咪唑啉类衍生物缓蚀性能研究

采用失重法、电化学极化法、电化学阻抗谱及表面分析来评价咪唑啉类缓蚀剂浓度、温度对缓蚀剂缓蚀效果影响的关联性,并分析了不同取代基对咪唑啉类缓蚀剂缓蚀性能的影响。结果表明,十六烷基咪唑啉对阴、阳极过程都有较好的抑制作用,尤其对阳极过程更加有效。浓度和温度对缓蚀剂缓蚀性能的影响是相互关联的。温度较低(25℃)或较高(60℃)时,缓蚀剂只有达到一定浓度才能获得较高的缓蚀率;当温度处于40～50℃时,较低浓度的缓蚀剂就能达到良好的缓蚀效果,且浓度继续增加,缓蚀率变化不大。取代基结构影响了缓蚀剂对腐蚀介质的阻碍程度。     

SL-2B缓蚀剂的电化学行为研究

采用动电位极化法和交流阻抗法对ＳＬ－２Ｂ缓蚀剂在油田采用水中的缓蚀机理进行了研究,结果表明ＳＬ－２Ｂ缓蚀剂是一种混合型缓蚀剂,在一定浓度范围内,对Ｑ２３５钢的缓蚀作用机理为几何覆盖效应。     

高氯油田水溶液中咪唑类缓蚀剂的性能

采用失重试验和电化学方法研究了苯并咪唑及6-硝基苯并咪唑两种缓蚀剂在含氯油田水溶液中对Q235钢的缓蚀作用,并探讨其缓蚀机理,研究了两种缓蚀剂添加量对缓蚀效率的影响。结果表明,苯并咪唑及6-硝基苯并咪唑缓蚀剂都具对Q235钢有明显的缓蚀作用,苯并咪唑缓蚀率随着浓度增大呈现增大趋势,浓度为1.0g/L时缓蚀效果最好,缓蚀率达90.41%;6-硝基苯并咪唑的缓蚀率随着浓度的增大具有极值效应,当浓度为0.5g/L时,最大缓蚀率为84.78%。极化曲线和电化学阻抗谱试验结果与失重法的结果一致,都表明在油田水溶液中苯并咪唑的缓蚀率较6-硝基苯并咪唑高。苯并咪唑的缓蚀效果较6-硝基苯并咪唑更好,且两种缓蚀剂在Q235钢表面的吸附都为自发过程,符合Langmuir吸附等温式。     

硫脲改性咪唑啉对不同显微组织钢的抗CO_2腐蚀性能

合成了一种硫脲改性咪唑啉缓蚀剂。采用动电位极化技术和化学浸泡试验研究了CO2环境中含有不同浓度硫脲改性咪唑啉的3%NaCl溶液对低碳微合金钢X70和碳钢L245、Q235的缓蚀效果。利用SEM、XRD以及表面轮廓仪对试验结果进行分析。结果表明,该缓蚀剂在钢表面的吸附与材料的显微组织结构有关,缓蚀剂分子优先吸附在Fe3C上。当缓蚀剂质量浓度较低(2mg/L)时,对Q235的缓蚀效率最高达到90%,对X70和L245的缓蚀效率分别为35%和56%;浸泡试验结果表明,Q235样品腐蚀轻微,而X70和L245发生严重的局部腐蚀;当缓蚀剂质量浓度较高(50mg/L)时,对三种钢都有良好的缓蚀效果。     

缓蚀剂类型和含水率对碳钢在H_2S/CO_2环境中腐蚀行为的影响

在不同含水率条件下,研究了水溶型、油溶型、油溶水分散三种类型缓蚀剂对A106钢在模拟油田产出水中的缓蚀作用。结果表明:水溶型缓蚀剂的缓蚀效果优于油溶型和油溶水分散型缓蚀剂的;当缓蚀剂添加量为50mg/L时,随着含水率升高,水溶型缓蚀剂的缓蚀效果变好,油溶型缓蚀剂的缓蚀效果变差,油溶水分散型缓蚀剂的缓蚀效果变化没有规律;缓蚀剂的油水分配比对缓蚀效果有明显影响,分配比越小缓蚀效果越好。     

硫酸介质中氨基酸对钢的缓蚀性能

通过自腐蚀电位、极化曲线和阻抗谱等电化学测试方法,研究了半胱氨酸、蛋氨酸两种氨基酸作为缓蚀剂在0.5 mol/L硫酸介质中对X65钢的缓蚀性能.研究结果表明:该缓蚀剂在较低的浓度具有良好的缓蚀效果,缓蚀效率随着浓度的增加而提高;同浓度比较,半胱氨酸的缓蚀效率更高.缓蚀原因可能是氨基酸分子或腐蚀产物在金属表面的吸附作用;极化曲线表明是混合型缓蚀剂.     

