油田集输管道腐蚀特性及防腐技术研究

为了保障油田集输管道的安全正常运行,延长其使用寿命,对西部某油田集输管道的腐蚀特性进行了研究,考察了实验温度、腐蚀介质p H值、CO₂含量、H₂S含量以及Cl^-含量对集输管道钢材腐蚀速率的影响,并开展了投加缓蚀剂防腐蚀技术措施研究。结果表明,随着实验温度的不断升高以及腐蚀介质中CO₂、H₂S和Cl^-含量的不断增大,钢片的腐蚀速率逐渐增大,而随着腐蚀介质p H值的逐渐升高,钢片的腐蚀速率则逐渐减小。缓蚀剂HXR-1的加入能够有效降低目标油田集输管道钢材的腐蚀速率,当其加量为80mg·L^-1时,钢片的腐蚀速率可由未添加缓蚀剂时的0.672mm·a^-1降低至0.022mm·a^-1,腐蚀速率降低率达到了96.73%。研究结果表明,目标油田集输管道腐蚀较为严重,添加缓蚀剂HXR-1能够起到良好的防腐蚀效果。     

延长油田高含水油井井筒腐蚀影响因素分析及防护措施

针对延长油田高含水油井井筒腐蚀比较严重的问题,采用挂片失重法,以目标区块油井井筒钢材和采出液为研究对象,系统评价了油井采出液含水率、试验时间、试验温度、溶解氧(ρ)以及采出液pH值对井筒钢材腐蚀速率的影响,并有针对性地提出了适合延长油田高含水油井的缓蚀剂防腐蚀措施。试验结果表明：随着油井采出液含水率、试验温度以及溶解氧质量浓度的升高,延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率逐渐升高;而随着试验时间的延长和采出液pH值的升高,井筒钢材的腐蚀速率则逐渐降低。缓蚀剂HSR-2能够有效降低延长油田高含水油井井筒钢材的腐蚀速率,当其加量为800 mg/L时,缓蚀效率可以达到95%以上,缓蚀效果较好,能够显著降低油井井筒钢材的腐蚀速率,延长作业周期,提高油田的整体开发效率。     

新疆某油田CO2混相驱油工艺下缓蚀剂评价研究

CCUS技术是实现我国“碳达峰碳中和”的关键技术,新疆某油田根据区块特征展开CO₂驱油先导性实验,有效提升原油采收率。随着CO₂驱油生产过程的进行,采油井管柱材料由于井下严苛的腐蚀环境发生了严峻的腐蚀问题。针对CO₂驱油工艺过程中采油井管柱的腐蚀情况,通过腐蚀测试、电化学测试,结合表面分析技术,对油田现场使用的三种缓蚀剂进行研究,为现场腐蚀防护工程提供理论指导。对于现场使用的N80材质,三种缓蚀剂均随浓度增大缓蚀效率提升。其中1#缓蚀剂缓蚀率受浓度影响较大,100 ppm以上缓蚀效率可达75%,2#和3#缓蚀剂受浓度影响较小。电化学测试表明三种缓蚀剂均通过在金属溶液界面吸附成膜,增大腐蚀反应的极化电阻从而抑制腐蚀发生。对N80试样观察发现,1#和2#缓蚀剂能有效的抑制N80钢在油田环境中的均匀腐蚀和局部腐蚀,2#缓蚀剂会导致N80钢有局部腐蚀风险。     

某海上油田腐蚀因素分析及治理措施

针对某海上油田现场工艺流程和采出液特点，对油田各个监测点的CO₂和H2S、生产水质和油品的组成进行了测试，明确了该油田的腐蚀因素，开发了适用于油田的腐蚀控制产品，在油田取得成功应用。实践表明，该缓蚀剂可有效抑制海上油田CO₂、H2S、高矿化度引起的腐蚀问题，对腐蚀介质条件相近的油田具有实际指导意义。     

海上某油田油井管柱腐蚀影响因素及防治措施研究

针对海上某油田油井管柱腐蚀严重现象,采用静态挂片失重法研究了采出水中硫化物含量、pH值、腐蚀温度以及氯离子含量等因素对腐蚀速率的影响,在分析油井管柱腐蚀影响因素的基础上,提出了相应的防治措施,评价了缓蚀剂S T B-11对目标油田油井管柱钢片的缓蚀性能.结果表明,腐蚀速率随采出水中硫化物含量、腐蚀温度以及氯离子含量的升...     

