方案编制背景

1、目录前言11 气田基本情况11.1 气田概况11.2 井下油管使用情况31.3 罗家寨、滚子坪气田开发方案31.3.1 开发方案31.3.2气田集输总工艺流程42 缓蚀剂应用方案52.1腐蚀类型及其影响因素52.1.1腐蚀类型52.1.2 影响因素52.2 完井中的防腐方案62.2.1耐蚀合金油管的防腐方案62.2.2 普通抗硫油管的防腐方案72.2.3 套管及油套管环空缓蚀剂防腐方案72.3 地面集输系统缓蚀剂防腐方案82.3.1 缓蚀剂品种82.3.2 缓蚀剂预膜82.3.3缓蚀剂的正常加注112.3.4 站场设备和管线的清洗122.3.5 地面集输管线腐蚀监测与检测122.4 净化厂防腐

2、方案142.4.1净化厂脱硫系统的腐蚀142.4.2防腐措施152.4.3 腐蚀监测方案162.5 防腐方案的完善182.5.1 目前编制方案局限性的分析182.5.2 解决的措施183 水合物抑制剂应用方案193.1水合物形成的预测193.2水合物抑制剂的加注213.2.1关井停产阶段213.2.2开井生产前213.2.3 生产阶段223.3 集输管线应急解堵措施224 硫溶剂应用方案224.1元素硫沉积的预测234.2元素硫沉积解决措施244.2.1 硫溶剂选择244.2.2 井下硫溶剂加注方案254.2.3 地面加注方案264.2.4 硫溶剂回收方案264.3 关于技术引进27小结28前

3、言1、方案编制背景为了使罗家寨气田安全、环保的开发，中国石油天然气股份有限公司组织资深专家，对西南油气田分公司原罗家寨飞仙关鲕滩气藏开发方案、开发实施方案和滚子坪飞仙关气藏开发方案重新进行评估。重新评估后认为，高酸性气田开发要充分重视包括缓蚀剂、水合物抑制剂、硫溶剂应用在内的9个方面的问题。同意西南油气田分公司提出的关于启动罗家寨气田试采工作的方案，要求在下一步罗家寨气田ODP报告中完善专家提出的意见。2、方案编制依据1）中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司关于罗家寨高含硫气田开发有关工作的报告2）中国石油天然气股份有限公司关于罗家寨高含硫气田开发有关工作的报告的会议纪要3）中国石油天然

4、气股份有限公司西南油气田分公司罗家寨开发方案评估意见对比及整改意见1 气田基本情况1.1 气田概况据已获气井资料统计，罗家寨、滚子坪飞仙关气藏钻遇2口水井，并进行了水分析实验，分析数据见表1.1。由于罗家8井未能按实验要求取得准确水样，地层水分析实验结果存在误差。因此，依据罗家10井，再参照邻区渡6井水分析结果，该区总矿化度5080g/L，H2S含量1.52.5g/L，水型为氯化钙型。表1.1 罗家8井及邻区地层水分析数据表井名阳离子mg/L阴离子mg/L微量元素mg/LH2Smg/L水 型总矿化度g/LNa+K+Ca2+Mg2+Ba2+Cl-SO42-HCO3-CO32-IBrB罗家8165

5、5840778.201740084704180002.8047.2罗家10210885044177104553877083500001548CaCl253.38渡61772919536880324487948300002574CaCl275.05表1.2 罗家寨、滚子坪飞仙关气藏天然气分析汇总表构造井号天 然 气 组 分 含 量 （%）现场分析物理性质甲烷乙烷丙烷C4+氮氢氦H2SCO2H2S(g/m3)CO2(g/m3)相对密度临温(K)临压(MPa)罗家寨构造罗家180.330.050.00.6500.0029.829.13140.8169.40.708216.45.267罗家284.68

6、0.080.0300.710.2740.0178.775.44125.5106.90.664212.15.154罗家684.850.09000.450.0020.0188.286.21118.5120.00.669212.75.165罗家781.370.07001.340.0580.01610.416.74149.0132.40.69216.55.26罗家1182.360.03001.480.020.029.126.97130.4136.90.685214.35.209罗家12H81.950.05000.030.000.029.98.05141.7158.20.6942185.29罗家13H8