一种咪唑啉缓蚀剂对油田用P110钢CO2腐蚀的缓蚀行为

采用失重法和电化学法测试了不同浓度的一种油田用咪唑啉缓蚀剂在模拟油田现场环境中的缓蚀率。结果表明,该缓蚀剂为混合抑制型缓蚀剂,以阳极抑制为主,质量浓度在200mg.L-1时缓蚀率趋于稳定,最高缓蚀率可达97.6%。电化学阻抗测试表明,在不加缓蚀剂的电化学阻抗谱中具有三个时间常数,随着缓蚀剂浓度的增加,表层膜的的覆盖率θ越来越大,高频区的感抗弧消失,只有高频区和低频区的容抗弧两个时间常数。     

一种含CO_2油井用缓蚀剂的作用机理研究

通过进行J55钢在含CO_2油井模拟工况环境中的腐蚀速率测试,辅以极化曲线、交流阻抗等原位电化学测试技术,研究了一种咪唑啉类缓蚀剂的缓蚀效果及缓蚀作用机理。结果表明:该缓蚀剂具有优良的缓蚀作用,当缓蚀剂添加浓度为100 mg/L时,J55钢的平均腐蚀速率仅为0.0225 mm/a。该缓蚀剂是阳极型缓蚀剂,在一定范围内随着缓蚀剂浓度的增加,表层膜覆盖率增加,腐蚀抑制性增强。随着浸泡时间的延长,缓蚀剂分子在基体表面形成良好的吸附膜,在浸泡的48 h内,缓蚀率一直维持在97.80%左右,说明此缓蚀剂有较好的持续缓蚀效果。     

渤海某油田生产管线缓蚀剂筛选及性能评价

针对渤海某油田生产管线腐蚀情况,采用静态与旋转挂片法考察了几种缓蚀剂的缓蚀效果,室内试验表明,BHH-01C加药浓度为40 mg·L-1时,可将腐蚀速率控制在0.046mm·a-1以下,缓蚀效果良好。现场试验结果表明缓蚀剂BHH-01C加注浓度在20mg·L-1时,可将WHPA与WHPD平台生产管线腐蚀速率控制在0.00415mm·a-1及0.042 mm·a-1以下,低于油田腐蚀标准。     

BTA系列Cu缓蚀剂的电化学行为

采用交流阻抗法和恒电位阶跃法研究了在硼砂缓冲溶 液（pH9.2）中BTA及其系列衍生物CBTME,CBTBE对Cu电极的缓蚀行为.结果表明：BTA对Cu 的缓蚀作用是由于在Cu表面上生成了Cu/Cu2O/Cu(I)BTA膜,阻滞了Cu的腐蚀,而且缓蚀剂 的浓度越高,生成的Cu/Cu2O/Cu(I)BTA膜越致密,抑制作用越强.含CBTME缓蚀剂的溶液 中,缓蚀效果随缓蚀剂浓度的升高而增强,但同浓度比较时,BTA的缓蚀效果优于CBTME.当 溶液中含有较低浓度CBTBE时,缓蚀剂促进Cu的腐蚀;而当溶液中含有较高浓度CBTBE时,缓 蚀剂才抑制Cu的腐蚀.一定比例的BTA和CBTME复配后对Cu的缓蚀作用有协同效应.以5 mg/L 为缓蚀剂总量,其最佳复配方案为2 mg/L BTA+3 mg/L CBTME.恒电位阶跃法测得的结果与 交流阻抗方法测得的结果相符.     

