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长北气田地面集输管网缓蚀剂研究与应用

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气田 地面 管网 缓蚀剂 研究 应用
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8 油化工应用 28卷第1期 2009年2月 长北气田地面集输管网缓蚀剂研究与应用 杨小龙 ,梁宁涛,杨维峰,刘伟平 (1.中国石油长庆油田公司第二采气厂2.长庆油田公司长北天然气开发项目经理部 陕西榆林719000) 摘要:长北气田是迄今为止中国陆上天然气勘探开发领域最大的对外合作项目,由中国石油与壳牌石油公司共同承担开发作业; 其选用了国内少见碳钢输送湿气的工艺。并首次采用“碳钢+缓蚀剂”措施来保证地面集输管网的安全。在缓蚀剂的选型上通过更能 模拟现场真实情况的动态实验室评价方法一旋转笼法,对缓蚀剂的缓蚀效率、乳化趋势、毒性及与水合物抑制剂甲醇的配伍性等进 行评价,找出了适用长北气田地面集输管线的缓蚀剂。并对缓蚀剂加注工艺进行了阐述,对加注量进行了计算,最后通过现场验证, 证明了该缓蚀剂的使用有效的保护了长北地面集输管线。 主题词:长北气田;管线腐蚀;缓蚀剂;研究;应用 中图分类号: 文献标识码:A 文章编号:1673—5285(2009)6 1地面集输管线腐蚀情况分析 长北气田天然气中量为1.805%,在气田 生产的前4年集输气管线压力为7.1~8.0 O 分 压0.128 2~0.1 444 后集输气管线压力降为 3.5~5.0 63 2 903 据 《油气分离器规范))(515—1997),按压划 分腐蚀程度(见表1),由此可见长北气田应考虑蚀。 表I 蚀作用划分表 另外蚀受温度的影响较大,最严重的蚀发生在60~100 北气田集输系统的温 度500 mg/(7)缓蚀剂与甲醇具有良好的配伍性; (8)用动态失重法评定缓蚀剂时,要求腐蚀速率< 0.076 mm/a,同时结合缓蚀率和试片表面情况进行评价。 2.2待评价缓蚀剂的相关资料 表3是收集的目前已用在油气田开发且反映较好 的样品。 表3缓蚀剂相关技术指标 2_3缓蚀剂相溶性试验 相溶性试验仅针对所收集的水溶性缓蚀剂和油溶 水分散性缓蚀剂。 2.3.1与甲醇的相溶性试验长北气田地面工程选用 甲醇作为水合物抑制剂,根据设计上所采用的最大甲 醇加注量,将甲醇与缓蚀剂(按正常加注量)按比例混 合后,静置24小时进行观察。发现除它 缓蚀剂都能与甲醇相溶。颗粒状沉淀,并附着在瓶壁上。 2.3.2与甲醇、气田水的相溶性试验试验采用的气 田水皆根据长北气田水分析报告配置,其中18 00 。将甲醇、气田水与缓蚀剂(按正常加注量) 按比例充分混合后,静置24小时后进行观察。发现 ,还形成较严重的泡沫。其余缓蚀剂都能与甲醇、气 田水互溶,无沉淀、分层等现象。 2.4缓蚀剂乳化性试验 由于形成的乳状液很难移走,而且可能导致生产设 备中的分离困难,因此按照《实验室评价和检定油田、炼 厂缓蚀剂的标准导则》(170通过摇瓶试验 法评价缓蚀剂是否将引起水一油混合物形成乳液。 对100 用的 混合比取决于系统,根据设计所提的油气比、水气比, 计算出长北气田油水比为1:19。