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...     

沉砂-CO2-SRB因素对L360N碳钢腐蚀行为的影响

页岩气水力压裂开发给地面集输管线带来严重的腐蚀安全风险,尚不明确多因素腐蚀介质对碳钢管线腐蚀的影响规律。通过高温高压浸泡试验及腐蚀形貌观察考察了沉砂、CO₂、SRB等多因素对L360N碳钢腐蚀行为的影响规律。研究结果表明：SRB生物膜与沉砂可以降低碳钢均匀腐蚀速率,但增加了碳钢的局部腐蚀速率,两者具有协同作用;CO₂溶解分子传递过程和金属界面微环境受沉砂影响较小。另外,沉砂对药剂的缓蚀杀菌作用影响不大,缓蚀剂和杀菌剂可以作为页岩气地面集输管线的防护措施广泛使用。     

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。     

富含双键咪唑啉在饱和CO2盐水中缓蚀行为研究

目的 合成含有两个双键的亚油酸咪唑啉,与传统的含有单个双键油酸咪唑啉对比,研究其结构对其缓蚀性能的影响。方法 在60℃下将Q235钢浸泡于饱和CO₂的3%(w)NaCl溶液中,通过失重、电化学测试和缓蚀效率测试,并通过表面分析方法观察腐蚀后钢片形貌变化,最后通过理论计算对合成缓蚀剂进行性能研究。结果 电化学与失重结果显示在加入质量浓度为200 mg/L的亚油酸咪唑啉后,缓蚀效率能达到90%,缓蚀性能优于常见的油酸咪唑啉。在结构上,由于亚油酸咪唑啉分子比油酸咪唑啉多了一个双键,增加了咪唑啉缓蚀剂的吸附位点,使其能更好地吸附于金属的表面。结论 亚油酸咪唑啉对碳钢有很好的缓蚀性能;在同等实验条件下,缓蚀性能优于油酸咪唑啉;其吸附满足Langmuir吸附等温线;吸附过程中主要通过N—Fe键吸附在Fe表面。     

咪唑啉类缓蚀剂腐蚀抑制作用

CO2-H2S腐蚀一直是石油工业的一个棘手问题和研究热点。CO2-H2S腐蚀引起的设备和管道腐蚀失效,造成了巨大的经济损失以及严重的社会后果,所以开展抑制CO2-H2S腐蚀的研究具有深远的经济和社会效应。而咪唑啉类缓蚀剂具有优良的缓蚀性能,随着缓蚀剂质量浓度增加,缓蚀率增加,当N-烷基苯并咪唑啉阳离子缓蚀剂质量浓度为50 mg/L时,缓蚀率达到97.15%。近年,针对CO2-H2S腐蚀问题,采用咪唑啉缓蚀剂处理的研究较多,通过金属与酸性介质接触在其表面形成单分子吸附膜,从而降低其电位达到缓蚀的目的。文中对新型咪唑啉类缓蚀剂(季铵盐、酰胺基、硫脲基、苯并和膦酰胺味唑啉类缓蚀剂)的缓蚀机理以及研究现状作了详尽的概述。     

徐深气田含二氧化碳深层气井防腐技术

松辽盆地徐深气田所产天然气普遍含有CO₂,气井具有井深、温度高、不同井区CO₂含量变化较大等特点,导致气井CO₂腐蚀情况较为复杂,气井腐蚀非常严重。为此,分析了徐深气田CO₂腐蚀环境特点和因素,评价了各种防腐技术在深层气井中的适用性,开展了4种管材、4种缓蚀剂的优选评价,完成了完井管柱设计以及工艺优化,确实了合理产能的范围,为不同类型含CO₂深层气井防腐方案的制订提供了技术支撑。对类似含CO₂腐蚀气井开发提供了借鉴。     

咪唑啉类缓蚀剂对CO2/H2S腐蚀抑制作用研究进展

CO2/H2S腐蚀一直是石油和天然气工业领域棘手问题和研究热点.针对CO2/H2S腐蚀,常采用咪唑啉类缓蚀剂处理.咪唑啉类缓蚀剂通过在金属表面形成单分子吸附膜,改变氢离子的氧化还原电位以及对溶液中的某些氧化剂进行配位,降低电位,达到缓蚀的目的.对咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀机理以及研究现状进行了综述.     

咪唑啉季铵盐缓蚀剂缓蚀性能评价及其缓蚀机理探讨

为了解决塔里木油田污水运输管网的腐蚀问题,合成了3种咪唑啉季铵盐缓蚀剂,在油田模拟水中,利用静态挂片质量损失法和电化学极化曲线法测试了3种缓蚀剂的缓蚀性能,并初步探讨了咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀机理。试验结果表明:在油田模拟水中,月桂酸咪唑啉季铵盐缓蚀剂的缓蚀效果最好;按不同比例复配缓蚀剂的缓蚀效果更好,苯甲酸咪唑啉和月桂酸咪唑啉复配缓蚀剂添加量为600 mg/L时缓蚀效率可达97.31%。极化曲线研究表明:在盐酸介质中添加苯甲酸季铵盐缓蚀剂可使自腐蚀电位正移,对阳极反应有较强抑制作用;加入油酸季铵盐缓蚀剂和月桂酸季铵盐缓蚀剂则使得自腐蚀电位负移,对阴极反应有较强抑制作用。     

