[发明专利]一种气井用气液两相缓蚀剂及其制备方法无效
申请号: | 201110005018.7 | 申请日: | 2011-01-12 |
公开(公告)号: | CN102061157A | 公开(公告)日: | 2011-05-18 |
发明(设计)人: | 李养池;张新发;郭亮;李世勇;吴保玉 | 申请(专利权)人: | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 |
主分类号: | C09K8/54 | 分类号: | C09K8/54;C23F11/173 |
代理公司: | 成都天嘉专利事务所(普通合伙) 51211 | 代理人: | 冉鹏程 |
地址: | 610051 四川省成都市成*** | 国省代码: | 四川;51 |
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摘要: | |||
搜索关键词: | 一种 气井 用气液 两相 缓蚀剂 及其 制备 方法 | ||
技术领域
本发明涉及石油化工技术领域,确切地说涉及一种抑制气井井筒、输气管线内部出现的气液双相腐蚀的气液两相缓蚀剂及其制备方法。
背景技术
随着油气田的大力发展,天然气的开发持续深入进行,含H2S、CO2、Cl-及水化物等多种腐蚀介质的油气田相继出现,同时生产管柱、套管、地面管线也暴露出严重的管柱、管线腐蚀、穿孔或者断裂落井等井况恶化的问题。近年来国外的事故分析和研究趋势表明,油气田的腐蚀主要是H2S和CO2腐蚀,其中井筒和管线中的气液两相腐蚀问题成为近年来研究的热点。
在气井里,随着冷凝水量的增加,液态水会顺着井斜倾向于一边流动,所以腐蚀介质一方面会溶于底部的流动水中对管线的底部进行腐蚀,另一方面也会溶于管壁的液膜对管线其余部位进行腐蚀,而产生气液双相腐蚀。
随着管线的增多、输气距离和使用年限的增加,内腐蚀导致的事故不断增加。因此,内腐蚀控制是减少管道事故,保证生产正常运行的重要措施。内腐蚀的发生也与CO2、H2S和水存在有关,一定的条件下,如沙漠地区昼夜温差,使天然气中白天是水蒸气形式存在的水到夜晚会凝结在管的内表面形成水膜,硫化氢和二氧化碳溶解并极易达到管面,使金属发生氢去极化腐蚀,产生气相腐蚀;高含水量天然气在温度降低后析出水,停留在管道低洼处,引发较强的水线腐蚀和液相腐蚀。
长庆油田靖边气田天然气中含有CO2和H2S,含量随区块不同分布略有不同,平均含量分别为:4.6%和824mg/L。地层产水特征明显,产出水主要为凝析水,水型大部分为CaCl2水型,平均矿化度41.29g/L。1200米左右的洛河水层和2400米左右的长4+5层由于水温较低,水蒸气易在此凝结,是腐蚀现象发生的“重灾区”。虽然大部分气井分别采取了全井段固井、使用抗硫管、阴极保护和投加缓蚀剂等防护措施,但收效甚微,腐蚀问题依然困扰着气田的正常生产活动。
针对目前日益严重的气液两相腐蚀并没有成熟配套的防腐技术,主要的保护措施包括:更换耐蚀材料、涂层和加注缓蚀剂,如公开号为CN1778994,公开日为2006年5月31日的中国专利文献公开了一种聚苯胺油井缓蚀剂,其特征在于由以下重量百分比的组份组成: 聚苯胺水性防腐剂20~30% 油酸酰胺20~30% 二乙醇胺20~30% 尿素20~30%但存在以下问题:
1、整体更换耐蚀合金材料成本高,局部更换易形成电位差,加速腐蚀;
2、现有的缓蚀剂只能针对单一的气相或液相腐蚀介质,不能满足气液两相共存的腐蚀介质;
3、现有缓蚀剂用量大,缓蚀效率低;
4、现有缓蚀剂高温稳定性差,缓蚀性能受温度影响较大。
发明内容
为解决上述技术问题,本发明提出了一种气井用气液两相缓蚀剂,本发明解决了传统的液相缓蚀剂难以抑制的井筒上部腐蚀、输气管道内腐蚀等技术问题,并且缓蚀效率高,具有较强的耐高温性,加工工艺简单,尤其适用气液两相共存的腐蚀介质。
本发明同时还提供了上述气液两相缓蚀剂的制备方法。
本发明是通过采用下述技术方案实现的:
一种气井用气液两相缓蚀剂,其特征在于:以重量百分比计组分包括:
环烷基咪唑啉 10%~20%;
炔醇 10%~20%;
非离子表面活性剂 20%~30%;
溶剂 30%~60%;
其中:所述的炔醇为C3~C6炔醇中的一种,所述的溶剂是水、甲醇和乙醇中的一种,所述的环烷基咪唑啉的结构通式为:
N — CH2
∥ ︱
R—C—N—CH2
︱
R1
其中,R为C12~C20的烷基,R1为有机胺烷基。
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