CN101892039A - 耐高温高压抑制co2腐蚀气井缓蚀剂及其制备方法 - Google Patents

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龙彪
雷松华
张昆
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Abstract

耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂及其制备方法，它属于天然气工业领域。本发明解决了现有抑制CO2腐蚀的缓蚀剂在高温高压下易分解而不适于深层天然气田开采的问题。本发明所述缓蚀剂由油基羟乙基咪唑啉、硫脲、异丁醇、乳化剂和水制成；制备方法如下：搅拌，将硫脲溶解于水中；然后将加入异丁醇和乳化剂继续搅拌至完全溶解；再加入油基羟乙基咪唑啉，继续搅拌60min即可。在165℃，压力19MPa，流速1.8m/s，分别采用挂片法和电感探针法，测得本发明所述缓蚀剂的缓蚀率均在88％以上。

Description

耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂及其制备方法
技术领域
本发明属于天然气工业领域，具体涉及一种应用于高温高压深层天然气井抑制CO2腐蚀的缓蚀剂及其制备方法。
背景技术
目前，在大庆发现并开采的深层天然气田具有高温高压CO2含量高的特点，在有水条件下，CO2腐蚀变得异常严重。
CO2腐蚀主要以电化学腐蚀为主，在同样的pH下，CO2的总酸度高于盐酸，由它引起的腐蚀速率高于相同浓度的强酸。从材料外观上看，表现为局部腐蚀或管体穿孔、破裂，对金属材料起着巨大的腐蚀破坏作用，可使得管道及设备发生早期腐蚀失效引起穿孔或断裂，导致气井的寿命大大低于设计寿命，造成严重的后果。
控制CO2腐蚀的技术主要有三类：选择耐蚀材料、加注缓蚀剂、内壁涂层或衬里。国内外实践经验表明，上述三类方法中，加注缓蚀剂是既经济、可靠、又十分灵活的腐蚀控制方法，在油气田中应用最为广泛。抑制CO2腐蚀的缓蚀剂类型有：有机胺、酰胺、咪唑啉、松香胺、季铵盐、杂环化合物和有机硫类等。研究应用较多的是酰胺、咪唑啉和季铵盐类。由于应用环境的差异和复杂性，针对特定环境筛选复配出针对性强的高效缓蚀剂是当今缓蚀剂研究的热点。由于大庆深层气田的CO2腐蚀环境具有高温高压的特点，其温度高达180℃，压力高于20MPa。普通缓蚀剂在该工况条件下难以起到应有的缓蚀效果，有的在高温下甚至发生分解失效。因此，有必要研制一种可耐高温高压并能有效抑制CO2腐蚀的气井缓蚀剂。
发明内容
本发明的目的为了解决现有抑制CO2腐蚀的缓蚀剂在高温高压下易分解而不适于深层天然气田开采的问题。
耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量由30％～40％油基羟乙基咪唑啉、10％～15％硫脲、10％～15％异丁醇、1％～2％乳化剂和28％～40％水制成。
耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法是按下述步骤进行的：按重量份数比分别称取30％～40％油基羟乙基咪唑啉、10％～15％硫脲、10％～15％异丁醇、1％～2％乳化剂和28％～40％水；常温下在釜中以120转/min速度进行搅拌，将硫脲溶解于水中；然后将加入异丁醇和乳化剂继续搅拌至完全溶解；再加入油基羟乙基咪唑啉，继续搅拌60min；即得到耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂。
本发明所研制的缓蚀剂，其组分均具有耐高温的特性，在180℃以上稳定不分解并保持良好的缓蚀性能。同时，组分之间起到了良好的协同效应，硫脲分子本身与金属铁有着良好的吸附倾向。而在吸附前，硫脲分子自身能够相互蒂合，形成螺旋状排列的硫脲分子构成的圆柱体并与含有一个直链基团和一个五元杂环的油基羟乙基咪唑啉形成笼形络合物。从而在碳钢表面形成更致密的膜，使得缓蚀效果明显提高。最后，异丁醇和乳化剂可使产品在不同介质中均有良好的溶解性能，更适合在天然气井的实际环境中应用。本发明所述耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂为液体，在天然气井应用时，根据气井产水量计算其投加量通常在100～1000mg/L，也可根据现场腐蚀监测情况进行相应调节。
具体实施方式
具体实施方式一：本实施方式中耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量由30％～40％油基羟乙基咪唑啉、10％～15％硫脲、10％～15％异丁醇、1％～2％乳化剂和28％～40％水制成。
具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是：耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量百分比由30％油基羟乙基咪唑啉、15％硫脲、15％异丁醇、1％乳化剂和39％水制成。
具体实施方式三：本实施方式与具体实施方式一不同的是：耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量由35％油基羟乙基咪唑啉、12％硫脲、13.5％异丁醇、1.5％乳化剂和38％水制成。其它与具体实施方式一相同。
具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式一至三之一的是：所述的乳化剂为吐温-80(聚氧乙烯失水山梨醇油酸酯)。其它与具体实施方式一至三之一相同。
具体实施方式五：本实施方式中耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法是按下述步骤进行的：按重量份数比分别称取30％～40％油基羟乙基咪唑啉、10％～15％硫脲、10％～15％异丁醇、1％～2％乳化剂和28％～40％水；常温下在釜中以120转/min速度进行搅拌，将硫脲溶解于水中；然后将加入异丁醇和乳化剂继续搅拌至完全溶解；再加入油基羟乙基咪唑啉，继续搅拌60min；即得到耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂。
具体实施方式六：本实施方式与具体实施方式五不同的是：按重量份数比分别称取30％油基羟乙基咪唑啉、15％硫脲、15％异丁醇、1％乳化剂和39％水。其它步骤和参数与具体实施方式五相同。
具体实施方式七：本实施方式与具体实施方式五不同的是：按重量份数比分别称取35％油基羟乙基咪唑啉、12％硫脲、13.5％异丁醇、1.5％乳化剂和38％水。其它步骤和参数与具体实施方式五相同。
具体实施方式八：本实施方式与具体实施方式五至七之一不同的是：所述的乳化剂为吐温-80。其它步骤和参数与具体实施方式五至七之一相同。
具体实施方式九：本实施方式中耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法是按下述步骤进行的：按重量份数比分别称取30％油基羟乙基咪唑啉、15％硫脲、15％异丁醇、1％乳化剂(吐温-80)和39％水；常温下在釜中以120转/min速度进行搅拌，将硫脲溶解于水中；然后将加入异丁醇和乳化剂继续搅拌至完全溶解；再加入油基羟乙基咪唑啉，继续搅拌60min；即得到耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂。
本实施方式缓蚀剂投在大庆深层天然气田现场，通过集气站内柱塞泵，将缓蚀剂注入至天然气井底，并随气流带至地面集气管线。天然气井底温度在165℃，压力19MPa，流速1.8m/s，分别采用挂片法和电感探针法，测得缓蚀率均在88％以上。加量为200mg/L时，测得缓蚀率为91.2.％。
在现场进行井下缓蚀剂效果试验时，需要考虑缓蚀剂由套管环形空间下到井底的过程中需要经受井下近180℃的高温区后，再从井底的油管中返到地面。因此，室内在缓蚀剂评价时，需考虑缓蚀剂在高温下是否保持其应有的缓蚀性能的性能。取该药样评价缓蚀剂的缓蚀性能，室内评价条件如下：
1、介质：大庆深层天然气井采出水为实验介质；
2、温度：常温(25℃)及185℃；
3、压力：20MPa；
4、CO2分压：0.5MPa；
5、动态条件试片转速：3m/s(线速度)。
在高温高压腐蚀监测釜中挂20#碳钢试片，测定腐蚀速率并计算其缓蚀率如表1所示。
表1：常温、高温下缓蚀剂性能对比表
Figure BSA00000178828200041
由表1可知缓释剂在185℃条件下未分解。

