普光气田集输系统腐蚀控制技术的应用

中国石化普光气田主体开发地面集输工程原料气中H2S气体平均含量为14.61%,CO2气体平均含量为9.21%,属超高含硫气田,由于H2S气体的剧毒性、H2S及CO2气体的高腐蚀性、为保证普光气田地面集输管道的长期安全生产运行,必须做好集输管道的腐蚀控制。本文针对中国石化普光气田高含硫、复杂地形、人口密集、全湿气输送的地面集输系统,重点介绍了“抗硫碳钢+缓蚀剂+阴极保护+腐蚀监测”的综合腐蚀控制及监测技术的应用,实现了普光气田的安全投运,初步总结和评价了投产运行后腐蚀控制与监测的实际效果,为今后国内高含硫气田的开发提供了宝贵经验。     

浅谈高酸气田设备调试组织及问题处理

普光气田大湾区块平均硫化氢含量为15%,二氧化碳9%,属于高含硫气田,为使得大量的高自动控制设备能够在以后酸性环境下集输系统的安全控制系统灵敏可靠,辅助系统运行稳定、生产平稳正常,对大湾区块集输系统设备进行了单机和联动调试,在设备调试的组织协调方面积累了大量的先进经验,实现了大湾区块的安全平稳投产。     

胜利油田集输管道腐蚀检测与管理

胜利油田作为全国第二大油田,集输管道总里程超过2万km。有70%以上的管道服役超过5年。由于油区地处滩海,沟渠河岔纵横,芦苇丛生,高盐碱化,采出水矿化度一般在5000～70000mg/L,易产生水垢的离子多,含溶解氧、CO2、H2S等腐蚀性气体,大量的SRB、TGB以及泥砂,导致集输管道结垢、腐蚀、磨蚀严重,个别区块的平均腐蚀速率高达1.7mm/a。在综合含水上升的同时,集输管网的运行温度也在逐年上升,加剧了管道的腐蚀,如胜利采油厂坨六站六月份的采出液平均进站温度已经由上世纪70年代的36℃上升到现在的59℃左右。我所去年六月份在东辛广利联合站测量的进站混输液温度更是高达62℃,井口温度就更高。正因如此,腐蚀穿孔时有发生,腐蚀已经成为制约油田降本增效和安全运行的重要因素。     

普光气田地面集输系统腐蚀监测技术

为了对普光高含硫气田地面集输系统实施有效的腐蚀监测,针对普光气田地面集输系统的特点,从腐蚀监测目的出发,设计腐蚀监测方案,确定腐蚀监测点,运用腐蚀挂片、电阻探针、水分析等先进的监测技术和分析手段,对普光气田地面集输系统进行综合的腐蚀监测。根据监测数据显示:普光气田地面集输系统主要在硫沉积与积液部位发生了点蚀,但整体腐蚀速率控制在标准允许范围以内,防止存在积液和沉积物的压力容器及压力管道的局部腐蚀是目前腐蚀与防护工作的重点和难点。     

MC-2井区J55尾管腐蚀成因分析

采用水质检测、能谱分析、金相组织分析、XRD等手段,对环池油田MC-2井区J55尾管的作业介质环境、管材成分、管材组织及性能、腐蚀产物等进行了分析。结果表明,MC-2井区油井采出水的矿化度高,含有多种腐蚀性介质;H2S含量及硫酸盐还原菌(SRB)的存在造成H2S分压较高,CO2腐蚀被抑制,J55尾管的腐蚀以H2S腐蚀为主,并在最外层形成硫化铁腐蚀产物膜。介质中Cl-的作用使得H2S腐蚀膜被破坏,从而基体材料被进一步腐蚀。而且Cl-渗入腐蚀产物膜内,在基体材料内形成点蚀,加速腐蚀向基体材料内部扩展,并最终形成穿孔。     

