高酸性条件下元素硫对碳钢腐蚀的影响

天然气中硫含量超过一定温度、压力条件下的溶解度会导致气井中发生硫沉积,当元素硫大量沉积时,会堵塞流体通道.导致关井停产以及采输系统的严重腐蚀。为此,采用电化学极化测试、电化学阻抗测试和失重腐蚀及应力腐蚀测试的组合体系,全面系统地开展了元素硫存在条件下碳钢的腐蚀性能试验,进而模拟了元素硫在现场可能出现的沉积方式,弄清了元素硫沉积量、沉积方式对碳钢腐蚀性能的影响及腐蚀垢物的组成。结果表明:①元素硫与试样的接触程度和堆积形式对碳钢的腐蚀行为有重要影响;②元素硫的存在促进了碳钢的阴极反应;③硫的加入会改变腐蚀产物膜的结构,降低膜的电阻,增大腐蚀速率。最后结合电化学及失重腐蚀测试结果,明确了碳钢在含氯化物湿硫化氢环境中的腐蚀机理,为元素硫沉积工况下的材质选择、缓蚀剂应用、腐蚀监测及控制提供了技术支撑。

固结-氧化复合固化法处理酸性气田钻井液废液

采用固化-氧化-调整复合固化技术处理高酸性气田深井聚磺钻井液废液,考察了水泥、络合剂、氧化剂和调整剂对复合固化处理效果的影响。实验结果表明,废液处理后固化物浸出液的COD值随络合剂和氧化剂用量的增加而降低,而水泥用量对固化物浸出液的COD值影响较小;固化物浸出液的pH值随着调整剂的增加而减小。正交实验优选的固结-氧化-调整复合固化工艺的药剂配方为:水泥2%、络合剂6%、氧化剂4%、调整剂6%。处理后固化物浸出液水质达到GB 8978-1996《污水综合排放标准》中的一级标准。

磨溪气田的腐蚀与复合缓蚀剂CZ3-1+CZ3-3的研制及应用

川中矿区磨溪气田井下油、套管及地面集输设施腐蚀严重，经调查研究，确定为典型的酸性油气田综合性腐蚀。研制了油溶性成膜缓蚀剂（液相缓蚀剂）ＣＺ３１和水溶性挥发性缓蚀剂（气相缓蚀剂）ＣＺ３３，将两者复配使用，对高温（８０℃）高Ｈ２Ｓ气体分压和高ＣＯ２气体分压下该气田采出水的腐蚀有良好的减缓作用，已通过现场试验，在磨溪气田推广使用。在现场试验中使用了加拿大ＣａＰｒｏｃａ腐蚀监测系统。

川东地区高含硫气田安全高效开发技术瓶颈与措施效果分析

高含硫气井由于天然气中H2S、CO2等腐蚀性介质含量和水合物形成温度较高,开发生产过程中在井下及地面易析出单质硫,形成水合物堵塞。严重腐蚀和堵塞设备管道,不仅影响气井正常生产,还影响企业经济效益和社会效益。通过腐蚀和堵塞对高含硫气井安全高效生产的影响,以及采取防腐解堵和实施效果的分析,提出了确保川东高含硫气井长期安全平稳生产的方法和措施。

高含硫气田酸气回注与硫回收经济性对比

随着高酸性天然气气田的大规模开发,酸气(H2S和CO2)处理的压力日益增大。国内采用的硫回收工艺面临投资高、环保要求高、对高碳硫比及潜硫量不大的气田适用性差及成品硫磺的运输费与价格波动等问题。介绍了国外已开展的酸气回注工艺项目,并以川东北的普光气田为例,通过计算酸气回注工艺在固定投资及年操作费用的上下限区间,对硫回收工艺与酸气回注工艺进行了经济性对比。结果显示,酸气回注的经济成本仅为硫回收成本的60%左右,定量地说明了在一定条件下酸气回注工艺的经济效益要好于硫回收工艺。

南约洛坦采气厂冬季冻堵预防及应对措施分析

土库曼斯坦南约洛坦气田试产初期正处于冬季(温度最低达到零下20℃),严酷的气候条件使天然气的生产运行面临严峻考验。就冬季生产预处理厂站内工艺设备及生产系统存在的问题及不足做了简要介绍,围绕冬季生产中出现的问题给出相应解决措施,突出了南约洛坦气田冬防措施的复杂性和特殊性,最后根据现场情况提出了冬季防冻堵必须工艺技术和生产管理两手抓,强调了运行管理的重要性,为高含硫站场冬季生产运行及管理提供借鉴。

高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化

普光气田属高含H2S和CO2特大型海相气田,具有气藏埋藏深、厚度大、非均质强、有边底水以及开发投资高和难度大的特点,国内没有成熟的开发技术和经验。为此,采用气藏工程理论方法、数值模拟和经济评价技术,对高含硫碳酸盐岩气藏开发层系划分、井型优选、合理井距、井网部署、合理产量、合理采气速度、单井技术经济界限、控制和减缓边底水推进、防止硫沉积等开发技术政策进行了优化研究,形成了高含硫碳酸盐岩气藏开发技术政策优化技术方法,并制定出适合普光气田的合理开发技术政策,为气田开发方案的编制及优化调整和气田高效开发奠定了基础。

