适用高温、高Cl-工况下的缓蚀剂合成及评价*

为了满足我国西北油田高温、高矿化度的恶劣开采条件,本文合成了一种喹啉季铵盐缓蚀剂QA,利用红外光谱对合成的样品进行了分析,然后通过高温高压动态反应釜实验考察了缓蚀剂在高温和高Cl~-工况下的缓蚀效果,并利用分子动力学模拟实验研究了所合成缓蚀剂的缓蚀机理。研究表明:喹啉季铵盐QA在140℃、Cl~-浓度为30000 mg/L环境中对N80和P110钢的缓蚀效率在92%以上,是一种缓蚀效果良好的缓蚀剂。此外,分子动力学模拟实验结果表明,缓蚀剂QA能够取代金属表面的Cl~-,减少金属与Cl~-接触,延缓Cl~-在金属表面的腐蚀反应;同时缓蚀剂QA的存在使Cl~-在金属表面的吸附能降低,从而延缓了Cl~-对金属的腐蚀,起到缓蚀效果。图5表1参16     

聚硅酸聚合氯化铝复合型絮凝剂处理低CODcr废水研究

以废酸和钙粉为原料，制备了聚硅酸聚合氯化铝复合型絮凝剂（PSAC），用正交实验法考察了聚铝（PAC）中铝含量、n（A1）：n（Si）及复合熟化时间等因素对PSAC絮凝性能的影响。实验结果表明，当n（A1）：n（Si）=13：1，PAC中Al^3＋含量（以Al2O3质量分数计）为9％，复合时间为1h时，研制的PSAC对低CODcr污水具有最佳处理效果，并具有较宽的pH使用范围。     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明，掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理，实验室和油井使用结果表明，掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井，在稀油与稠油体积比l：2至1：1时，降粘率达90％以上；化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点，在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下，T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

某油气田轻烃站脱硫系统胺液特性分析

以某油气田MDEA胺液脱硫系统运行10个月后各典型流程节点中胺液取样为例,进行胺液外观观察、黏度测定、pH值测定、电导率测定以及离子色谱分析.结果表明:脱硫节点胺液中有7种热稳定盐生成,热稳定盐总量按照节点排序为:闪蒸罐>吸收塔>换热器>再生塔>重沸器,且每个脱硫节点的热稳定盐总量都达到4％ ～9％,与国际推荐控制值相比,均处于超标状态,尤其是甲酸根、乙酸根、硫酸根三者浓度超标严重.MDEA脱硫胺液的基本理化指标与脱硫节点特征对应关系紧密,且受热稳定盐含量和酸气的吸附状态影响较大,总体来说,节点中热稳定盐含量越高,则胺液黏度、电导率越大而pH值则越低.     

清管工艺配合缓蚀剂对长距离酸气管道腐蚀行为的影响

利用自制模拟装置模拟现场清管工艺,通过腐蚀模拟和腐蚀电化学方法分析了清管及缓蚀剂加注对20#钢在管线积液模拟液中腐蚀的影响。实验结果表明:利用过盈量3%皮碗清管球清管后,20#钢试样表面的积液和固体沉积物量均减少,腐蚀速率明显降低。当往模拟液中加注缓蚀剂或者对试样进行缓蚀剂预膜后,缓蚀剂分子会在碳钢表面形成一层缓蚀膜,有效地阻碍试样与腐蚀介质的直接接触。清管配合缓蚀剂预膜使用后,腐蚀速率降低至0.029 mm/a,对碳钢的保护效果较好。     

双缩合希夫碱耐温酸化缓蚀剂的合成及性能研究

为了解决原油开采中酸液腐蚀的问题,采用溶剂法合成出2种双缩合希夫碱缓蚀剂XFJ-1、XFJ-2。针对90℃、15%(质量分数)HCl的环境,通过静态失重法、极化曲线法等方法评价了其缓蚀性能,并采用模拟手段从分子层面解释了二者的缓蚀机理。结果表明:2种缓蚀剂在质量分数分别为1.0%时缓蚀效率分别可以达到82.90%和99.46%;并能同时抑制N80钢的阴、阳极反应;吸附形式均符合Langmuir吸附等温模型。模拟结果说明2种缓蚀剂分子主要通过苯环及C=N双键来接受或提供电子,XFJ-2缓蚀剂的反应活性以及吸附能均大于XFJ-1,表明XJF-2的缓蚀效果比XJF-1好,与试验数据相一致。     

