油气田缓蚀技术研究进展

摘要:文章介绍了油气田抑制CO_2/H_2S腐蚀的缓蚀技术研究进展;缓蚀剂作用机理;CO_2/H_2S和CO_2/H_2S环境下缓蚀技术的应用现状。着重介绍了酰胺类、咪唑啉衍生物和季胺盐类等缓蚀剂的国内外研究现状,并展望了油气田抑制CO_2/H_2S腐蚀的缓蚀技术发展趋势。     

克浅井区稠油热采套管气除H_2S研究与应用

针对新疆油田克浅井区稠油热采套管气H_2S含量超标,对3种除硫化氢试剂SAT-1、SAT-2和SAT-3进行评价和应用。结果表明:3种除硫剂性质稳定,单位时间内吸收H_2S质量分别为0.159 6g/g、0.136 4g/g和0.125 0g/g,饱和吸收H_2S质量分别为0.176 7g/g、0.216 1g/g和0.327 1g/g;SAT-1和SAT-3对H_2S具有较高的选择性,SAT-2对H_2S的选择性较低。现场评价表明,SAT-1和SAT-3均能使稠油热采井套管气H_2S浓度降低至10mg/L以下,现场使用寿命均超过100d,适应于套管气除H_2S的现场应用;除硫剂SAT-1现场推广应用140余井,单井H_2S浓度从500mg/L降至低于10mg/L,克浅井区稠油热采套管气H_2S超标得到了有效治理。     

高含硫气藏H_2S含量对凝析气相态的影响

针对塔中Ⅰ号气田Ⅱ区凝析气井中H_2S含量差异较大这一现象,提出了含H_2S的高压物性实验评价方法。向现场分离气中加入不同量的纯H_2S气体,将现场凝析油与该气体以恒定生产气油比复配获得不同H_2S含量的样品,在地层温度下进行实验,研究不同H_2S含量对凝析气相态特征参数的影响。研究表明,H_2S含量增加,井流物中CO_2,N_2,C_1—C_5和C_(6+)含量减小;露点压力呈线性降低,该样品的H_2S含量每增加1%,露点压力下降0.67 MPa;反凝析油饱和度基本不变,但反凝析油析出时间推迟,凝析油采收率和天然气采收率都下降。这是因为H_2S是一种较好的油气混相溶剂,降低了混相压力,致使露点压力降低、凝析油析出推迟,说明H_2S的存在不利于凝析气的开采。     

酸性气体富集方法和系统

正一种处理含H_2S和CO_2的流体流的方法,其中:a)在第一吸收器中在1. 0～15. 0 MPa的压力下用再生的H_2S选择性吸收剂的第一子流处理流体流,获得经处理的流体流和负载有H_2S的吸收剂; b)将负载有H_2S的吸收剂通过与再生的H_2S选择性吸收剂间接热交换而加热; c)将加热的负载有H_2S的吸收剂在低压膨胀容器中膨胀至0. 12～1. 0 MPa的压力,获得富含CO_2的第一废气和部分再生的吸收剂; d)将部分再生的吸收剂在解吸塔中再生,获得富含H_2S的废气和再     

H2S水合物生长过程在线观测及拉曼光谱特征研究

含硫天然气在低温高压下管输时,在管道中易形成含H_2S的混合气水合物,从而阻塞管道,腐蚀设备,影响采气系统的正常运行。了解H_2S水合物的生长速率对于天然气管道防堵具有一定的意义。同时,气体水合物具有储气能力,通过形成酸性气体水合物是储运和分离酸性气体的一种可行方法,获取H_2S水合物的笼占有率和水合指数有助于评估H_2S水合物的储气性能。基于熔融毛细硅管和在线观测系统,结合激光拉曼光谱技术,建立了H_2S水合物拉曼光谱分析与观测方法。显微观测了H_2S水合物的生长过程,证实了水合物生长主要受传质条件的控制,处于溶液中的H_2S水合物生长速率保持稳定;得到了H_2S水合物生长过程中拉曼光谱的变化信息,随着温度的降低,溶解态H_2S的S-H伸缩振动峰转变为H_2S水合物大笼和小笼中H_2S的S-H伸缩振动峰,液态水的O-H伸缩振动峰转变为水合物结构水O-H伸缩振动峰;通过拉曼光谱技术,证实常温下H_2S水合物为Ⅰ型水合物,并计算了大笼和小笼占有率分别为96.0%和80.9%,以及确定水合指数为6.23。H_2S水合物的高储气能力和稳定性为水合物法脱硫提供了有利支持。     

