CO2/H2S介质下的缓蚀剂研究现状

针对川渝地区油气田因同时含CO2和H2S所导致的腐蚀问题,综述了CO2／H2S介质下的缓蚀剂研究现状。介绍了多种抗CO2／H2S腐蚀的缓蚀剂以及他们在油田的应用情况。强调加强CO2／H2S共存时缓蚀剂研究的重要性,并提出了该类缓蚀剂的发展方向及要注意的问题。     

四川气田腐蚀特征及防腐措施

四川气田的开发一直伴随着腐蚀与防护的问题，气田开采过程中存在多种腐蚀环境，70％以上的气井是含硫气井，如川中磨溪气田的H2S—CO2-Cl^-和细菌腐蚀环境、311东大天池气田高CO2低H2S腐蚀环境、川西北中坝雷三气田含油高H2S气田和须二高CO2腐蚀环境、川东北高H2S及高CO2和元素硫的腐蚀环境等。面对复杂的腐蚀环境，四川气田在开发过程中不断总结经验，逐渐形成了一系列有效的防腐措施，包括材质与防腐工艺技术选择、缓蚀剂防腐技术、腐蚀监测技术等，保证了气田的顺利开采。面对川东北高含硫天然气更加恶劣的腐蚀环境，建立了高含硫腐蚀评价实验室和天东5—1井现场腐蚀综合试验装置，为深入开展高含硫条件下的腐蚀防护技术研究奠定了基础。目前在H2S、CO2和元素硫存在条件下的腐蚀机理和防腐措施，对腐蚀的影响及耐蚀合金钢应用等方面需要进一步研究。     

湿气管道内涂缓蚀剂防腐效果评价探讨

在天然气输送过程中,天然气中含有H2S、CO2、饱和水等,将对管道内壁造成腐蚀,因此,需要对管道内壁采取防腐措施。针对川东气田竹渠线输送特点、管道检测情况及管道内腐蚀状况,制定了内涂缓蚀剂防腐方案及防腐效果评价方法,并通过现场实施,得出了竹渠线缓蚀剂涂抹量及速度、周期及内涂防腐效果评价方法,以指导川渝天然气管道内防腐技术措施的制定,为川渝气田的安全开发提供技术支撑。     

CO2和H2S共存环境下井筒腐蚀主控因素及防腐对策——以塔里木盆地塔中Ⅰ气田为例

针对塔中Ⅰ气田天然气中CO2、H2S共存的特点,研究该腐蚀环境下管材腐蚀规律及防腐对策。通过5因素5水平正交实验,分析CO2压力、H2S压力、温度、Cl离子浓度及含水率这5个因素对抗硫油管腐蚀速率的影响程度,确定塔中Ⅰ气田腐蚀环境下的腐蚀主控因素为CO2压力。选择普通抗硫油管+缓蚀剂作为塔中Ⅰ气田油管的防腐对策,根据腐蚀主控因素筛选复配了适用于塔中Ⅰ气田腐蚀环境的缓蚀剂YU-4。该防腐工艺在塔中Ⅰ气田12口井中进行了应用,取得了显著的抗腐蚀效果,腐蚀速率达到防腐要求,其中TZ83井油管平均腐蚀速率由1.23 mm/a降至0.025 mm/a;TZ623井油管平均腐蚀速率由0.370 mm/a降至0.016 mm/a。     

川渝含硫气田腐蚀控制方法

川渝含硫气田H2S、CO2含量高,同时伴有气田水,生产过程中腐蚀问题非常突出。分析了川渝气田金属材料的主要腐蚀行为,并根据川渝含硫气田井下管线、站内采气管线、站外集气管线及净化厂的不同工况,在腐蚀控制、腐蚀检测及腐蚀数据管理方面开展了针对性研究。     

缓蚀剂防腐工艺在萨曼杰佩气田的应用

萨曼杰佩气田产出天然气中H2S平均含量为2.6%,CO2平均含量为3.19%,主要腐蚀形态为H2S腐蚀,在日常生产中通过向井下和管线加注缓蚀剂达到防腐的目的。本文对萨曼杰佩气田应用缓蚀剂防腐的现状进行了简要的介绍,结合生产现状,对缓蚀剂加注中存在的适应性进行简要分析,并参考国内外好的经验,对萨曼杰佩气田下步缓蚀剂防腐工作提出了建议。     

元坝高含硫气田地面系统腐蚀主控因素研究

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...     