东辛油田污水缓蚀剂研究与评价

通过对东辛油田腐蚀因素的调研分析,找出了注水设备及管线腐蚀的主要原因系污水矿化度高、地层水温度高以及溶解氧、酸性气体、细菌、流速等综合作用的结果。针对东辛油田污水的腐蚀特征,室内合成了咪唑啉衍生物类缓蚀剂。室内试验证明,合成的缓蚀剂在注入量为10-20 mg/L的情况下,能将腐蚀速率控制在部颁标准0.076mm/sa以下。     

新型拓扑指数和神经网络研究咪唑啉衍生物的缓蚀性能

 基于分子图论提出了一种用于表征咪唑啉衍生物分子局部化学微环境及原子杂化状态的新颖结构描述子,即电性连接性指数⁰K^v、¹K^v和咪唑啉环非氢原子平衡总电荷分数 MCI,用于研究15种咪唑啉类缓蚀剂抗 CO₂、H₂S 腐蚀性能的定量构效关系。结果表明,模型计算值、留一法交互检验预测值的复相关系数分别为0.9764、 0.9546,所建模型具有良好的稳定性和外部预测能力;同多元回归方法比较,运用人工神经网络法的复相关系数为0.9848,结果更精确;增加咪唑啉环上取代基长度、减小分子的支化度和降低咪唑环非氢原子平衡总电荷分数能显著提高咪唑啉缓蚀剂的缓蚀效率。     

页岩气气田集输系统腐蚀控制技术研究与应用

目的针对页岩气气田集输系统面临的腐蚀问题,采用系统分析及模拟评价手段,进行不同阶段的腐蚀行为及规律研究,明确腐蚀主要原因及应对措施。 方法系统分析了各阶段的腐蚀主控因素,根据腐蚀特征将页岩气开发分为一个排采阶段及两个生产阶段,采用失重模拟实验、扫描电镜、能谱、XRD等手段研究了不同阶段的腐蚀行为及规律。 结果在5~18 m/s流速条件下,砂含量及流态变化较大的地方的腐蚀以冲蚀为主,电化学腐蚀为辅,且冲蚀表现为犁削型冲蚀损伤;随着流速降低,砂沉积及返排液沉积腐蚀特征发生转变,明确了SRB和CO₂共存条件是导致集气管线穿孔失效的主要原因;通过模拟SRB成膜的现场工况,获得了点蚀速率为5.86 mm/a,这与部分管线穿孔失效的点蚀速率相当。 结论提出切实可行的腐蚀控制方案,主要包括使用耐冲蚀材料、增大壁厚、加注杀菌缓蚀剂,并应用于页岩气现场,使集输系统失效降低90%以上。      

油田集输管线介质多相流腐蚀数学模型研究

介绍了在多相流条件下如何对油田集输管线介质进行腐蚀因素研究和建立数学模型,并研究了集输管线介质流速,氧含量、pH值、矿化度、温度、二氧化碳分压和水含量共七个因素对20号钢管材的腐蚀影响趋势。研究所用的多相流腐蚀评价装置已获国家专利,其设计思路和评价方法对相关领域的研究具有指导作用。     

新疆油田呼图壁储气库气井管柱腐蚀实验研究

新疆油田公司依据中石油股份公司储气库建设要求,启动了＂呼图壁气田改建储气库＂建设工作。储气库的主要气源是从土库曼斯坦进关的天然气,该天然气中CO2≤2%,CO2分压最大为0.68MPa,采出时在井口及井底,天然气的含水量普遍高于对应温度、压力下的天然气饱和含水汽量,即低于露点温度,会导致较为严重的CO2腐蚀。通过分析知道呼图壁气田影响二氧化碳腐蚀的环境影响因素主要有二氧化碳分压、地层水矿化度及Cl-含量、温度、流速等,由此设计了室内模拟实验条件;评价了P110、3Cr110、普通13Cr110、HP1-13Cr110抗CO2（含Cl-）腐蚀性能。得到了室内模拟条件下,不同目标管材的平均腐蚀速率与局部腐蚀速率,根据实验结果确定不同管材的腐蚀状况,为储气库气井管柱的选材提供依据。     