井下节流器在含硫气井中的应用

高石梯气田上震旦统灯影组气藏的投产气井普遍具有高压高温、中含硫、井下垢物类型多、量大、形态复杂的特点,又有投产时下入井下节流器的要求,为此研制出抗硫井下节流器。但前期应用中出现了打捞头被掩埋、密封失效、维护打捞困难等问题,因此在原有抗硫节流器的基础上进行了材质优选和结构优化改良,并在11口含硫气井中开展了现场试验。应用结果表明:①节流器打捞头泄砂孔由2个增至4个,同时增大泄砂孔过流面积,减少了打捞头被掩埋的异常情况;②密封组件优化为单一的聚四氟乙烯填料V形盘根,进一步提高了耐冲蚀性与耐磨性;③节流器性能稳定,可靠性高,节流降压效果明显;④生产管线无水合物形成,节流器定期维护正常。结论认为:采用GKJL65-70型固定式抗硫井下节流器,根据节流器问题诊断流程,优化井下节流器应用方案,在高石梯气田灯影组气藏的开发应用中取得了明显的经济效益,气井均达到配产任务要求且大大节约了场站地面装置投资。

应用网络层次分析法优选高含硫气田潜能方案

为促进川渝地区天然气资源的勘探开发,发挥川东老气区潜在产能的任务十分紧迫。依据目前川东老气区的地面集输现状,基于网络层次分析法,建立判断矩阵,通过Super Decisions软件构建方案优选模型,计算得出通过一致性检验的权重和极限超矩阵。经过软件计算得出方案层权重因子,最终推荐依托A2脱水站新建脱硫装置方案,在保证安全运行的前提下,使川东老气区高含硫气田潜在产能得到最大程度的发挥。

大牛地气田下古生界含硫气井清防垢剂的研制

鄂尔多斯盆地大牛地气田下古生界含硫气井地层水矿化度高,Ca^(2+)、Mg^(2+)离子含量高,天然气中含少量H_(2)S和CO_(2),气井因出水缓慢堵塞,影响产能释放。为了有效减缓气井堵塞、清除已经生成的堵塞物,以下古生界含硫气井产出特征和堵塞物为研究对象,分析了气井气体组分、地层水水质和堵塞物成分,查明了气井堵塞物来源,为清防垢剂研究指明了方向;在此基础上研制出一种清防垢剂配方,并对其性能进行了评价。研究结果表明:①大牛地气田下古生界含硫气井腐蚀严重,地层水易垢离子浓度高,为堵塞物生成提供了结晶核和物质基础,造成结垢堵塞严重;②所研制的清防垢剂性能优良,可在12 h内溶解95%以上的堵塞物,并且对井筒腐蚀性较小;③当清防垢剂加注质量浓度为50 mg/L时,对各类无机垢的阻垢率均在80%以上。结论认为,该清防垢剂可以减缓大牛地气田下古生界含硫气井的结垢速率,清除已经生成的结垢堵塞物,提高气井生产时效,对同类型气田开发也具有借鉴意义。

CZ3-1E气/液相双效缓蚀剂的研制与应用

在原来复合使用的液相缓蚀剂ＣＺ３１ ＋ 气相缓蚀剂ＣＺ３３ 的基础上研制出一种改进的气、液相双效缓蚀剂ＣＺ３１Ｅ。该剂不仅保持原缓蚀剂缓蚀率高、用量少等特点，而且克服了原缓蚀剂有一定异味、加注不便、成本费用高的缺点。在室内评价中，在未作预膜处理、Ｈ２Ｓ分压１ ．２ ＭＰａ、ＣＯ２ 分压２．８ ＭＰａ、温度８０ ±２℃、静态、腐蚀时间７２ ｈ 条件下，以加入ＣＺ３１Ｅ缓蚀剂１０００ ｐｐｍ 的脱氧磨溪气田地层水为腐蚀介质，ＮＴ８０ＳＳ钢试片的气相腐蚀速率为０．０４９５ ｍ ｍ／ａ，缓蚀率９１．２％ ，液相腐蚀速率为０ ．０６４３ ｍ ｍ／ａ，缓蚀率９０．５ ％ ，测试后试片光亮，未见点蚀。对磨溪气田使用过的数种缓蚀剂进行全面对比，表明ＣＺ３１Ｅ 各项性能均较佳，可满足含硫气田气、液相防腐的需要。

