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??On the basis of the original CZ3-1 and CZ3-3 composite corrosion inhibitors,the CZ3-1E gas liquid double effect corrosion inhibitor substitutor has been developed.The inhibitor not only has the advantages of high corrosion inhibitor efficiency and small consumption,but also overcomes such shortcomings as strange smell,inconvenient filling and high cost.Through the lab evaluation,it is shown that for the untreated CZ3-1E corrosion inhibitor,under the conditions of Moxi gas field's formation water (deoxibized),pH₂S=1.2 MPa,pCO₂=2.8 MPa,temperature =80±2??,static behavior and test time=72 h,the gas phase corrosion rate is 0.049 5 mm/a and the corrosion inhibitor efficiency is 91.2%;the liquid phase corrosion rate is 0.064 3 mm/a and the corrosion-inhibitor efficiency is 90.5%.The surface of the tested piece is smooth and there is no corroded vestige.The CZ3-1E corrosion inhibitor can meet the requirements of gas liquid two-phase corrosion prevention.Through an overall comparison among the several corrosion inhibitors used in Moxi gas field,the performance of the new CZ3-1E corrosion inhibitor is good.     

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     

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四川气田含Ｈ２Ｓ和ＣＯ２的天然气管道内壁腐蚀环境恶劣、腐蚀情况较为严重。气田从开发生产以来已发生过数十起因管内腐蚀引起的输气管道爆破事故,造成了很大的损失,影响了气田的安全生产。采用内防腐涂层是抑制管道内壁腐蚀的有效手段。氢渗透检测技术可通过在现场监测涂层膜下腐蚀反应产生的氢渗透电流的变化情况,综合评价实际工况条件下介质的腐蚀性和管道内防腐涂层的性能。利用该技术,在四川气田川西北矿区含Ｈ２Ｓ天然气管道上对耐Ｈ２Ｓ、ＣＯ２专用内防腐涂料的防腐效果进行了分析、评价。     

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四川石油管理局川西南矿区魏家勇王之林地质特征及开发动态家１９井位于四川石油管理局川西南矿区黄家场气田茅口组构造长轴东段。钻井时产层严重垮塌,电测证实井深２５６３５ｍ以下垮塌,特别是２５６８～２５２６ｍ,所测最大井径５５５ｃｍ,下面被垮塌物所填部分...     

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在对加热炉的清洗、钝化进行了研究的基础上,探讨了加热炉的预膜及其正常运行时的缓蚀阻垢处理。结果表明,pH值为6.5～7.0、阻垢分散剂WT-18加量为200 mg/L、预膜剂WT-06加量为800～1200 mg/L条件下进行预膜处理,预膜质量好、膜较薄,预膜效果佳;缓蚀阻垢剂WT-75具有很好的缓蚀、阻垢性能,能很好的抑制沉积物在金属表面的附着,同时具有很强的分散能力,正常运行条件下缓蚀阻垢剂WT-75的加量为800～1200 mg/L时,加热炉水对碳钢腐蚀率为0.010 mm/a（国家标准为低于0.125 mm/a）、污垢热阻为0.37×10-4m2·h·℃/kcal （国家标准为低于5.0×10-4m2·h·℃/kcal）、黏附速率为2.33 mg/cm2·mon。     

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本文从四川天然气勘探情况出发，探讨了提高勘探效益的路子。在气田主体探明储量后，应精简扩边勘探；隐蔽性气藏发现后，一般不宜转入评价勘探；要按市场经济完善勘探部署，卡住低效井。实行稀井广探要区别对待，对不同圈闭应采用不同的布井方式，多产层构造重在落实“一井多层”，新区、新层、新领域是稀井广探的重点。提高勘探效益还要从井筒技术入手，充分利用地层自然造斜、中途ＶＳＰ测井、测试、岩心标定的测井评价技术等。还要从改善勘探项目管理入手，提高勘探前期工程和项目部署设计质量，提高单项勘探工程设计的预见性，逐步完善项目经理、监督的招聘，建立一个稳定的、以地质专业为核心的多学科综合研究设计组。总之，一是走向市场，二是依靠科技，三是改善管理，这才能达到提高勘探效益的目的。     

CT2—1缓蚀剂及应用

研究了ＣＴ２－１缓蚀剂抗硫化氢、元素硫腐蚀的效果及与硫溶剂的相容性。结果表明,ＣＴ２－１缓蚀剂性能优良,可应用于硫化氢腐蚀、硫化氢－二氧化碳腐蚀的防蚀。     

某气田井下油管腐蚀与防腐现状及分析

随着我国石油天然气工业勘探开发的发展,含H2S、CO2、Cl^-及含水等多种腐蚀介质的油气田相继出现,腐蚀问题越来越引起人们的关注。特别是在以上三种腐蚀因素同时存在的情况下,腐蚀原因更难以分析。通过对8口气井油管腐蚀检测和模拟试验的基础上,对气井中处于H2S、CO2、Cl^-及含水等多种腐蚀介质下的油管腐蚀规律进行了初步探讨,得到了一些认识。     

四川含H2S气田防腐新技术

简述了四川含H2S气田“九五”期间的防腐新技术,科学加注缓蚀剂,使用玻璃钢油管,输送脱水含H2S天然气,智能清管等,这些新技术为解决含H2S气田的腐蚀,保证四川气田的科学开发作出了贡献。     

