SO4^2-／ZrO2-MoO3复合固体酸催化合成N-环己基马来酰亚胺

采用复合SO4^2-／ZrO2-MoO3固体酸催化剂催化合成N-环己基马来酰亚胺，选择了催化剂制备方法，讨论了催化剂用量、原料配比、反应温度对收率的影响。实验表明，以顺丁烯二酸酐与环己烷为初始原料，以复合固体酸作催化剂合成N-环己烷马来酰亚胺，在120℃下反应3h，产品收率大于86％，纯度为99％，经红外光谱等分析方法确定了产品。     

温度对VM110SS套管钢在酸性环境中腐蚀行为的影响

模拟川东某气田气井封隔器失效后套管面临的腐蚀环境,利用自制高温高压釜进行VM110SS套管钢在总压18MPa、CO2分压0.54MPa、H2S分压0.41MPa、温度30~150℃条件下的腐蚀实验,得出了该气井工况下温度对VM110SS套管钢腐蚀速率的影响。采用扫描电镜和电子能谱分析方法对试样表面腐蚀产物形貌及成分进行分析。结果表明,VM110SS钢的平均腐蚀速率随温度的升高呈现先增大后减小的规律,气液相腐蚀速率最大值出现在90℃。在90℃气相中腐蚀速率为0.838mm/a、液相中腐蚀速率为1.130mm/a,发生极严重腐蚀。所有实验温度条件下,试样均发生均匀腐蚀,且腐蚀产物以硫铁化合物为主。本实验为酸性气田在不同井深及温度条件下套管的腐蚀状况评估提供了参考。     

川渝含硫气田缓蚀剂的应用

川渝气田普遍含有H2S和CO2腐蚀性气体,在含有水的环境中,会对金属材料造成严重的腐蚀。缓蚀剂作为油气田中的一种经济有效的防腐措施,在川渝气田已得到了广泛的应用。针对不同含量H2S和CO2的腐蚀环境,研究出了有针对性的缓蚀剂,如油溶性缓蚀剂、水溶性缓蚀剂、固体缓蚀剂等,在现场试验取得了较好的应用效果。     

CO2和Cl^-共存条件下L245NB钢的腐蚀行为

四川省油气田的天然气中都含有一定量的CO2,为此,借助静态高温高压试验和电感式点腐测试仪,研究了不同CO2分压和不同Cl-浓度条件下L245NB钢的腐蚀行为.结果表明,在试验范围内,随着CO2分压和水中Cl-浓度的升高,L245NB的腐蚀速率相应增大;在40℃、总压为9 MPa、CO2分压大于1.0MPa,以及Cl-浓度大于5%的试验条件下,气相出现了点蚀.最后,还考察了抗CO2腐蚀缓蚀剂CT2-17对L245NB的保护效果.     

典型离子对碳钢CO_2腐蚀的影响

为了考察油气田生产液中典型离子对CO_2环境下管道腐蚀行为的影响,采用腐蚀模拟实验,结合极化测试、交流阻抗谱测试等电化学方法及p H值分析方法,研究了Cl~-、SO_4~(2-)、Ca~(2+)、HCO_3~-和CO_2共存环境下碳钢(N80钢)的腐蚀行为。研究结果表明:(1) Cl~-、SO_4~(2-)对N80钢的腐蚀作用基本相同,Ca~(2+)、HCO_3~-均能在一定程度上抑制N80钢的腐蚀,HCO_3~-对腐蚀的抑制作 用明显优于Ca~(2+);(2)加入Cl~-和Ca~(2+)后溶液p H值的变化可以忽略,加入SO_4~(2-)和HCO_3~-后溶液p H值升高;(3) Ca~(2+)参与到腐蚀产物膜的生成,导致腐蚀产物膜孔隙率降低,因而在该介质环境下材料腐蚀速率低,感抗弧缩小;(4) HCO_3~-的存在升高了溶液p H值,降低了溶液的腐蚀性,同时也增大了CO_3~(2-)的离子浓度,促进了Fe CO_3的沉积,使腐蚀产物膜更加致密和完整,导致HCO_3~-溶液中测得的感抗弧消失,材料的腐蚀速率显著降低。结论认为,该研究成果可以为石油化工行业的防腐工作提供理论及技术支持。     

多种腐蚀监测系统在高峰站的应用

基于酸性油气田腐蚀机理和主要特征,以及各监测技术的原理和现场应用经验,将腐蚀电化学噪声、电阻探针和氢探针技术进行整合,形成具有全方位的腐蚀监测系统,并在中国石油西南油气田公司重庆气矿高峰站得到了应用。各种监测技术获得的信息既可互补又可相互印证,极大地提高了监测系统对各种腐蚀形态信息的全面捕获能力和可靠性。     

基于Pearson相关系数的集输管道流动腐蚀主控因素分析

油气田集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,明确管道腐蚀的主控因素至关重要。采用多相流瞬态模拟软件OLGA建立管道的里程-高程模型,模拟管道内部流动状态,如温度、压力、持液率、壁面剪切力、气液相流速等参数,利用Pearson相关系数确定影响腐蚀的主控因素,结果表明:随着里程的增加,温度、压力和持液率呈现降低的趋势与腐蚀速率的规律一致,气液壁面剪切力和气液流速随着里程的增加呈现逐渐升高的趋势,但整体规律与腐蚀速度规律一致;影响集输管道腐蚀的主要因素是持液率(0.626),其次是气体流速(0.591),为油气集输管道“一管一策”的针对性实施提供了依据。      

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针对哈萨克斯坦扎纳若尔凝析气田的腐蚀环境,从全面腐蚀和局部两方面着手,采用ＩＳＯ、ＮＡＣＥ及国内腐蚀防护的相关标准或价方法,考察了Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃl、温度及油水比等各因素对腐蚀的影响,在此的影响规律和趋势;预测了气田发生严重腐蚀的可能部位及其腐蚀形态,为气田开发腐方案的制定奠定了基础。研究结果表明,在扎纳若尔凝析气田开采和集输过程的工况条件下,腐蚀环境相当恶劣,具有产出液体的多相性、腐蚀介质的多样性和腐蚀形态的复杂性三大特点。该气田以Ｈ２Ｓ产生的电化学腐蚀为主,氢脆和ＳＣＣ共存。腐蚀最严重的部位应在井底,以点蚀为主;对管道而言,要特别注意氢脆和ＳＣＣ。当介质含水量达到５０％－８０％时,各类腐蚀均将加剧。     

浅析酸性天然气集输管道失效特性

酸性天然气集输管道由于运行风险较高,在进行管道完整性管理时需对其进行失效模式分析。介绍了天然气集输管道的通用失效模式,对酸性天然气集输管道的失效特性进行了分析,论述了酸性天然气的腐蚀和堵塞失效的机理,并提出了将堵塞作为集输管道失效模式的分析方法,以期降低集输管道运行的风险。     

高酸性气田腐蚀监测技术研究

高酸性气田采输及净化过程中,由CO2-H2O、H2S-H2O、CO2-H2S-H2O和R2NH-H2S-CO2-H2O等环境引起的腐蚀造成大量直接和间接损失,对高酸性气田的腐蚀状况进行必要的监测和安全评价于气田安全高效生产具有重要意义。在对高酸性气田腐蚀及监测情况调研的基础上,以龙岗气田腐蚀监测体系为例,介绍了包括腐蚀监测点的布置、监测方法的选择、腐蚀回路的划分、数据的管理等方面的高酸性气田腐蚀监测技术。