酸性气田

摘要： 酸性X气田生产过程中多口井出现了环空带压和环空气/液样含H;S和硫化物的现象,油层套管中110SS抗硫材质面临严重的腐蚀风险。为了获取真实井筒环境下抗硫套管的腐蚀规律,在高温高压反应釜中采用腐蚀挂片的方法开展了110SS抗硫套管在气相和受污染环空保护液中的腐蚀评价实验,以及抗硫套管与镍基合金套管连接处在受污染环空保护液中的电偶腐蚀评价实验,并利用金相显微镜、扫描电镜和能谱对试样腐蚀表面和腐蚀产物进行了观察分析。实验结果表明:抗硫套管在液相中的腐蚀速率很低,温度对腐蚀速率没有明显的影响;当温度高于100°C时,抗硫套管在气相中的腐蚀变得非常严重,腐蚀速率高达0.9473 mm/a;抗硫套管和镍基合金套管连接处在液相中发生了严重的电偶腐蚀,抗硫套管试样表面出现较大的腐蚀坑,腐蚀速率大于工程设计允许的0.076 mm/a。获得的真实井筒环境下的抗硫套管腐蚀规律将为后期制定防腐控制措施、预测套管剩余强度以及评价井筒安全提供准确的参考依据。

摘要： 目的利用气田水分析、现场腐蚀监测/检测等方法形成酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术。方法在实验室考查了缓蚀剂残余质量浓度分析、超声波测厚、电化学探针等方法的有效性。结果缓蚀剂残余质量浓度标准曲线拟合值相关系数在99.9%以上、超声波测试结果相对误差最高在0.67%、电化学探针作为评价缓蚀剂的效果手段具有相当的灵敏性。结论利用形成的酸性气田缓蚀剂现场效果评价技术,在龙王庙某原料气管线开展应用,结果表明可以有效评价缓蚀剂现场应用效果,评价结果与现场腐蚀检测结果相吻合。

摘要： 针对川渝地区酸性气田(含H_(2)S、CO_(2)、SO_(2)等酸性气体)生产井修井作业过程中常规修井液存在的安全性差、易漏失、对储层污染大等问题,通过优选植物胶稠化剂、调节pH值、添加抗酸抑制剂等得到了一种适用于高含酸性气井液体胶塞体系,考察了该体系的流变性能以及成胶后的承压能力、抗温稳定性、抗硫化氢稳定性、破胶性能,并开展了高含酸性气井的现场应用。配方为3%稠化剂+3%稠化分散剂+7%交联剂+5%调理剂+1%抗酸抑制剂+调节剂的液体胶塞的成胶时间的可控可调范围为28~200 min,成胶后的黏度大于30 Pa·s,成胶强度高;在150°C老化24 h不破胶,在70°C的酸性气层水(H_(2)S含量300 mg/L或CO_(2)含量100 mg/L)中72 h不破胶。液体胶塞体系在pH=8时的承压能力最佳;在50~80°C温度区间内,解堵液能让液体胶塞在1~6 h完全破胶至黏度低于3 mPa·s。液体胶塞体系已在硫化氢含量约为80 mg/L的A井成功应用,为川渝地区酸性气田的修井作业提供了技术支撑与保障。

摘要： 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H 2S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°C、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.

摘要： 元坝气田天然气中高含H2 S、CO2,随着气田出水量增大、矿化度升高,地面系统腐蚀环境越来越复杂.为找出影响元坝气田地面系统腐蚀的主控因素,建立了以CO2分压、H2 S分压、液气比、pH值、矿化度、Cl-含量、缓蚀剂残余浓度为自变量,腐蚀速率为因变量的灰关联分析方法.通过数据挖掘,分析了各种因素对腐蚀的影响程度.结果表明,当前元坝气田地面系统腐蚀的主控因素为H2 S分压、液气比和CO2分压,故可适当优化缓蚀剂添加方案,调整批作业清管周期,合理降低缓蚀剂清管作业成本.研究成果为元坝气田地面系统的完整性管理提供了技术依据.