7、5.190.050.0100.160.0010.02104.62142.490.770.66214.15.2罗家14H82.260.050.0100.5500.029.677.44140.4143.40.689216.65.26罗家16H-182.190000.540.040.029.324.93133.396.860.641205.05.01平均82.800.050.0100.660.040.029.456.61135.8128.30.678213.975.20滚子坪构造罗家576.660.05000.590.0080.02313.748.93196.6175.450.729225.65.4

8、76罗家979.890.05000.330.0360.02114.255.42203.9106.490.697222.75.404平均78.2750.05000.460.0220.02214.07.175200.3140.970.713224.155.44罗家寨气田9口获气井天然气分析资料统计显示（见表1.2），天然气主要成分甲烷含量一般为80.33%85.19%。硫化氢含量为8.28%10.41%（118.52149.0g/m3），平均为9.45%（135.8g/m3）（川东地区其它低含硫气藏一般仅0.22.0g/m3）。二氧化碳含量一般为4.62%9.13%（90.77169.41g/m3

9、），平均为6.61%（128.3g/m3）。天然气平均相对密度0.678。滚子坪构造的罗家5、9井天然气性质接近，主要成分甲烷，平均含量为78.28%，硫化氢平均含量为14%（200.3g/m3），二氧化碳平均含量7.15%（140.97g/m3），相对密度0.713。可见，罗家寨、滚子坪构造飞仙关气藏天然气组成总体上以甲烷为主，属于高含硫化氢、中含二氧化碳的干气气藏。对比两气藏，滚子坪飞仙关气藏甲烷含量较低、硫化氢和二氧化碳含量较高、气体相对密度也较高。1.2 井下油管使用情况罗家寨气田已完井气井井下油管使用情况见表1.3。表1.3 罗家寨气田井下油管使用情况井 号基本情况目前下入油管材质外

10、径（mm）壁厚（mm）罗家11已完井VM80SS114.38.55罗家12H已完井G3110114.36.88罗家13H已完井G3110114.38.56罗家14H已完井NKAC80SS114.38.56罗家16H-1已完井VM80SS114.38.561.3 罗家寨、滚子坪气田开发方案 开发方案罗家寨飞仙关气藏储层物性好、有效厚度大，大斜度井、水平井增产效果明显，单井产能高。考虑到气藏开发必须具备一定稳产期和气藏高含硫、开发风险较大等因素，单井预测配产留有余地。此外，罗家11、14H、16H-1井作为调节井，方案中没有配产。为了降低开发过程中的风险，有效调节气藏配产，单井集输配套能力应留有余

11、量。罗家寨、滚子坪开发方案配产见表1.4。表1.4 罗家寨、滚子坪开发方案配产表气田井名试采配产（104m3/d）方案配产（104m3/d）增压配产（104m3/d）配套能力（104m3/d）罗家寨罗家12H1508555150罗家13H1508050150罗家15H10075150罗家17H9060120罗家197550100罗家207545100罗家217545100罗家18H9565120罗家1-17545100罗家11150罗家14H100罗家16H-1100滚子坪罗家5-X1403060罗家5-X2403060罗家5-X3302050罗家9-X1403060罗家560合计300900

12、6001500气田集输总工艺流程根据罗家寨构造的特点及开发布井方式，在罗家寨5-X1井、罗家17H井、罗家12H井建集气站设脱水装置；单井站至集气站之间管线采用加热保温湿气输送工艺，集气站至净化厂之间管线采用干气输送。罗家18H井为单井站，气体密闭输送至南坝末站处理。总体开发方案工艺原理流程图见1.1。去净化厂罗家5-X1井集气站罗家5-X3井站罗家5-X2井站罗家17H井集气站设1座阀室（RTU）罗家12H井集气站南坝末站罗家20井站罗家15H井站罗家21井站设1座阀室（RTU）设9座阀室（3座带RTU）罗家18H井站图1.1 总体开发方案工艺原理流程图2 缓蚀剂应用方案2.1腐蚀类型及其影

