缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用

中原文留油田油井含水高于85％，采出水中CO2与HCO3^-构成弱酸性缓冲体系，腐蚀性和结垢性很强，油井、集输和注水系统既出现腐蚀，又发生结垢。针对该油田研制并生产了新型缓蚀阻垢剂HZ－X2。简介了合成方法及产品技术性能，讨论了缓蚀和阻垢机理，详述了室内测试结果，简介了现场试验和应用情况。该剂由缓蚀成份咪唑啉及其衍生物、阻垢成份膦基丙烯酸－马来酸（酐）共聚物及溶剂制成，易溶于水，可溶或分散于油，不增加原油的乳化。在室内测试中，加量＞100mg/L时在65℃采出水中的静态缓蚀剂＞75％，在70℃油水混合液（30：70）中的动态缓蚀率＞70％。加量≥20mg/L时，在75℃采出水中对Ca、Mg垢的阻垢率＞84％。在现场试验中，从1口油井油套环空按产水量加入该剂100mg/L，在20天内使采出水中含铁量下降，腐蚀速率降至接近0.07mm/a。在文留油田现场应用中，不同油井加入适量药剂（60－100mg/L)，加药周期一般15d左右，采出水平均腐蚀速率由0．408mm/a降至0.075mm/a，结垢速率由3－7mm/a降至0.121mm/a。表3。     

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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。     

防H2S腐蚀的硫脲基咪唑啉缓蚀剂研究

依据轨道能量理论,结合多齿配体与金属离子形成的五元或六元环鳌合物很稳定的特性,将多个具有缓蚀作用的官能团或结构连接到一个分子上,设计了一种具有缓蚀作用的硫脲基咪唑啉分子。以油酸、多乙烯多胺、硫脲为原料,合成了橙黄色硫脲基咪唑啉,并用红外光谱进行了结构表征。以合成的硫脲基咪唑啉为缓蚀剂主剂,复配表面活性剂、吡啶、甲醛、丙炔醇等,得到防H2S腐蚀的缓蚀剂XL-1。缓蚀剂XL-1具有良好的缓蚀性能,在25℃、H₂S质量浓度2500 mg/L、XL-1加量0.25%时,碳钢腐蚀速率为0.013 mm/a,缓蚀率达95.3%。温度从25℃升至90℃,碳钢腐蚀速率从0.007 mm/a增至0.023 mm/a,缓蚀率从95.3%降至89.0%,抗温达90℃。随NaCl加量的增大,碳钢腐蚀速率增大,缓蚀率降低。在XL-1加量0.5%、NaCl质量分数10.0%、H2S加量2500 mg/L、腐蚀温度55℃的条件下,H2S对碳钢的腐蚀速率为0.027 mm/a,缓蚀率为87.3%。与川渝地区地层水、常用入井液或化学剂混合后,分散均匀,不分层,碳钢缓蚀率大于92%,相容性良好,适用于含硫气田的化学防腐作业。     

长效缓蚀剂DX-1的研制

胜利东辛油田地温高,地层水和回注污水矿化度高,腐蚀严重。采用N80钢腐蚀试样,在含Cl-,HCO-3,Mg2+,Ca2+,Na+,矿化度6.29×104mg/L,pH=7.0的模拟水腐蚀介质中,实验测定了一系列单一或复配的市售有机、无机缓蚀剂在80℃(有机缓蚀剂)和60℃(无机缓蚀剂)下的缓蚀性能。发现有2种有机液体缓蚀剂(代号HS 3,HS 4)在加量为30mg/L时的缓蚀率>97%且无点蚀发生;质量比6∶4～4∶6的HS 3+HS 4在总加量10mg/L时的缓蚀率高于单用的HS 3和HS 4。HS 3+HS 4的化学成份为膦酸盐、胺、有机酸、醛及少量无机物,1∶1的HS 3+HS 4以一种高吸水树脂和一种可成胶、可固结材料为载体,经加热干燥、成型之后制成缓释型固体缓蚀剂DX 1。用量10mg/L的DX 1,60～80℃下在模拟水中的缓蚀率>97%;用量15mg/L时,80℃下在东辛油田辛1、辛3及102站外输水中使腐蚀速率分别降至0.0315,0.0753及0.0108mg/m2·h,缓蚀率分别为95.4%,92.2%及97.7%。将DX 1用于东辛油田将使腐蚀问题基本获得解决。表7参3。     

中原油田采油污水缓蚀阻垢技术研究

中原油田胡二污水站采油污水pH值较低、矿化度高、细菌含量高、腐蚀结垢性强,由于污水腐蚀结垢的产生,严重影响油田注水生产正常运转。研究结果表明,PAC与PAM的加量分别为40～50mg/L和1.0mg/L时,可以明显去除污水中的油及固体悬浮物;WT-809杀菌剂杀菌效果好,满足采油污水杀菌处理要求;WT-02缓蚀阻垢剂加量为50mg/L、90℃时仍具有很好的缓蚀阻垢性能,使污水腐蚀速率小于0.076mm/a,结垢量小于10mg/L,满足污水缓蚀阻垢处理要求。     