而通常情况下,为了模 拟最坏的情况,混合物以比推荐更高水平的试验化学 药品的各种浓度注入。在试验中,按气田水与油之比为 5O:5加入1 000 的缓 蚀剂,接着用手将每个试验瓶猛烈摇动1 00次,再让其 静止澄清。经过一段时间,观察油层和水层的清澈度和 颜色,以及界面的出现,然后与空白样做比较。未通过 相溶性试验的水溶性缓蚀剂乳化试验。试验结果见表4。 80 石油化工应用2009年 第28卷 通常油溶性缓蚀剂比水溶性缓蚀剂更易产生乳化 现象,根据缓蚀剂乳化趋势试验结果,我们筛选出水溶 性缓蚀剂、油 溶水分散性缓蚀剂表4乳化性试验结果 2.5缓蚀剂缓蚀率评价 通过模拟现场条件,对初选出的缓蚀剂验 将选择最苛刻的现场环境进行动态模拟试验。温度、 压、氯化物浓度皆按最大值选取。评选试验中加 注量统一为1 000 。对于油溶性缓蚀剂溶水分散性缓蚀剂时也按170一 膜30 速根 据设计上提供的参数计算出壁面剪切力,再按照标准 170一验条 件如下: 试验溶液:自配气田水+凝析油,油水比为l:19; 试验材料:360B,料化学成分 见表5)。 试验温度:6O ; .3 转速:430 r/表5实验用管材化学成分表 试验周期:72 h; 实验结果见表6。 表6缓蚀剂缓蚀率评价结果 注:缓蚀荆加注量按气田产液量(气田水+凝析油)计算。从试验结果可知,加入缓蚀剂后,材料的腐蚀速率均小于0.076mm]a,缓蚀率均大于80 %。在缓蚀剂加注量相同的情况下,1一第1期 杨小龙等 长北气田地面集输管网缓蚀剂研究与应用 81 2.6缓蚀剂毒性试验 许多高效缓蚀物质往往带有毒性,致使它们的使用 范围受到限制。随着对环境关注的日益加强,缓蚀剂的 毒性成为缓蚀剂选择的重要因素之一。对缓蚀剂进行了 小鼠急性经口毒性试验,采用寇氏法测定半数致死量 数致死量死所需的药剂量,一般以mg/越大,表示该 化合物的毒性越低,即越安全。试验结果见表7。 表7缓蚀剂毒性检测结果 从检测结果可看出,4种缓蚀剂的毒性皆为低毒。 2.7甲醇对缓蚀率的影响 在长北气田地面集输系统中,缓蚀剂将与甲醇一 起使用,因此应考虑天然气管道中甲醇与缓蚀剂混合 后,甲醇是否对缓蚀剂的缓蚀率产生影响。 根据设计,最大甲醇加注量为1 800 k ,计算出 试验溶液中气田水与甲醇的比例为9:4,试验条件如下: 试验溶液:自配气田水+凝析油+甲醇,油水比为 1:19,水与甲醇之比为9:4 试验材料:360B、缓蚀剂牌号:、缓蚀剂加注量:l 000 ; 试验温度:6O℃; .3 转速:430 r/试验周期:72 h; 甲醇对缓蚀剂率的影响结果见表8。 表8 甲醇对缓蚀剂缓蚀率的影响 从表8可以看出,甲醇对蚀 速率大于0.076 mm/a,二者不推荐互配使用。甲醇对 试片的腐蚀速率来看,仍小于 0.076 mm/a,二者可以互配使用。加入甲醇后,油溶性 缓蚀剂和油溶水分散性缓蚀剂有所提高,二者配伍性好,可以互配使用。 2.8缓蚀剂评选结果分析 通过相溶性试验、乳化性试验、缓蚀率评价试验、 缓蚀剂与甲醇配伍性试验、毒性试验,对收集到的缓蚀 剂样品进行了筛选,初步筛选出、0这三种缓蚀剂的性能比较见表9。 从表9看出,油溶水分散性缓蚀剂蚀剂中性能最好,可同时用于预膜和连续加注,避免 不同缓蚀剂间相互影响。 根据对收集到的国内具有代表性的缓蚀剂品种进 行评选的结果,推荐长北气田地面集输管线选用缓蚀 剂。 