多因素共同作用对Q235B钢管腐蚀行为的影响

为探究油气管道中温度、流速和CO_2/H_2S分压协同作用下对钢管腐蚀行为的影响,对温度、流速和CO_2/H_2S分压比建立正交实验,通过SEM,XRD等分析技术探究不同改变量对Q235B管道腐蚀行为的影响。结果表明:在CO_2和H_2S共同影响下,70℃、流速为1. 5 m/s时,腐蚀动力学过程十分剧烈; H_2S的存在能够一定程度上抑制腐蚀,低含H_2S的腐蚀环境中,腐蚀为CO_2主导,在高温下内层形成良好的FeCO_3膜,腐蚀速率降低; H_2S通过形成FeS腐蚀产物层增加点蚀的程度;在H_2S和CO_2的组合存在下,凹坑的起始速率最高,CO_2能够协同促进,在同一时间内提供更多的实质性FeS膜;在点腐蚀演化过程中,CO_2和H_2S的协同作用在70℃时最为显著,同时流速在增大的过程中,会使FeS分布不均,而FeS的不均匀分布会诱导微电池作为该阶段在钢表面的点腐蚀的驱动力。研究结果对于制定石油管道防腐措施具有指导意义。     

硫磺回收催化剂的硫酸盐化中毒机理晶体结构及表面化学性质研究和探讨

在天然气净化和含硫原油加工过程中产生大量的 H_2S 气体,为了保护环境和回收元素硫,工业上普遍采用克劳斯过程处理含有 H_2S 的酸性气体,其反应方程式如下:①H_2S 3/2O_2=SO_2 H_2O ③2H_2S SO_2=3/n S_n 2H_2O反应①和②是在高温燃烧炉中进行的。在催化反应区(低于538℃)除了发生反应②外,还进行下述有机硫化物的水解反应:③COS H_2O=H_2S CO_2 ④CS_2 2H_2O=2H_2S CO_2工业装置使用天然铝矾土催化剂的总硫转化率在80—85％左右,未转化的各种硫化物均以 SO_2的形式排入大气,严重污染了环境;改用活性氧化铝催化剂后,总硫转化率可提高到     

大庆油田天然气处理过程中硫化氢对环境的影响评价

根据大庆油田天然气分公司深冷、浅冷、原稳和天然气净化等各套装置原料气气源、工艺流程和厂房设置的特点,通过现场取样、化验分析等方式,确定了分子筛单元和MDEA溶液脱碳过程对H_2S有聚集作用;通过计算H_2S浓度极限、预测H_2S暴露半径等方法,确定了当生产装置发生天然气、CO_2等原料(产品)大量泄漏或持续渗漏时,各厂房、区域H_2S浓度均不会达到爆炸极限,但是发生大量泄漏时则容易出现H_2S中毒风险,应急处置中应采取以制止天然气、CO_2泄漏(渗漏)为主,以测定区域内H_2S含量为辅的处置方法,结合使用H_2S浓度在线监测设备和便携式检测仪,确保作业环境H2S浓度安全,必要时穿戴呼吸器或防化工作服等,确保作业人员安全。     

H_2S腐蚀油井水泥的热力学条件

从水泥化学角度出发,应用热力学方法计算了干地层和潮湿地层中油井水泥熟料矿物及水化产物在50℃、80℃和150℃下与H_2S发生腐蚀反应的吉布斯自由能及所需H2S的最低分压,讨论了油井水泥熟料矿物及水泥水化产物与H_2S发生腐蚀反应的条件及难易程度。结果表明:在干地层中只在特定的温度和H_2S分压下,H_2S才会对油井水泥石中的CH、C_3S、C_3S_2H_3、C_2S、C_3A、C_2S_3H_(25)AFt及AFm产生腐蚀;在潮湿地层中H_2S主要以HS~-和S~(2-)形式存在,通过不断消耗水泥石中Ca~(2+),降低水泥石孔隙液的pH值,破坏水泥的水化产物,从而腐蚀油井水泥石基体。     

