1、目錄前言11 氣田基本情況11.1 氣田概況11.2 井下油管使用情況31.3 羅家寨、滾子坪氣田開發方案31.3.1 開發方案31.3.2氣田集輸總工藝流程42 緩蝕劑應用方案52.1腐蝕類型及其影響因素52.1.1腐蝕類型52.1.2 影響因素52.2 完井中的防腐方案62.2.1耐蝕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 套管及油套管環空緩蝕劑防腐方案72.3 地面集輸系統緩蝕劑防腐方案82.3.1 緩蝕劑品種82.3.2 緩蝕劑預膜82.3.3緩蝕劑的正常加注112.3.4 站場設備和管線的清洗122.3.5 地面集輸管線腐蝕監測與檢測122.4 凈化廠防腐

2、方案142.4.1凈化廠脫硫系統的腐蝕142.4.2防腐措施152.4.3 腐蝕監測方案162.5 防腐方案的完善182.5.1 目前編制方案局限性的分析182.5.2 解決的措施183 水合物抑制劑應用方案193.1水合物形成的預測193.2水合物抑制劑的加注213.2.1關井停產階段213.2.2開井生產前213.2.3 生產階段223.3 集輸管線應急解堵措施224 硫溶劑應用方案224.1元素硫沉積的預測234.2元素硫沉積解決措施244.2.1 硫溶劑選擇244.2.2 井下硫溶劑加注方案254.2.3 地面加注方案264.2.4 硫溶劑回收方案264.3 關于技術引進27小結28前

3、言1、方案編制背景為了使羅家寨氣田安全、環保的開發，中國石油天然氣股份有限公司組織資深專家，對西南油氣田分公司原羅家寨飛仙關鮞灘氣藏開發方案、開發實施方案和滾子坪飛仙關氣藏開發方案重新進行評估。重新評估后認為，高酸性氣田開發要充分重視包括緩蝕劑、水合物抑制劑、硫溶劑應用在內的9個方面的問題。同意西南油氣田分公司提出的關于啟動羅家寨氣田試采工作的方案，要求在下一步羅家寨氣田ODP報告中完善專家提出的意見。2、方案編制依據1）中國石油天然氣股份有限公司勘探與生產分公司關于羅家寨高含硫氣田開發有關工作的報告2）中國石油天然氣股份有限公司關于羅家寨高含硫氣田開發有關工作的報告的會議紀要3）中國石油天然

4、氣股份有限公司西南油氣田分公司羅家寨開發方案評估意見對比及整改意見1 氣田基本情況1.1 氣田概況據已獲氣井資料統計，羅家寨、滾子坪飛仙關氣藏鉆遇2口水井，并進行了水分析實驗，分析數據見表1.1。由于羅家8井未能按實驗要求取得準確水樣，地層水分析實驗結果存在誤差。因此，依據羅家10井，再參照鄰區渡6井水分析結果，該區總礦化度5080g/L，H2S含量1.52.5g/L，水型為氯化鈣型。表1.1 羅家8井及鄰區地層水分析數據表井名陽離子mg/L陰離子mg/L微量元素mg/LH2Smg/L水 型總礦化度g/LNa+K+Ca2+Mg2+Ba2+Cl-SO42-HCO3-CO32-IBrB羅家8165

5、5840778.201740084704180002.8047.2羅家10210885044177104553877083500001548CaCl253.38渡61772919536880324487948300002574CaCl275.05表1.2 羅家寨、滾子坪飛仙關氣藏天然氣分析匯總表構造井號天 然 氣 組 分 含 量 （%）現場分析物理性質甲烷乙烷丙烷C4+氮氫氦H2SCO2H2S(g/m3)CO2(g/m3)相對密度臨溫(K)臨壓(MPa)羅家寨構造羅家180.330.050.00.6500.0029.829.13140.8169.40.708216.45.267羅家284.68

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

7、5.190.050.0100.160.0010.02104.62142.490.770.66214.15.2羅家14H82.260.050.0100.5500.029.677.44140.4143.40.689216.65.26羅家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滾子坪構造羅家576.660.05000.590.0080.02313.748.93196.6175.450.729225.65.4