摘要： 2020年11月12日,中国石油化工集团西南石油局有限公司(以下简称西南石油局)川西气田探明储量新增报告日前顺利通过自然资源部的评审,新增天然气探明储量830×108 m3。至此,川西气田累计天然气探明储量已达1140×108 m3,相当于1亿吨级当量大油田,将成为国家能源发展战略的重要支撑。川西气田地处四川盆地西缘,主力气藏埋深在6000 m左右,气田面积约138 km2,属大型酸性气田。2018年,西南石油局在该区域先期部署的彭州1井等探井相继获得高产工业气流,由此发现了川西气田。2019年以来,西南石油局又陆续部署开发井11口,已完钻的7口井均获良好产量,有力地支撑了川西气田新增天然气探明储量的提交。

摘要： 酸性气田在气液混输工况下,碳钢管道腐蚀较为严重.结合腐蚀机理及现场经验,对碳钢、316L不锈钢、2205双相不锈钢、825镍基合金和双金属复合管等管材在酸性气田集输的适用性进行了分析,得出结论:316L不锈钢适用于限制条件范围内的含CO2工况,而在各类含H2S工况,316L不锈钢适用性较差;2205双相不锈钢适用于各类含CO2工况,2205双相不锈钢不适用含H2S工况;825镍基合金耐蚀性能最好,适用于各类酸性气田集输工况.最后结合经济性分析结果,按工况分类提出了酸性气田集输管材的选用建议.

摘要： 川渝气田某酸性气液混输管线近年多次发生内腐蚀失效,为此,将该条管线采用环氧酚醛内涂层防腐.在防腐内涂层服役1.5年之后,为了研究内涂层在酸性气田集输管线上的适应性,对该防腐内涂层开展了实验室评价.对现场获取样品分别进行内涂层的外观、厚度、硬度、耐冲击、附着力、耐磨性等性能指标测试.实验结果表明,服役1.5年后,内涂层的硬度、耐冲击、附着力3项力学性能指标良好,但部分样品的厚度与耐磨性则出现了明显的降低.总体来看,该涂层在短期内较好地抑制了管线内腐蚀速度,但仍需要在后续工作中定期掌握在役涂层耐磨值、厚度的变化情况,同时对管线内腐蚀情况进行腐蚀监测,进而评价该涂层在酸性腐蚀介质中长期服役的可行性.

摘要： 针对罗家寨高酸性气田内输工程管道焊接工艺问题,首先分析了酸性天然气环境对管线钢的腐蚀,输送酸性天然气的管道主要腐蚀行为中最危险的是硫化物应力腐蚀开裂,且随着材料强度的提高,硫化物应力腐蚀开裂敏感性增大.对于罗家寨高酸性气田内输工程L245NCS钢材,采用手工钨极氩弧焊根焊(CHG-SH53)+焊条电弧焊填充、盖面焊(CHE427),焊前预热、焊后进行热处理的工艺方案开展焊接工艺研究.该研究可为川东北罗家寨高酸性气田内输工程高含硫环境下的管线钢焊接工艺提供指导.

摘要： 针对元坝酸性气田超深井井下作业,完井液长期在井内高温高压下静置发生高温降解或增稠、酸性气体污染、盐水污染等导致井下复杂事故、污染损害储层等技术难点;本文在元坝区块钻井液基础上从钻井液抗高温沉降稳定性、防酸性气体污染、抗盐水污染、膨润土含量、储层保护剂、加重剂等几个方面对钻井液配方进行了优化调整,研究形成元坝酸性气田超深井井下作业完井液技术,成功应用42井次,效果显著,为元坝气田井下作业提供了技术支撑.

摘要： 根据阿姆河右岸气田群的酸性气体分压及其比值可以判定腐蚀环境为:硫化氢腐蚀、硫化氢和二氧化碳共同作用以及二氧化碳腐蚀三种类型.为保证该气田群的井筒完整性,借鉴国内酸性气田的研究成果和应用经验,采用永久式封隔器+安全阀的完井管柱结构,油套环空中保护液保护套管,高中低产气量气井的油管尺寸选用27/8″、31/2″和41/2″,油套管材质需选用合理的合金钢、高抗硫或抗二氧化碳材质,完井工具选用合金钢.

摘要： 油套管柱是保证油气井安全和使用寿命的主要基础,在众多影响因素中,H2S和CO2最危险的,特别是H2S,有毒且还会导致金属材料突发性的硫化物应力腐蚀开裂(SCC),造成人员伤亡及巨大的经济损失.本文总结分析目前川渝气田存在的腐蚀环境有四类:CO2腐蚀环境、CO2-H2S腐蚀环境、H2S-CO2-CI-腐蚀环境、H2S-CO2-元素硫腐蚀环境;存在五类腐蚀,其中硫化物应力腐蚀开裂(SCC)最为严重;井下管柱材质主要采用抗硫碳钢、低合金钢油套管和高强度耐蚀合金油套管等;目前常用的酸性气田井下管柱抗H2S应力腐蚀开裂试验评价技术.