普光气田集输系统的腐蚀控制技术

普光气田集输系统共建有16座集气站、1座集气总站、38口开发井,站外管线37.78km。由于天然气中硫化氢含量15%左右,二氧化碳含量8%～10%,且采用湿气集输工艺,因此集输系统存在较大腐蚀风险。通过电化学腐蚀试验、抗氢致开裂(HIC)和抗硫化物应力腐蚀(SSC)试验,确定了集输系统抗硫材质,采用"预涂膜+连续注入"的缓蚀剂加注工艺、阴极保护技术和智能清管技术等对设备实施保护。采用腐蚀挂片、电阻探针、线性极化探针和电指纹等多种腐蚀监测手段。普光气田集输系统腐蚀速率控制在0.044mm/a以下。     

二氧化碳腐蚀缓蚀剂及其缓蚀机理的研究进展

首先分别论述了单组分缓蚀剂和复配型缓蚀剂的缓蚀机理,即不同类型的缓蚀剂在金属表面所具有的不同吸附过程。单组分缓蚀剂中特殊的分子基团在金属表面通过物理吸附、化学吸附或混合吸附过程起到缓蚀作用,复配型缓蚀剂在金属表面通过各组分间协同吸附或竞争吸附过程起到缓蚀作用,并指出了缓蚀机理的研究所存在的问题。然后,主要综述了近几年来国内外对用于二氧化碳腐蚀缓蚀剂的研究进展,包括咪唑啉衍生物、表面活性剂、季铵盐、有机胺和复配型缓蚀剂,结合缓蚀剂的分子结构和缓蚀效率等对其进行了阐述。介绍了几种用于二氧化碳腐蚀的新型缓蚀剂,如多活性位点有机化合物、硫醇、席夫碱和聚合物等。最后针对二氧化碳腐蚀环境的复杂性,对未来缓蚀剂及其缓蚀机理的研究方向进行了展望。     

管道内防腐技术现状与研究进展

介绍了石油管道内溶解氧、二氧化碳、硫化氢、以及二氧化碳和硫化氢协同腐蚀的机理。综述了油气管道内防腐技术,现阶段主要的处理方式是选择耐蚀金属材料或非金属材料、添加缓蚀剂、涂层防腐和衬里防腐。分析了各种内防腐技术的优缺点,认为管道内防腐在未来的发展方向是将基材选择、添加缓蚀剂、内涂镀层和内衬里技术进行综合,以减缓管道内的腐蚀。低碳钢表面镀镍层自纳米合金化技术,即是集中内防腐技术的综合运用,得到了表面无缝冶金结合的高耐蚀性能管材,是未来发展趋势的代表。     

油气管道的CO2腐蚀及防护研究进展

腐蚀控制是石油天然气管输过程中的一个重要问题.CO2是石油天然气管道中最常见的腐蚀介质,研究CO2腐蚀机制和防护措施具有重要科学意义和经济价值.综述了CO2的腐蚀机理,包括化学反应、电化学反应和传质过程.对现有的腐蚀理论进行了深入讨论,发现阴极反应对CO2腐蚀具有重要影响,CO2对阳极过程的影响尚未明确.在腐蚀机理的基础上,考虑管道实际工况,结合电化学实验结果阐述了各影响因素对CO2腐蚀行为的影响,并结合CO2腐蚀的影响因素讨论了常用管道防护措施的缺陷:阴极保护系统受电位影响较大,应确立新的阴极保护电位,以保证在杂散电流作用下的阴极保护效果;防护涂层容易在杂散电流干扰下发生降解,失去保护性;多数缓蚀剂对环境有害.最后,展望了未来CO2腐蚀和防护的发展方向:为进一步了解CO2腐蚀机理,需要对CO2的电化学腐蚀行为进行系统地实验测试.研究不同缓蚀剂的协同效应,使用环境友好型绿色缓蚀剂,利用新材料开发智能涂层和新型阴极保护系统,也是未来的研究方向之一.     

新旧海底输气管道联网供气的内腐蚀可能性分析

渤海某油田新建的输气管道并入原有输气管道,本文讨论了该联网供气过程中二氧化碳和硫化氢的腐蚀影响,模拟分析了二氧化碳对输气管道用钢的腐蚀,并分析了油田所产气中的二氧化碳和硫化氢对新旧管道腐蚀的可能性.     

