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1、#化工研究#油田缓蚀剂最新研究成果腐蚀一直是原油开采和生产过程中伴生的一个令人头痛的难题,全世界各大采油公司每年要花费巨额资金来解决这一难题.尽管如此,因腐蚀问题造成的重大经济损失、人员伤亡与环境污染等灾难性后果时常见诸报道.近年来,国内外油气田在生产开发中,又相继出现了H2S、CO2、元素硫和盐水等腐蚀性因素交叉作用,使得油气田开采的腐蚀控制难度加大.同时油田污水系统中含有多种有害微生物如硫酸盐还原菌SRB、铁细菌、腐生菌TGB以与其它有机物,它们在钢铁表面繁殖,将加速钢铁的局部腐蚀,引起地下、地面生产管线穿孔.由#化工研究#国家工业水处理工程技术研究中心油田化学品研究所研究开发的系列油田缓
2、蚀剂,利用其分子结构中含有的特殊疏水基团和亲水基团在金属表面形成牢固、致密的阴阳极混合吸附膜,阻止H+离子接近金属表面而发生酸性腐蚀,同时含有的具有杀菌活性的基团可有效抑制硫酸盐还原菌等引起的细菌腐蚀,从而从缓蚀和杀菌两个方面入手,有效地解决了油气田开采中的H2S和CO2腐蚀问题,在南海油田、渤海油田等海上油田生产系统和内陆部分油田的回注水系统应用,缓蚀效果显著.一、技术产品目录#化工研究#国家工业水处理工程技术研究中心油田化学品研究所已针对不同油田水质和生产工艺条件形成了缓蚀剂系列产品.主要包括：1、缓蚀杀菌剂TS-709B和TS-709F该产品能有效抑制含有CO2和H2S的油田腐蚀介质引起
3、的系统腐蚀,腐蚀率控制在0.075mm/a以下,且无点蚀；该产品还具有一定的杀菌性能,对细菌引起的腐蚀尤其硫酸盐还原菌SRB引起的穿孔腐蚀具有很好的抑制作用.在南海东部某油田采油生产系统应用,解决了该系统CO2和H2S共存的酸性腐蚀且伴有硫酸盐还原菌SRB穿孔腐蚀的严重腐蚀问题.系统管汇处腐蚀率均控制在0.02mm/a以下,远小于0.075mm/a的行业标准.2、抗H2S缓蚀剂TS-719该产品对H2S气体含量较高的油田的腐蚀有显著的抑制作用,缓蚀效果优异,控制系统腐蚀腐蚀率小于0.075mm/a.在南海西部某油田应用后,采油生产系统的腐蚀控制在0.02mm/a,远优于对比应用的技术产品,小于
4、现场0.05mm/a的技术指标要求.3、低乳化性缓蚀剂TS-716该产品能有效抑制H2S、CO2等酸性气体引起的腐蚀,可控制系统腐蚀率在5mpy以下.该产品的最大特点是无乳化倾向,还具有一定的反相破乳净水作用.4、高温缓蚀剂TS-709E该产品能有效抑制H2S、CO2等酸性气体引起的腐蚀,尤其适用于高温条件下系统的腐蚀控制.在南海某油田采油生产系统100212F应用,相同加药浓度下的缓蚀率明显优于对比国外产品,处理效果远远满足生产0.075mm/a的技术标准要求,为0.045mm/a.5、油田回注水缓蚀剂该缓蚀剂的特点为不起泡,与阻垢剂和杀菌剂等配伍性好.适用于回注水微氧、低pH腐蚀的特点.二
5、、应用成果介绍#化工研究#的油田缓蚀剂与应用技术已在国内多个海上和内陆油田进行了现场应用和推广,取得了良好的应用业绩和经济效益.在与跨国油田化学服务公司如：NALCO公司、PETROLITE公司和Clareant等公司的技术和服务的竞争中,取得了令客户非常满意的效果,彻底打破了海上油田水处理工程由跨国水处理公司垄断的局面,取得了南海油田30%以上的市场份额.1、主要应用实例：南海BP-AMOCO油田的缓蚀杀菌处理；南海JHN油田、PHILLIPS油田的缓蚀与阻垢处理；南海CACT油田的缓蚀处理；南海西部涠洲油田的缓蚀与杀菌处理；#某采油厂的回注水系统的腐蚀与结垢控制；华北油田某采厂采油系统缓蚀
6、与杀菌处理；渤海SZ36-1油田、JZ9-3油田的缓蚀、阻垢与杀菌处理等；2、产品性能1缓蚀剂抗H2S腐蚀试验：条件：NaCl=5%,H2S=30 mg/L;药剂=30 mg/L；试片材质：A3碳钢.药剂名称TS-719TS-709BTS-716TS-709E 空白加药量mg/L303030300腐蚀率mpy0.590.650.750.6520.16缓蚀率%97.196.896.396.8试片表面状况光亮光亮光亮光亮全黑试验结果表明,产品对含硫化氢的水质有良好的缓蚀效果.2 缓蚀剂耐高温性能条件：NaCl=5%,H2S=30 mg/L；药剂=30 mg/L；试片材质：A3碳钢.结果表明：温度对