13、响因素腐蚀类型1）井下腐蚀类型由于井下油管内天然气中含有游离水、H2S和CO2，油管内壁将不可避免产生电化学腐蚀和硫化物应力开裂（SSC），其中SSC基本通过选材和制作工艺来解决，电化学腐蚀主要通过加注缓蚀剂（针对普通抗硫碳钢）来解决。2）集输管线的腐蚀类型地面集输管线内可能产生的腐蚀有电化学腐蚀、硫化物应力开裂（SSC）以及氢诱发裂纹（HIC）。SSC、HIC主要通过选材和制作工艺来解决，电化学腐蚀主要通过加注缓蚀剂来解决。 影响因素1）温度的影响井口原料气经过水套加热炉后温度为50左右，到脱水装置前降到24左右，对电化学腐蚀而言，5080这是一个敏感的温度范围，但对SSC和HIC，常温为其

14、敏感区。2）流速的影响流速过高，一方面会对阀门等设备造成冲刷腐蚀；另一方面，管道内壁表面上的硫化铁腐蚀产物受到冲刷而被破坏或粘附不牢固，使管道内壁一直以初始的腐蚀速率高速腐蚀。流速过低，会造成管道、设备底部积液，而发生水线腐蚀、垢下腐蚀等，导致局部腐蚀破坏。一般流速应控制在38m/s。3）Cl-的影响Cl-是影响腐蚀的一个重要因素，一般凝析水中Cl-含量较低（102103ppm），而地层水含量则在104ppm以上。如果水中Cl-含量超过104ppm，容易产生局部腐蚀，为点蚀。4）元素硫在高酸性环境下，元素硫具有很强的腐蚀性，与管材接触后会加速接触点材料的腐蚀。2.2 完井中的防腐方案目前，罗家

15、寨和滚子坪气田共设生产井13口（罗家12H、罗家13H、罗家15H、罗家17H、罗家18H、罗家19、罗家20、罗家21、罗家1-1井、罗家5-X1、罗家5-X2、罗家9-X1井、罗家5-X3井），备用井3口（罗家11、罗家14H、罗家16H-1井）。其中，罗家12H、罗家13H两口井采用G3110耐蚀合金油管完井，罗家11、14H、16H-1三口井采用普通抗硫碳钢完井（罗家14H井有毛细管加注系统）。所有井都采用封隔器完井，新钻开发井在完井时都采用耐蚀合金油管完井。耐蚀合金油管的防腐方案该方案采用了耐蚀合金油管材料，解决了油管的腐蚀（SSC和电化学腐蚀）问题。 普通抗硫油管的防腐方案罗家11

16、、罗家14H和罗家16H-1三口井采用普通抗硫碳钢（VM80SS和NKAC80SS）完井（罗家14H井有毛细管加注系统），油管抗SSC性能已经通过选材得以解决，生产中的电化学腐蚀问题可通过加注缓蚀剂来解决。对于带有毛细管加注系统的罗家14H井来说，可采用连续加注缓蚀剂防腐，缓蚀剂加量根据配产来确定。对于罗家11和罗家16H-1井来说，只能从油管一次性加注缓蚀剂，缓蚀剂加量根据配产来确定。 套管及油套管环空缓蚀剂防腐方案参照国外开发高含硫油气田的相关经验，法国Lacq气田、中东Thamama气田石灰岩气层在使用封隔器完井的井中，在环空中加注含缓蚀剂的柴油；在加拿大Bearbery气田，使用永久封

17、隔器平行双管大管采气小管循环加注缓蚀剂及热油的油套管保护方案；美国Black Creek气田，使用永久封隔器同心双管轻质热油及缓蚀剂、硫溶剂循环加注的油套管保护方案。罗家1、6、7完井均加入了自主研制的环空保护液，从起出油管检测来看，保护效果良好。1）环空保护液的选择水基环空保护液：推荐采用水溶性缓蚀剂CT2-4为主的水溶液环空保护液，CT2-4缓蚀剂使用浓度为10%。油基环空保护液：推荐采用油溶性缓蚀剂CT2-1为主的柴油环空保护液，CT2-1缓蚀剂使用浓度为510%。推荐今后新完成的井采用油基环空保护液。2）环空保护液的加注工艺环空保护液通过压裂车加注。环空保护液的量可根据环空间的体积来计