选择性胺法的H_2S负荷及其提高途径

本文分析了选择性胺法酸气负荷有别于非选择性胺法的特点,认为需以H_2S负荷的第二平衡程度评价;讨论了影响H_2S负荷的主要操作因素及提高H_2S负荷的途径。     

由H_2S气体中回收硫磺和氢气

通过空气氧化法实现硫回收的克劳斯工艺的缺点是:①损失氢气源;②需要准确地控制空气用量;③需要脱除废气中的微量硫氧物;④CO_2/H_2S比不能超过某一限度. 原文作者开发了一个可将H_2S分解为硫和氢气的温和过程.该过程不需空气氧化,不需进行废气处理,所用溶剂对H_2S有很高的吸收选择性,因而不受CO_2/H_2S比的限制.该过程的基本原理是:以N-甲基-2-吡咯烷酮(NMP)为溶剂,使H_2S与叔     

轻质原油中H_2S脱除药剂方案研究与应用

油井凝液中的H_2S如果不进行处理,不仅腐蚀站场容器设施,而且最终会挥发到大气中,存在环保风险。为此,研究采用物理吸附法和化学吸附法的联合方法制成脱硫药剂,该药剂为水基药剂,既溶于水,又能充分溶于油,既能对油水中的H_2S产生吸附,又能和H_2S反应,从而去除含水轻质原油中的H_2S。在对装有含H_2S介质的储罐进口加入脱硫药剂后,通过检测H_2S脱除效果明显,油样中H_2S质量浓度由脱硫前的95 mg/L以上降低到6 mg/L以下,H_2S脱除率达到94%以上,脱硫后油品挥发气中已闻不到H_2S气味;脱硫药剂在脱硫过程中不会加剧油品的乳化,没有固态物质析出,不会对油品物性造成影响。     

阿联酋中生界高含H_2S气藏形成机制与分布

阿联酋地区天然气资源丰富,但是部分中生界气藏H_2S含量较高,影响气田的勘探开发。含H_2S气有多种成因,硫酸盐热化学还原反应是高含H_2S气藏主要成因,该反应需具备蒸发岩物质基础、充足烃类还原剂、较高地温和贫重金属储层保存等地质条件。根据阿联酋中生界气藏特征和具备的地质条件,对比分析认为:高含H_2S气藏是硫酸盐热化学还原反应形成的;Hith膏盐层作为该反应的主控因素,决定了高含H_2S气藏主要分布在阿联酋中西部地区的Arab组。     

浸渍铜盐改性活性炭吸附/催化氧化低浓度H_2S

研究了浸渍 CuCl_2和 Cu(NO_3)_2溶液改性活性炭吸附/催化氧化低浓度 H_2S 的性能。通过表面 pH 测定和 BET 方法对活性炭的表面性质进行了表征,通过 X 射线衍射、X 射线光电子能谱及元素分析对吸附 H_2S发前后的活性炭试样进行了分析。实验结果表明,铜和氧在 H_2S 的吸附/催化氧化过程中都起到了重要作用,但浸渍铜盐的种类不同 H_2S 的转化途径也不同。浸渍CuCl_2后铜以多种形式固定下来,H_2S 在活性位和氧的作用下反应生成硫;浸渍 Cu(NO_3)_2后铜主要以 CuO 的形式固定在活性炭上,CuO 催化活化氧使 H_2S 被氧化生成硫、亚硫酸盐和有机硫,但同时 H_2S 与 CuO 反应生成 CuS 使催化剂失活。浸渍铜改性使活性炭的穿透硫容量增加。     

