[发明专利]防止油气管线和设备腐蚀的方法及其专用制剂

说明书

技术领域

本发明属于油气管线和设备腐蚀防护领域，具体涉及一种用于含CO₂天然气气田井口和海底管线和设备腐蚀防护的方法及其专用制剂。

背景技术

在天然气气田的开发过程中，CO₂腐蚀是油气管线和设备遇到的主要的腐蚀类型之一。管道内的潮湿的天然气，遇到较冷的管壁，会凝析出冷凝水，因而潮湿的天然气中混入的CO₂会降低凝析水的pH值，是加速管线腐蚀的重要因素。目前深水海底输送管线仍主要采用碳钢作为管线材料。为保证管线的服役寿命，pH稳定剂可作为控制CO₂腐蚀的主要缓解手段之一。在管道内加入碱性物质，将管道中挥发性酸中和为盐类，可有效降低酸性气体在饱和蒸汽压中的分压，提高凝析水的pH值，缓解和降低管道发生腐蚀的风险。目前pH稳定剂可分为有机碱和无机碱，常用的有机碱为N-甲基二乙醇胺(MDEA)，而常用的无机碱主要有NaOH和NaHCO₃等。无机碱作为pH稳定剂最大的优点是成本低廉、环保性好、加注方便，也可循环利用。

乙二醇(MEG)具有抑制海底管道中天然气水合物形成的作用，防止天然气在高压、低温和游离水存在的条件下，烃类组分与水分子可能结合形成冰雪状的白色水合物结晶体，粘附在管壁上，对设备和管道造成阻塞。

目前，针对MEG与pH稳定剂的复配以及复配后的性能缺乏研究，特别是MEG与pH稳定剂在现场使用过程中，需要充分考虑MEG与pH稳定剂复配后的pH调节能力和配伍性能等，以使MEG与pH稳定剂复配后能更好的发挥其调节作用，因此该方面需要进一步深入研究。

发明内容

本发明的目的是提供一种防止油气管线和设备腐蚀的方法及其专用制剂，用于控制含CO₂天然气气田井口和海底管线及设备的腐蚀问题。

本发明所提供的一种用于油气管线和设备腐蚀防护的专用制剂，由pH稳定剂水溶液和乙二醇水溶液组成，其中，所述pH稳定剂水溶液的质量分数为30％～70％，所述乙二醇水溶液的体积分数为65％～85％，所述pH稳定剂水溶液与乙二醇水溶液的体积比为1：(13～17)。

上述专用制剂中，所述pH稳定剂选自有机碱和/或无机碱，具体选自如下至少一种：碳酸氢钠、碳酸氢钾、氢氧化钠、氢氧化钾和N-甲基二乙醇胺(MDEA)。

所述pH稳定剂水溶液中pH稳定剂的质量分数为50％-70％。

所述乙二醇水溶液中乙二醇的体积分数为70％～80％，优选为75％。

本发明采用所述专用制剂来防止油气管线和设备腐蚀的方法，是将专用制剂添加至乙二醇加注装置中，连续加注到待防护的油气管线和设备中，并用缓冲溶液调节体系的pH至6.5～8.0。

上述方法中，所述缓冲溶液为磷酸盐缓冲溶液、Na₂CO₃与NaHCO₃组成的缓冲溶液等。

所述磷酸盐缓冲溶液(pH＝5.8)的配制方法如下：取磷酸二氢钾8.34g与磷酸氢二钾0.87g，加水使其溶解成1000ml，即得。

所述磷酸盐缓冲溶液(pH＝7.8～8.0)的配制方法如下：取磷酸氢二钾5.59g与磷酸二氢钾0.41g，加水使其溶解成1000ml，即得。

所述乙二醇加注装置为油气田上常规的用于将乙二醇作为防冻液加注到管线中的装置。

所述油气管线和设备的材质为碳钢材质。

本发明所提供的用于油气管线和设备腐蚀防护的专用制剂，充分考虑MEG浓度与pH值变化的影响，该专用制剂具有更好的pH调节能力和配伍性能，能够广泛地应用到含CO₂天然气气田井口和海底管线的腐蚀防护中，是控制腐蚀的有效手段。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明的方法进行说明，但本发明并不局限于此。

下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。

一、pH稳定剂水溶液和乙二醇水溶液在模拟地层水溶液中的复配性能和结垢倾向实验：

实验介质：所用基液为模拟地层水溶液，配制模拟地层水溶液所用试剂均为分析纯，模拟地层水的成分见表1所示。

表1 模拟地层水的成分表