钻井液中抗氧缓蚀剂的研究

钻井液中溶解对钻具Ｇ１０５钢的腐蚀速率达８ｍｍ／ａ。合成的缓蚀剂ＣＴ２－１３与钻井液配伍性好,抗氧腐蚀能力强,适用于盐水、淡水、聚合物钻井液等,可用于高温深井作业。在钻井液中,缓蚀剂ＣＴ２－１３加量为１．５～４ｇ／ｌ。在１２０℃下,保护度达到８０％以上,腐蚀速率低于０．６２ｍｍ／ａ。     

酸化液缓蚀剂对地层的损害

填砂层和天然砂岩岩心渗透性试验结果表明，酸化液缓蚀剂ＣＴ１－２和ＣＴ１－３可使酸液和模拟残酸（ＣａＣｌ２溶液）以及氮气的渗透率下降２０％－９０％。岩心扫描电镜观察结果表明，这些缓蚀剂对砂岩岩心的损害可能与它们在粘土表面的吸附有关。     

CT2—4水溶性油气井缓蚀剂的合成及应用研究

针对四川气田为含Ｈ２Ｓ，ＣＯ２高矿化度盐水的酸性气田的特点，研制出了ＣＴ２－４水溶性有机成膜型油气井缓蚀剂，室内及现场试验结果表明，ＣＴ２－４缓蚀剂的制备路线合理，生产工艺可行，产品质量稳定可靠，可以有效地抑制或缓解高浓度Ｈ２Ｓ，ＣＯ２，Ｃｌ＾－引起的电化学腐蚀和应力腐蚀，具有十分显著的水相缓蚀效果和较好的气相气缓蚀作用，在南海西部石油公司Ｗ１０３－Ｃ和Ｗ１１４油田及川中矿区的现场试验及应用中收到     

常压冷换系统缓蚀剂的实验室评价

采用常压塔顶冷却水和实验室配制的盐酸－硫氢酸的水溶液作为腐蚀介质，对国产ＷＳ－１、７０１９、石科－１、４５０２等几种常用缓蚀剂，采取电化学极化曲线法和经典失重法进行实验、评价。结果表明：ＷＳ－１型缓蚀剂表现出优良的缓蚀效果；而４５０２型缓蚀剂的缓蚀效果最差，并建议进行工业应用试验。     

高浓度酸液缓蚀剂的现场应用效果：——1986～1992年的回顾

川西南矿区为适应井温１３０～１５０℃的中深井及深井酸化施工需要，选择ＣＴ１－２、ＣＴ１－３酸液缓蚀剂，自１９８６年以来在１６４口井酸化作业２６４井次，有效地保护了井口设备和井下管串，获得了巨大的经济效益、窝深１井等现场施工事例证明，ＣＴ１－２、ＣＴ１－３性能稳定，质量可靠，现场配液方便，刺激性小，能适应１５０℃以下井温条件的酸化作业，缓蚀效果好，值得大力推广。而且，与铁离子稳定剂ＣＴ１－７相配合，还能使酸化效果成倍提高。     

吉林油田新民采油厂腐蚀结垢原因分析和防腐防垢的研究

针对吉林油田新民采油厂采出液中Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、ＨＣＯ３＾－和Ｃｌ＾－及高矿化废水对井下采油设备和地面集输管线造成的严重腐蚀和结垢问题，利用腐蚀失重法和电化学方法，对采出液的腐蚀性进行了研究；并研制出适合该水质条件的缓蚀剂ＩＭＣ－９２１。室内和现场试验结果表明，含炔氧甲基胺和多硫化合物的缓蚀剂，可有效地控制井下和集输管线的腐蚀和结垢。     

磨溪气田的腐蚀与复合缓蚀剂CZ3—1＋CZ3—3的研制及应用

川中矿区磨溪气田井下油、套和及地面集输设施腐蚀严重，经调查研究，确定为典型的酸性油气田综合性腐蚀。研制了油溶性成膜缓蚀剂ＣＺ３－１和水溶性挥发性缓蚀剂ＣＺ３－３，将两者复配使用，对高温高Ｈ２Ｓ气体分压和高ＣＯ２气体分压下气田采出水的 良好的减缓作用，已通过现场试验，在磨溪气田推广使用，在现场试验中使用了加拿大ＣａＰｒｏｃａ腐蚀监测系统 。     

元坝高含硫站场排污管线腐蚀风险及技术对策

元坝气田天然气中高含硫化氢、中含二氧化碳,且气井普遍产出凝析水和地层水,溶解了硫化氢气体的气田水进入天然气集输系统站场内的排污管道,导致抗硫碳钢排污管内腐蚀环境恶劣,存在较大的腐蚀风险。通过室内实验和现场试验评价分析,认为抗硫碳钢A333须有缓蚀剂配合使用才能满足含硫湿酸气环境下的腐蚀控制需求;在没有缓蚀剂保护的内腐蚀环境下,抗硫碳钢A333以局部腐蚀为主,腐蚀呈现点蚀扩大和坑蚀现象,平均腐蚀速率达到1 mm/a以上。针对现场排污管线腐蚀风险,制定了元坝气田站场排污管线腐蚀控制技术对策和研究方向,为同类含硫气田站场排污管线材质优选和腐蚀控制方案确定提供了借鉴和参考。     

CT8－4B固体脱硫剂及其工业应用

采用ＣＴ８－４Ｂ固体脱硫剂脱硫，具有设备简单、操作方便、脱硫剂无毒、不用工业水和动力电等特点。当天然气中硫化氢含量低，碳硫比高或天然气中硫化氢含量较高，但总量不大时采用ＣＴＳ－４Ｂ固体脱硫剂脱硫最合适。通过工业应用以及对脱硫成本进行估算后表明，该脱硫剂应用于天然气脱硫，具有硫容高，活性好，脱硫成本低等优点。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

2号常减压蒸馏装置腐蚀调查及原因分析

介绍了中国石油化工股份有限公司武汉分公司常减压装置停工检修设备腐蚀检查情况,尤其是常压塔顶及其挥发系统设备H2S—HCl-H2O腐蚀、减压系统转油线和填料高温环烷酸和硫腐蚀现状。对装置运行过程中工艺防腐措施如原油电脱盐、高温缓蚀剂应用效果等进行分析评价,并从原油性质、腐蚀监测以及不同条件下的设备腐蚀机理进行探讨,强调了工艺防腐措施的有效运行和腐蚀监检测对装置长周期的重要性.     

