不同腐蚀介质中改性咪唑啉的缓蚀性能

由油酸、多胺及改性试剂合成了4种咪唑啉衍生物。通过静态挂片失重法评价了咪唑啉缓蚀剂在不同矿化度的模拟盐水、饱和CO₂的模拟盐水以及油田回注污水中对A3碳钢腐蚀的抑制作用。实验结果表明,所合成的咪唑啉缓蚀剂可以抑制溶解氧的腐蚀,对CO₂的腐蚀抑制效果更好,10mg/L缓蚀剂D缓蚀率达95.36%。腐蚀介质的矿化度对缓蚀效果有一定影响,矿化度在10000～70000mg/L变化时,缓蚀率波动在10%～15%。油田回注污水实验表明咪唑啉型缓蚀剂适合应用于现场,尤其是偏酸性水质,腐蚀速率满足小于0.076mm/a的油田标准。     

延长气田缓蚀剂优选评价及现场应用

模拟延长气田现场环境,通过高温高压动态挂片法对3种市售常用缓蚀剂进行效果评价,针对其不足,室内自主合成并筛选得到适用延长气田的一种水溶性缓蚀剂和一种油溶性缓蚀剂,研究其缓蚀性能和作用机理,并采用2种不同的缓蚀剂加注工艺进行缓蚀剂现场试验。实验结果表明:水溶性缓蚀剂MZL-1402和油溶性缓蚀剂MZY-C性能最佳,加量为100 mg/L时缓蚀率均超过90%;在现场试验过程中,2种缓蚀剂都表现出良好的缓蚀效果,缓蚀率在80%以上。     

20#碳钢管道内沉积物对腐蚀行为的影响

 塔河油田地面原油集输金属管道主要材质为20^#碳钢。地面原油集输金属管道腐蚀主要为内壁点蚀,点蚀区域存在有沉积物。为研究沉积物对地面原油金属集输管道的腐蚀行为的影响,在对管道内壁沉积物类型分析的基础上,通过将无、有沉积物覆盖的20^#碳钢试片挂入高压釜来模拟现场腐蚀实验,应用失重法分析、电位极化曲线测试、丝束电极测试及扫描电镜技术对无沉积物覆盖的20^#碳钢试片及有沉积物覆盖下的20^#碳钢试片的腐蚀失重速度、腐蚀过程、腐蚀电位分布及扫描电镜特征进行测试。分析表明：无沉积物覆盖区20^#碳钢相比有沉积物覆盖腐蚀失重速度小;两者腐蚀过程均受阴极扩散控制,后者阳极过程受到促进,腐蚀电位降低、耐蚀性变差;前者腐蚀电位分布随时间变化不大,以全面腐蚀为主,后者腐蚀电位分布随时间变化大,点蚀特征明显,建立了无、有沉积物覆盖的20^#碳钢腐蚀行为影响过程模型。     

一种新型高效阻垢缓蚀剂的研制

针对循环冷却水系统的结垢和设备腐蚀问题,研制了GCS系列阻垢缓蚀剂.采用碳酸钙沉积法和静态挂片失重法考察了其阻垢性能和缓蚀性能.结果表明:阻垢缓蚀剂GCS-6在水中具有良好的溶解性;当其浓度为25 mg/L时,阻CaCO3垢率为99.53%,缓蚀率为96.20%,年腐蚀速率为0.008 6 mm/a.并用扫描电镜、动电位电化学极化曲线、电子能谱,探讨了其阻垢机理和缓蚀机理.     

湿相CO2环境管道内沉积物及对腐蚀影响的定量化研究

 为研究湿相含CO₂腐蚀环境下管道底部沉积物对腐蚀的影响,在管道内底部湿相盐水成分分析的基础上,分析沉积物结垢趋势,研究管道内沉积物形成及类型。应用电化学噪声技术和金相分析法对湿相CO₂环境下20^#低碳钢无、有沉积物覆盖下的电位噪声、电流噪声及噪声电阻等腐蚀相关参数进行测试,对腐蚀形貌进行观察。结果表明,湿相CO₂环境下有沉积物相比无沉积物覆盖的20^#碳钢电流、电位噪声随时间变化曲线波动性大,噪声电阻的倒数降低87.5%~95%。通过室内及现场实验测试20^#低碳钢监测挂片定期清除沉积物、缓蚀剂防护条件下腐蚀失重及点腐蚀参数,得出定期清除沉积物及缓蚀剂防护能分别降低20^#碳钢均匀腐蚀80%、43%,点腐蚀速率57%、92%。     