冲蚀作用下CO2分压对集输气管线内腐蚀的影响规律——以大庆油田徐深6集气站集输管线为例

我国部分油气田集输管线中CO₂与水含量较高,同时由于提高输运流速,集输管道CO₂腐蚀日趋严重,掌握流场诱导下CO₂腐蚀速率的变化规律对腐蚀防护与定期检测具有重要意义。为此,以大庆油田徐深6集气站一集输天然气管线为分析对象,首先基于Norsok腐蚀模型预测CO₂分压对其内腐蚀速率的影响,再应用计算流体动力学方法（CFD）对管道内流场进行分析,并结合现场的内腐蚀测厚数据,得出冲蚀作用下CO₂分压对集输天然气管线内腐蚀的影响规律：集输天然气管线内,湍流作用在内流道剧烈变化区域（弯头、T形管处）,湍动能升至最大75 m²/s²,对CO₂局部腐蚀具有明显的促进作用;流体介质的流型与流速会对管道内壁的CO₂均匀腐蚀产生较强促进作用;管道内壁在CO₂分压重腐蚀区间内（0.02~0.20 MPa）,CO₂的腐蚀程度随CO₂分压的增大呈线性加剧,随后其最大腐蚀速率保持在0.75 mm/a,并趋于平缓,而最小腐蚀速率保持在0.62 mm/a,稳中有升。研究结果可作为预测集输管线重点部位运行寿命的参考依据,使得管道腐蚀防护与定期检测更为精确省时。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

川东北高温高压高产含硫气井井口装置的优选

川东北地区气藏是海相碳酸岩气藏,普遍具有高温、高压、高含硫化氢和二氧化碳酸性腐蚀性气体等特点,酸性气藏(H2S、CO2)对测试设施腐蚀严重,不适应高压气井生产和测试需求。基于最高井口关井压力、腐蚀分压、井口流温预测,确定出普光地区、元坝地区以及河坝区块宜选用相应的压力级别、温度类别、规范级别、材料类别以及性能级别的井口装置,为高温、高压、高产、含硫气井的井口装置优选提供基础。     

S135钻杆钢在钻井液中的氧腐蚀行为

基于系统的理论分析和现场腐蚀产物的XRD分析,揭示了S135钻杆钢在3%NaCl溶液中的氧腐蚀机理。为研究腐蚀因素与腐蚀速率的关系,通过室内高压釜动态模拟实验,分别研究了钻井液中含氧量、钻井液温度、钻井液流速和钻井液盐浓度对S135钻杆钢的氧腐蚀速率影响规律。实验研究结果表明(1)3%NaCl盐水钻井液对S135钻杆钢的腐蚀主要是氧去极化作用所致;(2)钻井液含氧量和钻井液流速的增加会加快钻杆钢的氧腐蚀速率,而钻井液温度和含盐量对钻杆钢的氧腐蚀速率具有双重作用。     

P110碳钢在C02多相流介质中的腐蚀特征

采用腐蚀失重、扫描电镜和X射线衍射分析测试方法,研究了在模拟油水气多相流环境中温度、CO2分压及含水率等因素对P110碳钢油套管材料腐蚀速率的影响规律。研究结果表明,在P110碳钢模拟油水气多相流环境中的宏观腐蚀形貌具有鳞片状不均匀腐蚀特征。在CO2分压为0．3MPa,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随温度增加而减小;在CO2分压为0．3MPa,温度为60℃的条件下P110碳钢的腐蚀速率随含水率增加而增大;在温度30℃,水的质量分数为60％的条件下P110碳钢的腐蚀速率随CO2分压增加而增大。     

新型井下动态腐蚀试验装置的研制与应用

为了解江苏油田CO2腐蚀套管的机理及其影响因素,制定合理的套管防腐技术措施,自主研制了新型井下动态腐蚀试验装置,并利用该试验装置进行了井下动态腐蚀模拟试验。选择1/4圆弧N80钢挂片试样,模拟实际工况条件下流体对套管的腐蚀情况,对腐蚀速率及腐蚀形态进行测试评价,并对腐蚀产物的微观形貌进行了分析。试验结果显示,在试验研究的参数范围内,N80套管钢腐蚀速率较高,不同部位的平均腐蚀速率为0.168 9~0.571 8 mm/a,并随CO2分压、温度、流速增大而增大,表现出较严重的CO2局部腐蚀形态特征。微观形貌分析表明,流速是导致抽油泵吸入口附近套管腐蚀速率最大的主控因素,其腐蚀速率达到0.5718 mm/a,这与现场腐蚀套管穿孔情况相符。研究结果表明,该试验装置具有较好的模拟性和适用性,可为油套腐蚀机理试验研究提供新的测试手段。      

长春储气库低含CO_2条件下室内腐蚀实验研究

长春储气库是为满足长春、吉林等城市季节性调峰需求而即将建设的战略性工程,是东北管网的重要组成部分。气库的注入气CO2含量为2.91%,按照CO2分压标准,井口管柱处于严重腐蚀工况范围。为明确该CO2含量下井口管柱的腐蚀程度以及井口管柱材质的选择标准,针对长春储气库注入气低含CO2的实际情况,模拟地层水组分及井筒压力、温度条件,利用高温高压釜开展了AA、BB、CC、DD、EE、FF等6种井口材质及J55、N80、P110、3Cr、13Cr、13Cr等6种管柱材质的室内腐蚀评价实验。实验结果表明,低材质等级井口及管柱无法满足长春储气库2.91%CO2含量防腐蚀要求,该研究为长春储气库建设井口、管柱材质的选择提供了依据,同时也明确了低含CO2同样会对井口、管柱造成严重腐蚀。