18、算。2.3 地面集输系统缓蚀剂防腐方案地面集输系统缓蚀剂加注工艺流程可以参见试采方案中罗家寨气田飞仙关气藏地面集输工程方案附图（规-655/3：罗家12H井集气站原理流程图），并通过试采进行完善。 缓蚀剂品种推荐采用新研制的CI-3缓蚀剂与目前中低含硫气田在用的CT2-1缓蚀剂联合使用。其中CI-3缓蚀剂的缓蚀率90，膜持久性（242h）较现有缓蚀剂CT2-15（102h）延长一倍以上；CT2-1缓蚀剂在川渝气田有多年的应用经验，缓蚀率在90以上。CI-3缓蚀剂用于湿气输送段管线预膜、集气干线投产前缓蚀剂预膜，也可用于间歇加注。CT2-1缓蚀剂用于缓蚀剂的连续加注。 缓蚀剂预膜.1 缓蚀剂预膜

19、方法的确定1）目前常用预膜加量公式和经验作法介绍目前国内外常用的预膜加量公式有以下几种：（1）V=2.4DL式中：V:预膜量（L）；D:管径（cm）；L:管长（km）。该公式已被国外管道防腐所使用，在国内的应用也较为普遍。（2）V=20×10-3×S×T式中：V：缓蚀剂用量，kg；S：集输管线内表面表面积，m2；T：预膜时间，一般为23天。该公式是法国Lacq气田针对高含硫气田集输管线而推导的缓蚀剂预膜公式。（3）按照缓蚀剂预膜厚度为3mils（1mil=0.0254mm）来确定这是加拿大酸性气田和纳尔科公司等的经验作法。（4）俄罗斯的经验作法从俄罗斯开发阿斯特拉

20、罕气田时缓蚀剂预膜用量来看，他们在最初的缓蚀剂预膜量为100g/m2，以后的预膜量一般为50g/m2；通常缓蚀剂的预膜加量为400800L,周期为6个月1年。2）几种预膜方法的对比研究针对罗家12H井站到南坝末站的集气干线，计算预膜时缓蚀剂的加量。首先假设管线的长度为1km，并计算出1km长的管线上需要的缓蚀剂量，最后根据管线的总长度计算总的缓蚀剂量。（1）计算1km长管线的内表面积目前，罗家12H井站到南坝末站所选管线的外径为406mm，壁厚为12.5mm。所以其内表面积S为： S×（0.4060.0125×2）×1000 3.14×0.381

21、5;1000 1196m2（2）几种预膜加量方法的对比分别针对法国Lacq气田的缓蚀剂预膜公式、加拿大和纳尔科公式的经验作法以及俄罗斯的经验作法，计算1km长管线内各种方法所需缓蚀剂量，并最终推荐出适用于罗家寨气田的缓蚀剂预膜方法。 加拿大和纳尔科公式经验作法的缓蚀剂预膜量V=1196×3×2.54×105×950kg/m387kg 俄罗斯经验作法的缓蚀剂预膜量从俄罗斯开发阿斯特拉罕气田时缓蚀剂预膜用量来看，在最初的缓蚀剂预膜量为100g/m2，以后的预膜量一般为50g/m2；通常缓蚀剂的预膜加量为400800L,周期为6个月1年。按照他们的计算方法，则

22、1km长管线的缓蚀剂预膜量应该为60120kg。 法国Lacq气田经验公式的缓蚀剂预膜量按照法国Lacq气田的经验公式，计算出1km长管线的缓蚀剂预膜量为72kg。目前，罗家寨气田采用清管器进行缓蚀剂的预膜，采用3mils预膜厚度的作法与清管器预膜工艺比较吻合。因此推荐采用3mils的缓蚀剂预膜厚度来确定缓蚀剂的预膜量，即对于406×12.5的管线来说，缓蚀剂的预膜量为87kg/km。.2 缓蚀剂预膜由于罗家寨气田在今后的集输过程中，既可能采用干气输送，又可能采用湿气输送。因此，本方案同时考虑两种输气方式下的缓蚀剂预膜。1）湿气输送工艺的预膜（1）集气干线的预膜对于湿气输送集气干线来

