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固体缓蚀剂GTH油井防腐技术 被引量：10
1
作者 胡玉辉 滕利民 +4 位作者 刘燕娥 庄福建 胡国林 宁振堂 张仲良 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2005年第1期48-51,共4页
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(φ55 mm、L 250 mm的棒状物... 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(φ55 mm、L 250 mm的棒状物).65℃时加量15和20 mg/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2.3～2.5 mg/d·cm2,按日产液量每10 m3下入2 m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13 mg/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0.138 mm/a降至0.023 mm/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. 展开更多
关键词 缓蚀剂 可控缓效 酸性气体腐蚀 井下腐蚀 防腐 采油井 胜利孤岛油田
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垦西油田的井下腐蚀与化学防腐蚀 被引量：4
2
作者 张锡波 林文兴 +3 位作者 张连社 许浩伟 尹强 景瑞林 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2001年第3期235-237,共3页
垦西油田井下金属设备腐蚀严重 ,检泵周期短 ,严重影响油田生产。对典型油井的产出水、产出气及注入水的成份进行了分析 ,判定主要腐蚀因素是溶解的和气态的H2 S及游离CO2 气体 ,既有地层水腐蚀 ,也有气体腐蚀。合成并评价了油井缓蚀剂G... 垦西油田井下金属设备腐蚀严重 ,检泵周期短 ,严重影响油田生产。对典型油井的产出水、产出气及注入水的成份进行了分析 ,判定主要腐蚀因素是溶解的和气态的H2 S及游离CO2 气体 ,既有地层水腐蚀 ,也有气体腐蚀。合成并评价了油井缓蚀剂GS 1 (膦甲基化的有机酸酰胺溶液 ,有效成份含量 4 0 % ) ,加量为 50mg/L时 ,无论在模拟油田污水中 ,还是油井采出液中 ,对N80钢、A3钢的缓蚀率均在 80 %以上 ,优于现用的两种缓蚀剂。在垦西油田1 2口油井中 ,每日从油套环空加入GS 1 2 5kg ,使检泵周期由 1 .5— 3个月延长到 6— 8.5个月以上。简介了GS 1的合成方法。 展开更多
关键词 油井腐蚀 硫化氢 二氧化碳 气液相腐蚀 缓蚀剂 膦甲基化脂肪酸酰胺 油井防腐 胜利垦西油田
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高效低毒的复配油井缓蚀剂GC-02 被引量：2
3
作者 张学锋 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2004年第2期162-164,共3页
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 0 1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 0 1... 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 0 1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 0 1+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 0 2。GC 0 2的缓蚀率随加量增大 (10～ 14 0mg/L)而增大 ,加量为 4 0mg/L时超过 79%。GC 0 2在用量 10～ 12 0mg/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 0 2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 .15 2mm/a降至 0 .0 2 5mm/a ,单井缓蚀剂月投加量由 30 0kg减至 2 5 0kg。 图1表 3参 1。 展开更多
关键词 缓蚀剂 GC-02 咪唑啉盐 脂肪胺盐 腐蚀现象 防腐技术
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某油田生产井中心管腐蚀穿孔失效分析
4
作者 郭增伍 练斌 +2 位作者 秦立高 杨阳 柴圆圆 《现代制造技术与装备》 2024年第3期50-52,56,共4页