摘要： 本文以普光气田跨越处酸气管线硫化氢泄漏应急演练为例,介绍了酸性气田应急抢险处置过程,分析了处置方法和指挥流程,总结了救援处置经验,剖析了处置过程中的不足并提出了改进措施.

摘要： 本文提出了一套酸性气体对钻井液污染的室内评价方法(气瓶压力控制灌注法),并给出了灌注不同浓度酸性气体所需要的灌注压力计算公式.结合NP气田碳酸岩储层的特点,研制了无黏土相NaC1盐水钻井液体系和无固相甲酸钾有机盐钻井液体系,实验表明两套钻井液体系能够抗200mg/LH2S、1000mg/LCO2酸性气污染的能力,以及抗石灰岩钻屑、地层盐水和各种盐相污染能力,且具有优越的流变性能、润滑性能、防腐蚀性能和储层保护效果,能够满足NP酸性气田碳酸岩储层安全、快速、高效钻井.

摘要： 高含H2S、CO2气田的腐蚀形式,通常可分为两大类型:一类为电化学腐蚀,包括均匀腐蚀和点蚀坑蚀等局部腐蚀;另一类为H2S环境下的腐蚀开裂,主要包括硫化物应力腐蚀开裂(SSC)、氢致开裂(HIC)、应力定向氢致裂纹(SOHIC)等.如果产出天然气中还含氯离子、地层水及单质硫等多种腐蚀介质时,腐蚀问题将更为严重和复杂.这几种腐蚀形式中,局部腐蚀最难控制,因为局部腐蚀本身就具有很多不确定性.本文结合某酸性气田现场设备使用情况,对设备腐蚀问题产生的原因进行了深入分析,进而对高含H2S、CO2气田设备选材进行优化,提出"碳钢+堆焊镍基合金/镍基合金复合板的设备选材方案,对今后类似工况介质的设备选材具有很强的指导意义.

摘要： 增强塑料复合管被认为是解决酸性气田地面集输管道腐蚀问题有效手段之一.内衬层、增强层与金属连接接头的耐蚀性能是增强热塑性复合管整体防腐性能的三项决定性因素.本文采用高温高压釜、材料试验机、维卡软化温度测定仪和红外光谱仪等设备,研究了一种玻纤增强热塑性复合管内衬层、增强层与金属连接接头在酸性油田模拟环境(总压10MPa,H2S分压0.6MPa,CO2分压0.25MPa,80°C)中耐腐蚀性能.结果表明:经高温高压环境浸泡试验后,内衬层材料PVDF及玻纤增强树脂层均发生了溶胀增重(增重率＜1％),PVDF拉伸强度下降了3.15％,维卡软化温度下降3.4°C,PVDF结构成分未发生明显变化,玻纤树脂增强层拉伸强度下降了13.11％,PVDF和玻纤增强树脂制成适合作为该酸性环境下应用的复合管结构材料;三种金属接头材质在模拟环境中腐蚀速率高低次序为:L360NS＞316L＞Alloy825,镍基合金825和316L属于轻度腐蚀,适合作为连接接头材料.

摘要： 酸性天然气集输系统增大了钢质管道内腐蚀失效风险,使管道完整性面临严峻挑战.为了降低内腐蚀的失效风险,本文调研了酸性天然气集输管道内腐蚀预测方法研究现状,总结了制约内腐蚀预测方法发展的原因,并整合现有优势技术,提出基于流态模拟分析的内腐蚀综合预测方法.该方法系统考虑集输气管道引起内腐蚀的多种因素,评估沿线管道内腐蚀相对严重程度,为不能进行内检测的集输气管道提供了一种新的内腐蚀管控方法.

摘要： 针对某酸性气藏金属管道内防腐,室内筛选出与该气藏现场水配伍性良好,乳化倾向小,且具有较高缓蚀性能得缓蚀剂系列.同时推荐地面集输管线采用"缓蚀剂批处理+连续加注"的保护方式,将成膜效果良好的油溶性缓蚀剂与配伍性能优异的水溶性缓蚀剂分别作为批处理与连续加注的备选缓蚀剂.