8、76羅家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羅家寨氣田9口獲氣井天然氣分析資料統計顯示（見表1.2），天然氣主要成分甲烷含量一般為80.33%85.19%。硫化氫含量為8.28%10.41%（118.52149.0g/m3），平均為9.45%（135.8g/m3）（川東地區其它低含硫氣藏一般僅0.22.0g/m3）。二氧化碳含量一般為4.62%9.13%（90.77169.41g/m3

9、），平均為6.61%（128.3g/m3）。天然氣平均相對密度0.678。滾子坪構造的羅家5、9井天然氣性質接近，主要成分甲烷，平均含量為78.28%，硫化氫平均含量為14%（200.3g/m3），二氧化碳平均含量7.15%（140.97g/m3），相對密度0.713。可見，羅家寨、滾子坪構造飛仙關氣藏天然氣組成總體上以甲烷為主，屬于高含硫化氫、中含二氧化碳的干氣氣藏。對比兩氣藏，滾子坪飛仙關氣藏甲烷含量較低、硫化氫和二氧化碳含量較高、氣體相對密度也較高。1.2 井下油管使用情況羅家寨氣田已完井氣井井下油管使用情況見表1.3。表1.3 羅家寨氣田井下油管使用情況井 號基本情況目前下入油管材質外

10、徑（mm）壁厚（mm）羅家11已完井VM80SS114.38.55羅家12H已完井G3110114.36.88羅家13H已完井G3110114.38.56羅家14H已完井NKAC80SS114.38.56羅家16H-1已完井VM80SS114.38.561.3 羅家寨、滾子坪氣田開發方案 開發方案羅家寨飛仙關氣藏儲層物性好、有效厚度大，大斜度井、水平井增產效果明顯，單井產能高。考慮到氣藏開發必須具備一定穩產期和氣藏高含硫、開發風險較大等因素，單井預測配產留有余地。此外，羅家11、14H、16H-1井作為調節井，方案中沒有配產。為了降低開發過程中的風險，有效調節氣藏配產，單井集輸配套能力應留有余

11、量。羅家寨、滾子坪開發方案配產見表1.4。表1.4 羅家寨、滾子坪開發方案配產表氣田井名試采配產（104m3/d）方案配產（104m3/d）增壓配產（104m3/d）配套能力（104m3/d）羅家寨羅家12H1508555150羅家13H1508050150羅家15H10075150羅家17H9060120羅家197550100羅家207545100羅家217545100羅家18H9565120羅家1-17545100羅家11150羅家14H100羅家16H-1100滾子坪羅家5-X1403060羅家5-X2403060羅家5-X3302050羅家9-X1403060羅家560合計300900

12、6001500氣田集輸總工藝流程根據羅家寨構造的特點及開發布井方式，在羅家寨5-X1井、羅家17H井、羅家12H井建集氣站設脫水裝置；單井站至集氣站之間管線采用加熱保溫濕氣輸送工藝，集氣站至凈化廠之間管線采用干氣輸送。羅家18H井為單井站，氣體密閉輸送至南壩末站處理。總體開發方案工藝原理流程圖見1.1。去凈化廠羅家5-X1井集氣站羅家5-X3井站羅家5-X2井站羅家17H井集氣站設1座閥室（RTU）羅家12H井集氣站南壩末站羅家20井站羅家15H井站羅家21井站設1座閥室（RTU）設9座閥室（3座帶RTU）羅家18H井站圖1.1 總體開發方案工藝原理流程圖2 緩蝕劑應用方案2.1腐蝕類型及其影

