新型钻井液用除硫剂对钻具的腐蚀实验评价

在开采高含硫化氢地层过程中,为了保证钻井工程的正常进行、防止钻具腐蚀以及现场工作人员的生命安全.必然要向钻井液中添加除硫效率高、溶解度大的除硫剂来清除侵入井下的硫化氢气体.但是在钻井过程中常常忽略了除硫剂本身对钻井工具的腐蚀问题.因此,采用模拟井下高温动态的方法,将2种新型除硫剂对钻具钢N80、G105和S135的腐蚀情况进行了实验研究,检验其腐蚀程度.有机除硫剂对钻具产生严重腐蚀,无机除硫剂能置换出钻具中的铁成分,引起钻具的腐蚀.需向钻井液中添加适当的缓蚀剂来减缓钻具的受腐蚀程度.     

钻井液用除硫剂的除硫效率测定方法研讨

钻井液用除硫剂是指能与硫化氢发生化学反应生成难溶的硫化物,使之悬浮于钻井液中的化学药剂.在钻井过程中使用除硫剂,可以最大限度地减少H2S对环境的破坏、对钻具的腐蚀、对人体的危害等.介绍了除硫剂除硫效率的评价方法、除硫的试验方法、钻井液中硫含量的测定方法.除硫反应在严格密闭的反应瓶中进行,反应完毕后分别测定未被吸收的气体硫化氢含量和滤液中的残硫含量,从而计算除硫剂的除硫效率.采用了经典的碘量法分析,以保证钻井液中硫含量测定的准确性.     

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本文介绍了四川地区钻井现场钻具硫化物腐蚀情况。同时也对比试验了部分国内、外钻井液除硫剂的除硫效率,提出了由不同原材料和不同工艺路线制成的除硫剂的除硫效率是截然不同的。     

钻井液用铁离子络合物型除硫剂的室内评价

评价了试验室自制的亚铁离子络合物型除硫剂,该除硫剂是以二价铁离子与碳水化合物衍生物复合而成的,在水基钻井液中能高度溶解,并且在pH值为12的环境下不会沉淀,在钻井液体系pH值为9时除硫效率最高,可以达到98．6％左右。在60℃环境中除硫剂与硫化氢比值为1．4时,对钻具的缓蚀率最高为71．23％,可以显著缓解H2S对钻具的腐蚀。该除硫剂与常用的聚磺钻井液具有良好的配伍性,对钻井液的流变性和失水都没有明显的影响。     

钻具腐蚀与钻井液控制概述

文章从电化学基础入手,分析了钻具腐蚀机理和七种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程、类型、影响腐蚀速度的因素,叙述了针对不同腐蚀介质控制腐蚀的钻井液工艺.着重讨论了H2S腐蚀对钻具的严重损害及其后果和除硫剂的使用问题.特别提出钻井液中活性S2-和"安定"S2-的概念,指出钻井液全硫含量与是否使用除硫剂无关,有过H2S污染史的钻井液及设备接触酸后将有H2S释放造成危害,应予高度重视.钻具腐蚀控制是一项综合性技术,就钻井液工艺而言,对不同的介质污染采用相应控制措施,着重控制污染较重危害最大的腐蚀.     

钻具抗氧缓蚀剂的研究

为了减少源于腐蚀的钻具损失,用转轮试验法研究了钻井材质G105钢在钻井液中的腐蚀情况,评选出了一种防止钻井液中溶解氧对钻具腐蚀的缓蚀剂——K0—1缓蚀剂。这种缓蚀剂是以有机酯类化合物为主剂调配而成的,适用于盐水、淡水和聚合物钻井液。这种缓蚀剂加工简便,费用较低,适用范围广,有着广阔的应用前景。     

钻具腐蚀及其控制技术

分析了钻具腐蚀机理和7种主要腐蚀介质对钻具的腐蚀过程，叙述了不同腐蚀介质控制钻具腐蚀的钻井液工艺技术。重点讨论了H2S对钻具的腐蚀和除硫剂的使用问题。特别提出钻井液中活性S^2-和“安定”S^2-的概念，对防止H2S对钻具的腐蚀具有重要指导作用。     

钻井液中硫化氢的危害及其控制

分析了合硫化氢油气井的钻井、修井和井下维护等作业中硫化氢的来源、危害及其控制方法.对除硫剂的选择原则,几种常用除硫剂产品、除硫剂的加入方法进行了介绍.提出了控制硫化氢的几种可行方法.     

钻井液硫化氢清除装置在双探3井的试验与认识

为拓展欠平衡与控压钻井在含硫地层的应用范围,研制了钻井液密闭循环系统(密闭系统)中的核心装备—硫化氢清除装置。该装置采用真空、扰流以及温控注入适量除硫剂等技术方法对经过初级液气分离后的钻井液中仍然残留的硫化氢进行有效处理,处理后的钻井液能够直接排入固控系统、泥浆罐,最后通过泥浆泵进入井筒进行密闭循环。为验证装置的可靠性,在双探3井进行了返排液除硫试验。试验期间,装置运行稳定,流量、压力、pH值以及硫化氢浓度等数据监测实时可靠。监测液体排出口处硫化氢挥发浓度由试验前的平均值105.82mg/m~3(最高值达到126.6 mg/m~3)降低到小于7.5 mg/m~3。试验结果表明,钻井液硫化氢清除装置能够有效处理液体中的微小气泡以及溶解态硫化氢等有害物质,满足安全环保钻井的需要,为钻井液密闭循环系统的推广应用提供了技术支撑。     