塔河油田注气井管道腐蚀特征及规律

 塔河油田为海相沉积形成的碳酸盐岩油田,地层液具有高矿化度、高Cl^-、高含CO₂、高含H₂S 特点,而注气井注气、焖井及生产过程中,含有溶解氧,使得腐蚀环境更加恶劣.通过分析油田碳酸盐岩油藏注气井地层采出液水、管道生产运行工况以及在注气工艺的调研基础上,应用X 射线衍射(XRD)分析、扫描电镜、能谱分析及点腐蚀影像(VMS)分析等测试分析手段,研究注气井井下及地面管道腐蚀产物及形貌特征,通过在注气井井底油管、井口及采油树内管道及地面生产管道内挂入3 种在用材质的监测挂片,研究注气、焖井及生产过程中不同监测部位的管道的腐蚀速度、形态及规律,研究规律为:从井底、井口到地面管道,随着监测周期加大,腐蚀坑的加深及加大,腐蚀速率增大;由注气过程、焖井过程向生产过程腐蚀程度逐步变大,纵向腐蚀能力增强;注气及生产过程中的35CrMo、P110S 及P110 3 种管道在用材质的耐蚀性变差.通过分析建立了注气、焖井以及生产过程中控制油田注气井井底、井口及地面管道腐蚀特征及规律的机理模型.     

月桂基咪唑啉对银的缓蚀性能研究

合成了月桂基咪唑啉(LM),并采用FT-IR对LM进行结构表征。以南京长干寺遗址地宫出土的阿育王塔的银基体模拟样品为试样,通过预膜法、重量法、动电位扫描法、电化学交流阻抗法研究了LM对银试样在Na₂S腐蚀介质中的缓蚀性能,并与银质文物上常用的含氮类缓蚀剂苯骈三氮唑(BTA)、含硫类缓蚀剂1-苯基-5-巯基四氮唑(PMTA)在Na₂S腐蚀介质中的缓蚀效果进行了比较。结果表明,与裸银试样相比,经质量分数为1%LM预膜处理后的银试样在5mg/L Na₂S溶液中的缓蚀率为59.1%;自腐蚀电流密度 i_c 减小了0.111 μA/cm²,电化学体系的双电层电容C_d降低了51.39μF/cm²,电化学阻抗R_t增加了73.5kΩ·cm²;采用重量法、动电位扫描法、交流阻抗法等方法比较了质量分数均为1%的BTA、LM、PMTA对银的缓蚀效果,得出缓蚀率η从大到小顺序排列为：η_PMTA>η_LM>η_BTA。     

典型砂砾油藏CO_2驱地面集输管道缓蚀剂的开发及性能研究

CO_2驱油是提高油藏采收率和动用率的三次采油技术,CO_2驱油技术造成管道和设备遭受严重腐蚀。通过失重法、动电位扫描及腐蚀形貌分析等方法,对开发出的一种适用于砂砾油藏CO_2驱腐蚀环境的缓蚀剂进行了综合性能评价。实验室结果表明,碳钢在CO_2驱模拟腐蚀环境中发生了严重的均匀腐蚀和点蚀,添加浓度为30 mg/L的新型缓蚀剂后,缓蚀效率可达93%以上。动电位扫描结果表明,该缓蚀剂是阳极型缓蚀剂,其在碳钢表面的吸附服从Langmuir等温吸附模型。     

高含硫集气站加热炉出口X52管材点腐蚀特性

对某气田集输系统加热炉出口进行现场挂片腐蚀试验,针对加热炉出口管道的点蚀问题,使用VHX-1000E超景深三维立体显微镜微观分析方法,得到试验样本点蚀形貌;运用概率统计分析方法得到管段点腐蚀分布规律;借助X射线衍射仪分析了点蚀产物.结果表明,试样腐蚀412天后,点蚀的密度较大、深度较深,点蚀深度介于50～150μm,腐蚀表面产物成分主要是S、FeS和FeO,硫沉积是点蚀发生的主要控制因素.该研究成果为高含硫天然气集输管道的腐蚀设计及安全运行提供理论依据.     

