腐蚀失效的原因。分析结果表明:管线的材质合格;腐蚀产物主要为FeO(OH)和FeCO_3;管线的腐蚀是由于输送气体中含有的O_2和CO_2溶解在管道内壁的凝析液中引发吸氧腐蚀和CO_2腐蚀造成的;腐蚀产物膜有较多的裂纹和孔隙,不具有保护性,腐蚀产物膜的缺陷诱发严重的局部腐蚀,最终使管线腐蚀穿孔失效。     

鄂尔多斯盆地靖边气田气井油管腐蚀规律与防腐对策

鄂尔多斯盆地靖边气田于1997年建成投产,天然气中携带H₂S（平均691 mg/m³）、CO₂（5%）等酸性气体及高矿化度地层水等腐蚀性介质。为了掌握靖边气田气井油管腐蚀规律,利用多臂井径检测仪MIT、磁检测仪MTT、电磁探伤测井仪MID K等仪器组合采取绳索作业方式,对60余口气井油管开展了不动管柱腐蚀检测作业,结合气井产水量、产水矿化度、氯离子、H₂S和CO₂含量等因素进行综合分析。结果表明：产水气井较其他气井的油管腐蚀更为严重,产水量越大、产水矿化度越高腐蚀就越严重,严重腐蚀井段主要集中在油管中下部;在0～2 000 m油管腐蚀方式由外壁向内壁扩展,2 000 m以下油管腐蚀主要由内壁向外壁扩展。针对靖边气田高产水气井油管的腐蚀状况,从使用新型缓蚀剂和“内涂外喷”涂层防腐油管两方面改进了防护措施,油管腐蚀情况大为减轻,局部最大腐蚀速率由3.67 mm/a降至0.11 mm/a,确保了产水气井正常、安全生产。     

雅克拉气田单井集输管道腐蚀及检测

雅克拉气田部分单井集输管线腐蚀及穿孔严重,受超声波壁厚检测方法局限性的影响,不能有效地捕获管线腐蚀隐患部位内壁点蚀。通过分析管道输送介质、管道材质、介质运行状态的腐蚀性,优选出针对雅克拉气田单井集输管线的内腐蚀检测方法及检测范围,最终确定雅克拉气田单井管道腐蚀主要介质为Cl-和CO2,其他影响因素为焊缝和流体冲刷等,造成气田单井管道腐蚀减薄的主要原因为CO2电化学腐蚀及冲刷腐蚀。文章通过全面分析,指明各种防腐措施的不足,提出了系统的腐蚀检测方法,为油田类似的腐蚀提供了治理依据。     

雅克拉气田单井进站集输管线腐蚀原因分析

雅克拉气田单井进站集输管线及阀组管线材质为16Mn。进站单井集输管线在高矿化度、高含水、低CO_2腐蚀环境下发生腐蚀开裂,腐蚀位置在进站阀组附近集输管线底部。利用扫描电镜(SEM)、电子能谱(EDS)和X射线衍射(XRD)等方法对试样表面腐蚀产物的形貌及成分进行了观察和分析,并对16Mn钢管线服役环境和腐蚀因素进行了讨论,结果表明:16Mn钢管线主要腐蚀原因为CO_2腐蚀和电偶腐蚀,在其共同作用下造成管线腐蚀开裂、穿孔。结合实际情况提出了相关防腐蚀建议。     

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。     

普光气田集气站场设备管线腐蚀因素解析

普光气田是目前国内正在开发的H_2S和CO_2含量最高的气田,设备管线出现腐蚀破裂的概率很高。为避免出现腐蚀破裂事故,近期开展了集气站场全面检修。通过对站场内不同材质管线、设备容器的局部腐蚀部位和腐蚀原因进行分析,发现投产时间长、产杂质及水多、未进行过检修的设备管线局部腐蚀较明显,主要原因为:设备内高酸气含有压井酸液、地层水、硫沉积等大量物质,并未能及时拉运、冲砂;管线和容器内未涂防腐层或防腐涂层脱落,加快了局部腐蚀;高压设备和管线受酸性气体、液体的冲蚀较为严重。为避免腐蚀情况的进一步加剧,保障集气站场管线设备处于受控状态,生产运行过程中需要加强酸液拉运、冲砂作业的管理,同时强化内防腐层修复和预防腐蚀的研究工作。     

