川渝含硫氣田腐蝕控制方法

張 強 袁 曦 張東岳 莫 林 江晶晶

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心3.中國石油天然氣集團公司高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地

川渝含硫氣田腐蝕控制方法

張 強1，2，3袁 曦1，2，3張東岳1，2，3莫 林1，2，3江晶晶1，2，3

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2.國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心3.中國石油天然氣集團公司高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地

川渝含硫氣田H2S、CO2含量高，同時伴有氣田水，生產(chǎn)過程中腐蝕問題非常突出。分析了川渝氣田金屬材料的主要腐蝕行為，并根據(jù)川渝含硫氣田井下管線、站內(nèi)采氣管線、站外集氣管線及凈化廠的不同工況，在腐蝕控制、腐蝕檢測及腐蝕數(shù)據(jù)管理方面開展了針對性研究。

含硫氣田 腐蝕 腐蝕控制 腐蝕監(jiān)測

對于含硫氣田，由于H2S和CO2共存條件下的強腐蝕性，加之Cl－、水、元素硫、溫度、壓力及流速等因素的影響，使腐蝕環(huán)境非常復(fù)雜，腐蝕機理多樣，腐蝕危害也成倍增加［1－4］。因此，在含硫氣田開發(fā)過程中，地面管線及凈化廠設(shè)備面臨嚴(yán)重腐蝕威脅。即使采用優(yōu)質(zhì)抗硫材料，在現(xiàn)場工況下也難免產(chǎn)生腐蝕而導(dǎo)致穿孔、破裂，發(fā)生天然氣泄漏，不僅影響氣田正常開發(fā)，而且將造成環(huán)境污染甚至災(zāi)難事故。

1 含硫氣田井口閥門金屬材料腐蝕行為

對于高酸性氣田采輸系統(tǒng)，高溫、高壓、多相、高酸性氣液混輸為其主要腐蝕環(huán)境特征，點蝕、硫化物應(yīng)力腐蝕開裂、氫致開裂和應(yīng)力取向氫致開裂及局部陽極溶解引發(fā)的大面積金屬材料變質(zhì)是其主要失效形式。氣液混輸帶來管線壓降大、操作壓力高、段塞流嚴(yán)重，容易造成管內(nèi)嚴(yán)重積液，從而加劇管道內(nèi)腐蝕。此外，嚴(yán)重的腐蝕還易發(fā)生在管線彎頭位置、放空分離器至火炬的埋地管線的低洼積液位置、焊縫位置、異種金屬接觸位置、內(nèi)部結(jié)垢或污染形成的局部大陰極和小陽極加速腐蝕的位置等。

以川渝氣田磨溪區(qū)塊某高產(chǎn)井為例，產(chǎn)出的天然氣為干氣，甲烷體積分?jǐn)?shù)為95.24%～97.24%，平均達(dá)到96.40%；中含硫化氫，穩(wěn)定測試樣品ρ（H2S）為4.58～11.19g／m3，ρ（CO2）為31.40～59.10g／m3，天然氣相對密度平均為0.58。綜上所述，該井為中含H2S，低－中含CO2氣藏。水型為CaCl2型，pH值4.68～7.40，ρ（Cl－）為5 527～74 000mg／L，密度平均為1.04g／cm3，總礦化度平均為57 212mg／L。

該井具有高溫、高壓、大產(chǎn)量的特征，腐蝕環(huán)境為氣液混輸，具備產(chǎn)生電化學(xué)腐蝕的條件。井口閥門為FF－NL級閘板閥，使用時間為148天。閥門剖開后的腐蝕情況如圖1所示。

對閥體流體通道進行精細(xì)切割和打磨，使腐蝕孔的斷面能夠呈現(xiàn)出來。測得腐蝕孔的深度約為0.1 mm，如圖2（a）所示。腐蝕孔的正面體視顯微鏡照片如圖2（b）所示。目前，此閥僅僅使用148天，腐蝕速率達(dá)0.247mm／a。此外，實際情況下孔蝕內(nèi)部還具有酸化自催化的特性，點蝕發(fā)展過程可能變得更迅速。

此外，川渝含硫氣田的凈化廠設(shè)備運行一段時間后，也經(jīng)常出現(xiàn)因氫原子深入基體而產(chǎn)生的碳鋼鋼板的分層，導(dǎo)致設(shè)備失效。因此，在含硫氣田苛刻的腐蝕環(huán)境下，對管線和設(shè)備開展腐蝕控制是安全生產(chǎn)的必然要求。

