延长气田抗CO2/H2S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题，通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因，以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO₂/H₂S腐蚀缓蚀剂为助剂，以抗CO₂腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配，通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价，并探究不同H₂S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果，筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂，并将其在现场应用。结果表明：溶解氧、侵蚀性CO₂、CI^-引起的吸氧腐蚀、CO₂腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因，细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响；在CO₂/H₂S腐蚀联合控制条件下，抗CO₂/H₂S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优，缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO₂/H₂S复配缓蚀KS-0...     

常温下硫化氢腐蚀产物的自燃历程

含硫原油加工过程中,H₂S 腐蚀产物具有很高的自燃性,可以引起火灾和爆炸。根据 H₂S 腐蚀产物的氧化反应产物中单质硫的含量及氧化尾气组成,结合差热 热重分析结果,按氧化程度可以将 H₂S 腐蚀产物氧化自燃过程分为初级、中级和完全氧化3个阶段。在初级氧化阶段,H₂S 腐蚀产物发生不完全氧化反应,氧化反应温度低于70℃,没有 SO₂生成;在中级氧化阶段,部分 H₂S 腐蚀产物发生完全氧化反应,氧化反应温度在70~190℃之间,有SO₂生成,随着氧化反应温度的升高,发生完全氧化的 H₂S 腐蚀产物的量增加;在完全氧化阶段,H₂S 腐蚀产物发生完全氧化反应,反应系统内的单质硫被氧化为SO₂,氧化反应温度超过190℃。结合氧化反应产物的 XRD 分析,给出了 H₂S 腐蚀产物在不同氧化自燃阶段发生的化学反应。     

H2S分压对Q245R钢在H2S-CO2共存环境中腐蚀行为的影响

为研究H₂S-CO₂共存环境下H₂S含量对Q245R钢腐蚀行为的影响机制,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同P_H2S下Q245R钢在H₂S-CO₂环境中腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、XRD、SEM和EDS等手段来分析Q245R钢的点蚀、腐蚀形貌和腐蚀产物组成等。结果表明：随着P_H2S由0.001 MPa增至0.11 MPa, Q245R钢均匀腐蚀速率增幅达196%,均匀腐蚀速率最大值为0.892 1 mm/a;腐蚀主控因素由CO₂腐蚀(P_H2S=0.001～0.05 MPa)转变为H₂S腐蚀(P_H2S=0.11 MPa),主要腐蚀产物由FeCO₃转变为FeS。由于腐蚀产物膜中的裂纹与孔洞等腐蚀微观通道的增加,以及反应溶液...     

CO2、H2S对3Cr钢静态腐蚀的影响

为了研究3Cr钢在不同CO₂、H₂S腐蚀介质中耐蚀性，对3Cr钢分别在1 MPa CO₂、0.3 MPa H₂S及1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S腐蚀环境中的腐蚀速率和电化学性能进行测试，同时采用SEM、EDS和XRD等手段对上述三种腐蚀环境中的腐蚀产物进行分析对比。结果表明，3Cr钢在1 MPa CO₂环境下腐蚀速率最大，通过对腐蚀产物进行分析，发现其表面未形成连续分布且具有致密性腐蚀产物保护膜是其腐蚀速率高的主要原因。电化学测试发现3Cr钢EIS阻抗在1 MPa CO₂中呈现单容抗弧，而在0.3 MPa H₂S和1 MPa CO₂+0.3 MPa H₂S环境中呈现双容抗弧，进一步印证了其在1 MPa CO₂环境中耐蚀性较差的结果。     

低H2S环境下L360MS碳钢耐CO2腐蚀行为研究

为研究L360MS碳钢在低H₂S环境下的耐CO₂腐蚀行为,通过模拟某油气田现场工况,利用高温高压釜设备开展不同H₂S-CO₂环境下L360MS碳钢腐蚀性能试验,并采用金相显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)等手段分析L360MS碳钢的腐蚀形貌和产物组成等。结果表明：低H₂S环境下(p_H2S=0.001～0.005 MPa),随着CO₂分压的增大(p_CO2=0.25～0.65 MPa),L360MS碳钢平均腐蚀速率逐渐降低,点蚀速率增加;p_H2S=0.001 MPa、p_CO2=0.25 MPa时,L360MS碳钢平均腐蚀速率最大,为0.113 5 mm/a;随着p_CO2/p_H2S降低,...     