13、響因素腐蝕類型1）井下腐蝕類型由于井下油管內天然氣中含有游離水、H2S和CO2，油管內壁將不可避免產生電化學腐蝕和硫化物應力開裂（SSC），其中SSC基本通過選材和制作工藝來解決，電化學腐蝕主要通過加注緩蝕劑（針對普通抗硫碳鋼）來解決。2）集輸管線的腐蝕類型地面集輸管線內可能產生的腐蝕有電化學腐蝕、硫化物應力開裂（SSC）以及氫誘發裂紋（HIC）。SSC、HIC主要通過選材和制作工藝來解決，電化學腐蝕主要通過加注緩蝕劑來解決。 影響因素1）溫度的影響井口原料氣經過水套加熱爐后溫度為50左右，到脫水裝置前降到24左右，對電化學腐蝕而言，5080這是一個敏感的溫度范圍，但對SSC和HIC，常溫為其

14、敏感區。2）流速的影響流速過高，一方面會對閥門等設備造成沖刷腐蝕；另一方面，管道內壁表面上的硫化鐵腐蝕產物受到沖刷而被破壞或粘附不牢固，使管道內壁一直以初始的腐蝕速率高速腐蝕。流速過低，會造成管道、設備底部積液，而發生水線腐蝕、垢下腐蝕等，導致局部腐蝕破壞。一般流速應控制在38m/s。3）Cl-的影響Cl-是影響腐蝕的一個重要因素，一般凝析水中Cl-含量較低（102103ppm），而地層水含量則在104ppm以上。如果水中Cl-含量超過104ppm，容易產生局部腐蝕，為點蝕。4）元素硫在高酸性環境下，元素硫具有很強的腐蝕性，與管材接觸后會加速接觸點材料的腐蝕。2.2 完井中的防腐方案目前，羅家

15、寨和滾子坪氣田共設生產井13口（羅家12H、羅家13H、羅家15H、羅家17H、羅家18H、羅家19、羅家20、羅家21、羅家1-1井、羅家5-X1、羅家5-X2、羅家9-X1井、羅家5-X3井），備用井3口（羅家11、羅家14H、羅家16H-1井）。其中，羅家12H、羅家13H兩口井采用G3110耐蝕合金油管完井，羅家11、14H、16H-1三口井采用普通抗硫碳鋼完井（羅家14H井有毛細管加注系統）。所有井都采用封隔器完井，新鉆開發井在完井時都采用耐蝕合金油管完井。耐蝕合金油管的防腐方案該方案采用了耐蝕合金油管材料，解決了油管的腐蝕（SSC和電化學腐蝕）問題。 普通抗硫油管的防腐方案羅家11

16、、羅家14H和羅家16H-1三口井采用普通抗硫碳鋼（VM80SS和NKAC80SS）完井（羅家14H井有毛細管加注系統），油管抗SSC性能已經通過選材得以解決，生產中的電化學腐蝕問題可通過加注緩蝕劑來解決。對于帶有毛細管加注系統的羅家14H井來說，可采用連續加注緩蝕劑防腐，緩蝕劑加量根據配產來確定。對于羅家11和羅家16H-1井來說，只能從油管一次性加注緩蝕劑，緩蝕劑加量根據配產來確定。 套管及油套管環空緩蝕劑防腐方案參照國外開發高含硫油氣田的相關經驗，法國Lacq氣田、中東Thamama氣田石灰巖氣層在使用封隔器完井的井中，在環空中加注含緩蝕劑的柴油；在加拿大Bearbery氣田，使用永久封

17、隔器平行雙管大管采氣小管循環加注緩蝕劑及熱油的油套管保護方案；美國Black Creek氣田，使用永久封隔器同心雙管輕質熱油及緩蝕劑、硫溶劑循環加注的油套管保護方案。羅家1、6、7完井均加入了自主研制的環空保護液，從起出油管檢測來看，保護效果良好。1）環空保護液的選擇水基環空保護液：推薦采用水溶性緩蝕劑CT2-4為主的水溶液環空保護液，CT2-4緩蝕劑使用濃度為10%。油基環空保護液：推薦采用油溶性緩蝕劑CT2-1為主的柴油環空保護液，CT2-1緩蝕劑使用濃度為510%。推薦今后新完成的井采用油基環空保護液。2）環空保護液的加注工藝環空保護液通過壓裂車加注。環空保護液的量可根據環空間的體積來計