23、说，预膜周期为1次/月。推荐罗家寨湿气输送集气干线使用清管器进行预膜。（2）采气管线的预膜由于单井至集气站管线采用气液混相输送的工艺，因此，从单井到集气站采气管线的预膜量按照前面的预膜方法来确定，预膜周期为1次/月。预膜设备为清管器。2）干气输送工艺的预膜（1）集气干线的预膜缓蚀剂预膜量仍然按照前面的预膜公式来确定。由于采用干气输送，缓蚀剂预膜周期调整为1次/3月。缓蚀剂预膜设备为清管器。（2） 采气管线的预膜由于单井至集气站管线采用气液混相输送的工艺，因此，从单井到集气站采气管线的预膜量按照前面的预膜方法来确定，预膜周期为1次/月。预膜设备为清管器。缓蚀剂的正常加注1）缓蚀剂品种正常加注使用

24、的缓蚀剂为CT2-1。2）加注方式推荐采用连续加注。3）加注量和加注周期的确定缓蚀剂正常加注的加量和保护周期应根据缓蚀剂的特性、井况、生产情况、加注设备情况、防腐的要求等，以室内评价确定的缓蚀剂保护浓度为基础，通过现场试验而定，并随时根据腐蚀监测的结果而调整。根据国外高酸性气田缓蚀剂应用经验数据，每万方气量缓蚀剂加注量在0.170.66L之间，结合罗家寨气田不产凝析油的现状，推荐现场缓蚀剂的加量为0.5L/104m3天然气。在缓蚀剂的应用过程中随时通过腐蚀监测数据来调整缓蚀剂的加量。对于采气管线来说，缓蚀剂通过位于井口的加注装置将缓蚀剂加注到管线内，可以保护从井口到分离器间的采气管线；对于集气

25、干线来说，缓蚀剂通过位于集气干线开始处的加注装置将缓蚀剂加注到管线内，如果集气干线采用干气输送，则只进行预膜处理（具体预膜方法如前所述），其它时间不加注缓蚀剂。4）缓蚀剂加注工艺井口缓蚀剂加注工艺：每口井的井口处必须留缓蚀剂加注口。缓蚀剂加注泵的加注压力为50MPa、排量在050L/h之间。集气干线缓蚀剂加注工艺：集气站集气干线开始处必须留缓蚀剂加注口。缓蚀剂加注泵的加注压力为15MPa、排量在050L/h之间。 站场设备和管线的清洗为了防止管线内因腐蚀产物以及井下污物等的沉积而堵塞管线，推荐定期（1次/2月）清洗站场设备和管线。根据峰15井的经验，推荐采用CT4-12类型的清洗液。具体加量由

26、现场情况而定。废液进入污水集输系统。 地面集输管线腐蚀监测与检测.1 腐蚀监测根据罗家寨构造的特点及开发布井方式，在罗家寨5-X1井、罗家17H井、罗家12H井建集气站，设脱水装置；单井站至集气站之间管线采用加热保温湿气输送工艺，集气站至净化厂之间管线采用干气输送。罗家18H井为单井站，气体密闭输送至南坝末站处理。由于罗家寨气田地面集输系统采用碳钢+缓蚀剂的工艺，采用的腐蚀监测方案主要根据缓蚀剂的类型和加注方式来确定，目的是监测缓蚀剂的保护效果。所采用的检测方法为失重挂片、ER（电阻探针）、LPR（线性极化电阻）、电感、ECN（电化学噪音）、超声波监测等方法。其中ECN属于新技术，需要引进设备

27、进行应用试验。以罗家12H井集气站为例，设计如图2.1的监测方案。排污管道井口水套加热炉分离器集气站南坝末站监测监测监测监测图2.1 集气站的腐蚀监测1）分离器前采气管道和分离器排污管道上的腐蚀监测在进入分离器前的采气管道和分离器排污管道上设置腐蚀监测点，采用LPR探针+失重挂片的方式。2）在水套炉后节流阀前安装氢通量监测设备，监测管线的腐蚀情况和缓蚀剂的保护效果。3）在分子筛后设置旁通监测段在分子筛后缓蚀剂加注口前设置旁通监测段，采用高灵敏ER探针+失重挂片的方式，监测脱水后材料的腐蚀情况。4）在南坝末站设置旁通监测段在南坝末站设置旁通监测段，采用ER探针+失重挂片的方式，监测材料的腐蚀情况