2 川渝含硫氣田整體腐蝕控制技術(shù)

2.1 緩蝕劑的篩選

含硫氣田緩蝕劑防腐方案的工作是首要對緩蝕劑的基于現(xiàn)場條件的篩選，包括緩蝕劑的性能評價、配伍性能評價及膜的持久性能評價，篩選出適合特定氣田的緩蝕劑種類。

緩蝕劑的現(xiàn)場應(yīng)用工藝包括緩蝕劑的連續(xù)加注、利用現(xiàn)場清管器進行緩蝕劑預(yù)膜、緩蝕效果的評價和防腐方案的調(diào)整等。

2.2 井下管線腐蝕控制技術(shù)

（1）對于采用耐蝕合金鋼油管＋永久封隔器完井的單井，完井前向環(huán)空中加注環(huán)空保護液保護套管內(nèi)壁。如出現(xiàn)環(huán)空異常帶壓情況，補充環(huán)空保護液或充入N2進行防腐。

（2）對于采用普通抗硫油管＋封隔器完井的，完井前向環(huán)空中加注環(huán)空保護液保護套管內(nèi)壁。若單井封隔器失效，定期通過套管向井下加注緩蝕劑，通過油管逐級反排過程來實現(xiàn)對油套管的腐蝕控制，同時實現(xiàn)對站內(nèi)采氣管線的保護。封隔器的失效與否可以通過加入環(huán)空示蹤劑來判斷。

（3）井下采用普通抗硫油管＋封隔器完井的，如封隔器尚未失效，需要定期從油管向井下加注大劑量油溶性緩蝕劑以實現(xiàn)對油管內(nèi)壁的腐蝕控制。

（4）井下采用普通抗硫油管，光油管完井的單井，需定期從套管向井下加注緩蝕劑進行井下防腐。

2.3 采氣管線腐蝕控制技術(shù)

2.3.1 超高壓井

在天然氣開采過程中，川渝氣田出現(xiàn)了壓力大于100MPa的超高壓氣井。川渝氣田某氣井原料氣H2S體積分?jǐn)?shù)0.806%，CO2體積分?jǐn)?shù)0.81%，井口溫度28℃，井口壓力107MPa，產(chǎn)氣量20×104m3／d。試采工藝為原料氣自井口出來經(jīng)三級節(jié)流后，進入水套爐加熱節(jié)流再次加熱節(jié)流至原料氣壓力5.3MPa，溫度16℃，從分離器進入脫硫裝置區(qū)，經(jīng)脫硫后，產(chǎn)出濕凈化氣輸往下游?？紤]到超高壓氣井的安全要求苛刻，管線防腐主要靠材料防腐，基于腐蝕環(huán)境特征選擇雙金屬復(fù)合管或耐蝕合金材料。

2.3.2 普通氣井

（1）井下定期加注油溶緩蝕劑防腐時，采氣管線不再考慮加注緩蝕劑防腐。

（2）井下未定期加注緩蝕劑的情況下，需要在井口連續(xù)加注緩蝕劑，加注工藝見表1。

表1 井口緩蝕劑連續(xù)加注工藝Table 1 Inhibitor continuous injection process at wellhead

2.4 集氣管線腐蝕控制技術(shù)

（1）氣液混輸且能開展緩蝕劑預(yù)膜作業(yè)條件下，管線加注口不再加注緩蝕劑，在井口一同加注，加注量為井口加注和管線加注量的總和，加注周期為每天加注，加注緩蝕劑類型為水溶性緩蝕劑。

（2）氣液混輸且不能開展緩蝕劑預(yù)膜作業(yè)條件下，管線加注口不再加注緩蝕劑，在井口一同加注，加注量為井口加注量＋管線加注量＋預(yù)膜量／時間間隔，加注周期為每天加注，加注緩蝕劑類型為油溶水分散型緩蝕劑。

（3）氣液分輸且能開展緩蝕劑預(yù)膜作業(yè)條件下，連續(xù)加注工藝見表2。

表2 集氣管線緩蝕劑連續(xù)加注方案aTable 2 Inhibitor continuous injection scheme a of gas gathering pipelines

（4）氣液分輸且不能實現(xiàn)集氣管線緩蝕劑預(yù)膜，加注工藝見表3。

表3 集氣管線緩蝕劑連續(xù)加注方案bTable 3 Inhibitor continuous injection scheme b of gas gathering pipelines