钻井完井高温高压H2S/CO2共存条件下套管、油管腐蚀研究

在油气开发中，伴生气中多含有一定量的H₂S与CO₂，对油管、套管的腐蚀给油气开发造成了巨大损失，极大地制约了CO₂和H₂S共存条件下的油气开发。因此，开展高温高压CO₂/H₂S共存条件下油管、套管钢材腐蚀的研究具有重要意义。为此，以实验手段模拟油气开发中高温高压H₂S/CO₂共存环境，用失重法、SEM和EDS研究了油管、套管L80钢材的腐蚀规律以及腐蚀产物膜。结果表明，在实验条件下，随着温度的升高，腐蚀速率呈先增加后下降的趋势，且温度越高，压力对腐蚀速率的影响越大；在腐蚀反应初期，腐蚀速率很高，但随着腐蚀时间的延长，腐蚀速率明显下降；腐蚀开始时腐蚀产物膜以FeS为主，随时间延长转为稳定的FeCO₃。同时还发现显微组织、硬度以及组成成分对腐蚀产物膜的形成及抗腐蚀性能有较大的影响。     

负载氧化铁凹凸棒石脱硫剂的制备及再生工艺

采用浸渍法制备了凹凸棒石负载氧化铁脱硫剂（Fe₂O₃/ATP）,考察了浸渍液活性组分浓度、浸渍液与载体体积比、浸渍时间和粒度对其脱硫活性的影响,采用FT-IR和XRD手段表征了新鲜和脱H₂S后以及再生的Fe₂O₃/ATP脱硫剂,并采用热空气法探讨了再生温度、热空气流量和再生时间对其再生性能的影响。结果表明,最优的Fe₂O₃/ATP脱硫剂的制备条件为浸渍液活性组分质量分数40%、载体与浸渍液体积比1∶3、浸渍时间4 h。在此条件下制备得到的粒径为0.38 mm的Fe₂O₃/ATP脱硫剂在常温、常压下的硫容达到33.08%。失活的Fe₂O₃/ATP脱硫剂在50℃、空气流量0.8 L/min的条件下再生4 h,1次再生率达到81.22%,经过4次再生后,再生率仍可达到51.29%。Fe₂O₃/ATP在常温常压下脱H₂S时,主要是将H₂S转化为FeS和S,经热空气再生后,FeS被空气中的O₂还原为Fe₂O₃和单质硫。     

普光气田集输管材腐蚀评价及缓蚀剂加药工艺优化

普光气田H₂S平均含量15.18%,CO₂平均含量8%,且含单质硫。为解决该气田湿气集输工艺管材的腐蚀问题,参考NACE MR0177/ISO15156,规定了试样的制备方法,避免了因试样问题产生的评价结果偏差。评价条件增加了单质硫含量、介质流速两个条件,实现了对普光气田工况条件的模拟,解决了按NACE MR0175标准H₂S分压大于1 MPa时无法选材的难题。开展了L360抗硫管材的氢脆、硫化物应力开裂及电化学腐蚀的分析评价,结果表明,采用淬火加回火制造工艺、严格控制S（0.003%）、P（0.02%）元素含量、硬度小于248 HV的L360管材,其抗硫性能满足使用要求;但在高含H₂S、CO₂且单质硫共存的条件下, L360抗硫管材电化学腐蚀严重,平均腐蚀速率达0.165 7 mm/a,腐蚀产物主要为FeS,电化学腐蚀主要受H₂S控制。因此对缓蚀剂加注工艺进行了优化,制订了一套预膜型缓蚀剂+连续缓蚀剂的实验室评价方法,规定了试片预膜处理的具体步骤,并优选出有机胺盐和季胺盐复配物为主的连续缓蚀剂+咪唑啉和吡啶衍生物为主的预膜缓蚀剂,现场应用后腐蚀速率控制在0.043 2 mm/a。优选的L360抗硫钢和缓蚀剂在普光气田湿气输送集输工艺得到成功应用。     