靖边气田天然气脱硫装置腐蚀行为研究

靖边气田天然气采用湿法脱硫工艺，脱硫剂为醇胺溶液，设备及管线在运行过程中存在均匀腐蚀和局部腐蚀现象。为分析腐蚀原因，确定腐蚀程度，分别从气相腐蚀、液相腐蚀、电偶腐蚀三方面开展了实验与分析工作，分析了MDEA富液中降解产物的成分，研究了主要降解产物对20^#碳钢腐蚀速率的影响。通过新配脱硫贫液的高压模拟实验与现场连续两年的富液腐蚀速率测试结果对比分析，发现低浓度降解产物对碳钢腐蚀速率影响程度较小。根据在役压力容器内不同金属材质的面积比例，测试了电偶腐蚀对富液腐蚀速率的影响程度，实验发现在用材料1Cr18Ni9Ti不锈钢和20^#碳钢构成的电偶对设备腐蚀程度贡献额小，天然气脱硫设备内腐蚀程度属于弱腐蚀范围。     

普光气田集输管线防腐蚀技术研究

普光气田地处山区,地势险峻、地质条件极其复杂,且为高含硫化氢气田,其集输埋地管线已受到了严重的内外壁腐蚀。针对由于土壤的侵蚀带来的外壁腐蚀,研究了防腐涂层和阴极保护方法;针对主要是H_2S/CO_2腐蚀的内壁腐蚀,首先从抗硫管材上进行了选择,其次对缓蚀剂加注量进行了优化,同时采用腐蚀监测数据对比分析法,使管壁的腐蚀得到了防护和监控。     

高酸气田净化装置腐蚀分析与防护技术

在天然气的生产过程中,高酸气田由于具有高含硫、高酸等特点,装置中的设备及管线腐蚀问题尤为突出,影响装置连续生产。文中结合腐蚀现状,对装置中的腐蚀介质的腐蚀成因进行分析,找出影响设备及管线腐蚀速率的关键因素,从检测、修复、选材、制造、操作等方面提出了防护建议。     

含硫天然气集输管道内腐蚀预测模型研究

某天然气集输管线A线(材质L245NCS钢)具有输气量大、管径大、输送压力高、输送介质H_2S含量高等特点,管线内腐蚀较为严重。在多相流理论的基础上,采用失重法对L245NCS钢开展了若干组高温高压动态反应釜实验,并运用多相流模拟软件进行管线数值模拟计算。建立了在H_2S和CO_2共存条件下,同时考虑温度和液体流速的半经验腐蚀预测模型,并基于BP神经网络算法开发了含硫天然气集输管道腐蚀预测软件;应用到某管线开展内腐蚀预测,预测结果误差30%,应用效果良好,为高含硫集输管道腐蚀失效研究提供了一定的参考。     

巴格德雷合同区域B区井口腐蚀研究分析

巴格德雷合同区域是中国石油与土库曼斯坦合作开发的项目,项目分为A、B两个区块,其中B区气田在投产初期,气井高压力、高产量、高含CO_2气体生产,给井口装置及工艺管线带来严峻的挑战。发生多井次的井口一级节流阀腐蚀失效,一、二级节流阀配对法兰、钢圈腐蚀,密封不严,二级节流阀后大小头焊缝开裂天然气泄漏事件,存在较大安全隐患。根据现场生产情况,结合实验室化验分析,对巴格德雷合同区域B区井口阀门、工艺管线腐蚀原因进行了研究分析,分析认为腐蚀主要为酸性气体CO_2腐蚀,高产量、高压差形成的冲刷腐蚀以及应力腐蚀。建议下一步将井口阀门、工艺管线更换为适应生产条件的材质,并控制合理的生产压差。     

天然气胺法净化工艺中HYSYS模拟计算研究

长庆油田靖边气田天然气一般多含H2S和CO2等酸性介质,不但影响天然气的热值,而且,对管道和容器存在着严重的腐蚀,严重影响了管输及利用。为了减少H2S和CO2等酸性介质对容器和管道的腐蚀,通常采用胺法对H2S和CO2进行脱除处理。根据长庆油田靖边气田的天然气组分,采用HYSYS(石油化工工艺流程模拟软件)建模并进行了模拟计算,计算结果显示,净化天然气中H2S及CO2的含量均满足标准要求的一类净化气质量指标要求。针对现场缺少有效的监控措施,设备中H2S的含量以及胺液在循环过程中的损耗难以测量的问题,提出了将该模拟软件应用于实际生产中指导生产的建议。