對于集氣管線的預(yù)膜工藝，根據(jù)清管器設(shè)計的不同，腐蝕控制方案也有區(qū)別，主要包括：

①單次預(yù)膜量能滿足緩蝕劑計算預(yù)膜量，預(yù)膜工藝見表4。

表4 集氣管線預(yù)膜方案aTable 4 Pre－film scheme a of gas gathering pipelines

表5 集氣管線預(yù)膜方案bTable 5 Pre－film scheme b of gas gathering pipelines

表6 集氣管線預(yù)膜方案cTable 6 Pre－film scheme c of gas gathering pipelines

2.5 凈化廠腐蝕控制技術(shù)

CO2－H2S－H2O和R2NH－H2S－CO2－H2O腐蝕是含硫天然氣脫硫裝置的主要腐蝕形式［2］。在潮濕環(huán)境中，H2S可直接與Fe反應(yīng)，產(chǎn)物易脫落及易被氧化，其在電化學(xué)過程中作為陰極加速金屬腐蝕。同時，H2S能提供氫的來源，從而誘發(fā)氫致開裂［5］。游離或化合的CO2均能引起腐蝕，其中較嚴(yán)重的腐蝕發(fā)生在有水的高溫（90℃以上）部位。

2.5.1 設(shè)備選材

天然氣凈化脫硫系統(tǒng)的設(shè)備應(yīng)按ISO1 5156／NACE MR0175標(biāo)準(zhǔn)要求（參考NACE MR0103標(biāo)準(zhǔn)）進行選材［5］。設(shè)備應(yīng)避免使用鍍黃銅 （銅基）合金材料和鋁材。容易發(fā)生腐蝕的部位 （如重沸器管束）可選用奧氏體不銹鋼。管材的表面溫度超過120℃時，應(yīng)考慮使用1Crl8Ni9Ti鋼管。

2.5.2 材料熱處理

天然氣凈化脫硫設(shè)備制造好后應(yīng)進行整體熱處理以消除應(yīng)力［5］。若熱處理后的設(shè)備再次動焊，則必須采取焊后的局部熱處理措施。設(shè)備或管線在經(jīng)過熱處理消除應(yīng)力后，還必須對焊縫進行硬度檢查。操作溫度超過90℃的設(shè)備和管線應(yīng)進行焊后熱處理以消除應(yīng)力，控制焊縫熱影響區(qū)的硬度小于HB200。

2.5.3 溶液凈化

醇胺溶液降解產(chǎn)物腐蝕性很強，且腐蝕產(chǎn)物顆粒會對管壁造成沖刷腐蝕。因此，必須除去溶液中的雜質(zhì)［6］。活性炭過濾器可去除溶液中的雜質(zhì)，還能通過吸附作用有效地除去溶液中的烴類凝液和降解產(chǎn)物，但極細(xì)的活性炭顆粒也可能被帶入醇胺溶液中，因而在采用活性炭凈化溶液時，有必要聯(lián)合采用機械過濾器加強溶液凈化。溶液中的各種陰離子也會對溶液的質(zhì)量、工藝裝置的腐蝕和過程控制造成不良影響，必須嚴(yán)格控制其含量。熱穩(wěn)定性鹽的處理除傳統(tǒng)的加堿減壓蒸餾外，還有離子交換及電滲析技術(shù)。

2.5.4 控制操作條件

（1）控制再生溫度。高溫會加速腐蝕［7］。重沸器內(nèi)的液面要足以使全部管束浸泡在其中，以免上部未浸泡的管束局部過熱而造成局部腐蝕加劇，定期維護，徹底清除管壁上的銹皮和沉積物，避免發(fā)生點蝕和垢下腐蝕。

（2）控制酸氣負(fù)荷和溶液濃度。腐蝕速率會隨著溶液胺濃度和酸氣負(fù)荷的增加而上升。在實際操作過程中，應(yīng)按照裝置設(shè)計的溶液濃度和酸氣負(fù)荷進行操作，不應(yīng)隨意提高溶液濃度或酸氣負(fù)荷。如果溶液濃度升高，應(yīng)及時補加水量進行調(diào)整。