沙漠高含硫气田自控系统探索实践

塔中I号气田位于塔克拉玛干沙漠腹地。气田各单井分布呈长条形分布,属于高含H2S、CO2的酸性气田。为适应以上特点,在控制系统、火气系统、视频监控及无线数字集群等方面进行了有益的探索实践,力求建立一套适应于沙漠高含硫碳酸盐气藏的监控系统,实现气田厂站一体化管理、少人高效、安全生产。     

国产脱水撬在长南气田的运行分析

下古天然气中集输过程析出的水汽易集聚在管道低洼处,造成集输能力下降;天然气中的H2S和CO2加速管道钢材的腐蚀,对集输管道的安全运行造成重大隐患。为了保障天然气集输安全,国内各气田选用国外的普帕克、马龙尼脱水撬对下古天然气脱水后外输。为了降低成本,提高生产效益。长南气田开发项目部率先引入西安长庆科技工程有限责任公司研发的国产脱水撬,文章主要针对国产脱水撬发生的结晶盐堵、换热器渗漏等问题,进行原因分析,并提出解决方案,在生产运行中进行验证。     

石化公司火炬气脱硫工艺

石化公司完成了500万吨/年配套改造工程后,加工进口高硫原油的品种增多.由硫化氢、硫醇等大气污染物形成的尾气排放量也越来越大.回收尾气来自各个加工装置,其中来自催化裂化装置及加氢装置排放的气体,H2S含量很高,放空燃料气中含的水分,与H2S反应产生湿硫化氢,对全厂瓦斯管线、设备及各装置的加热炉均能产生一定的腐蚀.石化公司对火炬气脱硫项目进行可研,2009年建成了一套4000Nm3/h的火炬气脱硫装置,以催化双脱MDEA为吸收溶剂,对此部分尾气进行脱硫处理.实验表明,装置具有脱硫率高、腐蚀性低的特点,能满足低压炼厂尾气净化的要求.     

油气集输管线外防腐层的选择与应用

油气集输管线受到腐蚀的主要是原因是在油田采集、集输以及开发中所产生的凝析油、地下水以及二氧化碳等介质,这些介质能使井下工具、集输管线、钻采设备、油气井套管等设施受到严重的腐蚀,从而造成整个工程的成套管穿孔、管线开裂以及钻采设备失灵等,本文主要从试压、托运、回填、布管、补水、焊接、管道下沟以及管道安装等方向分析了油气集输管线外防腐层的选择与应用。     

油田集输管线的腐蚀原因及防腐措施的研究

我国的油田集输管线承担着输送油气的重要作用,由于介质成分复杂,本身属于高危化学品,再加上管线集输过程中受到长期磨损,极容易出现集输管线的腐蚀现象,给油田集输带来了很大的风险隐患。为此在油田的集输管线安全管理工作中必须加强对管线腐蚀的分析,查找出可能引发管线腐蚀的原因,如此才能制定出科学的防腐方案和技术措施,避免油田集输管线腐蚀所造成的危害事故。文章围绕油田集输管线的腐蚀原因和防腐措施进行了探讨,重点论述了产生原因和防腐策略,供相关人士参考。     

元坝气田高含硫气田集输管道材质优选研究

元坝气田含硫区块地面湿气混输集输管道为高含硫化氢、中含二氧化碳的内腐蚀环境,处于SSC 3区,腐蚀主要受硫化氢控制,腐蚀环境恶劣。结合元坝地面集输腐蚀环境,利用技术标准,制定材质选择步骤和程序,在初步选材基础上,开展材质优选实验,制定了元坝含硫气田地面集输管道采用825镍基合金和L360抗硫碳钢的材质选择方案,并对抗硫碳钢提出了需要开展缓蚀剂保护的建议。     

某气田苏南区块井筒堵塞原因及机理分析

随着气田开发时间延长,苏南区块部分气井井筒出现油管堵塞现象,堵塞物长时间累积造成井筒积液,影响测试作业和气井产能.根据典型井井筒堵塞现状,通过室内研究,明确造成气井井筒堵塞的原因.研究表明,造成气井井筒堵塞的原因有:产出气中含有腐蚀性气体CO2和H2S;地层采出水矿化度高,成垢离子含量高;井筒出砂;现场用泡排剂与地层水...     

