二氧化碳驱采油井缓蚀阻垢剂的复配实验研究

针对西部某油田注CO_2驱腐蚀结垢的特点,选用油田普遍使用的咪唑啉、季铵盐、酰胺盐、膦酸盐缓蚀剂以及氨基三亚甲基膦酸和聚天冬氨酸阻垢剂进行复配实验研究,用电化学测试方法和静态阻垢测试实验优选出性能良好的缓蚀剂和阻垢剂单剂,对所选的缓蚀剂和阻垢剂在总质量浓度240mg/L下进行最优配比实验后,采用失重法、模拟工况测试阻垢率以及扫描电镜(SEM)评价复合缓蚀阻垢剂的防护效果。实验结果表明:通过单剂筛选得出的缓蚀剂和阻垢剂在60℃饱和CO_2模拟地层水中对N80碳钢的缓蚀率高达94.13%,阻垢率高达93.98%;在总质量浓度为240mg/L时,缓蚀剂与阻垢剂按2∶1的质量比复配后的试剂,缓蚀率达91.98%,阻垢率达91.10%;在模拟实际最苛刻的生产工况下,复合缓蚀阻垢剂的防腐防垢均能满足油田控制指标。研究表明,膦酸盐和聚天冬氨酸复配的缓蚀阻垢剂可以抑制CO_2驱采油井的腐蚀结垢问题。     

煤层气井缓蚀阻垢剂筛选及复配实验研究

针对煤层气井生产过程中井下设备结垢严重影响正常生产的问题,室内通过挂片法对一系列缓蚀阻垢剂的效果进行评价,并将效果好的缓蚀阻垢剂进行了复配实验研究。研究表明:PESA:乙酸锌:葡萄糖酸钠=6:4:1(80 mg/L)的缓蚀效果最好,缓蚀阻垢率达88.7%。综合环保性、经济性考虑,该缓蚀阻垢剂复配体系都具有较好的应用效果。     

HZ缓蚀阻垢剂的研制与应用

针对j22、j58断块由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产的问题,分析了油井采出水及垢物成分,弄清了油井腐蚀结垢的原因和类型。在此基础上,通过室内筛选、配伍等试验,研制出 HZ缓蚀阻垢剂。通过现场应用,缓蚀率达80%,阻垢率达95%以上,具有较好的缓蚀阻垢效果。     

高压空冷缓蚀阻垢剂在渣油加氢装置上的应用

针对渣油加氢装置高压空冷器发生垢下腐蚀导致管束穿孔泄漏的情况，分析了腐蚀的原因及机理，介绍了YS-1003高压空冷缓蚀阻垢剂在中国石油化工股份有限公司茂名分公司渣油加氢装置上的应用情况及效果，为国内同类型装置的生产运行提供了一种可行的手段。     

HL—01型缓蚀阻垢剂的研制与应用

1 试验(1 )阻垢效果试验。依照ＳＹ Ｔ 5673— 93试验方法 ,采用浓缩水为试验介质 ,进行系列配方的阻垢效果试验。结果发现 ,ＨＬ— 0 1、ＨＬ— 0 2、ＨＬ—0 3都能很好地阻止循环冷却水系统结垢。(2 )缓蚀效果试验。以浓缩水为介质 ,并根据现场溶解氧的情况 ,室内氧保持在 6～ 7ｍｇ Ｌ进行腐蚀试验。从试验结果可以看到 :空白水中整个试片及挂试片小孔局部腐蚀严重 ,水溶液呈浅红色。投药后的水中试片光亮 ,溶液澄清 ,只是挂试片的小孔处有局部腐蚀。这是因为捆试片的绳子下方为贫氧区 ,与水中的饱和氧形成氧的浓差电池 ,造成局部腐蚀。…     

某油田注水系统腐蚀因素分析及阻垢剂的优选

主要对某油田注水系统的腐蚀产物及腐蚀机理进行分析,得知该油田注水系统的主要腐蚀因素,对各注水站在用阻垢剂进行效果评价,对在用阻垢剂效果不佳的,进行阻垢剂优选评价,为各注水站采取合理有效的防腐方案。     