18、算。2.3 地面集輸系統緩蝕劑防腐方案地面集輸系統緩蝕劑加注工藝流程可以參見試采方案中羅家寨氣田飛仙關氣藏地面集輸工程方案附圖（規-655/3：羅家12H井集氣站原理流程圖），并通過試采進行完善。 緩蝕劑品種推薦采用新研制的CI-3緩蝕劑與目前中低含硫氣田在用的CT2-1緩蝕劑聯合使用。其中CI-3緩蝕劑的緩蝕率90，膜持久性（242h）較現有緩蝕劑CT2-15（102h）延長一倍以上；CT2-1緩蝕劑在川渝氣田有多年的應用經驗，緩蝕率在90以上。CI-3緩蝕劑用于濕氣輸送段管線預膜、集氣干線投產前緩蝕劑預膜，也可用于間歇加注。CT2-1緩蝕劑用于緩蝕劑的連續加注。 緩蝕劑預膜.1 緩蝕劑預膜

19、方法的確定1）目前常用預膜加量公式和經驗作法介紹目前國內外常用的預膜加量公式有以下幾種：（1）V=2.4DL式中：V:預膜量（L）；D:管徑（cm）；L:管長（km）。該公式已被國外管道防腐所使用，在國內的應用也較為普遍。（2）V=20×10-3×S×T式中：V：緩蝕劑用量，kg；S：集輸管線內表面表面積，m2；T：預膜時間，一般為23天。該公式是法國Lacq氣田針對高含硫氣田集輸管線而推導的緩蝕劑預膜公式。（3）按照緩蝕劑預膜厚度為3mils（1mil=0.0254mm）來確定這是加拿大酸性氣田和納爾科公司等的經驗作法。（4）俄羅斯的經驗作法從俄羅斯開發阿斯特拉

20、罕氣田時緩蝕劑預膜用量來看，他們在最初的緩蝕劑預膜量為100g/m2，以后的預膜量一般為50g/m2；通常緩蝕劑的預膜加量為400800L,周期為6個月1年。2）幾種預膜方法的對比研究針對羅家12H井站到南壩末站的集氣干線，計算預膜時緩蝕劑的加量。首先假設管線的長度為1km，并計算出1km長的管線上需要的緩蝕劑量，最后根據管線的總長度計算總的緩蝕劑量。（1）計算1km長管線的內表面積目前，羅家12H井站到南壩末站所選管線的外徑為406mm，壁厚為12.5mm。所以其內表面積S為： S×（0.4060.0125×2）×1000 3.14×0.381

21、5;1000 1196m2（2）幾種預膜加量方法的對比分別針對法國Lacq氣田的緩蝕劑預膜公式、加拿大和納爾科公式的經驗作法以及俄羅斯的經驗作法，計算1km長管線內各種方法所需緩蝕劑量，并最終推薦出適用于羅家寨氣田的緩蝕劑預膜方法。 加拿大和納爾科公式經驗作法的緩蝕劑預膜量V=1196×3×2.54×105×950kg/m387kg 俄羅斯經驗作法的緩蝕劑預膜量從俄羅斯開發阿斯特拉罕氣田時緩蝕劑預膜用量來看，在最初的緩蝕劑預膜量為100g/m2，以后的預膜量一般為50g/m2；通常緩蝕劑的預膜加量為400800L,周期為6個月1年。按照他們的計算方法，則

22、1km長管線的緩蝕劑預膜量應該為60120kg。 法國Lacq氣田經驗公式的緩蝕劑預膜量按照法國Lacq氣田的經驗公式，計算出1km長管線的緩蝕劑預膜量為72kg。目前，羅家寨氣田采用清管器進行緩蝕劑的預膜，采用3mils預膜厚度的作法與清管器預膜工藝比較吻合。因此推薦采用3mils的緩蝕劑預膜厚度來確定緩蝕劑的預膜量，即對于406×12.5的管線來說，緩蝕劑的預膜量為87kg/km。.2 緩蝕劑預膜由于羅家寨氣田在今后的集輸過程中，既可能采用干氣輸送，又可能采用濕氣輸送。因此，本方案同時考慮兩種輸氣方式下的緩蝕劑預膜。1）濕氣輸送工藝的預膜（1）集氣干線的預膜對于濕氣輸送集氣干線來