某油田一口生产井中心管出现严重腐蚀穿孔现象。为查找腐蚀原因,通过宏观分析、材质分析、水质分析、腐蚀产物分析、腐蚀模拟试验等对中心管腐蚀失效进行分析。结果表明,失效管段位置出砂严重,泥沙几乎堆满整根油管。泥沙的冲刷协同CO_... 某油田一口生产井中心管出现严重腐蚀穿孔现象。为查找腐蚀原因,通过宏观分析、材质分析、水质分析、腐蚀产物分析、腐蚀模拟试验等对中心管腐蚀失效进行分析。结果表明,失效管段位置出砂严重,泥沙几乎堆满整根油管。泥沙的冲刷协同CO_(2)腐蚀,导致管壁不断减薄,最终穿孔失效。 展开更多
关键词 中心管腐蚀 油田生产井 冲刷 CO_(2)腐蚀 失效分析
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缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用 被引量：5
5
作者 刘三威 李向群 +4 位作者 刘成海 陈普信 李荣勤 余惠军 李健 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2003年第1期17-19,共3页
中原文留油田油井含水高于85%,采出水中CO2与HCO-3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... 中原文留油田油井含水高于85%,采出水中CO2与HCO-3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率>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。 展开更多
关键词 缓蚀阻垢剂 HZ-X2 合成 性质 应用 咪唑啉类+磷基羧酸共聚物 高含水油井 地面管线系统 防垢 防腐蚀 中原文留油田
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油井缓蚀剂GS-1的研制与应用 被引量：3
6
作者 肖建洪 周青松 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2005年第2期130-132,118,共4页
胜利垦西和孤岛下馆陶油藏产出流体腐蚀性强.垦西断块2口油井产出水、气水质、组成分析及腐蚀性测试结果表明,主要腐蚀因素是地层水和产出气中的H2S和COh以及随注入水进入地层的SRB菌的生长繁殖.为此研制了油井缓蚀剂GS-1,合成方法如下... 胜利垦西和孤岛下馆陶油藏产出流体腐蚀性强.垦西断块2口油井产出水、气水质、组成分析及腐蚀性测试结果表明,主要腐蚀因素是地层水和产出气中的H2S和COh以及随注入水进入地层的SRB菌的生长繁殖.为此研制了油井缓蚀剂GS-1,合成方法如下:有机酸和多胺在二甲苯中反应生成酰胺咪唑啉,加入甲醛、PCl3、水使之膦甲基化,调pH=8,用甲醇稀释至产物浓度为40%,即为GS-1.GS-1对A3和N80钢试片的静态缓蚀率,在饱和H2S和CO2、矿化度169 g/L的人工盐水中,加剂量30 mg/L时为≥90%(55～60℃,72 h),在垦西K24-5井产出水中,加剂量50 mg/L时为≥80%(60℃,7 d),均远好于对比药剂LG-8和SF-103.在孤岛中一区和垦西油田6口油井使用GS-1,单井日加量25 kg,使检泵周期由1.5～3个月延长至6个月以上.表9参1. 展开更多
关键词 缓蚀剂 膦甲基化酰胺咪唑啉 油井防腐蚀 酸性腐蚀介质 采油化学剂 胜利孤岛油田
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CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法 被引量：9
7
作者 张智 丁剑 +4 位作者 李炎军 罗鸣 吴江 杨昆 刘金铭 《石油学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2020年第8期991-1000,共10页
针对CO2注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO2注采井井筒环境的CO2腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO2注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO2注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合... 针对CO2注采井油管柱因腐蚀失效而频繁更换的问题,研究了适用于CO2注采井井筒环境的CO2腐蚀速率预测模型及管柱力学分析方法,分析讨论了CO2注采井工况、产出液含水率等因素随时间的变化对CO2注采井油管柱腐蚀速率及承受载荷的影响,结合管柱腐蚀剩余强度计算方法,建立了CO2注采井油管柱服役安全状态评价方法,并进行了实例计算和比较。结果表明,针对CO2注采井油管柱腐蚀预测,DW-95模型有较好的适用性,生产阶段为CO2注采井腐蚀发生主要阶段及安全状态评价的主要对象;管柱安全服役时间与其腐蚀速率及承受载荷呈负相关,且管柱抗压安全服役时间为管柱最小安全服役时间,是安全状态评价的主要依据,以此为标准可确定管柱更换周期,优化CO2注采井吞吐周期,指导现场安全生产。 展开更多
关键词 CO2腐蚀 剩余强度 腐蚀预测 油管柱 CO2注采井 安全评价
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