Claims (8)

1.耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂，其特征在于耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量由30％～40％油基羟乙基咪唑啉、10％～15％硫脲、10％～15％异丁醇、1％～2％乳化剂和28％～40％水制成。
2.耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂，其特征在于耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量百分比由30％油基羟乙基咪唑啉、15％硫脲、15％异丁醇、1％乳化剂和39％水制成。
3.耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂，其特征在于耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂按重量由35％油基羟乙基咪唑啉、12％硫脲、13.5％异丁醇、1.5％乳化剂和38％水制成。
4.根据权利要求1-3中任一项权利要求所述的耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂，其特征在于所述的乳化剂为吐温-80。
5.如权利要求1所述的耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法，其特征在于耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法是按下述步骤进行的：按重量份数比分别称取30％～40％油基羟乙基咪唑啉、10％～15％硫脲、10％～15％异丁醇、1％～2％乳化剂和28％～40％水；常温下在釜中以120转/min速度进行搅拌，将硫脲溶解于水中；然后将加入异丁醇和乳化剂继续搅拌至完全溶解；再加入油基羟乙基咪唑啉，继续搅拌60min；即得到耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂。
6.根据权利要求5所述的耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法，其特征在于按重量份数比分别称取30％油基羟乙基咪唑啉、15％硫脲、15％异丁醇、1％乳化剂和39％水。
7.根据权利要求5所述的耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法，其特征在于按重量份数比分别称取35％油基羟乙基咪唑啉、12％硫脲、13.5％异丁醇、1.5％乳化剂和38％水。
8.根据权利要求5-7中任一项权利要求所述的耐高温高压抑制CO2腐蚀气井缓蚀剂的制备方法，其特征在于所述的乳化剂为吐温-80。
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