含CO_2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO_2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO_2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果。结果表明:随着采出液含水率、温度、CO_2分压、矿化度以及流速的增大,油管钢材的腐蚀速率均呈现出逐渐增大的趋势;抗CO_2缓蚀剂RYH-301能够对目标油田采油井油管钢材起到较好的防护作用,当其质量浓度为150 mg/L时,缓蚀率可达98%以上。     

超临界二氧化碳管道腐蚀特性研究

超临界CO₂在输送过程中会腐蚀管道内壁，研究其腐蚀特性可指导管道完整性管理。针对X70钢材管道，建立了超临界CO₂管道腐蚀模型，分析了不同工况下超临界CO₂对管道的腐蚀行为。结果表明，超临界态CO₂对X70钢的腐蚀程度高于气态CO₂。随着温度的升高，腐蚀速率先快速升高，达到80℃后腐蚀速率反而下降，建议输送温度低于40℃。随着流速的升高，腐蚀速率升高缓慢，达到2.5m·s^-1后腐蚀速率快速升高，达到4m·s^-1后腐蚀速率升高再次变缓，建议输送速度低于2.5m·s^-1。     

一种基于碳原子点缓蚀剂的制备及性能评价

CO₂驱油引起的腐蚀是石油工业中一种比较常见的腐蚀类型，缓蚀剂的研发与应用可以有效抑制金属设备的腐蚀。以乙二胺四乙酸二钠水合物、氨基磺酸和六亚甲基四胺为原料，用微波法制备出一种基于碳原子点结构的缓蚀剂NCOS，通过在饱和CO₂的3%NaCl溶液中对其缓蚀性能进行研究。通过SEM、静态失重试验和电化学测试分析其缓蚀性能。结果表明：NCOS具有类球形结构，且有比较好的水溶液分散性，其直径约在4～8 nm之间；静态失重试验中，当NCOS加量为600 mg·L^-1时，腐蚀速率为0.09 mm·a^-1，其缓蚀率达到83.5%；电化学测试中，NCOS加量为600 mg·L^-1时，腐蚀电流密度降低为50.40μA·cm^-2，缓蚀速率达到83.8%。缓蚀剂分子主要是通过抑制阴极发生析氢反应来实现高缓蚀效率，达到减缓腐蚀进程的目的。     

高矿化度盐卤水缓蚀剂的制备及应用

针对长庆油田油房庄油田油井含水率及产出水矿化度增大带来的井筒管柱腐蚀问题,以喹啉和1,4-双(2-氯乙基)苯为原料研制了一种新型的盐卤水缓蚀剂。室内评价结果表明：该缓蚀剂与目标油田的产出水的配伍性良好,缓蚀剂加量(w)0.1%时可将总矿化度为75 795.85 mg/L、Cl-质量浓度为51 316 mg/L水样的腐蚀速率控制在0.036 5 mm/a,远低于油田生产管柱腐蚀防护要求。缓蚀剂加量(w)0.1%和0.3%时可分别满足100℃和150℃条件下的腐蚀防护要求,缓蚀率达到70%以上,且可以显著阻止点蚀现象。现场应用结果表明：采出液中缓蚀剂加量(w)0.1%时,J55钢材的平均腐蚀速率仅为0.001 171 mm/a,具有较好的缓蚀效果。     

含CO2采油井油管腐蚀影响因素及防治措施研究

西部S油田含CO2采油井油管腐蚀问题严重,通过室内模拟试验,采用高温高压动态腐蚀反应釜模拟井筒动态腐蚀环境,考察了采出液含水率、温度、CO2分压、矿化度和流体流速对油管钢材腐蚀速率的影响,并优选出了一种性能优良的抗CO2缓蚀剂RYH-301,评价了其对目标油田采油井油管钢的防腐蚀效果.结果表明:随着采出液含水率、温度、...     

含硫油田采出水系统腐蚀机理及防腐技术研究

对含硫区域采出水系统开展腐蚀机理研究,首先对含硫区域站点采出水系统进行水质分析并对腐蚀产物进行分析,发现采出水系统腐蚀主要受到水中较高的矿化度、CO₂浓度、H₂S浓度、Cl^-含量及水型等因素决定的。其中,对腐蚀影响较小的是氯化钠型水系中硫化物,这是由于偏碱性条件下生成致密的Fe_xS_y,抑制了钢材与腐蚀介质的接触;当水体系中存在CO₃^2-、HCO₃^-和Ca²⁺后,腐蚀速率增加;基体铁与腐蚀产物膜的界面处,在Cl^-的催化作用下,导致界面区域阳极溶解加速形成蚀坑。最后,对在用除硫剂和缓蚀剂等进行室内评价,发现除硫剂TL-10具有优异的除硫效率和较高的吸附容量;缓蚀剂MH-46具有良好的缓蚀效率。     

