大涝坝气田油管腐蚀原因分析及治理对策

大涝坝凝析气田油管在生产中多次出现腐蚀穿孔而报废,严重影响了该气田的安全生产。为找出该气田油管腐蚀失效的原因及其影响腐蚀的因素,有针对性地防治油管腐蚀,首先分析了该气田油管的腐蚀规律及油管腐蚀形貌特征,结合该气田生产介质和运行工况,进行了P110、13Cr和HP13Cr等3种材质油管的模拟腐蚀试验,分析了温度、CO2分压、Cl-质量浓度、流速等因素对油管腐蚀的影响程度。结果表明:对腐蚀程度影响最显著的是温度,流速和CO2分压次之,Cl-质量浓度较弱;油管腐蚀最严重的井段(600～2 500m)是在温度90℃、CO2分压0.19～0.37MPa条件下,CO2腐蚀、流体冲刷腐蚀和缝隙腐蚀共同作用下造成的。同时分析了丝扣类型和环空保护液对油管腐蚀的影响,认为偏梯型扣的FOX螺纹油管较梯形扣EUE螺纹油管抗腐蚀性强,CT/TPK-2型环空保护液能有效防止油管外壁发生腐蚀。提出采用"封隔器+环空保护液+13CrFOX螺纹油管+P110EUE螺纹油管"的完井方式防治油管腐蚀,腐蚀最严重的600～2 500m井段选用13CrFOX螺纹油管。

雅克拉气田集气管线内腐蚀分析及材质选用

塔里木盆地雅克拉气田井流物具有高含CO2、高含Cl-、低含H2S、低pH值的特点,投产1年多后,集输管线距井口150m处相继出现爆管、穿孔、管壁减薄等腐蚀现象。随着气田开发时间的延长,气井含水量上升,腐蚀环境进一步恶化,腐蚀也逐渐从井口方向延伸至进站端。为此,分析了气田集气管线腐蚀环境、腐蚀规律特征、腐蚀影响因素(温度、CO2分压、pH值、Cl-含量、多相流流态及流速、水蒸气冷凝率),确定了集气管线腐蚀主要是CO2腐蚀,同时冲击流流态下高速气流的冲刷和Cl-的存在加剧了腐蚀进程。同时,对集气管线的管材进行了筛选,不同材质耐腐蚀性能分析表明:集气管材抗腐蚀性能由强到弱排序为22Cr、316L、玻璃钢、13Cr、1Cr13、06Cr13、3Cr、16Mn、L360;弯头抗腐蚀性能由强到弱排序为1Cr13、16Mn渗氮、15CrMo、16Mn。最后从技术可行、经济合理的角度分析认为:集气管材宜选用316L+20号钢的双金属管材和富含环氧树脂内衬高压玻璃管材,弯头宜选用1Cr13和16Mn渗氮高压直角弯头。

5083铝合金换热器汞腐蚀机理及脱汞工艺

天然气含有汞,温度低于-40℃时汞蒸汽变为液体,会对铝合金板翅片式换热器产生较强的腐蚀,通过对雅克拉集气处理站汞导致换热设备腐蚀失效实例分析、腐蚀机理认识、脱汞工艺比选和脱汞实施效果的简要论述,为铝合金汞腐蚀研究提供借鉴与参考。

塔河油田高矿化度污水集输系统缓蚀剂SDH-1的研制

针对高矿化度条件下油田污水集输系统腐蚀特点,利用松香、油酸、羟乙基乙二胺及氯乙酸钠,通过酰胺化、环化及季铵化反应,加入乙二胺四亚甲基膦酸钠,研制出耐高矿化度缓蚀剂SDH-1。采用傅里叶变换红外光谱、气质联谱对缓蚀剂SDH-1进行了结构表征,评价了其对20#钢的缓蚀性能,考察了其阻垢性能、破乳性能;通过等温吸附行为研究和极化曲线测定,分析了缓蚀机理。结果表明,缓蚀剂SDH-1质量浓度为30 mg/L时,在矿化度为243 063 mg/L地层水体系中缓蚀率达90.47%,阻垢率为85.96%,分水率为96.3%;缓蚀剂在金属表面的吸附符合Langmuir吸附等温式。缓蚀剂SDH-1是一种以抑制阳极腐蚀为主的复合型缓蚀剂,与市售缓蚀剂相比,其缓蚀效率提高12%以上,可有效减缓高矿化度条件下管道钢材的腐蚀速率。