高酸性气体对硫铝酸盐水泥石腐蚀作用机理

为了研究硫铝酸盐水泥石在含有H₂S的高酸性环境的性能变化及腐蚀机理,采用氮吸附比表面积及孔径分析测试仪(BET和BJH方法)测试了腐蚀前后水泥石比表面积和孔隙结构变化,利用X射线衍射仪(XRD)和热分析仪(TG/DTG)分析了腐蚀前后水泥石水化产物的变化,采用扫描电子显微镜(SEM)观察对比了腐蚀前后水泥石水化产物微观形貌的变化。结果表明：SAC在60℃时强度发展较好,60℃腐蚀14 d后水泥石主要产物为AFt,90℃腐蚀14 d后主要生成物是CaSO₄·2 H₂O;水泥石被H₂S腐蚀后会产生明显的分层现象,外层最先被腐蚀,内层会由于膨胀作用出现短期内的强度提高;H₂S的腐蚀机理为水泥水化产物中的C-S-H和CH分别与H₂S发生反应,生成具有膨胀性的AFt和CaSO₄·2 H₂O,进而使水泥石产生裂纹,导致抗压强度下降。研究结果为硫铝酸盐水泥在高含硫油气井的固井应用提供了一定的实验及理论基础。     

高浓度硫化氢的现场腐蚀管控措施研究

C100钢广泛应用于含H₂S环境中,一旦有O₂进入到含H2S的腐蚀环境中时,会引起设备设施的腐蚀失效。基于电化学实验和腐蚀图像表征方法研究了H₂S环境中O₂分压对C100钢的腐蚀行为。结果表明,在不同H₂S和O₂分压比条件下,腐蚀过程受阴极过程控制,由氧扩散过程向活化过程转变;随着O₂分压的增大,腐蚀电位负向偏移,腐蚀电流密度迅速增大,同时腐蚀形貌由全面腐蚀状态向点蚀状态转变。     

钻井泥浆除硫剂的研究

本文介绍了一种无机锌盐化台物——川设6—1钻井液除硫剂,根据试验结果,论证了它对钻井液的除硫效率和对钻具的防腐效果;并与两种进口的钻井除硫剂进行了对比.现场试验结果表明:川设6—1除硫反应快、效率高、成本低,使钻井液中的硫化氢浓度很快降低到安全界限,从而防止了钻具和套管的硫化物应力腐蚀和失重腐蚀,大大延长了钻具的使用寿命,并避免了钻井操作人员的硫化氢危害.     

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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。     

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��The article presents the corrosive meduim and its limiting concentration,type of corrosion and tubular failure time during drilling a well It shows using actual examples that H₂S corrosion is the most harmful meduim and corrosion fatigue is the main reason of shortening the life of drilling tools.Various corrosion prevention measures and their results are also presented and emphasis is put on reasonable selectiou of tubular goods and inhibitors.     

非含硫金属盐对稠油水热裂解生成硫化氢影响实验

高含硫稠油注蒸汽开采过程中,稠油、水蒸气和岩石基质间将发生水热裂解和硫酸盐热化学还原反应,并产生H₂S。为排除硫酸盐热化学还原生成H₂S反应,研究了金属离子对高含硫稠油水热裂解反应生成H₂S的催化作用,开展了AlCl₃、MgCl₂、CaCl₂和ZnCl₂这4种不含硫金属盐与稠油的水热裂解反应实验。实验结果表明:在240~300℃范围内,Al³⁺、Mg²⁺、Ca²⁺、Zn²⁺对稠油水热裂解反应生成H₂S均有催化作用,且Al³⁺的催化效果最好;pH值越低水热裂解生成H₂S反应越强烈,这是因为金属盐溶液呈酸性使H⁺质子化作用加强,而且金属离子对水热裂解中间反应包括C-S键断裂、加氢脱硫、水气转换等反应有催化作用;在一定浓度范围内,金属盐浓度越高,溶液pH值就越低,且金属离子与反应物接触几率增加,对水热裂解催化效果越明显,生成的H₂S越多。     

