缓释剂浓度对缓蚀剂扩散规律的影响.docx
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缓释剂浓度对缓蚀剂扩散规律的影响
本科毕业论文
题目：
缓蚀剂浓度对缓蚀剂扩散规律的影响
学生姓名：
张建
学号：
专业班级：
指导教师：
2013年6月18日
缓蚀剂浓度对缓蚀剂扩散规律的影响
摘要
在生产石油的过程中，由于二氧化碳的存在，会对我们的采油设备产生一定的腐蚀，导致我们的装备的快速老化，寿命缩短。
为此我们采用缓蚀剂来减缓腐蚀的发生，从而相对的“延长”装备的寿命。
对于缓蚀剂的起作用，有很多的相关因素。
比如产液速度、缓蚀剂浓度，油帽子高度，含油率等很多因素。
通过井液流态来模拟在井下产油过程，本课题主要研究了在不同的缓蚀剂浓度的情况下，缓蚀剂所产生作用的不同结果，在此同时我们还做关于含油率对其作用的影响，最后我们得出了结论，在同一口井的情况下，相对高的缓蚀剂浓度，对于缓蚀剂的效果更加好。
由于生产石油主要就是在动态条件下，这个研究的成功也将会是我们的采油水平上一个台阶，也会很大程度上减少设备的损害，并且在一定程度上可以为油田现场缓蚀剂的加注方法、加药量和加药周期等提供一定的参考。
关键词：
缓蚀剂；产液速度；动态；缓蚀剂浓度
Effectofinhibitorconcentrationofinhibitorforthediffusionlaw
Abstract
Intheprocessofoilproduction,duetothepresenceofcarbondioxide,willproducesomecorrosiononourproductionequipment,ourequipmentleadstorapidaging,shortenedlifeexpectancy.Weusetoreducethecorrosioninhibitor,andthusrelatively"extend"thelifeofequipment.Theinhibitoreffect,therearemanyrelatedfactors.Suchasliquidproductionrate,slowreleaseagentconcentration,oilcapheight,oilcontentandmanyotherfactors.Simulationintheundergroundproductionprocessbyfluidflow,themaintaskistostudythecorrosioninhibitorconcentrationsindifferentsituations,differentresultsofcorrosioninhibitorandtheeffect,atthesametimewealsodoneontheinfluenceofoilcontentonitsfunction,andfinallywecometotheconclusion,inthesamewell.Slowreleaseagent,relativelyhighconcentration,isgoodfortheinhibitioneffect,thehigherthebetter.Becausetheproductionofoilismainlyinthedynamiccondition,thesuccessofthewillisourproductionlevelinthelaststep,willgreatlyreducethedamagetotheequipment,toprovideareferencemethod,fillingandcantoacertainextentforoilfieldcorrosioninhibitordosinganddosingperiod.
Keywords：
Corrosioninhibitor；Liquidproductionrate；Dynamicconditionsofinhibitoraction；EffectofCorrosioninhibitor
目录
第1章引言1
第2章腐蚀、缓蚀剂的基本理论知识3
2.1腐蚀的概念与分类3
2.2CO2腐蚀概述3
2.2.1CO2腐蚀的定义3
2.2.2CO2腐蚀的机理4
2.2.3CO2腐蚀的影响因素5
2.3缓蚀剂概述6
2.3.1缓蚀剂的定义6
2.3.2缓蚀剂的分类6
2.3.3CO2缓蚀剂的作用机理7
2.3.4CO2缓蚀剂缓释作用的影响因素8
2.4国内外的研究现状9
2.5本课题的研究内容以及目的意义9
第3章实验装置以及实验步骤11
3.1试验主要装置11
3.2实验主要过程和参数调节12
3.3试验方案12
3.3.1缓释剂浓度对缓蚀剂扩散规律的影响12
3.3.3油帽子高度对缓蚀剂扩散规律的影响13
第4章结果分析与讨论14
4.1加药浓度对缓蚀剂扩散规律的影响14
4.1.1实验条件14
4.1.2试验数据及处理14
4.2油帽子高度对缓蚀剂扩散规律的影响19
4.2.1试验方法19
4.2.2试验数据及处理19
第5章结论21
致谢22
参考文献23
附录25
附录A名词术语及缩略词25
第1章引言
由于在开采石油过程中产生二氧化碳腐蚀，所以使得我们对于如何减缓二氧化碳腐蚀随着一方面做了大量研究，对于如何使缓蚀剂作用最大化，这是我们研究的主要目的。
本课题的主要目的是在于探究一下缓蚀剂的浓度对缓蚀剂扩散规律的影响。