钻具的腐蚀与防护

随着钻井工艺向高速，深井方向发展，钻具腐蚀与防护问题日益紧迫，它不但关系到降低钻井成本和保证钻井安全，而且还关系到新的钻井液和新的钻井工艺能否推广和发展，综述了钻具腐蚀与防护研究进展。钻井液的腐蚀性成分主要为溶解气体（氧，二氧化碳，硫化氢）和盐类。它们在电化学作用和应力作用下会形成均匀腐蚀，斑点腐蚀，点腐蚀和应力腐蚀，控制这些地腐蚀的措施包括：合理选用钻具钢材质，控制钻井液的pH值，用化学剂除去腐蚀性成分，应用缓蚀剂，介绍了钻具腐蚀与防护研究面临的新挑战。     

高含硫钻井液缓蚀剂的合成及性能研究

本文合成了抑制H₂S腐蚀的咪唑啉类缓蚀剂,并研究了它们的性能。正交试验表明,最佳合成条件是:反应温度:190～200℃;酸:胺(mol比)=1:1.05;反应时间以3～5小时为宜。根据以上条件合成的缓蚀剂,在含有3200mg/lH₂S的泥浆中,用量为0.2%时,抑制效果能达到80～90%,与碱式碳酸锌复配使用时,能提高缓蚀效率和降低碱式碳酸锌的用量,并发现缓蚀剂与CaO之间具有明显的协同效应。泥浆流变性能试验表明,缓蚀剂能提高泥浆的动切力和动塑比,对失水量影响不大。此外,利用X-射线衍射试验证明:(1)低碳钢在含H₂S的泥浆中,腐蚀产物的主要组成为Fe₉S₆;(2)H₂S会破坏FCLS的稳定性,分解出Fe²⁺,与H₂S反应生成面心立方的Fe₂S₄。     

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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.     

高含硫气田元素硫沉积及其腐蚀

高含硫气田在开发和维护过程中容易出现硫沉积并引发严重硫腐蚀,由此造成的管道堵塞、管道腐蚀穿孔、设备损毁失效都会严重影响油气田的正常生产。为此,分析了高含硫气田中元素硫的来源：①烃类硫酸盐的热化学反应;②高温高压下H₂S的缩聚反应;③硫烷的分解;④离子多硫化物的分解;⑤氧气对H₂S的氧化;⑥溶解在液态烃中的元素硫。阐述了硫沉积的发生机理：元素硫能溶解在酸性气体中,主要是溶解在硫化氢中。剖析了硫腐蚀机理：包括以元素硫的水解为基础的催化机理、水解机理、电化学机理和直接反应机理。探讨了硫腐蚀的影响因素：温度、压力、氯离子、硫的存在形式和流速等。最后建议：针对硫沉积区的特殊环境,开展多介质多相混合流体中管线的硫腐蚀机理研究,并建立其腐蚀模型。该研究成果可为高含硫油气田的安全有效开发提供参考。     

逆流旋转填料床中络合铁法脱除气体中H2S

以逆流旋转填料床为脱硫设备,络合铁为脱硫剂,对模拟气中的H₂S进行了脱硫实验研究。考察了气/液流量比、超重力因子、气体流量、H₂S入口质量浓度对脱硫率的影响,并对比分析了逆流旋转填料床与错流旋转填料床的脱硫性能。结果表明,相比错流旋转填料床,逆流旋转填料床更适合于低硫尾气的精脱硫,脱硫率可达99%以上。与传统塔式脱硫技术相比,逆流旋转填料床络合铁法脱硫技术脱硫效率高、气/液流量比大、设备体积小,具有工业化应用潜力。     

REACTION OF VISBREAKER BITUMENS WITH SULFUR

The utilization of sulfur in bituminous binders started many years ago: a number of roads were paved in U.S. with SA (sulfur-asphalt) mixtures. Literature reports that, when mixing sulfur and asphalt, H₂S evolution starts at temperatures higher than 150°C.

By using thermal analysis techniques, the present paper shows that H₂S evolution begins at about 130°C for most types of bitumens. Kinetics of reaction between sulfur and visbreaker bitumens were also studied: the reaction order with respect to sulfur is equal to 0.5 for the three visbreaker bitumens considered in this work.     

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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.     

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。     

热采过程中硫化氢成因机制

为了防范稠油油藏注蒸汽开采过程中井口产出硫化氢所造成的安全隐患,增强热采油井安全生产水平,亟需对稠油热采过程中硫化氢的来源及成因机制开展相关实验研究。对辽河小洼油田洼38区块的岩心、原油和产出水3种不同物质开展了含硫量测定、硫同位素分析和H₂S生成热模拟实验。实验研究结果表明:稠油热采中生成的硫化氢主要来源于岩心和稠油;在硫同位素分馏过程中,形成硫化物(H₂S)的δ³⁴S反映了硫酸盐热化学还原过程中硫在较高温度下的分馏特征;硫化氢的生成机理主要为高温高压酸性环境下稠油水热裂解和硫酸盐热化学还原之间的交互作用。     

高含硫化氢海洋气田开发中管线的腐蚀与防护

根据高含硫化氢海洋气田开发的特点,分析了高含硫化氢天然气对管线的腐蚀机理,最后提出了相应的防止硫化氢腐蚀的措施与方案,对设备与管线的使用寿命和安全运行具有重要意义。