（3）合理選擇溶液流速。高流速的胺液會破壞金屬表面的保護膜，導(dǎo)致設(shè)備和管線腐蝕加劇，對管道彎頭的腐蝕影響最大。根據(jù)經(jīng)驗，對碳鋼而言，胺液在管道內(nèi)流速一般應(yīng)不高于1.5m／s，在換熱器管程內(nèi)的流速不超過0.9m／s，富液進再生塔流速不高于1.2 m／s。此外，還可改進結(jié)構(gòu)設(shè)計，以改變胺液流態(tài)，減緩腐蝕。如加長彎頭，選用非直角三通，溶液改變流向處用無縫管，整修那些與管板不齊平的管頭等。為防止泵氣蝕，應(yīng)盡量減小吸入壓降（降低流速、管路取直）及保持足夠的吸入壓頭，以防止小氣泡的形成。

（4）加強儲液保護。醇胺脫硫溶劑在氧存在下易發(fā)生氧化降解而生成熱穩(wěn)定性鹽，溶液中的氧還能氧化H2S生成元素硫，后者在加熱條件下與醇胺反應(yīng)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，增加了溶液對設(shè)備和管線的腐蝕性。為了避免氧氣進入系統(tǒng)，溶液貯罐、溶劑和補水罐等設(shè)備應(yīng)充氮氣保護，循環(huán)泵和溶劑泵入口必須維持正壓，裝置開車前須用氮氣和蒸汽吹掃，以徹底清除系統(tǒng)中殘余的氧氣。

（5）定期抽檢溶液。定期抽檢溶液可以確定溶液中熱穩(wěn)定性鹽和降解產(chǎn)物含量。溶液中的熱穩(wěn)定性鹽和降解產(chǎn)物過高時，應(yīng)加大溶液的過濾量。對陰離子的分析監(jiān)測頻率建議在生產(chǎn)半年以后控制在每2～6月一次。如果在一段時間內(nèi)頻繁攔液或溶液過濾器壓差不明原因升高，可將分析頻率調(diào)整到2周一次或1月一次。

（6）使用緩蝕劑。加注緩蝕劑是一種經(jīng)濟高效的防腐工藝。

3 含硫氣田腐蝕監(jiān)／檢測技術(shù)

含硫氣田腐蝕監(jiān)測技術(shù)主要包括現(xiàn)場電化學(xué)探針、腐蝕掛片、現(xiàn)場鐵離子濃度分析、緩蝕劑殘余濃度分析；腐蝕檢測主要包括超聲波測厚、相控陣C掃描和智能清管等。地面集輸流程采用電化學(xué)監(jiān)測方法、失重掛片、鐵離子濃度分析、緩蝕劑殘余濃度分析及超聲波測厚等方法綜合監(jiān)測／檢測管線和設(shè)備的腐蝕情況及緩蝕劑防腐效果。龍王廟組氣藏開發(fā)腐蝕監(jiān)／檢測點的布置主要基于腐蝕回路的劃分，實現(xiàn)腐蝕研究的區(qū)域化覆蓋，為腐蝕完整性提供數(shù)據(jù)。腐蝕回路指的是腐蝕環(huán)境類似、腐蝕機理相同的所有管線和設(shè)備的總稱。腐蝕回路是設(shè)置腐蝕監(jiān)測點的重要依據(jù)，通過腐蝕回路的劃分及現(xiàn)場生產(chǎn)工藝的具體情況進行腐蝕監(jiān)測點的設(shè)置和腐蝕監(jiān)測方法的選擇。腐蝕監(jiān)／檢測點的布置遵循的原則要具有“系統(tǒng)性”、“區(qū)域性”、“代表性”。

3.1 井下腐蝕監(jiān)／檢測

（1）井下安裝了腐蝕掛片和電化學(xué)探針的單井，按數(shù)據(jù)采集周期，定期現(xiàn)場收集腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)。

（2）井下未安裝腐蝕掛片和電化學(xué)探針情況。根據(jù)單井現(xiàn)場工況，井下腐蝕監(jiān)測和緩蝕劑效果評價采用鐵離子濃度分析、緩蝕劑殘余濃度分析和腐蝕預(yù)測的方法。鐵離子濃度分析及緩蝕劑殘余濃度分析頻率與井下加注緩蝕劑同步進行，井下緩蝕劑加注進行前后，各7天內(nèi)對分離器水樣進行取樣分析，每天取一個樣，頻率見表7。

表7 采樣分析周期Table 7 Sampling analysis period

3.2 站場腐蝕監(jiān)／檢測

井站內(nèi)及集氣站腐蝕監(jiān)／檢測點的位置及方法選擇見表8和表9。

表8 井站內(nèi)腐蝕監(jiān)／檢測點的位置及監(jiān)測方法選擇Table 8 Selection of corrosion monitoring points and methods at well stations

