凝析油環境下緩蝕劑的防腐性能及乳化傾向性研究①

江晶晶　張東岳　李一枚　余華利　袁 曦　黃剛華　王偉杰　張 強

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院　2.國家能源高含硫氣藏開采研發中心　3.中國石油天然氣集團公司高含硫氣藏開采先導試基地

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凝析油環境下緩蝕劑的防腐性能及乳化傾向性研究①

江晶晶1,2,3張東岳1,2,3李一枚1余華利1,2,3袁 曦1,2,3黃剛華1,2,3王偉杰1張 強1,2,3

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院2.國家能源高含硫氣藏開采研發中心3.中國石油天然氣集團公司高含硫氣藏開采先導試基地

以海外阿姆河某氣田為例，介紹了在產凝析油氣田中緩蝕劑通常面臨的主要問題，包括匯管積液部位防腐效果不佳，氣田水乳化問題。通過室內實驗對凝析油環境下緩蝕劑的性能進行了相應的評價研究。從緩蝕劑的物理化學性質的角度簡要分析了出現這些問題的原因，并提出了今后緩蝕劑的研發及優化方向。

凝析油緩蝕劑防腐乳化

緩蝕劑在氣田開發與生產中的主要作用是防止或減少金屬材料在酸性介質中的腐蝕，通常面臨的腐蝕介質與環境包括：氣田水、CO2、H2S、高溫、高壓等[1],而對于在凝析油存在條件下緩蝕劑現場應用所面臨的問題的分析報道則較少[2]。海外阿姆河某氣田天然氣中H2S體積分數為3.0%～4.5%，CO2體積分數為5.6%～6.2%，凝析油與氣田水體積比為0～0.25，產水量約為0.17 m3/(104m3天然氣)，氣田水中Cl-質量濃度為1 900～15 296 mg/L，地層最高溫度為162 ℃，井口采氣量為100×104m3/d時,井口溫度為100～120 ℃。氣田停產檢修時，發現地面集輸管線匯管的積液部位腐蝕情況較為嚴重，且局部腐蝕現象明顯，而在積液液面線以上部位的金屬卻未發現明顯的腐蝕現象，這說明緩蝕劑對于匯管低洼處積液部位的防腐效果不佳。……