825合金/20钢双金属复合管焊接工艺

对825合金/20钢双金属复合管的焊接性,分别从材质化学成分、力学性能和物理性能进行了分析,研究了双金属复合管钨极氩弧焊的焊接工艺参数,制定了相应的焊接工艺,并进行了焊接工艺试验评价。试验评价结果表明,双金属复合管环焊缝性能优良,组织主要为铁素体/奥氏体(F/A)双相组织,相比例合适,各项指标满足相关标准要求,可应用于腐蚀性油气田825合金/20钢双金属复合管焊接过程中的质量控制措施。

塔河油田开发现状及稳产上产的几点认识

介绍了塔河油田的开发现状 ,对该油田油井近来的生产特点进行了分析 ,提出了油田稳产的几点认识。

内穿插修复技术在塔河油田的应用

塔河油田金属管线频繁腐蚀穿孔,严重制约了油气田安全生产。高密度聚乙烯(HDPE)内穿插修复工艺作为一种管道在线修复技术,应用其金属管的力学性能与非金属管的耐蚀性能相结合,在多条地面金属管线修复中进行应用,有效提高了管线的防腐蚀性能。

铝合金换热器汞腐蚀与防护

汞对铝合金有较强的腐蚀作用,即使其含量很低也可能造成铝合金的严重腐蚀。天然气处理装置深冷单元主换热器通常采用铝合金材质,若天然气中含汞将造成主换热器的腐蚀而影响正常生产。雅克拉一大涝坝气田天然气含汞是国内为数不多的典型情况之一,并且汞组分的存在导致了气处理装置主换热器腐蚀失效。文章通过对汞导致5083材质铝合金换热器腐蚀失效的实例分析,为铝合金汞腐蚀研究提供了借鉴与参考。

油田含油污水处理现状及综合利用技术

对各种多余污水处理技术的特点和适用范围进行了分析。根据部分油田的供水现状、污水性质和废热利用职权现状,提出了利用天然气发电机或锅炉产生的大量高温废气,将多余污水加热蒸发并冷凝成工农业生产用水的汽、液、固三相流的技术。介绍了采用该项技术的关键工艺及新型蒸发器的工艺原理、流程,并对照传统的污水回灌技术对其进行了经济分析和评价。

埋地金属管道高压连续复合软管内衬修复技术研究与现场应用

针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题,开展了高压连续复合软管内衬修复技术研究与试验应用。高压连续复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成,管道中间断管处接头连接方式为包裹连接,端部的连接方式为法兰碰头连接。结果表明:DN100/PN6.0管材平均爆破强度11.8 MPa,轴向拉伸强度192 kN,维卡软化温度77.3℃;建立的工艺计算方法可用于配套设备选型和施工长度设计,理论计算轴向拉伸强度192 kN,理论最大直线施工长度5.0 km,现场应用最大施工长度1.9 km;施工流程中管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程的关键控制点。该技术可提高施工时效50%,节省工程费用20%~30%。

增强热塑性塑料连续管标准现状及发展建议

增强热塑性塑料连续管(RTP管)因其具有柔性好、接头少、单根长、重量轻、易安装等一系列优点,现已广泛应用于国内油田的地面油气集输、高压注醇、油田注水、污水处理等方面,在井下管、海洋管等领域也获得成功试用。但与之相配套的RTP管标准化工作还相对滞后。文章总结了国内RTP管产品标准现状,分析了现有各标准存在的主要技术问题。在总结国内RTP管标准化工作存在问题的基础上,提出了今后RTP管的标准化工作建议,力求助推国内RTP管新产品和新技术的快速有形化,促进石油工业质量效益不断提高。

单井管道注水掺稀一管双用可行性分析

提高单井管道利用率,实施注水掺稀一管双用是油田节约投资提高油气采收率及降本增效的重要举措。以某油田为例,分析单井管道注水掺稀一管双用新工艺改造措施和经济效益,研究注水掺稀交替工况下腐蚀规律和防腐措施,从技术性和经济性角度探讨单井管道注水掺稀一管双用新工艺可行性。结果表明单井管道注水掺稀一管双用新工艺是一种相对经济可靠且可行的降本增效方法:注水功能和掺稀功能周期不冲突,功能互不影响,流程也可对接,工艺改造切实可行;虽然注水掺稀交替工况下单井管道局部腐蚀穿孔风险增大,但使用内衬PEX修复措施可解决该问题,防腐措施可行;综合投资回收期仅为2.06a。

内腐蚀管道承压复合软管内衬修复技术研究与应用

本文针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题,开展了承压复合软管内衬修复技术研究与试验应用。结果表明:承压复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成,DN100/PN6.0管材平均爆破强度11.8 MPa、轴向拉伸强度192 kN、维卡软化温度77.3℃;管道中间断管处接头包裹连接和端点法兰碰头连接;建立的工艺计算方法可用于配套设备选型和施工长度设计,理论计算轴向拉伸强度192 kN,理论最大直线施工长度5.0 km,现场应用最大施工长度1.9 km;施工流程中管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程的关键控制点,该技术可提高施工时效50%,节省工程费用20-30%。