表9三种缓蚀剂性能比较 注:缓蚀率和腐蚀速率是针对材料3缓蚀剂的加注工艺 缓蚀剂的筛选至关重要,但正确加注缓蚀剂更加 重要。如果缓蚀剂不能到达被保护材质表面,再好的缓 82 石油化工应用2009年 第28卷 蚀剂也无法发挥防护作用。因此,合理的缓蚀剂加注工 艺对正确应用缓蚀剂起到至关重要的作用。 3.1缓蚀剂的加注方式 地面管线进行缓蚀剂加注前要求管线清管干净。 地面管线缓蚀剂主要有两种加注方式,连续加注和涂抹。 连续加注是将缓蚀剂连续注入要保护的管段。可 采用滴注、泵注、管线引射注入等方式。近年来通常采 用泵或旁通高压气将缓蚀剂以雾状喷入管道内,使缓 蚀剂喷成雾状,增大接触面积,促进缓蚀剂在金属表面 上的吸附,泵注工艺的技术关键是喷雾头,其雾化效果 好坏决定了缓蚀剂的保护效果。该法特别适用于管线 的腐蚀防护。 涂抹是采用清管的方式将缓蚀剂涂敷在整条集气 管道上,通常是由清管列车来完成的。该方式可用于缓 蚀剂的预膜。 对于长北气田的地面集输管线,推荐采用缓蚀剂 预膜和连续加注联合使用的方法,连续加注推荐采用 泵注方式。即在新管道投入使用前先通过涂抹方式对 管壁进行缓蚀剂预膜,再用泵将缓蚀剂连续注人要保 护的管段。 3.2缓蚀剂的加注量 3.2.1连续加注连续加注所采用的水溶性缓蚀剂或 油溶水分散性缓蚀剂的量通常是以游离水中缓蚀剂的 浓度来确定的,生产实践中常按每立方水中缓蚀剂的 浓度为1 000 来定。如果不能很好确定管线中水 的含量,就只能根据输气量进行确定。在实际生产中考 虑到以下几方面: (I)气田开采初期,虽然不会出现大量的地层水, 但产气量很高; (2)井口到节流阀之间的管线由于温度、压力较 高,腐蚀情况比较严重; (3)实际应用中一些不确定因素及缓蚀剂的损耗。 因此对于长北气田,建议缓蚀剂的加注量根据产液量 和产气量确定,加注量按下列公式计算。 Q=~Q 式中:0一每日缓蚀剂加注量,(m3/d); m3/d); Q 每日产气量,(m3/d); 水中缓蚀剂浓度,按1 000 选取, e=0.001; 中—气中缓蚀剂浓度,按0.15 m 选取 ‘p=0.000 15 0 m (国外通常按0.035~0.35 L/104 m 选取,国内通常按0.1~0.5 m 选取,由于长北气田的 腐蚀情况并不是很严重,建议按0.15 0" 3.2.2缓蚀剂预膜缓蚀剂预膜通常是由清管列车来 完成的,清管列车由两个清管器串联组成,即将一定剂 量的缓蚀剂夹在两个清管器之间采用清管的方式将整 条集气管道涂抹缓蚀剂,这种大剂量使用缓蚀剂的方 法又叫缓蚀剂预膜处理。预膜所需缓蚀剂加注量为基 础量加预膜施工消耗量。 (1)预膜基础量 根据需预膜缓蚀剂的管道表面积和预计缓蚀剂涂 层的厚度可计算出一个用量 w,一般涂抹层厚度是0.076 取0.076 111/1"1 时,公式可简化为: =2.4 D 式中:L); 该公式已被国外管道防腐所使用,在国内的应用 也较普遍。 (2)预膜施工消耗量 缓蚀剂预膜施工消耗量取决于清管球前进速度V 和缓蚀剂与管壁的接触时间t,缓蚀剂与管壁的接触时 问通常要求管球前进速度 m/s, 这样可计算出在管线末端残余在两个清管气之间的缓 蚀剂量。由于在施工过程中存在各种损耗,最终缓蚀剂 预膜用量是在计算用量的基础上取余量。 