【摘 要】
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针对龙岗气田部分流速低、产水量大的混输管线,为提升缓蚀剂与现场水的配伍性能,充分发挥油溶性缓蚀剂成膜时间长及水溶性缓蚀剂配伍性更强的优势,制定了管线使用油溶性缓蚀剂预膜再连续加注水溶性缓蚀剂的保护方案.在室内筛选出水溶性缓蚀剂CT2-20,其在配伍、防腐效果方面均满足现场要求.选择龙岗气田典型气液混输低流速管线进行水溶性缓蚀剂的现场应用试验,现场评价显示当CT2-20连续加注量设置为50kg·d-
【机 构】
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中国石油西南油气田分公司天然气研究院,成都610213 中国石油西南油气田分公司川中油气矿,遂宁6
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针对龙岗气田部分流速低、产水量大的混输管线,为提升缓蚀剂与现场水的配伍性能,充分发挥油溶性缓蚀剂成膜时间长及水溶性缓蚀剂配伍性更强的优势,制定了管线使用油溶性缓蚀剂预膜再连续加注水溶性缓蚀剂的保护方案.在室内筛选出水溶性缓蚀剂CT2-20,其在配伍、防腐效果方面均满足现场要求.选择龙岗气田典型气液混输低流速管线进行水溶性缓蚀剂的现场应用试验,现场评价显示当CT2-20连续加注量设置为50kg·d-1时,CT2-20残余质量浓度能够达到200mg·L-1,电阻探针、失重挂片、氢探针显示水溶性缓蚀剂CT2-20对管线内腐蚀有较好的保护作用.
其他文献
合成了一种高效阻垢剂聚天冬氨酸-丝氨酸接枝共聚物,考察了不同因素(温度、恒温时间,HCO3-与Ca2+物质的量比)对该共聚物阻垢性能的影响.结果表明,该共聚物对CaCO3垢具有良好的螯合分散作用,其阻CaCO3垢率随温度的升高、恒温时间的延长、HCO3-与Ca2+物质的量比的增大而降低.
通过高温高压动态循环反应釜模拟集输管线运行工况,利用失重法及电化学方法研究了清管对缓蚀剂成膜性能影响.结果表明:未进行清管就在试样表面涂覆缓蚀剂将造成试样表面的缓蚀剂成膜率与成膜均匀性降低,缓蚀率降低22％,故在实际操作过程中必须重视清管对内涂缓蚀剂性能的影响.
随着天然气井地层压力的下降，气体流速降低使得井筒内表现为非环状流。在段塞流中，由于气泡之间的流体脉冲式流动使得井筒含CO2, H2S腐蚀速率增加。在井筒中加入化学试剂，可以使井筒内保持环状流和减缓不同流体区域引起的腐蚀。通过对缓蚀发泡剂的动态表面张力，临界胶束浓度(CMC)，泡沫高度和缓蚀性能测试，该试剂具有良好的发泡剂和缓蚀功能。现场应用试验证明，该助剂具有增加天然气产量及缓蚀的双功能效果。
研究了硫酸锌和硝酸铈在Q235钢表面沉淀膜的形成机制.结果表明,在含有硫酸锌或硝酸铈缓蚀剂溶液中对电极施加较小的阴极极化后,缓蚀效果均明显增加.设计了分离电解池,将浸泡在含有缓蚀剂溶液中的电极与浸泡在不含缓蚀剂溶液中的电极偶接,发现在不含缓蚀剂的溶液中加入ZnSO4后,该溶液中的Q235钢不会发生局部腐蚀,而溶液中加入Ce(NO3)3却产生了局部腐蚀.
采用油酸和二甲苯、三乙烯四胺合成一种咪唑啉季铵盐缓蚀剂.通过腐蚀失重、电化学测试对缓蚀剂的性能就行了研究,结果表明:咪唑啉季铵盐对N80钢在1.O mol·L1盐酸中的腐蚀有良好的抑制作用,在8mmol·L-1时缓蚀效率达97％以上.热力学参数分析表明,咪唑啉季铵盐在N80钢表面的吸附符合Langmuir等温吸附方程,吸附是自发的过程,且物理吸附和化学吸附同时存在.
针对韦2污水腐蚀问题,开展了韦2污水腐蚀挂片、腐蚀形态分析,根据水质特性进行了正交试验测试,分析了细菌、硫化物等因素对韦2污水腐蚀规律的影响.结果表明:韦2水体水体中，37℃是SRB的适宜适应温度，在试验时间段内对基体材料具有保护作用，挂片的腐蚀速率小于在空白中，但生物膜清洗后存在点蚀现象。细菌、硫化物和氯离子对韦2污水具有较大影响，三者之间具有协同作用，对腐蚀具有促进作用。低浓度硫离子、中高浓度
自投运以来，天83站污水硫化物含量为15-68 mg/L，长期超标，水体发黑发臭，站内管线腐蚀穿孔频繁。油田采出水中的H2S及硫化物来源及成因有很多，鉴于油田采出水中H2S气体的剧毒性和含硫污水的腐蚀性，要控制油田硫化物必须了解其成因。为此，天83区块中岩心检测硫化物含量并不高，但生物成因导致介质中硫化物含量大增，并且与SRB细菌含量呈正相关，说明微生物的活动是导致天83区块硫化物含量升高的直接原
采用高温高压腐蚀挂片、气田水化学分析、多臂井径仪等方法,在含H2S/CO2酸性气井上,研究了缓蚀剂对井下油管的保护效果.试验结果表明,评选的缓蚀剂防腐效果良好,井下加入缓蚀剂4a后,全油管平均腐蚀速率为0.04mm·a-1,腐蚀速率远低于腐蚀控制指标0.1mm·a-1;油管腐蚀主要集中在井筒上部和底部.
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