23、說，預膜周期為1次/月。推薦羅家寨濕氣輸送集氣干線使用清管器進行預膜。（2）采氣管線的預膜由于單井至集氣站管線采用氣液混相輸送的工藝，因此，從單井到集氣站采氣管線的預膜量按照前面的預膜方法來確定，預膜周期為1次/月。預膜設備為清管器。2）干氣輸送工藝的預膜（1）集氣干線的預膜緩蝕劑預膜量仍然按照前面的預膜公式來確定。由于采用干氣輸送，緩蝕劑預膜周期調整為1次/3月。緩蝕劑預膜設備為清管器。（2） 采氣管線的預膜由于單井至集氣站管線采用氣液混相輸送的工藝，因此，從單井到集氣站采氣管線的預膜量按照前面的預膜方法來確定，預膜周期為1次/月。預膜設備為清管器。緩蝕劑的正常加注1）緩蝕劑品種正常加注使用

24、的緩蝕劑為CT2-1。2）加注方式推薦采用連續加注。3）加注量和加注周期的確定緩蝕劑正常加注的加量和保護周期應根據緩蝕劑的特性、井況、生產情況、加注設備情況、防腐的要求等，以室內評價確定的緩蝕劑保護濃度為基礎，通過現場試驗而定，并隨時根據腐蝕監測的結果而調整。根據國外高酸性氣田緩蝕劑應用經驗數據，每萬方氣量緩蝕劑加注量在0.170.66L之間，結合羅家寨氣田不產凝析油的現狀，推薦現場緩蝕劑的加量為0.5L/104m3天然氣。在緩蝕劑的應用過程中隨時通過腐蝕監測數據來調整緩蝕劑的加量。對于采氣管線來說，緩蝕劑通過位于井口的加注裝置將緩蝕劑加注到管線內，可以保護從井口到分離器間的采氣管線；對于集氣

25、干線來說，緩蝕劑通過位于集氣干線開始處的加注裝置將緩蝕劑加注到管線內，如果集氣干線采用干氣輸送，則只進行預膜處理（具體預膜方法如前所述），其它時間不加注緩蝕劑。4）緩蝕劑加注工藝井口緩蝕劑加注工藝：每口井的井口處必須留緩蝕劑加注口。緩蝕劑加注泵的加注壓力為50MPa、排量在050L/h之間。集氣干線緩蝕劑加注工藝：集氣站集氣干線開始處必須留緩蝕劑加注口。緩蝕劑加注泵的加注壓力為15MPa、排量在050L/h之間。 站場設備和管線的清洗為了防止管線內因腐蝕產物以及井下污物等的沉積而堵塞管線，推薦定期（1次/2月）清洗站場設備和管線。根據峰15井的經驗，推薦采用CT4-12類型的清洗液。具體加量由

26、現場情況而定。廢液進入污水集輸系統。 地面集輸管線腐蝕監測與檢測.1 腐蝕監測根據羅家寨構造的特點及開發布井方式，在羅家寨5-X1井、羅家17H井、羅家12H井建集氣站，設脫水裝置；單井站至集氣站之間管線采用加熱保溫濕氣輸送工藝，集氣站至凈化廠之間管線采用干氣輸送。羅家18H井為單井站，氣體密閉輸送至南壩末站處理。由于羅家寨氣田地面集輸系統采用碳鋼+緩蝕劑的工藝，采用的腐蝕監測方案主要根據緩蝕劑的類型和加注方式來確定，目的是監測緩蝕劑的保護效果。所采用的檢測方法為失重掛片、ER（電阻探針）、LPR（線性極化電阻）、電感、ECN（電化學噪音）、超聲波監測等方法。其中ECN屬于新技術，需要引進設備