钻井液抗氧缓蚀剂CT2—13在川东气田的应用

现场钻井液对钻具具有较强的腐蚀作用,腐蚀速率达到1mm/a以上。缓蚀剂CT2－13是一种性能优良的钻井液抗氧缓蚀剂,与现场钻井液配伍 性好,可将钻具腐蚀速率控制在0.3mm/a以下。缓蚀剂CT2－13适用于聚合物、聚合物低固相、聚磺钻井液中溶解氧腐蚀防护,可应用于深井作业。     

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腐蚀监测是在生产正常运行中，对设备的腐蚀或破坏进行系统测试，以延长设备寿命，使生产设备能更有效地运行的一门技术。其方法包括失重挂片法、电阻法、氢监测、线性极化电阻法、化学分析等。１９９５年四川石油管理局从加拿大引进了一套在线腐蚀监测系统，１９９６年３月在磨溪气田四号集气站的Ｍ—１３３井建立了一座在线腐蚀监测实验站，１０月又在川西北矿区低温站和中—４０井建立了一座在线腐蚀监测实验站；对ＣＴ２—４、ＣＺ３—１和ＣＺ３—３缓蚀剂的缓蚀效果作了在线监测评价，对腐蚀监测在现场的应用取得了一定的经验，并提出了四川含硫气田腐蚀监测的发展趋势。     

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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。     

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。     

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自长庆靖边气田大规模开发以来，气井井筒的腐蚀和防腐工艺一直是采气工艺中的重要问题。通过对几种腐蚀预测模型的分析，结合长庆气田腐蚀现状，将引进的腐蚀预测软件技术与同一气井不同段、多口井特定段失重挂片和措施井起出油管柱进行腐蚀分析对比，验证预测的可行性和不足处。在实践基础上探讨了在缓蚀剂加注方式和制度方面研究的一些结论和存在的问题。最后提出了靖边气田井筒防腐的几个针对性研究方向。     

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研究了温度为２５～１００℃时对硫酸盐还原菌生长的影响，并通过２５～６０℃的腐蚀试验，结合腐蚀产物Ｘ光衍射分析表明，硫酸盐还原菌对钢铁腐蚀的促进或减缓作用与其表面腐蚀产物硫化物有关。若生成Ｆｅ９Ｓ８，硫酸盐还原菌去极化作用不断进行而加速钢铁腐蚀；若生成ＦｅＳ，形成较致密的保护膜，使硫酸盐还原菌去极化作用受阻，腐蚀减缓。     

川东气田天然气集输系统甲烷泄漏现状调查

利用引进的美国热电子公司 6 80型便携式碳氢化合物气体分析仪检测川东气田 30个站场天然气集输设备的甲烷泄漏情况 ,分析了气田—集输管线—井站—设备的泄漏状况 ,计算出设备的甲烷泄漏量及经济损失 ,为生产部门提供了技术支持和服务。     

聚醚、咪唑啉复配缓蚀剂在油田的应用研究

针对中国石油天然气股份有限公司华北分公司岔19断块油井抽油杆、油管腐蚀结垢现象,进行了缓蚀阻垢剂配方优选。试验研究表明,在单一缓蚀剂优选的基础上,采用缓蚀效果较好的两种水溶性有机缓蚀剂CY03(聚醚类)和CY05(咪唑啉类)1∶1复配,在缓蚀剂总质量浓度不变的条件下,复配缓蚀剂比单一缓蚀剂的缓蚀率可提高5%以上,并且复配缓蚀剂与阻垢剂HEDP,ATMP,PBTCA有较好的配伍性。经室内试验,筛选出的缓蚀阻垢剂配方的缓蚀率在75%以上,阻垢率在95%以上。2005年6月进行现场试验,油井水中总铁的质量浓度由加药前的2．0 mg/L降至加药后的0．1～0．5 mg/L,油井平均检泵周期由140 d延长至300 d,取得了较好的缓蚀阻垢效果。     

合兴场须二段气藏油管腐蚀断裂原因及对策研究

合兴场须二段气藏经开发证实为裂缝-孔隙双重介质、低孔、低渗、非均质、异常高压、高束缚水饱和度、具统一压力系统的干气型底水气藏。开发过程中，由于忽视了缓蚀措施而导致投产气井管串均发生严重腐蚀穿孔及断裂。通过腐蚀调查与分析，确定了须二段气藏气井油管腐蚀原因主要是CO₂腐蚀。同时受到介质温度、CO₂分压、水介质组成等众多因素的影响。通过模拟实验，提出了适合合兴场须二段气藏油管防腐对策首选为全井或仅在腐蚀严重管段（600～1500 m）使用耐蚀合金，其次选用QHS-1、UT-15作为缓蚀剂，或者二者联合使用。     

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石炭系是川东的主力产气层，为扩大其勘探领域，寻找更多的大中型气田，开展了开江古隆起石炭系成藏条件及气田分布规律研究。通过研究，建立了石炭系储层孔隙演化、烃源岩生、排烃演变及古地温、古地温梯度三种模型，确定了各地史时期构造对烃类运、聚的控捕范围，并进行聚集量的定量计算，从而得出：开江古隆起自海西期形成，印支期基本定形，燕山期继续发展，是个长期继承性的叠隆起。石炭系自印支期起开始聚集油气，初期以聚油为主，晚侏罗世以聚气为主，至燕山期末在古隆起东西两侧形成了储层尖灭与古构造共同控制的气田。喜山期川东全面褶皱，形成现今构造，天然气重新分配，形成现今气田。这些气田的含气面积往往超出构造圈闭范围，形成地层一构造复合型大气田。因此，开江古隆起的石炭系是大中气田群的分布区。研究认为，目前应把五百梯、龙安场、云龙场－沙河铺及檀木场－沙罐坪等地区作为主要勘探目标。