油田注采两用高温抗硫缓蚀剂优选及缓蚀机理研究.doc

1、油田注采两用高温抗硫缓蚀剂优选及缓蚀机理研究摘 要针对国内尚无高效的专门适用于H2S/CO2气田腐蚀环境的缓蚀剂，本文基于油田注采系统恶劣的腐蚀环境，在实验室进行模拟实验，利用失重法和电化学方法对缓蚀剂进行评价，从而优选出合适的抗硫耐高温缓蚀剂，并对缓蚀机理做进一步解释。实验发现DF-14、DF-21、DF-24三种缓蚀剂均能有效减缓腐蚀的发生，其中DF-24号缓蚀剂在1000ppm的浓度下缓蚀率达到了66.81%。随后对缓蚀效果最好的DF-21和DF-24号缓蚀剂展开复配研究，结果发现DF-21和DF-24均为抑制阳极反应为主的混合抑制型缓蚀剂，且当DF-21：DF-24复配比例为3:1时，

2、缓蚀效率高达89.38%。对缓蚀剂复配实验的电化学阻抗谱（EIS）分析表明：复配后的缓蚀剂分子是以几何覆盖电极表面的；随着DF-21：DF-24的复配比例逐渐增大，谱图的容抗弧半径逐渐增大，直到DF-21：DF-24=3:1，继续增大配比，谱图的容抗弧开始减小；从谱图和计算的缓蚀效率来看，DF-21：DF-24=3：1这个配比是复配缓蚀剂的最佳配比，此时复配缓蚀剂的缓蚀效率最高，这与Tafel极化曲线法的测试结果一致。关键词：油田注采；H2S；缓蚀剂；抗硫耐高温；缓蚀机理The choice and Study on Corrosion Inhibition Mechanism of High

3、 Temperature Anti - sulfur Corrosion Inhibitor for Oil InjectionAbstractIn this paper, based on the bad corrosion environment of the oilfield injection and production system, the simulation experiment is carried out in the laboratory, and the corrosion resistance is controlled by the method of weigh

4、t loss and electrochemical method. And then select the appropriate anti-sulfur high temperature corrosion inhibitor, and explain the corrosion mechanism.It is found that DF-14, DF-21 and DF-24 can effectively reduce the corrosion, and the corrosion rate of DF-24 corrosion inhibitor reaches 66.81% at

5、 1000ppm. The results show that both DF-21 and DF-24 are mixed inhibitors that suppress the anodic reaction, and when DF-21 and DF-24 corrosion inhibitor DF-21: DF-24 ratio of 3: 1, the corrosion efficiency of up to 89.38%. The electrochemical impedance spectroscopy (EIS) analysis of the sustained-r

6、elease agent showed that the composite agent was coated with geometrically over the surface of the electrode. The ratio of DF-21: DF-24 increased gradually, the amplitude of the spectrum of the spectrum increases gradually until the DF-21: DF-24 = 3: 1, continue to increase the ratio, the spectrum o

7、f the anti-arc began to decrease; from the spectrum and calculate the corrosion efficiency in this case, the ratio of DF-21: DF-24 = 3: 1 is the best ratio of compound corrosion inhibitor. At this time, the efficiency of the compound corrosion inhibitor is the highest, which is consistent with the T

8、afel polarization curve method Test results are consistent.Keywords： Oilfield injection；H2S；Corrosion inhibitor；Anti-sulfur high temperature； Corrosion mechanism目 录第1章 引言11.1 油田腐蚀特征和高温含硫油气田的腐蚀现状11.1.1 常见的油气田腐蚀特征11.1.2 高温含硫油气田的腐蚀现状11.2 H2S/CO2的腐蚀机理研究21.2.1 H2S/CO2的腐蚀机理综述21.2.2 H2S的腐蚀机理21.2.3 CO2的腐蚀机理

9、31.2.4 H2S/CO2共存时的的腐蚀机理31.3 缓蚀剂综述41.3.1 缓蚀剂的分类41.3.2 缓蚀剂的研究现状和发展趋势5第2章 缓蚀剂结构表征和理化性能测试72.1 缓蚀剂结构表征72.1.1 DF-21型缓蚀剂72.1.1 DF-14型缓蚀剂112.1.3 DF-24型缓蚀剂152.2 缓蚀剂理化性能测试182.3 本章小结20第3章 缓蚀剂缓蚀性能评价213.1 失重试验213.1.1 失重法介绍213.1.2 实验材料、仪器及药品213.1.3 实验方法和步骤233.1.4 实验结果233.1.5 腐蚀形貌分析243.2 电化学实验263.2.1 电化学方法分析缓蚀剂263

10、.2.2 实验方法273.2.3 实验结果分析283.3 本章小结29第4章 缓蚀剂复配性能研究304.1 失重试验304.1.1 缓蚀效率304.1.2 腐蚀形貌314.2 极化曲线研究334.2.1 实验参数及准备344.2.2 结果与讨论344.3 电化学阻抗谱研究354.4 本章小结37第5章 结论38致 谢39参考文献40第1章 引言第1章 引言随着我国油气田的不断开发，面临的问题和条件也日益严峻。在油田的注采过程中，由于油气田中含有的H2S，以及高温高压的腐蚀工作环境，使得油井的腐蚀防护变的难以控制。因此研究有效的防腐蚀方法迫在眉睫。而在油田的众多防腐方法中，加注缓蚀剂被视为最为便