28、以及集气干线缓蚀剂的保护效果。5）缓蚀剂残余浓度分析（1）集气站内缓蚀剂残余浓度的分析每天在集气站分离器的取样口取样分析。根据分析结果判断缓蚀剂的作用时间与效果。（2）南坝末站缓蚀剂残余浓度的分析每天在南坝末站分离器的取样口取样分析。根据分析结果判断缓蚀剂的作用时间与效果。.2 腐蚀检测（1）分离器后采气管道上的腐蚀检测该段管线采用超声波测厚仪，定期、定点检测管道的壁厚。（2）智能清管检测采用智能清管器，定期对管道进行检测,根据清管器清管结果，分析管道的腐蚀状况。2.4 净化厂防腐方案净化厂脱硫系统的腐蚀通过对国内外有关资料调研、天然气净化厂的现场调研和室内进行的静态和动态腐蚀挂片试验结果表明

29、：H2S、CO2、较高的温度以及应力的存在是引起脱硫系统设备和管线腐蚀的主要因素。此外，脱硫溶液中的热稳定性盐和降解产物也易引起设备和管线的腐蚀。试验还表明，溶液胺浓度和酸气负荷越高，腐蚀速率越大。脱硫系统中主要存在均匀腐蚀、点蚀、磨损腐蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀开裂、氢致开裂等类型的腐蚀。通过对川渝气田现有天然气净化厂的现场调研和在小型胺法脱硫试验装置上进行的动态腐蚀试验表明：不论是处理高含硫天然气或是处理低含硫天然气，醇胺脱硫系统再生塔的腐蚀均要比吸收塔严重。脱硫系统腐蚀较严重的部位是重沸器、重沸器酸气返回线、半贫液管线、再生塔下部以及贫富液换热器富液出口端等。由于醇胺法脱硫装置中存在多种腐蚀

30、介质，在装置不同部位出现的腐蚀形态相当复杂，特别是对于处理高含硫天然气的净化厂来说，采用的溶液浓度和酸气负荷均较高，因此应采用综合性的防护措施才能减轻腐蚀。防腐措施由于净化厂的主体设备由国外引进，这里仅就装置运转中与防腐有关的事项作些推荐。.1保持溶液清洁试验表明，新鲜的脱硫溶液对钢材的腐蚀是非常轻微的。净化厂脱硫系统设备和管线的腐蚀除与H2S、CO2和温度等因素有关外，也与进入溶液中的杂质、溶液中的热稳定性盐和降解产物有很大关系。因此加强溶液的过滤分离，使溶液保持清洁，对于降低腐蚀是十分重要的。1）溶液的机械过滤为了使脱硫溶液保持清洁，可在加强原料气过滤分离的同时，对溶液进行机械过滤。过滤量

31、一般为溶液流量的25%100%，视溶液的污染情况而定。对于新开工的脱硫装置，溶液中悬浮颗粒和FeS含量较高，应加强溶液的过滤，溶液过滤量应大些，以减少FeS等固体颗粒造成的腐蚀。2）溶液的活性炭过滤对溶液进行活性炭过滤能有效地除去溶液中的烃类凝液和降解产物，对保持溶液清洁，降低设备和管线的腐蚀有重要作用。活性炭过滤器的过滤量一般为溶液流量的10%100%。活性炭过滤器应定期冲洗和再生。3）除去溶液中的热稳定性盐虽然机械过滤可以除去溶液中悬浮的固体颗粒，活性炭过滤可以除去溶液中的烃类凝液和降解产物，但这些过滤还不能除去溶液中的热稳定性盐。为了减轻溶液对设备和管线的腐蚀，应定期对脱硫溶液进行热稳定

32、性盐的脱除，使溶液中热稳定性盐的含量小于0.5%。.2防止氧气进入系统由于醇胺脱硫溶剂在氧存在下易发生氧化降解而生成热稳定性盐，这不仅会减少溶液中的有效胺含量，而且还会增加溶液的腐蚀性。同时，溶液中的氧还能氧化H2S而生成元素硫，后者在加热条件下与醇胺反应而生成二硫代氨基甲酸盐类、硫脲类、多硫化合物类和硫代硫酸盐类化合物，也会增加溶液对设备和管线的腐蚀。天然气中氧气含量一般较低，脱硫系统容易进入氧气的部位主要有溶液贮罐、溶剂和水补加罐等，为了避免氧气进入系统，应采取以下措施：1）溶液贮罐、溶剂和水补加罐等设备应充氮气保护；2）循环泵和溶剂泵入口必须维持正压；3）装置开车前须用氮气置换，以便彻底