几种合金元素对油套管钢H2S／CO2腐蚀的影响

利用失重挂片实验、硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）实验方法，结合EDS分析技术研究了抗硫钢中含有的几种化学元素对H2S／CO2腐蚀的影响。研究表明：Mo和Ni含量的升高可以提高抗硫钢在高温下的耐均匀腐蚀性，Cr元素含量的增加，更有效地提高了低温下的抗蚀性能；材料化学成分及含量是影响抗硫钢在H2S／CO2环境下的腐蚀速率随温度变化规律的主要因素之一；合金元素Mn，Ni和Cr等元素含量的提高一般可以改善抗硫钢耐均匀腐蚀性能，但对硫化氢应力腐蚀不利。     

TP110SS／G3钢在H2S／CO2环境中的电偶腐蚀

通过电偶腐蚀在线监测，对TP110SS抗硫钢和G3合金钢在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中的腐蚀行为做了深入研究，结合SEM，EDS和XRD等手段对电偶腐蚀产物做了深入分析。结果表明在H2S／CO2饱和的3％NaCl溶液中电偶腐蚀与浸泡腐蚀产物基本相同，腐蚀产物膜的脱落直接导致电偶腐蚀速率的剧增。同种材料之间由腐蚀产物膜引起的电偶腐蚀不会持续进行，而TP110SS抗硫钢／G3合金钢之间的电偶腐蚀会达到一稳定值且持续进行。     

常减压塔顶H2S协同腐蚀及其对策

文章论述了炼制高硫原油时,常减压低温系统因Ｈ２Ｓ浓度增加而使腐蚀加剧的腐蚀机理。并阐明了使用ＢＺＨ－１中和缓蚀剂的作用原理和良好效果。     

水溶性棒状缓蚀剂CT2—14的研究及应用

为适应含硫气田现场防腐蚀的需要,特别是产水量较在的井、高水位井、有封隔器的含水油气井防腐蚀对多品种缓蚀剂加注工艺的要求,在室内研制出一种水溶性棒状缓蚀剂ＣＴ２－１４。该缓蚀剂具有密度可调、软化点适中、有效成分缓慢释放、有效周期长及缓蚀效果好等特点。经现场试验表明：该缓蚀剂能将气液相腐蚀速率控制在０．０７６ｍｍ／ａ以下,并且现场加注工艺简单,易于实施。     

中高含水井油套管碱性缓蚀技术

针对中高含水油井采出水矿化度高、SRB(硫酸盐还原菌)发育及H2S、CO2含量较高易在油井井筒形成酸性环境,导致油套管腐蚀速度加剧的情况,研究了经济实用的非对称性NYS-9碱性防腐技术,在长庆陇东油田进行了现场试验。室内评价试验和现场应用结果表明,这种含氮的杂环化合物,能有效抑制含H2S、CO2及SRB的高矿化度水中N80油套管的腐蚀,同时通过添加硫脲及表面活性剂对目标分子的复配,使缓蚀效率进一步提高。该技术的开发对下一步中高含水油井油套管防腐治理具有良好的借鉴和指导意义。     

加氢裂化装置管道腐蚀类型及材料的选用

介绍了加氢裂化装置中的主要腐蚀类型：高温氢损伤、高温H2＋H2S、高温硫腐蚀、湿H2S腐蚀、环烷酸腐蚀、NH4Cl及NH2HS腐蚀、连多硫酸腐蚀、胺应力腐蚀开裂以及装置中主要发生腐蚀的部位;分析了各种腐蚀发生的机理,提出了各腐蚀环境下管道材料的选用原则。     

裂解炉原料管线腐蚀情况调查及分析

针对某公司乙烯裂解炉运行期间出现的炉管腐蚀减薄、泄漏、爆管等问题,对其进行现场检测及原因分析。分析认为原料管线腐蚀主要原因是原料中含有机硫、H2S、氯等有害杂质,会对碳钢管线造成高温硫化物腐蚀、高温H2S/H2腐蚀以及湿硫化氢腐蚀;另外,物料冲刷、清焦不彻底引起偏流、稀释蒸汽注入形成的低点积液也是造成局部腐蚀的原因。建议对整体腐蚀严重的管线进行材质升级,并综合工艺防腐管理、加大检测及预知维修系统的应用。     

碳钢表面共渗金属技术及应用

对碳钢表面共渗金属的特点和方法及国内外共渗金属的研究进展情况作了简要介绍。介绍了铝钼共渗钢的抗高温硫、环烷酸的性能和铝钛共渗钢的耐湿硫化氢腐蚀的性能以及两者的焊接性能,阐述了共渗钢的工业应用情况和应用范围。并对共渗钢未来的推广应用作了展望。     

原油稳定装置堵塞腐蚀原因分析及对策

文章对原油稳定装置设备管线堵塞腐蚀问题进行了分析,原料中含有HCl、H2S、NH3、H2O、O2等是造成堵塞、腐蚀的主要原因.改进"一脱二注"方案,改注氨为有机胺,以及提高脱硫效率,可从根本上解决堵塞、腐蚀问题.