摘要： 本发明提供具备包含亲水性树脂和酸性气体载体的酸性气体分离层、支撑酸性气体分离层的疏水性多孔膜层、保护酸性气体分离层的多孔膜保护层、以及葛尔莱数相对于疏水性多孔膜层及多孔膜保护层的葛尔莱数为0.5倍以下、并且葛尔莱数为0.1s以上且30s以下的第一层的酸性气体分离膜、及使用了该酸性气体分离膜的酸性气体分离方法、以及具备该酸性气体分离膜的酸性气体分离模块及酸性气体分离装置。

摘要： 本发明的螺旋型酸性气体分离膜元件(1)具备将分离膜(2)、供给侧流路材料(3)、透过侧流路材料(4)以层叠状态卷绕在中心管(5)上的卷绕体。中心管(5)所具有的使由透过侧流路材料(4)形成的透过侧的空间部分与中心管(5)的内部的空间部分连通的孔组偏在于中心管(5)的任意一个端部侧。

摘要： 本发明提供每单位体积酸性气体吸收剂的酸性气体(特别是CO2)的吸收量、吸收速度高、防止了吸收剂成分的放散的酸性气体吸收剂。本发明提供减少了分离酸性气体时及吸收剂的再生时所需要的能量的酸性气体除去方法及装置。含有式1或式2的氨基酸盐和式3的胺化合物的酸性气体吸收剂、使用该吸收剂的酸性气体除去方法及装置。COOMe表示羧酸盐，Me表示碱金属，Rl及R2表示碳原子数为1～4的亚烷基链，R3表示碳原子数为3～8的环状烷基，R4表示氢原子或碳原子数为1～4的烷基，R5表示羟基烷基；Rl和R2的亚烷基链的碳原子数的合计为1以上且5以下。

摘要： 本发明的螺旋型酸性气体分离膜元件(1)具备将包含分离膜(2)、供给侧流路材料(3)、和元件构成层(例如透过侧流路材料(4))的层叠体卷绕在有孔的中心管(5)上的卷绕体。所述分离膜(2)的存在于宽度方向两端部的密封部(25)由胶粘剂密封，可以比以往更加有效地从混合气体中分离酸性气体，而且可以实现节能化。

摘要： 本发明提供一种酸性气体分离膜，是使酸性气体选择性地透过的膜，具有第1多孔层、和使用树脂组合物形成于所述第1多孔层上的树脂组合物层。树脂组合物包含将酸性解离性基团及其盐中的至少一方导入聚胺而得的改性聚胺。酸性解离性基团为选自羧基、磺酸基、氧磺酸基、磷酸基以及氧磷酸基中的至少1种，聚胺为选自聚乙撑亚胺、聚烯丙胺以及聚乙烯胺中的至少1种。

摘要： 本发明提供具备包含亲水性树脂和酸性气体载体的酸性气体分离层、支撑酸性气体分离层的疏水性多孔膜层、保护酸性气体分离层的多孔膜保护层、以及葛尔莱数相对于疏水性多孔膜层及多孔膜保护层的葛尔莱数为0.5倍以下、并且葛尔莱数为0.1s以上且30s以下的第一层的酸性气体分离膜、及使用了该酸性气体分离膜的酸性气体分离方法、以及具备该酸性气体分离膜的酸性气体分离模块及酸性气体分离装置。

摘要： 本发明涉及酸性气体除去控制装置、酸性气体除去控制方法及酸性气体除去装置。根据一个实施方式，酸性气体除去装置具备：吸收部，其使含有酸性气体的第1气体与贫液接触，排出富液即吸收了所述酸性气体的所述贫液；再生部，其从通过所述吸收部排出的所述富液中分离所述酸性气体，排出所述贫液即与所述酸性气体分离后的所述富液；和测量部，其对所述再生部内的所述富液或所述贫液的温度进行测量。另外，控制所述酸性气体除去装置的酸性气体除去控制装置具备：接收部，其接收通过所述测量部测量的所述温度；和控制部，其基于通过所述接收部接收的所述温度，控制向所述富液或所述贫液中补充补给液或控制从所述富液或所述贫液中除去酸成分。

摘要： 实施方式提供扩散性低的酸性气体吸收剂、酸性气体的除去方法及酸性气体除去装置。实施方式的酸性气体吸收剂包含20°C下的蒸汽压为0.001～10Pa的胺化合物、质均分子量为900～200,000且除了羟基以外不包含pKa超过7的官能团的水溶性高分子化合物、和水。

摘要： 实施方式提供每单位体积的酸性气体(CO

摘要： 本发明提供含有式(1)的胺化合物及式(2)的氨基酸盐化合物的酸性气体吸收剂、含有式(1)的胺化合物及式(3)或(3’)的环状胺化合物的酸性气体吸收剂、使用这些吸收剂的酸性气体的除去方法及装置。[R