表9 集氣站腐蝕監(jiān)／檢測點的布置和方法選擇Table 9 Selection of corrosion monitoring points and methods at gas gathering station

3.3 集氣管線腐蝕監(jiān)／檢測

外集氣直線腐蝕監(jiān)／檢測實施方案見表10。

表10 外集氣支線腐蝕監(jiān)／檢測實施方案Table 10 Corrosion monitoring program of outside branch gas gathering pipelines

3.4 凈化廠腐蝕監(jiān)／檢測

凈化廠的腐蝕監(jiān)／檢測主要方法為腐蝕掛片、電化學(xué)探針、超聲波測厚和模擬評價。其范圍涵蓋凈化廠每個單元，腐蝕監(jiān)測點的位置和監(jiān)測方法見表11。在脫水單元和硫磺回收單元及尾氣處理單元使用超聲波定期測厚。

3.5 數(shù)據(jù)管理

3.5.1 井筒安全等級劃分

通過氣井鉆井資料、固井資料、完井資料、試油測試資料、生產(chǎn)資料進行分析，結(jié)合氣井風(fēng)險等級劃分方法，對生產(chǎn)井井筒安全風(fēng)險等級進行劃分。以川渝龍崗氣田某井為例，井口裝置KQ78－70EE級，完井管柱耐蝕合金（G3）＋THT封隔器完井。目前，油壓7.3 MPa，套壓0MPa，技套壓力10MPa，表套壓力0。油套環(huán)空H2S和CO2質(zhì)量濃度均為0，技套H2S質(zhì)量濃度0.39g／m3，CO2質(zhì)量濃度5.6g／m3，井筒安全等級見表12。

表11 凈化廠腐蝕監(jiān)／檢測點的布置和方法選擇Table 11 Selection of corrosion monitoring points and methods at gas station

通過對此井井口裝置、完井管柱密封性能、井下工具、套管柱、固井質(zhì)量、環(huán)空壓力及環(huán)空流體性質(zhì)等進行綜合分析，評估此井井筒安全風(fēng)險等級為Ⅰ類氣井（綠色等級）。

3.5.2 地面系統(tǒng)腐蝕監(jiān)測數(shù)據(jù)庫

（1）工程建設(shè)數(shù)據(jù)庫?；诖_定的腐蝕回路，建立有關(guān)腐蝕的所有基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫，其功能是為可靠性評價系統(tǒng)和風(fēng)險評價系統(tǒng)提供準(zhǔn)確的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

（2）裝置運行基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫。主要收集裝置／管道運行過程中監(jiān)測／檢測到的工藝參數(shù)、腐蝕數(shù)據(jù)，如ER、LPR、FSM、掛片、超聲波測厚、智能清管等，有的需要進行轉(zhuǎn)化才能得到管線／裝置的腐蝕速率。該數(shù)據(jù)庫的建設(shè)貫穿于氣田的整個開發(fā)過程，需要不斷地維護和補充，數(shù)據(jù)庫的數(shù)據(jù)將為腐蝕評估預(yù)測、防腐措施的完善與提高提供及時的數(shù)據(jù)支持。

表12 井筒安全等級Table 12 Safety level of wellbores

（3）模擬分析評價基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫。主要包括緩蝕劑防腐方案設(shè)計、室內(nèi)模擬環(huán)境條件腐蝕評價數(shù)據(jù)和腐蝕預(yù)測軟件預(yù)測得到的腐蝕數(shù)據(jù)。該數(shù)據(jù)庫的建設(shè)將記錄氣田開發(fā)過程中腐蝕防護技術(shù)的發(fā)展歷程，通過自我評估和學(xué)習(xí)完善，逐漸提高腐蝕預(yù)測的準(zhǔn)確性。

（4）可靠性評價數(shù)據(jù)庫?；诳煽啃岳碚?，建立適當(dāng)?shù)目煽啃阅Ｐ?，考慮腐蝕缺陷尺寸和載荷等變量的隨機特性，對腐蝕管線進行可靠性分析。

