管理提升出效益

一、项目背景 磨溪区块龙王庙组气藏是西南油气田分公司2012年新发现储量和产能潜力较大的下寒武系含硫气藏。2013年分公司将开展干法脱硫装置建设工程列为重点产能建设项目和加快龙王庙组气藏勘探开发的四项举措之首,由成都天科石油天然气工程有限公司（以下简称天科公司）承接该EPC项目。     

高温微生物腐蚀研究

对磨溪气田Ｍ６０,Ｍ７０两油井污水中硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）的研究,发现在磨溪气田存在高温细菌腐蚀。实验结果表明,液体中的Ｍ６０,Ｍ７０ＳＲＢ均只能在６０℃以下的温度中存活生长,而附着在试片上的Ｍ６０和Ｍ７０ＳＲＢ则可以在７０℃以下的温度下生存,说明粘附于试 的人有更强的耐高温性能,Ｍ７０ ＳＲＢ生物 活性和耐高温性比Ｍ６０的ＳＲＢ高,且Ｍ７０的ＳＲＢ对Ｎ８０钢的腐蚀影响也大于Ｍ６０。     

高含硫气田电化学腐蚀现场试验研究

针对高含硫气田开发的腐蚀问题,开展了现场和室内腐蚀评价研究。研究结果表明,在目前试验井争件下,介质的电化学腐蚀性不强,材料的平均腐蚀速率小于0．1mm／a,腐蚀以局部点蚀为主。室内研究表明,水中Cr含量对腐蚀影响严重。高含硫气田在生产过程中,可能会产出含Cl^-的地层水或出现元素硫沉积的问题,其对腐蚀的影响及防护措施应引起高度重视。     

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针对哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田的腐蚀环境,从全面腐蚀和局部两方面着手,采用ＩＳＯ、ＮＡＣＥ及国内腐蚀防护的相关标准或价方法,考察了Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃl、温度及油水比等各因素对腐蚀的影响,在此的影响规律和趋势;预测了气田发生严重腐蚀的可能部位及其腐蚀形态,为气田开发腐方案的制定奠定了基础。研究结果表明,在扎纳若尔凝析气田开采和集输过程的工况条件下,腐蚀环境相当恶劣,具有产出液体的多相性、腐蚀介质的多样性和腐蚀形态的复杂性三大特点。该气田以Ｈ２Ｓ产生的电化学腐蚀为主,氢脆和ＳＣＣ共存。腐蚀最严重的部位应在井底,以点蚀为主;对管道而言,要特别注意氢脆和ＳＣＣ。当介质含水量达到５０％－８０％时,各类腐蚀均将加剧。     

西北某酸性油田腐蚀及防护措施分析

针对西北某酸性油田的开发环境,从H2S、CO2、H2O、Cl-等方面,分析了油田开发中面临的腐蚀问题,找到了油田腐蚀的主要因素.从材料选择、缓蚀剂防腐、腐蚀监测等方面,提出了油田控制腐蚀、安全生产的建议.     

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根据国内某高含硫气田集输管线内高含H₂S（8%～16%）、CO₂（5%～10%）的高压腐蚀环境，分析了可能存在的腐蚀影响因素，并采用静态高温高压釜研究了H₂S、CO₂、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对20#钢的作用规律。结果表明，在试验研究的范围内，20#钢的腐蚀比较严重，腐蚀速率在0.348～2.559 mm/a之间，但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响20#钢腐蚀程度的主要因素：水中Cl-含量越高，20#钢的腐蚀速率越大；温度为40 ℃时20#钢的腐蚀速率相对较大；元素硫的存在会加速20#钢的失重腐蚀和点蚀，最大点蚀深度为4.867 mm/a。通过室内研究，建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫，而且最好不要让集输管线的温度停留在40 ℃左右，以减轻对管线的腐蚀；此外，还要加强对高Cl-含量地层水汇集的集输管线的防腐蚀工作。