超临界CO2缓蚀阻垢剂的合成及性能评价

针对高矿化度低渗透油藏CO_2驱油过程中超临界CO_2腐蚀结垢问题,合成一种由苯甲酸硫脲基咪唑及磷酸酯基咪唑啉、喹啉季铵盐和聚环氧琥珀酸盐为主要成分构成的缓蚀阻垢剂CQ-HS。利用高温高压实验、电化学和阻垢率评价方法,在超临界条件下研究了CQ-HS的抗CO_2腐蚀性和阻垢性能。研究结果表明,在80℃、CO_2分压9.0 MPa条件下,添加200 mg/L的缓蚀阻垢剂CQ-HS后,碳钢的腐蚀速率降为0.068 mm/a,具有良好的缓蚀性能;当缓蚀阻垢剂CQ-HS加量为200 mg/L时,其对硫酸钡锶垢的阻垢率可以达到80%以上。在超临界CO_2条件下,CQ-HS缓蚀阻垢剂同时具有缓蚀和阻垢性能,可实现一剂多用的目标。图9表1参15     

固体缓蚀剂GTH油井防腐技术

为了防止胜利孤岛油田含H2S和CO2酸性气体、采出水矿化度高的油井井下腐蚀,研制了以炔氧甲基胺及其季胺盐为主缓蚀剂,酰胺咪唑啉为复配缓蚀剂,加入多种辅助组分和加工助剂,用挤压成型方法制成的固体缓蚀剂GTH(φ55mm、L250mm的棒状物)。65℃时加量15和20mg/L的主缓蚀剂对N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为85%和90%,加入复配缓蚀剂使缓蚀率提高1%~2%。考察了含不同量缓蚀成分的GTH在65℃(及90℃)自来水中0~30天的动、静态溶出率,确定用于孤岛油田的GTH中缓蚀成分的含量为40%,在室内测得在油田采出水中的溶出速率为2.3~2.5mg/d.cm2,按日产液量每10m3下入2m长棒状缓蚀剂,可在一定时间内使油井采出水中缓蚀成分浓度维持在13mg/L。根据7口油井的检测数据,下入GTH后采出水的腐蚀速率平均由0.138mm/a降至0.023mm/a,缓蚀率为83%。简介了将GTH下入井内的工艺。在孤岛油田将该防腐蚀方法用于35口油井,32口井的检泵周期由4个月延长至8个月以上。图5表5参3。     

环境友好的软化水质循环冷却水处理方案

文章报道了用环境友好的复合缓蚀阻垢剂RP-98B处理软化水质循环冷却水的方法.实验室研究结果表明在0.3～5mg/L钙硬的水质中,使用100mg/L RP-98B,碳钢试片的腐蚀速率均低于0.025mm/a;在一套循环水量2500m3/h以软化水为补充水的循环系统连续运行3个月,不预膜碳钢监测试片的腐蚀速率均低于0.0015mm/a,循环水中的总铁离子可以控制在1mg/L左右,处理效果良好.     

高效低毒的复配油井缓蚀剂GC-02

中原文明寨、马寨油田采出水腐蚀性强，使用的芳胺类油井缓蚀剂DF-97毒性较大且效能较差。在80℃(井下温度)考察了低毒性的支链脂肪胺盐AU和咪唑啉盐MY-01及其复配物在油田采出水中对A3钢试片的缓蚀性能，发现AU有用量限量，MY-01 AU的缓蚀性能好于2种单剂，质量比为9／1时缓蚀性能最好，此复配缓蚀剂代号为GC-02。GC-02的缓蚀率随加量增大(10～140mg／L)而增大，加量为40mg／L时超过79％。GC02在用量10～120mg／L时的缓蚀效果好于现用缓蚀剂DF-97和QY-SL(咪唑啉类)。现场使用加量定为80mg／L，每隔3～7天按计算量从环空投加一次，6口油井由使用DF-97改为使用GC-02后，采出水中总铁含量平均由10．6mg／L降至4．7mg／L，井口挂片腐蚀速率由0．152mm／a降至0．025mm／a，单井缓蚀剂月投加量由300kg减至250kg。图1表3参1。     

二氧化碳驱采油井缓蚀阻垢剂的复配实验研究

针对西部某油田注CO_2驱腐蚀结垢的特点,选用油田普遍使用的咪唑啉、季铵盐、酰胺盐、膦酸盐缓蚀剂以及氨基三亚甲基膦酸和聚天冬氨酸阻垢剂进行复配实验研究,用电化学测试方法和静态阻垢测试实验优选出性能良好的缓蚀剂和阻垢剂单剂,对所选的缓蚀剂和阻垢剂在总质量浓度240mg/L下进行最优配比实验后,采用失重法、模拟工况测试阻垢率以及扫描电镜(SEM)评价复合缓蚀阻垢剂的防护效果。实验结果表明:通过单剂筛选得出的缓蚀剂和阻垢剂在60℃饱和CO_2模拟地层水中对N80碳钢的缓蚀率高达94.13%,阻垢率高达93.98%;在总质量浓度为240mg/L时,缓蚀剂与阻垢剂按2∶1的质量比复配后的试剂,缓蚀率达91.98%,阻垢率达91.10%;在模拟实际最苛刻的生产工况下,复合缓蚀阻垢剂的防腐防垢均能满足油田控制指标。研究表明,膦酸盐和聚天冬氨酸复配的缓蚀阻垢剂可以抑制CO_2驱采油井的腐蚀结垢问题。