酸气分离器内部腐蚀产物及涂层脱落的分析

为了评估和分析西北某油气田的酸气分离器经常出现的内部腐蚀问题,对酸气分离器内部及所用涂层进行了宏观及微观形貌观察、常规检测、腐蚀产物元素及成分分析,结果表明:酸气分离器出现了明显的腐蚀,底部堆积的污垢厚度可达约10 mm,局部腐蚀坑深度可达0.5～ 1.0 cm;所用涂层总体保持完好,但局部区域出现了明显变色脆化及严重脱落,尤其是水线以下的破坏较为严重.分析认为,服役环境中硫化氢等酸性腐蚀性介质的存在、涂层施工工艺质量控制以及所选涂料对现场环境的适应性可能是导致酸气分离器腐蚀的根本原因,并提出了相应的改进建议.     

耐高温抗H2S/CO2缓蚀剂的合成及评价

采用天然大分子壳寡糖、缩水甘油三甲基氯化铵、苯甲醛为原料,合成了绿色壳寡糖衍生物缓蚀剂(BHC)。通过红外光谱、核磁共振氢谱对缓蚀剂BHC结构进行了表征。采用失重法、电化学法、扫描电镜、原子力显微镜、接触角等对缓蚀剂BHC进行缓蚀性能评价和机理分析。得到的优化缓蚀剂BHC合成条件为m(HTCOS)∶m(苯甲醛)=1.0∶2.4,反应温度80℃,反应时间24 h。在总压为15 MPa(H2S、CO2、N2分压分别为1、5和9 MPa)条件下,缓蚀剂BHC质量浓度为100 mg/L时,P110钢片在140℃、含H2S/CO2腐蚀介质中的缓蚀率为85.62%,与市售缓蚀剂相比,BHC缓蚀率提高16.90%,可有效减缓高温高含H2S/CO2腐蚀环境下钢材的腐蚀速率。缓蚀剂BHC是一种偏阴极保护的混合型缓蚀剂,在金属表面的吸附行为符合Langmuir吸附等温式,与钢表面形成稳定共价键,能很好保护钢管。     

基于最小二乘法的曲线拟合及其简化算法

文章简述了最小二乘法曲线拟合的原理,给出了正规方程组的公式推导过程.针对最小二乘法曲线拟合中系数求解的运算量过大问题,以及自变量为自然数序列的情况,通过推导多项式拟合的计算公式得出了一种简化算法,并结合单片机这种运算能力比较小的应用场合,给出了可以减少计算步骤的简化计算公式,根据简化后的计算公式可以快速计算出所需要的系数.最后以一组实验数据进行了实际计算的例证,该简化算法计算过程简单,计算结果精确,可以广泛应用于控制器的数据采集与处理系统中.     

稠油油藏储层冷采用活性分子的性能评价与应用*

针对边底水薄层特稠油油藏热采高轮次后注汽易窜,封堵困难,含水大幅上升导致开发效益下降的问题,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸钠(AA)、4-苯基-1-丁烯(PB)、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料、四甲基乙二胺为催化剂制备了水溶性活性分子共聚物(AAPA)。研究了油剂比、AAPA加量、pH值、Ca²⁺、Mg²⁺、温度对降黏效果的影响,分析了AAPA的降黏机理,并以多浓度多段塞式注入的方法,进行了化学降黏冷采矿场试验。结果表明,1 g/L的AAPA与原油以质量比1∶1混合后的降黏效果最佳,可使黏度(50℃)<50 Pa·s的脱气脱水稠油的静置降黏率>90%。AAPA具有耐高矿化度、易于破乳以及降黏温度范围宽的特点。其有效降黏温度范围为50~180℃;耐Ca²⁺质量浓度≤10 g/L,耐Mg²⁺质量浓度<3 g/L;pH<4时降黏乳化后的稠油可快速破乳,pH>10时可进一步提高AAPA的降黏活性。现场应用4井次,提液增油效果明显。通过多浓度多段塞的方式将AAPA注入储层可有效降低原油黏度,明显提高边底水薄层特稠油油藏冷采开发效益。