低温缓蚀剂的成膜特性研究

利用旋转挂片失重和扫描电镜研究了咪唑啉季铵盐缓蚀剂的成膜特性。考察了缓蚀剂用量、酸浓度、温度、pH值、HCl-H2O和HCl-H2S-H2O腐蚀介质的成膜特性。探讨了缓蚀剂的缓释机理。结果表明,缓蚀剂用量超过临界浓度有利于形成致密有机膜,起到缓释作用。腐蚀液浓度越大,空白腐蚀失重越大,相应加入缓蚀剂后缓蚀率越高。温度越高,空白失重越大,但加入缓蚀剂条件下失重随温度变化较小。pH值调节说明,微酸性或微碱性环境有利于控制腐蚀。钢片的腐蚀形貌特征指出,缓蚀剂抑制大面积均匀腐蚀,但仍存在点蚀现象,说明缓蚀剂吸附膜存在缺陷,个别活性点导致局部腐蚀。     

塔河油田某侧钻深井油管断裂失效原因

 塔河油田某稠油区高含CO₂及H₂S,某侧钻井在井下P110S 油管发生典型的断裂失效。为查明油管断裂原因,结合油管服役的井下工况条件,对断裂油管的化学成分、力学性能、金相组织、微观形貌进行测试及分析,对油管断裂部位的腐蚀产物进行了能谱分析。通过对断裂油管进行详细观测及试验分析,认为腐蚀是导致该井油管断裂的主要原因。通过对该侧钻井油管二种典型腐蚀特征的分析可知油管内壁以点状腐蚀为主,腐蚀机理为典型的CO₂电化学腐蚀;外壁主要为一侧分布的沟槽状腐蚀及坑蚀,腐蚀机理为低pH 值酸液条件下的电化学腐蚀及缝隙腐蚀。针对上述典型腐蚀问题,提出了针对性预防油管腐蚀穿孔的措施。     

胜利海上埕岛油田注水系统腐蚀机制

采用标准失重法和电化学方法研究胜利海上埕岛油田注水体系金属腐蚀状况。结果表明:挂片在注入水中腐蚀速率随温度改变呈抛物线形态变化,50～60℃时腐蚀速率最高,腐蚀速率与水中的溶解氧含量呈正相关关系;挂片在3种水样中的腐蚀速率由高到低依次为水源井水、采出水、海水;3种水样中的腐蚀过程主要受阴极控制,在海水中的腐蚀类型为全面腐蚀,在采出水和水源井水中存在孔蚀,且在采出水中的孔蚀反应电阻远大于水源井水的;配伍性良好的回注水体系可在一定程度上降低挂片的腐蚀速率。     

高含水原油集输管道内腐蚀预测及监测方法

针对高含水原油集输管道内腐蚀穿孔事故日趋严重的工程实际问题,对高含水原油集输管道内腐蚀高风险点预测及内腐蚀缺陷监测方法进行了综合研究。基于原油集输管道管内介质的液滴携带机理,给出了该类管道内腐蚀高风险点的预测和判定方法;基于场指纹腐蚀监测原理,研究了代表腐蚀缺陷深度的指纹系数的空间分布规律,给出了其与管道壁厚减薄量的对应关系曲线,建立了高含水原油集输管道内腐蚀状况的评估模型。研究可为高含水原油集输管道科学管理及保障原油集输管道安全运营提供技术支撑。     

