固体缓蚀剂GTH油井防腐技术
2016-02-15 15:18:18
作者：本网整理来源：
季胺盐为主缓蚀剂，酰胺咪唑啉为复配缓蚀剂，加入多种辅助组分和加工助剂，用挤压成型方法制成的固体缓蚀剂GTHC955mm-L250mm的棒状物）。65°C时加量15和20mg/L的主缓蚀剂对N80钢试片在油田采出水中的缓蚀率为85%和90%，加入复配缓蚀剂使缓蚀率提高1%-2%.考察了含不同量缓蚀成分的GTH在65°C（及90°C）自来水中0-30天的动、静态溶出率，确定用于孤岛油田的GTH中缓蚀成分的含量为40%，在室内测得在油田采出水中的溶出速率为2 mg/dYm2，按日产液量每10m3下入2m长棒状缓蚀剂，可在一定时间内使油井采出水中缓蚀成分浓度居持在13 mg/L.根据7口油井的检测数据，下入GTH后采出水的腐蚀速率平均由0.138mm/a降至0.023mm/a缓蚀率为83%.简介了将GTH下入井内的工艺。在孤岛油田将该防腐蚀方法用于35口油井，32口井的检泵周期由4个月延长至8个月以上。表5参3.表面吸附成膜改变金属表面的电荷状态和界面性质，使金属表面的能量状态趋于稳定化，阻碍与腐蚀反应有关的电荷或物质的转移，使腐蚀速率减小，达到保护井下管柱的目的。
固体缓蚀剂GTH油井防腐技术
室内性能评价
固体缓蚀剂GTH主要技术指标固体缓蚀剂GTH外观为浅黄色圆柱体，直径固体缓蚀剂GTH由主剂（缓蚀剂、添加剂）、辅剂（固化剂、粘结剂、催化剂、缓释剂）、助剂（加重剂、强剂、填充剂、溶剂）三大部分构成，按一定比例混合均匀，连续投料到挤压成型装置内成型。
固体缓蚀剂中缓蚀成分的性能
按照石油天然气行业标准SY5273-91*油田注孤岛油田一部分区块油井采出液富含硫化氢和二氧化碳酸性气体矿化度高。在统计的298口油井中，有59口由于腐蚀严重而发生油井管漏、泵漏，检泵周期缩短。
由于油井套压高，油套环空加液体药剂防腐工艺加药不方便、管理难度大，使用受到限制，因此研制了固体缓蚀剂GTH.该剂可随生产管柱放入井下，通过缓慢释放缓蚀活性物质，对油井泵、管、杆长时间进行缓蚀保护。GTH于2000年开始研制，2001年开始在江汉油田、八面河油田和孤岛油田进行现场试验，取得了良好效果，其中在孤岛油田应用35井次。
缓蚀原理
固体缓蚀剂GTH是一种以炔氧甲基胺类缓蚀,为主剂的水溶油分散性固体药剂，在油井采出液中以合适的溶解速率缓慢均匀溶解，药剂在采出液中的浓度保持稳定。表1垦西油田油井采出水矿化组成分析结果井号离子质量浓度/mg矿化度水型表2垦西油田油井采出水与腐蚀有关的水质数据井号价硫S2游离C2 pH值表3垦西油田油井采出伴生天然气的组成井号体积百分数/甲烷乙烷丙烷正丁烷异丁烷正戊烷异戊烷氮气碟以丨丨T‘朴/水缓蚀剂评价方法“的规定，采用密闭方式取油井采出液于1000毫升玻璃瓶中，挂入N80钢试片2片，注入一定浓度的缓蚀成分水溶液，于65°恒温水浴中放置7天，取出洗净称量，用失重法计算缓蚀率。
为缓蚀成分含量45%的固体缓蚀剂在65C和90C时的静态溶出率曲线。可以看出，两个温度下的溶出率和溶出速率在初期是相同的，后期出现微小差别，溶出率的最大差值为1. 5%，高温下的溶出率略高。可以认为在目的油藏温度范围内，温度对缓蚀成分从固体缓蚀剂中的溶出影响很小。
时间/h S蚀成分含置45*的固体缓蚀剂65丈和9（TC时在自来水中的静态溶出率曲线所示为缓蚀成分含量45%的固体缓蚀剂65C时静态和动态溶出率曲线对比。在动态条件下溶出速率和溶出率均较大，动态和静态溶出率差值随时间延长而逐渐大，从24小时时的0. 2%加到600小时时的4.5%，720小时时为3.6%（动态溶出率为38. 6%，静态溶出率为35.0%）时间缓蚀成分含量45%的固体缓蚀剂65*时在自来水中的动态和静态溶出率曲线在以上静态和动态溶出为65 *C时孤岛油田用缓蚀成分含量40%的固体缓蚀剂GTH在采出水中的动态溶出率曲线。缓蚀成分的溶出规律与2. 4节所述一致，即初期（72小时内）较快，后期略低且大体保持稳定，960小时（40天）溶出率为28%.由为固体缓蚀剂完井管柱示意图。在油井生产过程中缓蚀活性物质从固体缓蚀剂中缓慢释放，随产出液通过油管上升，对接触井内流体的油、套管进行防腐保护。
相关文章