硫酸盐与正十六烷热化学还原生成H2S实验研究

稠油注汽热采过程中通常伴随着H_2S的产生,针对此现象,以稠油非含硫模型化合物正十六烷及4种金属盐(MgSO_4、Al_2(SO_4)_3、Na_2SO_4及CaSO_4)为研究对象,开展热模拟实验,对稠油热采过程中硫酸盐热化学还原(TSR)生成H_2S机理进行研究。实验表明:反应产物以烃类(C_1～C_5)、无机气体(H_2、CO_2、H_2S)、MgO以及噻吩类、硫醇和硫醚类物质为主;4种金属盐TSR生成H_2S量顺序为:Al_2(SO_4)_3CaSO_4MgSO_4Na_2SO_4;生成CO_2量顺序为:Al_2(SO_4)_3Na_2SO_4MgSO_4CaSO_4。原因在于金属阳离子电荷数越大自催化作用越强,产生H_2S越多;不同硫酸盐体系反应路径不同。推导了正十六烷与MgSO_4的TSR反应过程:包括质子化作用、热解反应、硫代硫酸盐向有机硫化物转化、H_2S自催化作用及硫化物热解和水解等反应,其中自催化作用是生成H_2S的主要途径。最后,通过计算得到正十六烷与MgSO_4的TSR反应活化能为61.498 kJ/mol。     

80SS抗硫钢在高温高压环境中的H2S/CO2腐蚀行为

针对80SS抗硫钢的H_2S/CO_2腐蚀行为,在模拟油田H_2S/CO_2环境下,利用高压釜进行腐蚀试验,采用失重法测试了其腐蚀速率及咪唑啉型缓蚀剂的缓蚀效率,通过SEM、EDS和XRD测试手段,研究分析了腐蚀产物膜去除前后的形貌特征和化学组成。结果表明,80SS抗硫钢在H_2S/CO_2腐蚀环境中属于中等腐蚀,介质流动和CO_2/H_2S分压比值增大均可加速腐蚀,而缓蚀剂的加入可显著减小腐蚀速率;腐蚀类型存在点蚀或局部腐蚀特征,动态和高CO_2/H_2S分压比值时尤为严重;腐蚀产物膜主要成分为FeS,还含有少量其他成分。     

LS—811硫磺回收催化剂的工业生产和使用

<正> 一、前言在石油和天然气加工过程中产生大量的H_2S气体,为了保护环境和回收元素硫,工业上普遍采用克劳斯过程处理含有H_2S的酸性气体,其反应方程式如下:     

硫化氢和二氧化碳混合酸气在甲基二乙醇胺水溶液中的溶解度

于40℃和100℃测定了 H_2S 和 CO_2混合酸气在2.5kmol/m~3MDEA水溶液中的平衡溶解度。H_2S 分压范围0.03～149.35kPa;CO_2分压范围1～416.85kPa。给出了 H_2S 和 CO_2混合酸气的溶解度等值线图。     

试油测试作业H_2S腐蚀破坏的防护工艺

试油测试作业是石油勘探开发链中的一个必不可少的关键环节,含硫油气井试油测试期间测试工具和地面计量装备不可避免地会接触到H_2S,H_2S会对设备造成严重的腐蚀。对H_2S腐蚀表现形式的剖析,认为试油测试期间硫化物应力开裂(SSC)腐蚀为H_2S主要腐蚀形式。分析含H_2S油气井硫化物应力开裂(SSC)破坏的主要影响因素包括:温度、硫化氢分压、p H值等,以此为中心,制定了相应的控制措施,为含硫油气田试油测试中H_2S的提前防护提供了依据。     

H2S和CO2在环丁砜—二异丙醇胺水溶液中的溶解度

本文以单一的H_2S和CO_2各自在环丁砜(以下简称SF)、二异丙醇胺(DIPA)水溶液中的溶解度数据,按“拟平衡常数”法合成计算了H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度。并与H_2S、CO_2在DIPA水溶液和SF-MDEA水溶液中的溶解度作了比较。计算指出:①因存在另一种酸性气体的影响,在相同的溶剂中,混合酸气中H_2S、CO:各自的溶解度均较单一气体时小;②在相同情况下,H_2S、CO_2在SF-DIPA水溶液中的溶解度大多数比相应在DIPA水溶液中的要小,唯在甚高分压下可大于在DIPA水溶液中的溶解度。计算的平衡溶解度也与报道的实际数据作了对比,结果颇为一致。