内腐蚀管道承压复合软管内衬修复技术研究与应用

针对服役时间长、长距离穿越季节性水域的埋地金属管道修复施工难题,开展了承压复合软管内衬修复技术研究与试验应用。结果表明:承压复合软管由内衬层、增强层、保护层三部分组成,DN100/PN6.0管材平均爆破强度11.8 MPa、轴向拉伸强度192 kN、维卡软化温度77.3℃;管道中间断管处接头包裹连接和端点法兰碰头连接;建立的工艺计算方法可用于配套设备选型和施工长度设计,理论计算轴向拉伸强度192 kN,理论最大直线施工长度5.0 km,现场应用最大施工长度1.9 km;施工流程中管道清洗、焊瘤检测、扭矩释放是施工作业流程的关键控制点,该技术可提高施工时效50%,节省工程费用20-30%。

塔河12区高含H_2S和CO_2伴生气管道防腐蚀技术

塔河12伴生气为高含H2S和CO2的腐蚀性湿气,腐蚀环境恶劣,在腐蚀环境分析与防护技术研究的基础上,通过耐蚀材质比选、缓蚀剂防护应用、腐蚀监测网络建立综合防腐蚀技术的实施,最大限度地降低了伴生气集输管道的腐蚀风险,为此类伴生气集输管道防腐蚀技术提供了技术借鉴。

塔河油田苛刻环境下集输管线腐蚀防治技术应用

目的提升苛刻环境下油气集输管线的腐蚀防护能力,降低腐蚀速率,降低腐蚀穿孔造成的环境污染和人员伤害风险。方法针对塔河油田高H_2S、高CO_2、高H_2O、高Cl^-、高矿化度、低p H值的苛刻内腐蚀环境,通过科研攻关,揭示腐蚀机理,明确腐蚀规律特征,在借鉴国内外防腐技术的基础上,研发出集输管线内挂片法腐蚀监测装置,建立数据、形貌、位置的点腐蚀定量评价方法,以提高腐蚀监测的准确率与评价精度。结果研发出针对H_2O-H_2S-CO_2-Cl^-共存腐蚀环境体系的BX245-1Cr耐蚀钢种管材,其力学性能优异,耐蚀性好,现场试验中点腐蚀速率降低了37.8%,均匀腐蚀速率降低了11.0%。优化改进了非金属管材结构,提升了其耐强冲刷腐蚀性能,并通过添加碳黑与玻璃纤维同缠绕制管消除静电腐蚀。含高H_2S和高CO_2伴生气集输管线采用"预膜+连续加注+批处理"缓蚀剂防护技术,控制均匀腐蚀速率为0.001 mm/a,点腐蚀速率为0.0299 mm/a。含水原油集输管线采用涂层风送挤涂施工进行内涂层防护,解决了60 mm≤DN≤100 mm小口径管线内涂层补口的难题;应用PE管内穿插修复、涂层风送挤涂修复技术对腐蚀集输管线进行治理。结论形成了安全可靠、经济高效、节能降耗且实用的腐蚀防治关键技术系列,现场应用效果显著,为国内油田的腐蚀防治提供了技术借鉴与应用经验。

在役油气集输管道内涂层性能研究

通过对塔河油田在役油气集输管道单井管线内涂层进行外观检查、SEM微观分析、金属基体EDS分析、抗阴极剥离性能、附着力、硬度和抗冲击性能等的测试,评价其在服役工况下的适应性。结果表明,在役管段内涂层整体表面光亮平整,无鼓泡、损坏和脱落现象,虽存在有微孔,但涂层整体与基体接合紧密,几乎无分离现象,内涂层未发生化学变化,热稳定性良好,抗阴极剥离性能优异,且涂层的基本物理性能仍然满足设计标准,说明此内涂层服役3年后性能未发生明显变化,具有良好的保护性能,完全适应服役工况。在役管段内涂层的漏点、微孔以及极少部位的分离是在涂层涂覆过程中形成的,因此,在施工过程中应采取适当的措施来避免类似问题发生。

塔河油田原油稳定的负压闪蒸工艺

针对塔河油田原油物性及组成特点 ,确定采用负压闪蒸工艺对该油田的原油进行稳定处理。介绍了负压闪蒸稳定工艺的流程特点 ,工艺特色 ,并将其与相对应的正压闪蒸工艺进行比较和评价 ,说明了本工艺的合理性和可行性。利用负压闪蒸工艺对塔河油田进行原油稳定处理 ,可比正压闪蒸工艺节省投资 4 0 0多万元 ,操作运行费用低 30 0万元 年。具有显而易见的经济效益。