33、清除系统中残余的氧气。.3 控制溶液浓度和酸气负荷试验表明，随着溶液胺浓度和酸气负荷的增加，腐蚀速率也随之上升。因此在实际操作过程中，应按装置设计的溶液浓度和酸气负荷进行操作，不应随意提高溶液浓度或溶液的酸气负荷，以免使设备的腐蚀加剧。在装置运转过程中，如果溶液浓度升高，应及时补加水量进行调整。溶液浓度的波动范围一般应控制在设计值的12个百分点以内。 腐蚀监测方案对于处理高含硫天然气的净化厂来说，其脱硫系统设备和管线的腐蚀环境更为恶劣，因此，为了防止事故的发生，应采用超声波测厚法、失重挂片法以及采用探针进行在线腐蚀监测等综合性的腐蚀监测方法来加强对脱硫系统设备和管线腐蚀情况的监测。.1 采用超

34、声波进行测厚天然气净化厂脱硫系统设备和管线的壁厚会因腐蚀而减薄，因此，用超声波测厚仪测厚，可以了解设备和管线的腐蚀情况，从而防止事故的发生。用超声波测厚仪进行测厚时，应设置固定的监测点，并定期测量壁厚，而且最好用同一台超声波测厚仪进行测量，以减少测量误差。对于罗家寨这样的新建脱硫装置，最初的6个月需每15天进行一次测量，因为这是一个重要的腐蚀过程稳定期。以后每隔6个月测量一次，再往后是每过12个月进行一次测量。可在以下设备和管线的一些部位上设立超声波测厚点：（1）原料气分离器的底部和中部各设立四个测厚点；（2）吸收塔顶部除沫器上方沿塔部位、吸收塔中部沿塔部位、下部第56层塔板处沿塔部位和下部第

35、23层塔板处沿塔部位各设立四个测厚点；（3）贫富液换热器顶部、中部和底部各设立四个测厚点；贫富液换热器富液出口到再生塔管线的上部和下部各设立四个测厚点；（4）重沸器底部、中部和顶部各设立四个测厚点；重沸器酸气返回线和半贫液管线的上部和下部各设立四个测厚点；（5）再生塔底贫液出口至贫富液换热器管线的上部和下部各设立四个测厚点；再生塔顶酸水入口沿塔部位、富液入口沿塔部位、中部沿塔部位、升气筒上方（第一层塔盘处）沿塔部位以及二次蒸汽入口沿塔部位各设立四个测厚点。Table of ContentIntroduction11. Basic status of the gas field21.1. Gen

36、eral status of the gas field21.2 Application status of down hole tubing11.3 Development project of Luojiazhai and Gunziping Gas Fields21.3.1 Development project21.3.2 General process flow of gas gathering and transmission of the gas field42 Application plan of corrosion inhibitor52.1 Corrosion types

37、 and contributory factors52.1.1 Corrosion type52.1.2 Contributory factors52.2 Corrosion-proof plan in the completed well62.2.1 Corrosion-proof plan of corrosion-resistant alloy tubing72.2.2 Corrosion-proof plan of normal sulfur-resistant tubing72.2.3 Corrosion-proof plan of filling corrosion inhibit

38、or in casing-tubing annulus82.3 Corrosion-proof plan of corrosion inhibitor of gas gathering and transmission system on the ground.92.3.1 Types of corrosion inhibitors92.3.2 Pre-filming of corrosion inhibitor102.3.3 Normal filling of corrosion inhibitor142.3.4 Cleaning of equipment in the station an

39、d of the pipeline162.3.5 Corrosion monitoring and testing of gathering and transmission pipeline on the ground162.4 Corrosion-proof plan of the purification plant192.4.1 Corrosion of desulfurization system in the purification plant192.4.2 Corrosion-proof measures202.4.3 Corrosion monitoring project2

40、32.5 Perfection of the Corrosion-proof plan262.5.1 Analysis of the limitations and restrictions of project preparation at present262.5.2 Solution measures273 Application plan of hydrate inhibitor283.1 Prediction of hydrate formation283.2 Filling of hydrate inhibitor303.2.1 Period of well shutdown303