CPI-5缓蚀剂在酸性气田的现场应用

根据QHSE体系及其安全要求,以油气集输管道复配型缓蚀剂CPI-5现场应用为例,介绍了现场缓蚀剂应用流程。首先研究目标酸性气田用缓蚀剂与气田水、消泡剂、酸、碱、盐等配伍性,然后在模拟工况下采用高温高压釜评价缓蚀剂及配伍性对缓蚀性能的影响,测试合格后,才能进行现场加注和测试评估。结果表明：CPI-5缓蚀剂对油气输送管道具有优良的防腐效果,室内和现场测试都可将平均腐蚀速率控制在0．076mm／a以下,对抑制CO2和H2S腐蚀具有突出的效果,适用于CO2和H2S单一或混合的腐蚀环境的防腐,现场加注方便,经济合理,实验工艺和试验方法满足QHSE体系文件。     

咪唑啉在H2S/CO2腐蚀体系的缓蚀性能研究

通过静态挂片失重法和电化学极化曲线法,研究两种改性的咪唑啉衍生物缓蚀剂在饱和H2S／CO2腐蚀环境中的缓蚀性能。研究结果表明,两种缓蚀剂对饱和H2S／CO2腐蚀体系具有良好的缓蚀效果,使H2S／CO2腐蚀体系的自腐蚀电位发生正移,腐蚀电流密度减小,对碳钢腐蚀反应过程有良好的抑制作用。     

一种防H_2S腐蚀的缓蚀剂制备与现场挂片试验研究

在酸性气田的开发过程中,天然气中含有的H2S等腐蚀介质会严重腐蚀井下管柱,造成管柱的穿孔与破裂,甚至使油管串断落入井中等事故。针对气井的H2S腐蚀问题,通常采用加注缓蚀剂的方法来解决。以油酸、多胺、二胺等为原料合成了一种油酸咪唑啉,通过复配以OP-10、span-80、植物油Y、吡啶、有机溶剂T等制备出了一种防H2S腐蚀的缓蚀剂。现场挂片试验表明该缓蚀剂通过分子中的极性原子或基团的吸附成膜作用和各种复配物的协同效应来防止或延缓了腐蚀反应的进行,是一种优良的防H2S腐蚀的缓蚀剂。扫描电镜分析了缓蚀剂加注前后挂片的腐蚀情况,进一步证明了该缓蚀剂对H2S腐蚀的缓蚀作用。     

CO2腐蚀缓蚀剂研究现状及进展

加注缓蚀剂是控制CO_2腐蚀的有效途径之一,文章综述了CO_2腐蚀缓蚀剂的研究现状和最新进展,扼要介绍了温度、CO_2分压、流速、缓蚀剂浓度等因素对缓蚀剂性能的影响.     

某海底管道内腐蚀原因分析及防护

为了确保海底管道安全、有效运行,基于腐蚀相关标准以及腐蚀控制经验,采用XRD分析和Oddo-Tomson饱和指数预测等方法,对某油田海底管道的天然气组分、清管垢样、内检测结果、加注缓蚀剂以及CO2腐蚀机理、结垢预测结果进行了综合分析和内腐蚀评估。结果显示,该海管中存在以FeCO3为主的腐蚀产物,管道中水质具有CaCO3和FeCO3结垢倾向。研究表明,该管道发生了CO2腐蚀,缓蚀剂浓度可能无法满足低度腐蚀的防护要求,建议增加缓蚀剂浓度或更换其他型号缓蚀剂。     

气相防腐剂在炼油厂备用设备防腐中的应用

介绍了某石化分公司炼油厂第二套催化装置设备在停备用过程中的腐蚀及保护情况、停备用设备气相防腐剂的物质组成及作用原理。通过在停备用设备中的实际应用,验证了停备用设备气相防腐剂在半年使用期内能够阻止设备进一步腐蚀,并对以前生成的陈旧锈层起到一定程度的剥离和去除作用,防腐效果达到预期要求。     

胺甲基化反应制备酸化缓蚀剂的研究

以有机酮、有机胺、醛为原料,通过胺甲基化反应合成缓蚀剂,采用在线红外系统监测反应进程,考察不同有机酮、有机胺合成的缓蚀剂的缓蚀性能。试验结果表明,由芳香酮、甲醛、芳香胺合成的胺甲基化产物是一种混合物,其缓蚀性能优异,在腐蚀介质为15%的盐酸溶液、温度90 ℃、时间4 h、缓蚀剂加入量（w）1%的条件下,腐蚀试验的腐蚀速率仅为1.10 g/(m2?h),达到了石油天然气行业标准中酸化缓蚀剂一级品的要求。     

GS-1油井缓蚀剂的研究与应用

油井采出液将会对金属设备造成腐蚀 ,所以以有机酸、多胺等为原料合成了GS 1油井缓蚀剂。对富含H2 S、CO2 及盐的污水 ,该缓蚀剂添加量为 50mg/L时 ,缓蚀率可达 80 %以上。静态腐蚀速率小于 0 .0 76mm/a,现场应用效果显著。该缓蚀剂原料来源广、生产过程简单、成本低 ,将是一种较有应用前景的油井缓蚀剂     