3.5.3 凈化廠的HAZOP分析

HAZOP分析是一個詳細(xì)辨識危險與可操作性問題的過程，由一個分析小組執(zhí)行。HAZOP識別來自設(shè)計意圖的潛在偏差，并分析偏差產(chǎn)生的原因和評估偏差產(chǎn)生的后果。在HAZOP分析過程中，若分析小組認(rèn)為某個偏差或某個局部的單元，甚至某個系統(tǒng)僅作常規(guī)的HAZOP分析還不夠充分，需要作進一步的量化分析時，可選擇風(fēng)險矩陣進行評估。風(fēng)險等級的確定依賴于對事故發(fā)生概率的分析和事故后果嚴(yán)重程度的分析，根據(jù)事故發(fā)生概率和事故后果嚴(yán)重程度的關(guān)系，將風(fēng)險等級劃分為四級（Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ）。

4 結(jié)論和展望

（1）川渝含硫氣田腐蝕控制是一項系統(tǒng)工程，需要針對采氣生產(chǎn)過程中酸氣經(jīng)過的每一過程進行腐蝕控制。因此，應(yīng)從井下、地面流程、集輸管線及凈化廠4個方面入手，開展基于現(xiàn)場腐蝕環(huán)境因素的腐蝕控制工作，形成含硫氣田整體防腐方案，建立數(shù)字化腐蝕數(shù)據(jù)管理系統(tǒng)及數(shù)據(jù)庫，從而實現(xiàn)腐蝕控制的整體設(shè)計及完整性管理。

（2）新型高效的緩蝕劑研發(fā)及篩選工作是含硫氣藏腐蝕控制方面的一個重要發(fā)展趨勢。此外，在腐蝕檢測方面，超聲波、相控陣C掃描等技術(shù)手段將為腐蝕數(shù)據(jù)管理系統(tǒng)及數(shù)據(jù)庫的建立提供重要的技術(shù)支撐。

［1］陳賡良.醇胺法脫硫脫碳裝置的腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2005，22（1）：27－31.

［2］KINDLEIN W，SCHILLING JR P T，SCHROEDER R M，et al.The characterization of the sulphide stress corrosion susceptibility of high－strength low－alloy steels in standardized solutions［J］.Corrosion Science，1993，34（8）：1243－1250.

［3］劉志德，路民旭，肖學(xué)蘭，等.高含硫氣田元素硫腐蝕機理及其評價方法［J］.石油與天然氣化工，2012，37（5）：495－498.

［4］劉志德，唐永帆，谷壇，等.高酸性氣田現(xiàn)場腐蝕試驗研究［J］.石油與天然氣化工，2008，41（增刊）：73－80.

［5］嚴(yán)偉麗，林霄紅.胺法脫硫裝置的腐蝕與防護［J］.石油化工腐蝕與防護，2004，21（6）：21－23.

［6］羅國民，何奉儒，徐仕利.脫硫再生塔及重沸器腐蝕原因分析與對策［J］.化肥設(shè)計，2006（4）：40－42.

［7］胡天友，黃瑛，顏曉琴，等.影響醇胺脫硫溶液腐蝕性的因素研究［J］.石油與天然氣化工，2008，37（2）：119－121.

Corrosion control methods of sour gas fields in Sichuan and Chongqing

Zhang Qiang1，2，3，Yuan Xi1，2，3，Zhang Dongyue1，2，3，Mo Lin1，2，3，Jiang Jingjing1，2，3
（1.Research Institute of Natural Gas Technology，PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company，Chengdu610213，China；2.National Energy R&D Center of High Sulfur Gas Exploitation，Chengdu610000，China；3.High Sulfur Gas Exploitation Pilot Test Center，CNPC，Chengdu610213，China）

Accompanied with gas field water，sour gas fields in Sichuan and Chongqing contain high H2S and CO2，and corrosion is a significant problem during the production process.In this paper，the corrosion behaviors of metal materials in Sichuan and Chongqing gas fields were analyzed.Furthermore，according to the different working conditions of underground pipeline，on－site gas pipeline，outside gas pipeline and purification plant，this paper carried out targeted research of corrosion control，corrosion detection and corrosion data management.

sour gas field，corrosion，corrosion control，corrosion detection

TE988.2

A

10.3969／j.issn.1007－3426.2015.05.013

張強（1976－），男，2008年畢業(yè)于華中科技大學(xué)，獲博士學(xué)位，高級工程師，主要從事酸性氣田腐蝕監(jiān)／檢測、數(shù)字化氣田研究。E－mail：zh＿qiang＠petrochina.com.cn

2015－04－09；編輯：馮學(xué)軍