41、.2.2 Before well opening for production313.2.3 Production period313.3 Emergency blockage removing measures of gathering and transmission pipeline324 Application plan of sulfur solvent334.1 Prediction of the sedimentation of elemental sulfur334.2 Solutions of sedimentation of elemental sulfur364.2.1

42、Selection of sulfur solvent364.2.2 Filling project of sulfur solvent under well384.2.3 Filling project on the ground394.2.4 Recovery project of sulfur solvent404.3 Know-how introduction41Summary42Introduction1. Project preparation background For the safe and environmentally friendly development of L

43、uojiazhai Gas Field, reevaluations were carried out by a group of senior specialists upon the original operation and development project of Oolitic shoal gas reservoir of Feixianguan at Luojiazhai and the development project of Feixianguan gas reservoir at Gunziping, prepared by the PetroChina South

44、west Oil & Gasfield Co., the reevaluations of which were organized by PetroChina Company Limited. The reevaluations highlighted issues requiring close attentions in 9 aspects including corrosion inhibitor, hydrate inhibitor, and sulfur solvent applied in the development of the highly acidic gas

45、fields. The project for starting a trial production at Luojiazhai Gas Field as proposed by the PetroChina Southwest Oil & Gasfield Co. was approved, and it was demanded that comments and suggestions made by the specialists should be improved in the ODP report of Luojiazhai Gas Field. 2. Project

46、preparation basis 1) “Report on the Development of Luojiazhai High-Sulfur-Content Gas Field” as prepared by PetroChina Exploration & Production Co. 2) Minutes of PetroChina of “Report on the Development of Luojiazhai High-Sulfur-Content Gas Field”. 3) “Comparisons with the Comments of the Reeval

47、uation and Projects for Improvement of Luojiazhai Gas Field Development Project” as prepared by PetroChina Southwest Oil & Gasfield Co. 1. Basic status of the gas field1.1. General status of the gas fieldAs per the statistics generated from the available gas well data, 2 water wells have been dr

48、illed at Feixianguan gas reservoirs at Luojiazhai and Gunziping, and water analysis and test have been made. Please refer to Table 1.1 for the analytical data. Since Luojia No.8 well failed to obtain appropriate water sample as per test requirement, errors and deviations exist in the analytical resu

49、lts of formation water analysis and test. Therefore, according to the result of water analysis of Luojia No.10 well and by making reference to that of Du No.6 well in ajacent area, the total degree of mineralization in this area is 5080g/L, with H2S content of 1.52.5g/L, and the water type is of cal

50、cium chloride. Table 1.1: Analytical Data of Formation Water of Luojia No.8 Well and the Adjacent AreaWell Code Positive Ionmg/LNegative Ionmg/LTrace Element mg/LH2Smg/LWater TypeTotal Degree of Mineralizationg/LNa+K+Ca2+Mg2+Ba2+Cl-SO42-HCO3-CO32-IBrBLuojia No.81655840778.201740084704180002.8047.2Lu

51、ojia No.10210885044177104553877083500001548CaCl253.38Du No.61772919536880324487948300002574CaCl275.05Table 1.2: Summary of Natural Gas Analysis of Feixianguan Gas Reservoirs at Luojiazhai and GunzipingStructure Well Code Content of Natural Gas Constituent (%) Field AnalysisPhysical Property MethaneE

52、thanePropaneC4+NitrogenHydrogenHeliumH2SCO2H2S(g/m3)CO2(g/m3)Relative Density Critical Temperature(K)Critical Pressure (MPa)Luojiazhai StructureLuojia No.180.330.050.00.6500.0029.829.13140.8169.40.708216.45.267Luojia No.1084.680.080.0300.710.2740.0178.775.44125.5106.90.664212.15.154Luojia No.684.850

53、.09000.450.0020.0188.286.21118.5120.00.669212.75.165Luojia No.781.370.07001.340.0580.01610.416.74149.0132.40.69216.55.26Luojia No.1182.360.03001.480.020.029.126.97130.4136.90.685214.35.209Luojia No.12H81.950.05000.030.000.029.98.05141.7158.20.6942185.29Luojia No.13H85.190.050.0100.160.0010.02104.62142.490.770.66214.15.2Luojia No.14H82.260.050.0100.5500.029.677.44140.4143.40.689216.65.26Luo