川东北气矿井下管柱腐蚀评价及缓蚀剂防腐研究

选择川东北气矿气田水回注井和气水同产井各一口作为研究目标,现场取样后进行了室内静态及动态腐蚀评价实验。结果表明,此两口井存在严重的腐蚀,腐蚀速率大于0.1mm/a,且具有明显局部腐蚀。针对这两口井进行了缓蚀剂筛选评价,发现CT2-15能有效地控制腐蚀(其腐蚀速率低于0.1mm/a),改善腐蚀试片表面情况,抑制局部腐蚀。同时,理化性能评价结果显示,CT2-15具有良好的耐热性能、与现场水配伍性优良且与现场水不发生乳化,适合现场工况条件下使用。     

一种油田用咪唑啉缓蚀剂缓蚀效果评价

为了评价某区块油田在用的一种咪唑啉缓蚀剂的缓蚀性能,对J55钢在模拟工况环境中进行了腐蚀速率测试试验。通过失重法计算均匀腐蚀速率,采用EDS、XRD、SEM技术分析其腐蚀产物组分和微观形貌,用金相显微镜测量点蚀坑深度并计算点蚀速率。结果显示,该区块以CO2腐蚀为主,腐蚀产物含有FeCO3;在添加不同浓度咪唑啉衍生物类缓蚀剂时,试样表面均以均匀腐蚀为主,但表面有不同程度的点蚀坑。失重法计算结果表明,在模拟工况腐蚀条件下,该缓蚀剂对J55钢具有良好的缓蚀效果,缓蚀率随着缓蚀剂浓度增大而提高;当缓蚀剂浓度为120 mg/L时缓蚀率最高,J55钢的均匀腐蚀速率仅为0.028 1 mm/a,试样表面未见明显点蚀,该浓度下咪唑啉缓蚀剂具有最佳的缓蚀效果。     

咪唑啉型复配缓蚀剂的缓蚀性能

为满足现场缓蚀要求,咪唑啉型缓蚀剂在实际应用中存在用量大、成本高的问题。对咪唑啉型缓蚀剂进行复配能够提高其缓蚀效果,降低使用成本。按现场要求,对缓蚀剂原液进行复配、稀释,并在饱和CO2模拟盐水和高矿化度模拟盐水中进行静态挂片实验。结果表明,复配后的缓蚀剂加药浓度为5.1 mg/L时具有良好的缓蚀效果;当咪唑啉型缓蚀剂、亚硫酸钠、硫脲和水以质量比为30∶2∶3∶65复配时,复配缓蚀剂的效果最好,适用于含有CO2和高矿化度的油田水处理。     

咪唑啉类缓蚀剂腐蚀抑制作用

CO2-H2S腐蚀一直是石油工业的一个棘手问题和研究热点。CO2-H2S腐蚀引起的设备和管道腐蚀失效,造成了巨大的经济损失以及严重的社会后果,所以开展抑制CO2-H2S腐蚀的研究具有深远的经济和社会效应。而咪唑啉类缓蚀剂具有优良的缓蚀性能,随着缓蚀剂质量浓度增加,缓蚀率增加,当N-烷基苯并咪唑啉阳离子缓蚀剂质量浓度为50 mg/L时,缓蚀率达到97.15%。近年,针对CO2-H2S腐蚀问题,采用咪唑啉缓蚀剂处理的研究较多,通过金属与酸性介质接触在其表面形成单分子吸附膜,从而降低其电位达到缓蚀的目的。文中对新型咪唑啉类缓蚀剂(季铵盐、酰胺基、硫脲基、苯并和膦酰胺味唑啉类缓蚀剂)的缓蚀机理以及研究现状作了详尽的概述。     

H2S/CO2介质中十二胺丙炔醇曼尼希碱/咪唑啉对X52钢的缓蚀行为研究

将合成的十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳的比例制备一种复配缓蚀剂,采用静态失重试验法研究了十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐、咪唑啉和复配缓蚀剂对X52钢的缓蚀性能。在常压、温度60℃条件下,当模拟溶液中缓蚀剂浓度皆为200 mg/L时,十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉的缓蚀效率分别为88.7%和82.7%。将十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉以最佳比例1.5:1制备的复配缓蚀剂的缓蚀效率为89.8%,高于十二胺丙炔醇曼尼希碱季铵盐和咪唑啉,证明制备的复配缓蚀剂具有良好的协同效应。在60℃、高H2S/CO2分压条件下,该复配缓蚀剂仍然对X52钢具有良好的缓蚀效果,也说明该复配缓蚀剂可以作为高H2S/CO2分压条件下X52钢的缓蚀剂。