NiMoS加氢脱硫催化剂表面非化学计量硫物种动态平衡

加氢脱硫(HDS)催化剂NiMoS活性相表面非化学计量硫(S_x)物种的动态变化是HDS活性的决定因素。在HDS过程中,S_x物种处于动态平衡,且这一平衡与催化剂、H₂S分压及硫化温度相关。笔者采用程序升温的方法研究了催化剂载体、助剂Ni、硫化温度、H₂S分压对NiMoS催化剂表面S_x物种的影响。结果表明：催化剂载体对S_x物种的总量和还原性具有显著影响,Ni的引入显著促进S_x物种还原,提升HDS活性;硫化气相H₂S分压决定了催化剂表面S_x物种含量,气相中H₂S分压升高易使S_x物种增多,表面可利用NiMoS活性位减少,从而导致HDS活性降低。S_x物种含量与H₂S分压及硫化温度的关系符合热力学平衡及van′t Hoff等压方程,进一步将S_x物种含量与HDS反应速率系数进行关联,提出H₂S分压S_x物种含量HDS活性之间的定量关系。     

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��The equilibrium solubility of sour gas mixture of H₂S and CO₂ in MDEA aqueous solution (2.5kmol/m³),had been determined at 40�� and 100��.The scope of partial pressure of H₂S is 0.03��149.35 kPa and that of CO₂ is 1��416.85 kPa.A solubility isoline chart of the sour gas mixture of H₂S and CO₂ is shown in this paper also.     

油管内涂层防腐技术在塔中Ⅰ号气田的应用

塔里木盆地塔中Ⅰ号气田CO₂、H₂S共存,气井具有井深、高温、高压的特点,井筒腐蚀环境复杂。为此,依据塔里木塔中Ⅰ号气田实际的工况要求,对P110S抗硫油管+TC 3000C环氧酚醛树脂内涂层分别进行了模拟环境下附着力、抗拉伸、轧平、扭转等能力的试验,分析了内涂层在模拟环境下的性能。试验结果表明,内涂层的性能可以满足现场使用要求。目前该技术已在塔中Ⅰ号气田使用16口井,在现场应用时通过对油管涂层和下井作业进行检查,保证了涂层的安全下井。现场试验表明,抗硫油管内涂层防腐效果良好,能满足塔中Ⅰ号气田的防腐要求。     

高酸性气田聚合物—甲酸盐封隔液的室内实验研究

四川盆地普光、罗家寨和元坝等高酸性气田的开发是一个世界级难题。在高温、高压、高含H₂S和CO₂气井生产过程中,需要向油管与套管的环空中注入防腐能力强的封隔液来防腐,以保证油管、套管及井下工具能够安全工作。该封隔液必须抵御酸性天然气的侵入而保持防腐性能稳定,一旦与储层接触也不损害储层。为此,通过大量的室内实验,研制出了聚合物—甲酸盐盐水封隔液体系。该体系以NaCOOH和KCOOH为加重剂,体系密度可达1.45 g/cm³;用黄原胶（XC）和复配聚阴离子纤维素（PAC）来调节流变性并降低滤失量;用抗高温保护剂HTS来进一步提高聚合物的抗温能力。通过72 h的高温高压含H₂S和CO₂天然气侵入实验,评价了该封隔液对G3、N80和TP110SS等3种钢材的腐蚀防护效果,结果表明钢材的腐蚀速率均低于0.076 mm/a。结论认为：该封隔液体系具有密度范围宽、抗温性好、防腐能力强、保护储层效果佳以及能够在井下环空长期稳定等优点,具有推广应用价值。     

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��The reactions in combustion furnace are very complicated in Claus sulfur recovery process, but it is important for design and production to research these reactions. The reactions which produce H₂, CO. COS and CS₂ are discussed in this article. It is pointed out that H₂ and CO are mainly generated from the decomposition and reactions of H₂S and CO₂ in acid gas and the resultant is rough increased with the increasing of the H₂S content in acid gas and the temperature of furnace. COS is formed by the reaction between CO and elemental S. Once H₂S content in acid gas is over 70%, COS yield drops rapidly. CS₂ is formed by the reaction between CH₄ and elemental S. When the temperature of furnace increases to about 1300��, the generation of CS₂ is stopped.