高温环境下模拟CO2驱采出液中304不锈钢的腐蚀行为

现阶段随着CO₂驱油技术的普遍使用,采出液中CO₂的含量不断上升,使得采出系统中金属管道的腐蚀程度逐渐增大。为了掌握304不锈钢在高温环境下CO₂驱采出液中的腐蚀行为,室内配制了模拟CO₂驱采出液,测试了304不锈钢在高温环境下不同含量CO₂、不同腐蚀时间下的金属腐蚀速率,并对不同腐蚀时间下金属表面的微观形貌和腐蚀产物组成进行了表征。结果表明,随着CO₂含量和腐蚀时间的不断上升,金属的腐蚀速率上升;随着腐蚀时间的上升,金属表面的腐蚀产物逐渐增加,发生了局部区域析氢腐蚀过程;腐蚀产物膜主要由Fe₂O₃、Cr₂O₃和Fe CO₃组成。     

CO2腐蚀及其缓蚀剂应用研究进展

总结了CO₂腐蚀机理,分析了温度、CO₂分压力、pH、介质成分等因素对CO₂腐蚀的影响。介绍了目前应用较为广泛的咪唑啉衍生物、表面活性剂、季铵盐、有机胺等几类抑制CO₂腐蚀的缓蚀剂。详细阐述了几类常见缓蚀剂在CO₂腐蚀方面的应用及其作用机理。其中大部分缓蚀剂是通过物理吸附与化学吸附共同作用于活性位点进而达到缓蚀作用,指出了部分缓蚀剂的应用局限性。通常两种或多种缓蚀剂复配后效果或好于单一缓蚀剂,但单一组分发挥的作用难以测量。咪唑啉类缓蚀剂常作为CO₂腐蚀环境中复配缓蚀剂组分之一,文中对其与其他缓蚀剂的协同增效作用进行了分析归纳。最后对CO₂腐蚀以及抗CO₂腐蚀缓蚀剂未来的研究方向提出展望。     

CO2对长庆采出油水物性影响及乳状液稳定机理

二氧化碳(CO₂)驱作为一项日益完善的采油技术，已经成为提高低渗油田采收率的重要手段，具有适用范围广、开采成本低和洗油效率高等优点。然而，由于CO₂特殊的物理和化学性质，其采出液稳定性较常规水驱明显增强，为采出液处理带来了困难。通过光学显微镜、动态光散射、流变学等方法，研究了在不同压力下CO₂处理对长庆原油和采出水的物性以及所形成的油包水(W/O)型乳状液稳定性的影响，探究了CO₂驱采出液乳化和稳定的影响因素。结果表明，随着CO₂压力的增大，CO₂驱采出水中Ca²⁺和Mg²⁺质量浓度均有所下降，而CO₃^2-与HCO₃^-总体含量有所增加，水相pH值略下降，从弱碱性转变为弱酸性。CO₂处理导致原油中轻质组分减少，胶质沥青质等重质组分的含量升高，原油极性增强。CO₂处理后油的反常温度和析蜡...     

高性能无溶剂纳米复合防腐涂料在塔河油田集输管线内的应用

介绍了针对塔河油田集输管线采出液高CO₂、高H₂S、高H₂O、高Cl^-、高矿化度、低pH值的“五高一低”高腐蚀性及集输工况高温、高压的特点,采用正交试验,根据极差数据离散分析开发出一款高性能无溶剂纳米防腐涂料,专门适用于管道内防腐,各项性能远高于油田行业标准。     

抗高温缓蚀剂HSJ-M在油气井环空保护液中的应用研究

高温油气井的开发必须使用高密度的环空保护液,为了避免高密度环空保护液对井下管柱和设备的腐蚀,确保施工安全,室内开展了适合高密度环空保护液的抗高温缓蚀剂研究,采用挂片失重法和电化学极化曲线法评价了抗高温缓蚀剂HSJ-M加量、温度、环空保护液密度对腐蚀速率的影响。结果表明：随着抗高温缓蚀剂HSJ-M加量的增加,N80、1Cr-L80、3Cr-L80、13Cr-L80等4种材质挂片的腐蚀速率均逐渐降低,在温度为160℃、环空保护液密度为1.65 g·cm^-3、抗高温缓蚀剂HSJ-M加量为3.0%时,4种挂片的腐蚀速率均降至0.076 mm·a^-1以下;加入3.0%抗高温缓蚀剂HSJ-M后,随着温度的升高和环空保护液密度的增大,4种挂片的腐蚀速率均逐渐升高,当温度为170℃或环空保护液密度为1.75 g·cm^-3时,腐蚀速率仍低于0.076 mm·a^-1;加入3.0%抗高温缓蚀剂HSJ-M后,1Cr-L80、13Cr-L80挂片的电化学腐蚀速率均明显降低,极化曲线均明显右移,自腐蚀电位升高,耐腐蚀性能明显增...     