11、捷经济的举措之一，它能有效地减缓或者阻止油气田设备和集输管线腐蚀的发生1。1.1 油田腐蚀特征和高温含硫油气田的腐蚀现状1.1.1 常见的油气田腐蚀特征油田常见的腐蚀根据影响因素可以大致归为以下四类：（1）溶解氧腐蚀2：油田中的氧气溶解于水中形成溶解氧，溶解氧腐蚀是最常见的油田腐蚀，主要腐蚀产物是铁的氧化物，以全面腐蚀为主，同时伴有局部腐蚀。（2）CO2腐蚀3：又称甜腐蚀，CO2作为油气田的成分之一溶于水中形成碳酸造成腐蚀，国内外大部分油田腐蚀属于此类腐蚀。CO2腐蚀绝大部分为局部腐蚀，时常伴随着均匀腐蚀，腐蚀特征是深坑和环状腐蚀，腐蚀形态有点蚀、台地状腐蚀、环状腐蚀、冲刷腐蚀等。（3）H2S

12、腐蚀4：又称酸性腐蚀，主要特征如下：H2S解离成HS-和S2-促进腐蚀；反应产物生成FeS吸附在钢铁基体表面；H2S能引起氢脆和应力腐蚀，使材料发生断裂。（4）细菌腐蚀5：油田的腐蚀细菌包括硫酸盐腐生菌（TGB）、铁细菌（FB）和还原菌（SRB）等，其中硫酸盐还原菌对腐蚀的影响最大。细菌代谢产生的物质使金属发生溶解是其腐蚀发生的主要原因。细菌腐蚀的主要类型为局部腐蚀。1.1.2 高温含硫油气田的腐蚀现状油气田在开采过程中往往H2S和CO2共存6，两者共同对油田腐蚀起作用，因此绝大部分含硫油田的腐蚀较为复杂，影响因素众多。H2S和CO2的腐蚀有着很大的危害性，由于天然气在开采过程中往往伴随H2S

13、和CO2的产生，因此天然气的运输管道腐蚀最为严重。我国油气田具有产量大、分布广的特点7，且各地的地质条件和H2S含量差异较大，因此不同含硫油田的腐蚀情况往往不同。当油气田管道存在凝析水时，H2S的腐蚀影响往往会使机器发生严重的破坏。我国高含H2S的油田往往分布在四川，其中以川东气田含量最高8。1.2 H2S/CO2的腐蚀机理研究由于本文主要探究的是含硫油田的腐蚀情况，又因油田中往往H2S和CO2共存，同时对腐蚀起着很大的影响，故需对H2S/CO2的腐蚀机理有一定了解9。1.2.1 H2S/CO2的腐蚀机理综述CO2和H2S是油田中常见的两种腐蚀介质，两者往往共存于石油和天然气中，对油气输送管道

14、造成了严重的腐蚀，甚至严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此H2S和CO2腐蚀已成为石油化工行业中研究的重大课题10。H2S通过电离与钢铁反应产生FeS造成腐蚀，除此之外，硫腐蚀往往也会使钢铁发生氢致开裂。CO2则溶于水形成酸对管道进一步腐蚀。近年来国内外对H2S和CO2共存体系下的腐蚀机理已经有了初步的研究。1.2.2 H2S的腐蚀机理根据国内外文献调研而知，H2S的成因往往较为复杂，但可归为三大类：热化学成因、岩浆成因及生物化学成因11。（图1-1）H2S有毒、易溶于水，对钢铁有较强的腐蚀作用。H2S遇水会迅速电离出氢离子，氢离子与Fe结合生成FeS，并在阴极生成H2，从而对碳钢产生腐蚀

15、作用。H2S在水中的反应过程如下12：(11) (12)阳极反应： (13) 阴极反应： (14)阳极反应产物： (15)硫化氢形成的一般机理 生物化学成因热化学成因岩浆成因生物体的代谢产物和降解产物金属硫化物的氧化产物 硫酸盐细菌的还原产物（BSR） 不稳定含硫有机化合物的热化学分解硫酸盐的热化学还原(TSR) 图1-1 硫化氢成因分类图Fig 1-1 Classification of hydrogen sulfide genesisH2S腐蚀的主要影响因素有浓度、PH值、温度和压力等。1.2.3 CO2的腐蚀机理CO2腐蚀主要是由于CO2气体与水结合生成碳酸13，从而导致电化学腐蚀反应的发生。CO2在湿度为1000时，钢材发生腐蚀。CO2对钢材的腐蚀有两种形式，一种是碳酸腐蚀，另一种是CO2氧化引起的钢材剥落。CO2碳酸腐蚀时，会在金属表面形成FeCO3。反应过程如下：(16)(17)(18)(19)如果在基体表面生成的FeCO3对金属的覆盖存