27、進行應用試驗。以羅家12H井集氣站為例，設計如圖2.1的監測方案。排污管道井口水套加熱爐分離器集氣站南壩末站監測監測監測監測圖2.1 集氣站的腐蝕監測1）分離器前采氣管道和分離器排污管道上的腐蝕監測在進入分離器前的采氣管道和分離器排污管道上設置腐蝕監測點，采用LPR探針+失重掛片的方式。2）在水套爐后節流閥前安裝氫通量監測設備，監測管線的腐蝕情況和緩蝕劑的保護效果。3）在分子篩后設置旁通監測段在分子篩后緩蝕劑加注口前設置旁通監測段，采用高靈敏ER探針+失重掛片的方式，監測脫水后材料的腐蝕情況。4）在南壩末站設置旁通監測段在南壩末站設置旁通監測段，采用ER探針+失重掛片的方式，監測材料的腐蝕情況

28、以及集氣干線緩蝕劑的保護效果。5）緩蝕劑殘余濃度分析（1）集氣站內緩蝕劑殘余濃度的分析每天在集氣站分離器的取樣口取樣分析。根據分析結果判斷緩蝕劑的作用時間與效果。（2）南壩末站緩蝕劑殘余濃度的分析每天在南壩末站分離器的取樣口取樣分析。根據分析結果判斷緩蝕劑的作用時間與效果。.2 腐蝕檢測（1）分離器后采氣管道上的腐蝕檢測該段管線采用超聲波測厚儀，定期、定點檢測管道的壁厚。（2）智能清管檢測采用智能清管器，定期對管道進行檢測,根據清管器清管結果，分析管道的腐蝕狀況。2.4 凈化廠防腐方案凈化廠脫硫系統的腐蝕通過對國內外有關資料調研、天然氣凈化廠的現場調研和室內進行的靜態和動態腐蝕掛片試驗結果表明

29、：H2S、CO2、較高的溫度以及應力的存在是引起脫硫系統設備和管線腐蝕的主要因素。此外，脫硫溶液中的熱穩定性鹽和降解產物也易引起設備和管線的腐蝕。試驗還表明，溶液胺濃度和酸氣負荷越高，腐蝕速率越大。脫硫系統中主要存在均勻腐蝕、點蝕、磨損腐蝕、縫隙腐蝕、應力腐蝕開裂、氫致開裂等類型的腐蝕。通過對川渝氣田現有天然氣凈化廠的現場調研和在小型胺法脫硫試驗裝置上進行的動態腐蝕試驗表明：不論是處理高含硫天然氣或是處理低含硫天然氣，醇胺脫硫系統再生塔的腐蝕均要比吸收塔嚴重。脫硫系統腐蝕較嚴重的部位是重沸器、重沸器酸氣返回線、半貧液管線、再生塔下部以及貧富液換熱器富液出口端等。由于醇胺法脫硫裝置中存在多種腐蝕

30、介質，在裝置不同部位出現的腐蝕形態相當復雜，特別是對于處理高含硫天然氣的凈化廠來說，采用的溶液濃度和酸氣負荷均較高，因此應采用綜合性的防護措施才能減輕腐蝕。防腐措施由于凈化廠的主體設備由國外引進，這里僅就裝置運轉中與防腐有關的事項作些推薦。.1保持溶液清潔試驗表明，新鮮的脫硫溶液對鋼材的腐蝕是非常輕微的。凈化廠脫硫系統設備和管線的腐蝕除與H2S、CO2和溫度等因素有關外，也與進入溶液中的雜質、溶液中的熱穩定性鹽和降解產物有很大關系。因此加強溶液的過濾分離，使溶液保持清潔，對于降低腐蝕是十分重要的。1）溶液的機械過濾為了使脫硫溶液保持清潔，可在加強原料氣過濾分離的同時，對溶液進行機械過濾。過濾量