气液环境下注氮气井管道腐蚀因素和机理研究

塔河油田注氮气后油井井口及井下管道取样观察有冲刷及点蚀现象,地面单井管道也出现注气后腐蚀穿孔情况。为了研究注氮气井管道腐蚀影响因素及机理,在对注氮气工艺、介质及生产工况分析的基础上,对氧分压及含量、流型流态及酸性气体分压比参数计算分析,研究了氧、氯离子、流型流态、酸性气体因素对管道腐蚀的影响,结合腐蚀产物XRD衍射特征及腐蚀形貌VRD镜像特征分析,研究表明注氮气井不同生产过程不同部位的管道腐蚀机理存在明显差异性。在注气过程中,井口及井下管道腐蚀主要受氧和流态的影响;在注气后的生产过程中,地面单井管道腐蚀主要受氧和酸性气体的影响。氯离子是点蚀发生的催化剂;其中前者的腐蚀机理为相互促进的氧的电化学腐蚀与冲刷腐蚀,后者的腐蚀机理为氧的电化学腐蚀为主,并促进了酸性气体的电化学腐蚀进程。两者腐蚀机理差异性受溶解氧扩散过程控制。     

油气集输管道的腐蚀速率预测研究进展

中国大多数油气田开发步入中后期,采出介质腐蚀性不断增强,导致油气集输管道频繁发生腐蚀、穿孔及泄漏。系统综述了油气集输管道的腐蚀环境、主要腐蚀类型、关键影响因素以及基于不同方法建立的腐蚀速率预测模型等方面的国内外研究进展。研究结果表明,油气集输管道的腐蚀环境恶劣、腐蚀风险较大,在油-气-水三相复杂流动状态下容易发生氢去极化腐蚀,主要两种腐蚀类型是均匀腐蚀和点蚀。同时,影响集输管道腐蚀的因素与流体介质和运行工况密切相关,导致腐蚀速率预测是一个非线性、多因素参与和交互的复杂问题。目前提出的主要三类腐蚀速率预测模型中,经典理论解析模型应用范围有限、精度欠佳;回归方程模型可以考虑更多的影响因素即提升了应用范围,但对于建立的高度复杂的表达式精度仍不足;但数值计算模型可以解决参数多样、关系交错且不连续的非线性问题,经过优化算法,模型的精度、适应性、可拓展性也会随之提升。进一步,展望了腐蚀速率预测模型的未来重点研究方向。     

油田埋地碳钢管道外腐蚀行为研究

针对大庆油田龙虎泡作业区埋地碳钢管道外腐蚀较为严重的情况,通过检测埋管防护层破损点周围土壤的物理、化学性质和硫酸盐还原菌（SRB）数量,分析土壤的腐蚀性。采用扫描电镜能谱（SEM-EDS）、X射线衍射（XRD）和红外光谱（IR）等技术对管道外壁腐蚀物的形貌、元素组成和矿物成分等进行了表征和分析。借助动电位极化曲线和电化学阻抗谱（EIS）进一步研究了埋地碳钢管道外壁在土壤浸出液中的腐蚀行为。结果表明,作业区潮湿的盐碱性土壤环境和复杂多变的土壤性质使该地区埋地碳钢管道发生腐蚀;腐蚀产物主要包括Fe₃O₄和FeOOH,其中FeOOH位于外层,Fe₃O₄位于内层;腐蚀产物通过参与阴极反应或充当大阴极来加剧管道腐蚀。     

CO2/H2S共存条件下集输管道选材的新方法及应用

在CO₂/H₂S共存条件下集输管道中,管道发生腐蚀的可能性急剧增大,因此集输管道的选材至关重要。若选择管材级别较低,则会严重影响管道的正常生产;若管材级别较高,会引起经济成本的浪费。为了使集输管道在CO₂/H₂S共存条件下选材更加合理。在CO₂/H₂S共存腐蚀速率预测模型的基础上,提出了一种新的集输管道选材方法,新方法的步骤为：计算材质的均匀腐蚀速率,腐蚀速率应满足NACE 标准中腐蚀速率的控制值(小于0.076mm/a),结合管道的设计寿命、剩余强度和经济性评价,确定在CO₂/H₂S共存体系下集输管道的材质。以某油田集输管道为示例,根据新方法选择的材质与实验得到的管材结果一致,验证了新方法的准确性。集输管道选材新方法在保证集输管道安全运行的前提下,能够有效降低管材质选择的成本,有利于保证集输管道的安全性和经济性。