CO2驱油气井的腐蚀预测与防护

干燥的CO2气体本身是没有腐蚀性的.CO2较易溶解于水,当CO2溶于水时,会使钢铁表面发生电化学腐蚀.CO2对设备及管道的腐蚀可形成均匀腐蚀,也可形成局部腐蚀.影响CO2腐蚀的因素很多,包括温度、CO2分压及合金元素等.温度对CO2腐蚀的影响主要表现为通过化学反应过程与腐蚀产物成膜机制来影响CO2的腐蚀速率,其影响程度与CO2分压、介质流速及钢材种类有关.改变钢材的组成是提高管材抗腐蚀能力最直接、最有效的途径,在100~150℃时,Cr的含量至少应达到13%.现场可采取的配套防腐工艺措施有:优化气井的井身结构;使用耐蚀合金钢管材;加注缓蚀剂;严防油气井产水等.     

CO2驱稠油开采集输脱水工艺优化

草桥109、T826、Z411区块原油属超特稠油,黏度高、密度大,流动性极差,开采及输送非常困难,为提高原油采收率,增产增效,采用了CO2驱采油新技术.但CO2驱采出液与其他原油混合后,腐蚀产物固体颗粒增多,易吸附在乳状液界面膜上,使乳化性增强,界面膜强度增大,对原油脱水造成一定程度的影响.因此,优化了原油集输脱水工艺参数,从而为原油集输及处理系统的运行管理提供了技术支持.     

吉林油田模拟CO_2驱采出水性质研究

利用PVT装置,对吉林油田CO2驱试验驱采出水采用CO2与水作用来模拟采出水性质变化,探讨了20℃温度下不同压力采出水性质及离子组成的变化规律。结果表明:通入CO2后采出水的pH值降低值为1,随着压力的增加,pH值有先减小后增大的趋势;电导率变化趋势与pH值类似。通入CO2产生的固体颗粒是Fe(OH)3,并伴有其他的杂质;压力的突变可使得钙、镁等离子沉淀,结垢现象严重。随着CO2压力的增加,产生的固体颗粒粒径先由小变大,出现两极分化,后均匀化;分散度先减小后增大。固体颗粒的含量及大小直接影响油水的乳化程度及乳状液的稳定性。     

高89区块CO2驱地面生产系统腐蚀分析与控制

2007年,胜利油田在纯梁采油厂高89区块开展了低渗透油藏CO2驱先导试验。对应目前CO2驱先导试验区,地面生产系统腐蚀严重部位是高890集输干线、后续的联合站和污水站处理系统。由于CO2驱采出液的混入,导致高含水输送介质中CO2含量大幅增加,目前含量在100 mg/L以上,造成高890集输干线、油站储罐出口管线和污水站沉降罐出水管线多次腐蚀穿孔。为此提出了缓蚀剂、耐腐蚀材料和防腐涂层联防的腐蚀控制措施,可将系统的均匀腐蚀速率控制在0.076 mm/a以下,确保纯梁高89区块CO2驱先导试验区高含CO2地面生产系统正常运行,延长集输管线和后续处理站点的使用寿命,节省地面工程改造投资。     

山梨醇磷酸酯缓蚀阻垢剂的合成及性能研究

以山梨醇和磷酸为反应单体合成了山梨醇磷酸酯缓蚀阻垢剂（SPA）,以缓蚀率作为考察指标,研究了相关因素对SPA缓蚀性能的影响。应用静态阻垢测定方法和常压静态测定方法评价了SPA的阻垢性能和缓蚀性能,通过电化学法探讨了其缓蚀机理。实验结果表明,采用常压合成法,在山梨醇和磷酸摩尔比为3:1、酯化反应时间3 h和反应温度120¹40℃下,合成的SPA性能最佳。当质量浓度大于25mg/L时,SPA具有较好的阻CaCO₃垢性能,阻CaCO₃垢率为90%以上。当加量为100mg/L时,A3钢片在模拟水中的腐蚀速率为0.0234mm/a,缓蚀率为85.26%。动电位扫描极化曲线表明,SPA是以抑制阴极为主的混合型缓蚀剂。图7表3参8     

CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法

针对CO₂注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO₂注采井井筒环境的CO₂腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO₂注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO₂注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合管柱腐蚀剩余强度计算方法,建立了CO₂注采井油管柱服役安全状态评价方法,并进行了实例计算和比较。结果表明,针对CO₂注采井油管柱腐蚀预测,DW-95模型有较好的适用性,生产阶段为CO₂注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象;管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关,且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间,是安全状态评价的主要依据,以此为标准可确定管柱更换周期,优化CO₂注采井吞吐周期,指导现场安全生产。     

含CO2气田井筒缓蚀剂性能评价

利用高温高压腐蚀测试仪,模拟高含二氧化碳（CO2）环境,从缓蚀剂浓度、温度、腐蚀时间、模拟地层水矿化度、材质、腐蚀介质以及与阻垢剂的配伍性等方面实验并评价了室内合成缓蚀剂YHX-4的性能。结果表明：温度为90℃时,井下管材腐蚀最为严重,但此时0.02%的YHX-4对3种管材（P110E加厚油管钢、P110S抗硫油管钢、TP110SS抗硫套管钢）的液相缓蚀率均能达90%以上,气相缓蚀率达85%以上;随着腐蚀时间的延长,腐蚀速率与缓蚀率均下降;矿化度增加,腐蚀速率上升,缓蚀率下降;YHX-4与阻垢剂PESA具有较好的配伍性。     

热电厂高效缓蚀阻垢剂的应用研究

ZH4 4 1- 1MS新型水处理剂是一种针对黄河水水质研制的低膦高效复合型缓蚀阻垢剂。静、动态模拟试验及工业应用试验表明 :ZH4 4 1- 1MS缓蚀阻垢性能优异 ,宽容度较大 ,尤其适合高硬度或高碱度、高腐蚀性离子的水质 ,配方低膦在一定程度上也减缓了菌藻生长过快的问题。现场监测换热器监测数据为 :HSn70 -1A试管的腐蚀速度为 0 .0 0 2～ 0 .0 0 5mm/a ,粘附速度为 0 .3～ 2 .0mcm ,远低于行业允许值。     

天然气净化厂循环水系统无磷缓蚀阻垢剂研究与应用

目的在无磷缓蚀阻垢剂研发过程中,以聚环氧琥珀酸(PESA)与三元共聚物等为主要原料复配进行配方筛选。 方法通过旋转挂片腐蚀实验、静态阻垢实验对无磷缓蚀阻垢剂进行适应性评价和研究。 结果通过现场监测,该无磷缓蚀阻垢剂取得了良好的缓蚀阻垢效果,腐蚀速率控制低于0.075 mm/a。同时,对实验前后循环水细菌进行测定,结果呈现持续降低的趋势,水体富营养化程度降低,说明无磷配方对系统细菌控制具有积极的作用。 结论室内研究及现场试验结果均证实该缓蚀阻垢剂体系在中、低硬度水质下具有优异的效果,能够保障天然气净化厂循环水系统的稳定运行。      

无磷缓蚀阻垢剂在天然气净化厂循环水系统中的应用

目的探讨无磷缓蚀阻垢剂在天然气净化厂循环水系统中应用的适应性。 方法以聚环氧琥珀酸和锌盐为主要原料研制了CT4-39B,采用室内旋转挂片腐蚀试验、静态阻垢试验、微观形貌观察等对CT4-39B的水质工况适应范围进行了评价,并在某保有水量规模为150 m³的天然气净化厂循环水系统开展了现场应用。 结果室内评价结果显示,在钙硬度为100～600 mg/L的水质工况范围内,碳钢腐蚀速率可控制到低于0.02 mm/a,静态阻垢率超过90%。现场应用也证实CT4-39B具有良好的效果,腐蚀速率远低于0.075 mm/a的控制指标。与此同时,循环水中以磷酸根计的总磷质量浓度由10.0 mg/L降至0.5 mg/L以下,起到了很好的节能减排效果。 结论室内研究及现场试验结果均证实CT4-39B无磷药剂体系在钙硬度为100～600 mg/L的中低硬度水质中具有优异的效果,在保障循环水系统稳定运行的同时,可有效支撑净化厂的整体环保升级。      