对长北气田,推荐在新管道投入使用前进行预膜, 预膜厚度为0.076 蚀剂与管壁的接触时间10 秒,清管球前进速度为3—5 m/s,以后缓蚀剂加注可采 用连续加注方式。 4现场运行状况分析 2006年007年3月 1日,正式实现商业供气。井口压力6.26 口温 度42℃,中央处理厂进口天然气温度3O 虑到运 输等问题长北气田最终选用西安中登生产的缓蚀剂 ;采用不预膜,井丛3口井依次每隔两天轮换加 注,支、干线连续加注的方式(如井口采用连续加注将 会导致在保证支线加注量的情况下,各单井管线加注 量不够,如采用保证单井加注量的情况下,支、干线加 注量太多,易造成分离器排污阀堵、丝网捕集器堵,甲 醇回收过滤器堵)。 为了验证缓蚀剂的效果,对投产(下转第92页) 石油化工应用2009年 第28卷 在1 000~1 000 000 m m 。检测结果准确度较高。 (2)该方法设备简单,成本低,操作方法简单,便于 推广。 (3)该方法对高浓度的氮氧化物检测提供了理论 依据,为氮氧化物治理方法的确定创造了必要条件。 (4)该方法对浓度在1 000~20 000 mg/m,工业废 气中氮氧化物含量的测定,其检测结果准确度更高。 参考文献: 【1] 国家标准,空气质量氮氧化物的测娴GB,992[2]煤炭行业标准,矿井空气中有g:-~】 79—1994.1994一10一[3】国家标准,固定污染源排气中氮氧化物测定盐酸萘乙二胺 分光光度法[S】,3—1999。2000[4]华雪萍,废气中氮氧化物的测定方法】, 环境监测管理与技术.1994.4.45[5】王洋,范世华,测定大气中氮氧化物的顺序注射化学发光方 法研究【J],冶金分析。2005.2,1E 30060,n be to or e B/T 1 3906—92 by it be of 上接第82页) 1年以上的气井管线壁厚进行监测。为更有说服力,特 选了壁厚比较容易减薄的井丛管线弯头正对气体流向 处进行壁厚监测,数据见表表1井管线弯头壁厚/(测量值 投产前测量值 3 4 井管线弯头壁厚/(测量值 投产前测量值 5 6 井管线弯头壁厚/(测量值 投产前测量值 2 11.02 井管线弯头壁厚/(测量值 投产前测量值 l】.04 4 从数据可以看出,目前壁厚数据均小于缓蚀剂 的缓蚀率。 5结论与建议 1.长北气田采用井丛3口井轮换加注,支干线连 续加注的缓蚀剂加入方式是正确的; 2.缓蚀剂对长北气田地面集输管线具有 防止腐蚀的作用; 3.按0.15 04 m,的标准来确定缓蚀剂的加注量; 4.建议定时化验中央处理厂人口气田污水中缓蚀 剂含量来调整注人量; 5.腐蚀检测是一个长期工作,需在下游一些关键 设备及管段处设置腐蚀监测点,采用定点超声波测厚 定时进行测厚并做分析。 参考文献: [1】林存瑛,主编.天然气矿场集输【M].北京:石油工业出版社 1997.6. [2]杨小龙,等.长北气田地面工艺技术【J].天然气工业,2006,07 :88—90. [3】周中.天然气管道防腐问题的探讨【J.]煤气与热,2001,21.3. 【4]长北总体开发方案地面工程部分,中国石油集团工程设计 有限责任公司西南分公司2004;10. 【5]长北气田地面工程初步设计,中国石油集团工程设计有限 责任公司西南分公司2005.
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