7、产品缓蚀性能影响不大.3缓蚀剂抗CO2腐蚀试验条件：模拟现场水, 药剂=30 mg/L；试片材质：A3碳钢.CO2压力药剂名称TS-709BTS-709ETS-719TS-716空白0.040.06腐蚀率mpy0.750.730.770.7916.10缓蚀率%95.395.595.295.10.120.14腐蚀率mpy0.980.951.061.1521.90缓蚀率%95.595.795.294.73、产品现场应用结果我院缓蚀剂系列产品在海上和内陆油田采油生产系统应用多年,不仅有效解决了系统CO2和H2S共存的酸性腐蚀且伴有硫酸盐还原菌SRB穿孔腐蚀的严重腐蚀问题,使管汇处腐蚀率均控制在3MP
8、Y0.075mm/a以下；而且与破乳与反相破乳剂具有良好的配伍性能,在南海油田应用期间,外排水含油量30mg/l,外输成品油含水率0.5%.以下是TS-709B与某跨国水处理公司产品的现场对比试验结果.其中Train1使用的是进口产品,Train2为我院产品.表1 TS-709B与某跨国公司产品的现场挂片对比试验结果设备放置地点腐蚀率MPY缓蚀剂试验1试验2管 汇Train1入口3.79421.2208进口产品Train2入口0.17130.1639TS709BTrain1分离器出水口6.34041.7312进口产品Train2分离器出水口3.06921.3110TS709BTS709B的药剂
9、分子极易吸附在管道表面形成保护膜,从而对高水速造成的破坏产生抑制作用.因此,在Train2系统中,尽管出水量超过250,000BDP,出水率超过92.8%,但是腐蚀率却很小.Train1与Train2中,管线腐蚀状况的改善情况如下图所示：Train#1 管汇, 3.31 MPY,最大点蚀率120MPYTrain#2 管汇, 0.16 MPY,腐蚀均一,试片光亮 Train#1 管汇,3.31 MPY, 最大点蚀率143MPYTrain#2 管汇, 0.14 MPY, 腐蚀均一,试片光亮 Train#1管汇, 5.88MPY, No. 39 最大点蚀率115MPYTrain1 和Train2同时
10、还安装了探针,以便测量腐蚀状况.2001年2月10日,置于Train1分离器出水口处的探针由于腐蚀受损已发生变化.但是,置于Train2中的探针仍使用良好.Train1和 Train2分离器出水口的工程报告图如下所示：Train1腐蚀数据图现场用药,腐蚀率89.71mpy Train2腐蚀数据图TS-709B,腐蚀率3.51mpy由于我院产品处理效果明显优于国外同类产品,从20#起已取代某跨国水处理公司的产品应用至今,以下产品近年来的现场检测数据结果.表2 20#TS-709B现场挂片部分试验结果地点挂片日期取片日期失重腐蚀率点蚀状况管汇Tr#1入口Tr#2入口0.06390.07080.49
11、710.55081A2A1A2A框式换热器Tr#1水相Tr#2水相0.10360.25901.41033.69191A2B1B2C壳式换热器Tr#1管汇Tr#2管汇0.24020.07201.86850.56011B2C1B2C分离器Tr#1出水口Tr#2出水口0.31120.10444.23651.42121B2C1B2C表3 20#TS-709B现场挂片部分试验结果地点挂片日期取片日期失重腐蚀率点蚀状况管汇Tr#1入口0.03580.17411A2ATr#2入口0.04250.20661A2A壳式换热器Tr#1管汇1.92049.42091B2CTr#2管汇0.17200.83621B2C分离器Tr#1出水口3.966219.45701D2FTr#2出水口0.12791.24371B2CEDDTr#1出水口0.06690.08371B2CTr#2出水口0.11330.14181B2C现场应用期间,同时还监测了缓蚀剂用量对外排水中含油量的影响,结果如下图.从以上数据图中可以看出,加入缓蚀剂TS-709B以后,现场外排水的含油量均低于25mg/l；而未使用TS-709B以前,对比样的外排水含油量平均大于30mg/l.5 / 6