油田缓蚀剂阻垢剂筛选及复配室内研究

针对油田生产过程中严重的腐蚀结垢问题,通过挂片法和电化学法对几种缓蚀剂的缓蚀效果进行评价;通过滴定法对阻垢剂的阻垢效果进行评价;并将性能优良的缓蚀剂与阻垢剂进行复配实验。     

CO2驱合理注入量计算方法

确定CO_2合理注入量对CO_2驱油藏工程设计及动态调整至关重要。考虑CO_2驱替特征,将CO_2驱过程划分为3个带——纯CO_2流动带、CO_2-原油混合带和纯原油流动带,基于该模式建立CO_2驱合理注入量计算模型,结合FICK定律和室内实验结果,计算模型的关键参数,实现模型求解,建立不同产水率下CO_2驱注采质量比随压力水平变化图版。研究发现,在保持一定地层压力的情况下,产出原油、CO_2与水的地下体积等于纯CO_2流动带中CO_2占据的孔隙体积与CO_2-原油混合带中原油膨胀体积之和;CO_2-原油混合带内,混相驱CO_2扩散速度呈现先快后慢的特点;随压力水平的升高,注采质量比逐渐增大,但增大趋势变缓;产水率越高,注采质量比越低;结合矿场试验数据验证了研究的可靠性。应用研究成果,可方便准确地计算CO_2驱油藏合理注入量,指导CO_2驱方案设计和动态跟踪调控。     

缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用

中原文留油田油井含水高于85％，采出水中CO2与HCO3^-构成弱酸性缓冲体系，腐蚀性和结垢性很强，油井、集输和注水系统既出现腐蚀，又发生结垢。针对该油田研制并生产了新型缓蚀阻垢剂HZ－X2。简介了合成方法及产品技术性能，讨论了缓蚀和阻垢机理，详述了室内测试结果，简介了现场试验和应用情况。该剂由缓蚀成份咪唑啉及其衍生物、阻垢成份膦基丙烯酸－马来酸（酐）共聚物及溶剂制成，易溶于水，可溶或分散于油，不增加原油的乳化。在室内测试中，加量＞100mg/L时在65℃采出水中的静态缓蚀剂＞75％，在70℃油水混合液（30：70）中的动态缓蚀率＞70％。加量≥20mg/L时，在75℃采出水中对Ca、Mg垢的阻垢率＞84％。在现场试验中，从1口油井油套环空按产水量加入该剂100mg/L，在20天内使采出水中含铁量下降，腐蚀速率降至接近0.07mm/a。在文留油田现场应用中，不同油井加入适量药剂（60－100mg/L)，加药周期一般15d左右，采出水平均腐蚀速率由0．408mm/a降至0.075mm/a，结垢速率由3－7mm/a降至0.121mm/a。表3。     

吉林油田模拟C02驱采出水性质研究

利用PVT装置,对吉林油田CO2驱试验驱采出水采用CO2与水作用来模拟采出水性质变化,探讨了20 ℃温度下不同压力采出水性质及离子组成的变化规律.结果表明:通入CO2后采出水的pH值降低值为1,随着压力的增加,pH值有先减小后增大的趋势;电导率变化趋势与pH值类似.通入CO2产生的固体颗粒是Fe(OH)3,并伴有其他的杂质;压力的突变可使得钙、镁等离子沉淀,结垢现象严重.随着CO2压力的增加,产生的固体颗粒粒径先由小变大,出现两极分化,后均匀化;分散度先减小后增大.固体颗粒的含量及大小直接影响油水的乳化程度及乳状液的稳定性.