H2S/CO2的腐蚀机理及缓蚀体系的研究进展

在油田开采、集输、储运、油气水处理等环节,钢材的腐蚀问题普遍存在。为了将腐蚀风险降至最低,油气田常采用多种方法进行腐蚀防护,其中添加缓蚀剂的方法最为常用。本文综述了近年来在H₂S/CO₂腐蚀环境下,利用缓蚀剂来抑制金属表面腐蚀的研究进展,论述了CO₂、H₂S浓度、温度、pH等主控因素对腐蚀程度的影响,对各类主流缓蚀药剂如咪唑啉类缓蚀剂、聚合物类缓蚀剂、曼尼希碱缓蚀剂和有机胺类缓蚀剂的作用效果、原理及优缺点进行了归纳总结,对药剂的研究前景和发展方向进行了展望。     

长2储层开发过程中管道腐蚀机理及原因分析

石油开发过程中管道腐蚀问题关系生产,十分重要。本文对长2储层的采出水和管道的腐蚀产物进行了分析。实验结果表明,14组水样的腐蚀速率均超过了0.076mm/a的标准,其中硫酸盐还原菌(SRB)为优势菌种,含量主要集中在2～10²个/ml之间,会腐蚀管道;水样pH呈酸性且在5.3～6.3之间,Cl-含量普遍较高,含量在2668～22608mg/L之间,会引起点蚀;腐蚀产物以FeCO₃、FeS为主,伴生气中含有CO₂,无H₂S,说明CO₂和硫化物是腐蚀的主要原因,除此之外,腐蚀产物中还含有少量针铁矿(FeO(OH)),说明存在溶解O₂引起的腐蚀,少量方解石(CaCO₃)、文石(CaCO₃),说明存在垢下腐蚀。因此,在后期管道的防腐中应重点注意CO₂、硫化物和SRB引起的腐蚀,同时应注意含O₂、结垢和采出水高含Cl-的问题,做好杀菌、除氧、脱硫和防垢等措施,以保证油田的开采工作...     

炼油厂污水处理设备管线腐蚀分析及防治措施

针对炼油厂污水处理设备管线系统腐蚀严重的问题,对其腐蚀原因进行了分析,并提出了有针对性的防腐蚀措施和建议。结果表明,目标炼油厂污水的离子组成比较复杂,并且其矿化度较高,pH 值低,悬浮物、有机物质以及细菌含量均较高,还含有一定量的硫化物和溶解氧,极易对管线的腐蚀产生不利的影响;现场管线中腐蚀产物主要以 Fe、O 和 C 元素为主,腐蚀产物的主要存在形式可能为氧化物;现场污水对管线钢材的平均腐蚀速率为 0.092mm·a^-1,腐蚀等级为中度腐蚀。建议可以从更换管线材质、改善污水水质以及投加缓蚀剂等方面来研究提高污水管线的防腐蚀性能,其中管线材质方面建议选择 C- PVC 工程塑料管线,而污水水质改善方面可以采取调节污水 pH 值、降低污水中硫化物和溶解氧含量以及加入杀菌剂等方式,缓蚀剂的类型建议选择咪唑啉衍生物类缓蚀剂 TB- 1,推荐其加量为 100mg·L^-1。     

HPLC法测定益真健脑丸中人参皂苷Rg1、Re、Rb1含量

目的 采用HPLC对益真健脑丸中西洋参药材3种主要成分人参皂苷Rg₁、Re、Rb₁进行含量测定。方法 采用C₁₈色谱柱，流动相为乙腈(A)-0.1%磷酸溶液(B)，梯度洗脱，检测波长203nm，流速1.0mL·min^-1，柱温40℃。结果 人参皂苷Rg₁、Re、Rb₁分别在2.00～20.00μg·m L^-1、4.00～40.00μg·m L^-1、10.00～100.00μg·m L^-1浓度范围内线性关系良好。结论 该方法简单、稳定，可用于益真健脑丸中3种人参皂苷的含量测定。