含硫气田开发安全环保主要影响因素及应对措施

我国含硫气田大多分布在海相碳酸盐岩地层中,具高温、高压、高产的特点,但由于其含硫化氢,导致在开发过程中存在诸多难题,且在安全环保方面尤为突出。为此,结合四川盆地东北部含硫气田勘探开发情况,有针对性地指出含硫天然气开发的主要安全环保威胁因素,重点对管道腐蚀、地灾破坏、危废处理、人为因素进行了探讨,并提出相应措施。研究认为:(1)修建分子筛脱水装置可把硫化氢与水混合产生的电化学腐蚀和硫化物腐蚀开裂降到最低;(2)站场选址避开地质灾害高发区,可沿等高线修建,其他条件相似的情况下,选择交通便利之地,同时制定地质灾害应急预案,备好应急物资;(3)做好危废物品的处理,特别是硫沉积、废脱硫剂、气田水的处理,降低环境危害性;(4)做好员工培训,提升意识与技能,严格对照操作规程、相关制度开展,最大限度地杜绝人的不安全行为。

酸性气田应急救援标准化工作现状分析与对策

以普光气田为例,结合中国石化中原油田普光分公司应急救援中心工作实际,分析了当前酸性气田应急救援标准化工作的发展现状及存在的问题,并对酸性气田应急救援标准化工作提出对策建议。

关于含硫气田抢建工程的施工特点及方法

面对工艺程序繁琐且具有H2S含量较高,施工质量要求苛刻等特点的龙岗气田,在施工周期极短,场站建设材料准备不充分的情况下必须保质保量完成施工任务。为实现上诉目的,必须合理组织施工顺利,尽量将显性工期隐形化并展开多点多工序同时施工,并始终注重施工班组焊接质量的提高。龙岗工程最终得以顺利完成,达到了建设单位预期目标。实践证明通过合理安排在保证质量、安全的前提下,能将正常情况下2～3个月完成的工程时间压缩50%以上。

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。

元坝气田超深酸性气藏石油工程技术实践与展望

位于四川盆地的元坝气田是我国目前已开发的埋藏最深的大型海相碳酸盐岩酸性气田,其上二叠统长兴组生物礁气藏具有超深、高含硫化氢、中低孔渗、储层厚度较薄等特征,气藏经济评价结果认为只有水平井才能降低总体开发投资进而有效开发该气藏。目前,全球开发该类超深高酸性气藏的石油工程技术实践较少,面临着超深水平井安全优快钻完井、测录井、井下作业、安全环保等一系列石油工程技术难题。为此,中石化西南石油工程有限公司以工程地质一体化为手段,基于成功开发普光气田的经验,通过针对性技术攻关和7年潜心实践,形成了超深高酸性气藏水平井钻井提速提效关键技术、超深水平井测录井关键技术、超深高酸性气藏井下作业核心技术和超深高酸性气藏安全环保技术等18项核心技术成果,在元坝气田一、二期产能建设中应用近40口井,全部建成商业气井,实现了34×108 m3净化气产能建设目标。所形成的超深酸性气藏石油工程系列技术对于国内外类似气藏的勘探开发具有借鉴作用。

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。

普光气田高含硫气井地层静压计算新方法

为了准确获取高含硫气井开发过程中地层静压的变化规律,以四川盆地普光气田主体13口开发井的生产测试资料为研究对象,分析了静压测试结果与井口生产参数间的相关性,指出了气井静压与井深、井口温度、井口油压之间呈现出显著的正相关,符合统计学规律,可以采用数理统计分析中的多元回归方法建立一套静压计算新方法。研究结果表明:(1)基于13口气井25井次测试资料建立的多元非线性计算方程拟合相关系数R2为0.9994,标准误差仅为0.1794,建立的回归方程有效;(2)通过对2018-2019年8口井的生产测试资料进行验证,计算的绝对误差小于0.5 MPa,相对误差小于1.0%,而传统算法计算的绝对误差介于0.76~2.17 MPa,相对误差介于2.70%~10.87%。结论认为:(1)所形成的基于生产测试资料统计回归分析的高含硫气井静压计算新方法的计算误差明显低于传统算法,满足气藏工程计算精度的需求;(2)该套方法已应用于普光气田地层静压计算,提高了静压计算精度,对气藏压降规律及开发指标预测起到了支撑作用;(3)该套方法可靠度高,对于已取得较丰富地层压力测试资料的气田具有借鉴作用。

龙岗酸性气田低流速管道流动特征

针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题,基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数,采用OLGA软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001-6#采气管道,分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律,研究流量对001-6#采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明:OLGA软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致,其模拟结果可靠;下坡管内持液率小于0.05,流体与管壁间的剪切力小于20 Pa,上坡管内持液率为0.3～0.4,液相-管壁最大剪切力为80～270 Pa,上坡管段是积液和腐蚀严重的区域;气体流量对龙岗001-6#低流速采气管道的流动特征参数影响很大,进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体-管壁剪切力急剧增大,从而加剧管内积液和腐蚀;当气体流量增大至97.5×104m3/d时,管内的持液率和管壁剪切力均很低,管内积液和腐蚀问题有所缓解。