油气工业缓蚀剂评价与腐蚀监测技术进展

油气开采行业由于井下管柱以及地面集输管线受高矿化度产液、CO2或H2S等的影响而遭受严重腐蚀，导致停工停产，甚至出现重大环境事故和经济损失。缓蚀剂是油气开采行业使用最为广泛的防腐蚀技术，当前缓蚀剂的评价方法主要包括失重法、极化曲线、交流阻抗、电化学噪声、恒电量法和电化学石英晶体微天平分析等。虽然室内评价技术比较成熟，但现场应用中由于流体复杂性和腐蚀产物包覆和FeS的导电性影响，导致现场效率与室内评价结果出现较大偏差，且缺乏可靠缓蚀剂现场评价方法。首先介绍了一些广泛使用的缓蚀剂快速评价方法，此外，结合现场腐蚀监测技术发展，介绍了电化学阻抗、电阻探针、磁阻探针、氢通量探头、场指纹电流法以及缓蚀剂残余浓度在线分析等用于监测缓蚀剂的现场效果，分析了各种缓蚀剂在线监测方案的优势与不足之处。最后还探讨了油田在线腐蚀监测与缓蚀剂智能加注管理方案。该方案不仅可有效降低设备腐蚀，还可通过比例积分微分(Proportion Integration Differentiation, PID)控制器，实现缓蚀剂的自适应加入，降低水处理成本，提高缓蚀剂使用的经济性。尽管当前油气田腐蚀在线监测技术已取得较大进展，但受制于油田腐蚀系统的复杂性，其检测精度与可靠性仍与实际要求有较大差距，大多数腐蚀监测技术对于局部腐蚀监测仍然十分粗略，难以对局部腐蚀速率和发生位置进行可靠预测，需要腐蚀科学工作者的进一步努力。     

气井采油树腐蚀检测与分析

对YH23-1-18采油树阀门、立管进行了腐蚀检测,并从二氧化碳分压、温度与腐蚀产物膜以及腐蚀形态等方面进行了分析,结果认为,阀门、立管腐蚀为典型的二氧化碳腐蚀,并提出了预防措施。     

抗CO2腐蚀油气井缓蚀剂的研究与应用

评述了抗CO2腐蚀缓蚀剂的研究与开发现状,根据油气井腐蚀介质的不同,常用的缓蚀剂主要有咪唑啉类、铵盐和季胺盐类、有机磷酸盐类等.介绍了其作用机理与现场监测手段,讨论了进一步的研究开发方向, 局部腐蚀和高温高压腐蚀缓蚀剂的开发及其作用机理、性能评价与预测将是研究的重点方向, 指出存在的不足并对其应用前景进行了展望.     

页岩气井井筒腐蚀规律与防护措施

为了明确页岩气井井筒的腐蚀规律,对现场取得数据进行灰色关联分析,确定CO2分压、硫酸盐还原菌含量的关联度大于0.7,为影响腐蚀的主控因素。通过动态腐蚀评价试验测定温度、压力、CO2分压和硫酸盐还原菌含量对N80钢和P110钢腐蚀速率的影响。通过腐蚀失重法开展了缓蚀剂的评价及优选试验,结果表明:缓蚀剂2在加注量为200m/L时,对N80钢和P110钢有较好的缓蚀效果,且此时经济效益最大化。     

碳钢CO2腐蚀的缓蚀剂策略及缓蚀行为研究进展

从新型CO₂缓蚀剂合成制备、绿色动植物成分作为CO₂缓蚀剂开发、CO₂缓蚀剂协同效应研究、苛刻环境下的缓蚀剂性能探究、缓蚀剂构效分析及影响因素评价等5个部分对CO₂缓蚀剂的最新研究进展进行综述分析。针对现有部分缓蚀剂存在性能不足、污染大等问题，CO₂缓蚀剂的增效思路主要包括新型缓蚀剂分子合成、绿色缓蚀剂提取和缓蚀剂复配研究。新型缓蚀剂合成是通过有机化学反应，以杂环分子为原料进行结构设计、官能团接枝或修饰得到新型缓蚀剂分子。该部分同时介绍了纳米缓蚀剂的前沿发展及面临的瓶颈问题。绿色缓蚀剂提取是以天然动植物为原料，改善缓蚀剂的生态安全性，针对绿色缓蚀剂的快速发展提出“全流程”绿色控制理念，建议确立绿色定义标准。缓蚀剂协同效应研究旨在阐明不同缓蚀剂间复配增效的本质机理，当前需要建立快速评价体系，健全探寻最佳复配比的指导理论。另外，缓蚀剂在复杂或极端工况下的结构稳定性、缓蚀性能持久性和缓蚀机理变化对其实际应用至关重要，油气田开发苛刻环境下“防腐+”一体化试剂的需求增大。除上述制备与应用...