天然气集输管道损害因素分析及治理措施探讨

众所周知,天然气中含有O2、H2S、CO2等腐蚀介质,极有可能导致管材出现缝隙、电偶、点蚀等局部腐蚀现象,也正是此原因导致天然气输管道发生损害,如不妥善处理则会影响天然气集输管理运行效率。当前国内外多运用涂层、缓蚀剂、阴极保护等技术治理天然气集输管道损害,更好地保护管材。对此,文章则从天然气集输管道损害因素为切入点并在此基础上提出相应的治理措施,望给予相关工作人员提供参考。     

热塑性塑料复合管在普光气田的应用

针对普光气田大湾区块天然气开采过程中产生的高含硫化物、氯化物与矿质污水的强腐蚀、易结垢问题,以及污水处理站到污水回注井管输管线压力高,线路段地形条件复杂等因素,采用热塑性塑料复合管替代原有的玻璃钢管,降低了管线运行费用,安全性更高,大大减少了因污水管线泄漏带来的环境污染和安全问题。     

孔板流量计在酸气计量中存在的问题分析

以普光高含硫化氢气田为例,介绍了孔板流量计在高酸性气田集输站场单井加热炉、计量分离器、外输管线处的使用现状。分析了孔板流量计在使用过程中容易发生堵塞的原因,阐述了导压系统容易发生的引压管积液、引压管堵塞、节流装置冲刷磨蚀、密封圈、平衡阀渗漏等问题。现场实施的维护保养、溶硫解堵、蒸汽解堵等措施取得了较好的应用效果。     

气田地面集输工艺技术优化分析

文章在对气田地面集输工艺技术进行介绍的基础上,探究了气田地面集输工艺技术优化的措施,旨在为同行业提供参考。     

高含硫气田集输场站火气监测技术探讨

为保障高含硫气田生产安全,通常会在集输场站、阀室、隧道采用各类火气监测技术,实时检测硫化氢气体含量与可燃气体含量,实时检测火灾,对集输工程的火气泄漏情况进行全面监测,同时将监测信号引入安全仪表系统实现联锁关断。高含硫气田地面集输工程泄漏监测设备主要包含了固定式硫化氢气体探测器、固定式可燃气体探测器、火焰探测器、激光对射探测器等,本文主要从各类监测技术的原理、监测设备的安装布局,监测信号联锁等方面进行了研究与探讨。     

脱胎换骨出深山

普光气田产出的天然气硫化氢含量高达15%,二氧化碳含量高达8%,集剧毒与强腐蚀性于一体,必须先净化处理,否则绝对不能进入长输管线,更不要说进入千家万户的灶台。员工形象地将天然气净化处理比喻为给天然气"洗澡"。2013年2月底,普光气田天然气净化厂累计生产硫黄突破500万吨,占国内同期硫黄总产量的44.56%。与产量同步提高的是,硫黄产品纯度由2012年的99.95%提高到99.96%,达到国标工业硫黄优等     

油气集输管线防腐蚀技术研究与应用

油气集输管线的各个环节都存在腐蚀现象,防腐蚀也是油气集输管线安全工作最为重要的内容之一。文章针对油气集输管线腐蚀的原因进行详细的分析,其目的是总结出油气集输管道内部、外部防腐蚀技术。     

改进高温热水泵机械密封

气化工段6台高温热水泵因机械密封泄漏严重,被迫停车。设备型号SCSZ250—100x8,流量245m3／h,扬程760m,效率72％,端面采用PLAN32机械密封,传输介质为灰水,灰水具有腐蚀性,易结垢,含有少量NH3、H2S、CO2、氯根固含量0．5％（重量百分比）,输送介质温度为171℃,进口正常压力0．83MPa。