31、一般為溶液流量的25%100%，視溶液的污染情況而定。對于新開工的脫硫裝置，溶液中懸浮顆粒和FeS含量較高，應加強溶液的過濾，溶液過濾量應大些，以減少FeS等固體顆粒造成的腐蝕。2）溶液的活性炭過濾對溶液進行活性炭過濾能有效地除去溶液中的烴類凝液和降解產物，對保持溶液清潔，降低設備和管線的腐蝕有重要作用。活性炭過濾器的過濾量一般為溶液流量的10%100%。活性炭過濾器應定期沖洗和再生。3）除去溶液中的熱穩定性鹽雖然機械過濾可以除去溶液中懸浮的固體顆粒，活性炭過濾可以除去溶液中的烴類凝液和降解產物，但這些過濾還不能除去溶液中的熱穩定性鹽。為了減輕溶液對設備和管線的腐蝕，應定期對脫硫溶液進行熱穩定

32、性鹽的脫除，使溶液中熱穩定性鹽的含量小于0.5%。.2防止氧氣進入系統由于醇胺脫硫溶劑在氧存在下易發生氧化降解而生成熱穩定性鹽，這不僅會減少溶液中的有效胺含量，而且還會增加溶液的腐蝕性。同時，溶液中的氧還能氧化H2S而生成元素硫，后者在加熱條件下與醇胺反應而生成二硫代氨基甲酸鹽類、硫脲類、多硫化合物類和硫代硫酸鹽類化合物，也會增加溶液對設備和管線的腐蝕。天然氣中氧氣含量一般較低，脫硫系統容易進入氧氣的部位主要有溶液貯罐、溶劑和水補加罐等，為了避免氧氣進入系統，應采取以下措施：1）溶液貯罐、溶劑和水補加罐等設備應充氮氣保護；2）循環泵和溶劑泵入口必須維持正壓；3）裝置開車前須用氮氣置換，以便徹底

33、清除系統中殘余的氧氣。.3 控制溶液濃度和酸氣負荷試驗表明，隨著溶液胺濃度和酸氣負荷的增加，腐蝕速率也隨之上升。因此在實際操作過程中，應按裝置設計的溶液濃度和酸氣負荷進行操作，不應隨意提高溶液濃度或溶液的酸氣負荷，以免使設備的腐蝕加劇。在裝置運轉過程中，如果溶液濃度升高，應及時補加水量進行調整。溶液濃度的波動范圍一般應控制在設計值的12個百分點以內。 腐蝕監測方案對于處理高含硫天然氣的凈化廠來說，其脫硫系統設備和管線的腐蝕環境更為惡劣，因此，為了防止事故的發生，應采用超聲波測厚法、失重掛片法以及采用探針進行在線腐蝕監測等綜合性的腐蝕監測方法來加強對脫硫系統設備和管線腐蝕情況的監測。.1 采用超

34、聲波進行測厚天然氣凈化廠脫硫系統設備和管線的壁厚會因腐蝕而減薄，因此，用超聲波測厚儀測厚，可以了解設備和管線的腐蝕情況，從而防止事故的發生。用超聲波測厚儀進行測厚時，應設置固定的監測點，并定期測量壁厚，而且最好用同一臺超聲波測厚儀進行測量，以減少測量誤差。對于羅家寨這樣的新建脫硫裝置，最初的6個月需每15天進行一次測量，因為這是一個重要的腐蝕過程穩定期。以后每隔6個月測量一次，再往后是每過12個月進行一次測量。可在以下設備和管線的一些部位上設立超聲波測厚點：（1）原料氣分離器的底部和中部各設立四個測厚點；（2）吸收塔頂部除沫器上方沿塔部位、吸收塔中部沿塔部位、下部第56層塔板處沿塔部位和下部第

35、23層塔板處沿塔部位各設立四個測厚點；（3）貧富液換熱器頂部、中部和底部各設立四個測厚點；貧富液換熱器富液出口到再生塔管線的上部和下部各設立四個測厚點；（4）重沸器底部、中部和頂部各設立四個測厚點；重沸器酸氣返回線和半貧液管線的上部和下部各設立四個測厚點；（5）再生塔底貧液出口至貧富液換熱器管線的上部和下部各設立四個測厚點；再生塔頂酸水入口沿塔部位、富液入口沿塔部位、中部沿塔部位、升氣筒上方（第一層塔盤處）沿塔部位以及二次蒸汽入口沿塔部位各設立四個測厚點。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