在我们的生产中，是有的开采主要还是采用的注采式方法进行采油，也就是说在采集石油的时候，我们会向井下注入大量的混合液体，因为是有的粘度相对高一下，流动性也会差一些，所以我们会注入大量的混合溶液当做一个驱动试剂，用以来驱动有些缝隙中不好开采的石油。
我们用这些混合液体将那些粘度高流动性很差的石油驱赶到抽油井口，这样我们就可以用抽油泵把这些石油慢慢地抽取出来。
在我们的日常生产中，这种方法是非常的常用的，原因在于开采石油都分为三个阶段，第一个阶段都是由于井下的地压的作用会自动的将石油喷发出来，因为有足够的压力，不需要人为采用一些措施，就可以直接采到石油，可是相对而言，这个第一次采油他的相对含量是很少的，如果我们已经探测出来的为完整的一百分，第一次采油我们所获得的只会是十五分，还有剩余的八十五分都还在井下面，从而在这个时候，我们就会采用第二次采油了，当油层中的石油，在喷出一定数量的时候，因为油层压力的消失，就会停止自动喷出，但是此时油层里面还有大量未经开采过的石油，这时候我们就必须将余下油层里面的大量石油通过抽油机抽出来。
但是由于这些石油分布在岩层砂石之中，所以我们必须首先将石油赶到抽油机的抽油井口。
我们可以采用向油层注入大量的水或者是非混合相注气以此来补充油层的能量，从而可以推动油层向油井口慢慢移动，然后这是再通过抽油泵抽出。
这一次我们所获得的是又要比第一次就多很多了嘛，可以达到四十分。
这是还剩下了一半的石油还在井下，就是第三次采油了。
也就是我们采油过程中最主要的一个步骤了，大量的注入混合液体，以此来推动石油的运动，推动到抽油口，通过抽油泵把石油抽取出来。
在这混合液体中，经常就会含有大量的CO2气体，从而就会形成一个CO2腐蚀问题，以至于导致石油设备的损失。
从而我们就开展了这样一个课题，来研究这样一个项目，在生产中向井地注入大量的混合液体是我们经常用也是到目前为止最为实用的减缓腐蚀的方法。
可是对于缓蚀剂的用量，还有加药周期，以及其他方面的各种成本，都成为了困扰采油的一大难题。
有时候过度的注入缓蚀剂是一大损失，也是对于采油量的一个阻碍，造成了很多不必要的损失。
可是如果量太少，腐蚀对于油井管道更加是刻不容缓，也会蒙的很大损失。
故而我们开展了这样一个研究课题。
并且在以往的研究中，很多的科学家都是采用的静态或者是小流速的状态，可是我们的生产大多都是在动态之中，这样就面临了一个问题，研究的理论是一方面，但是对于实际生产毫无作用。
故而这一次我们大胆的采用的动态测量法，加大流速用来模拟在实际生产中采油的过程，这一研究结果对于我们实际生产的作用则是不言而喻，所以就有了这一次的研究和课题。
第2章腐蚀、缓蚀剂的基本理论知识
2.1腐蚀的概念与分类
腐蚀，是由于金属材料与环境反应，从而引起的材料的失效过程。
这一过程主要是金属与介质之间发生的电化学作用、化学作用或者物理作用，使金属从稳定状态转入到被氧化不稳定的状态。
金属材料的力学性能会因这些反应的发生从而形成显著降低，比如强度降低，塑性变弱等等。
更加重要的是，它还会使金属的内部几何结构发生破坏发生病变，严重影响我们生活中使用的设备的使用寿命，有些时候会发生更加严重的事件，比如说火灾，由于材料的腐蚀性问题，导致线头裸漏，从而形成火灾，这都是很有可能发生的，这对我们的日常生活来说，威胁是很大的。
我们在研究过程中，一般会按照以下几个方面将腐蚀进行分类。
首先按照腐蚀机理来分，腐蚀可分为电化学腐蚀、物理腐蚀和化学腐蚀；其次按照腐蚀环境来分，腐蚀可分为自然环境下的腐蚀和工业介质中的腐蚀；最后按照腐蚀破坏形式来分，腐蚀可分为全面腐蚀、局部腐蚀和应力腐蚀[1-2]。
2.2CO2腐蚀概述
2.2.1CO2腐蚀的定义
CO2腐蚀是在我们生产石油行业中一种十分普遍的腐蚀现象。
这种现象根据历史记载，最早发现的时间是在美国的1924年的时候，一般以为在相同的pH值下，CO2的水溶液要比盐酸水溶液的腐蚀性在一定情形上要强很多。
我们世界的学者关于CO2腐蚀性的研究性报告，最早的提出时间是在大概1940年以后。
从1972年以后，由于在深层次中含有大量CO2的气藏开发以及在三次采油中大量地注入CO2气体以此用来强化采油工艺的的方法得到广泛化应用。
从此以后，人们就慢慢地把CO2的腐蚀性问题拉入了重点研究对象的名目中，人们也开始了大量的研究CO2腐蚀。
美国国家腐蚀工程师协会（即NACE）也实时成立了T--IC小组，专门来进行CO2腐蚀以及其防护措施的研究。
在CO2溶于水之后，相同的pH值下，它的酸度要比盐酸高，因此它对钢的腐蚀要比盐酸的作用严重得多。
当在油井中，CO2的分压达到一定数值的时候，就会很容易的导致设备的损坏以及事故的发生，从而这就会给石油天然气产业带来很大的经济损失。
到目前为止，我们还没有很好地解决CO2的腐蚀性问题。
在很多油井之中，CO2的腐蚀性问题还是相当的严重。
我国的埋地管道八成都是在1978年以前建设成功的，到了现在，大多数都已经进入了老龄化时期，漏油的事件也经常发生，因此呀，CO2腐蚀也成为了石油工业生产中迫切需要解决的问题[3-5]。
2.2.2CO2腐蚀的机理
在CO2腐蚀的环境中，钢铁的腐蚀是一个十分复杂的现象，很是需要我们进行深入的研究探索以及进一步的讨论。
其实呀，我们已经提出了很多很多的腐蚀机理，可是，每一项机理他的适用范围就是很小。
有的要不是没有得到广泛的认可，要不就是需要有特定的实验条件。
一般说来，CO2溶于水之后会形成H2CO3，由于它不是强酸，所以不会全部的分解，从我们的化学角度上面来讲，它是一种很弱的酸：
CO2＋H2O←→CO2—H2O=H2CO3←→H+＋HCO3－
（1）
现在已经有许多关于CO2溶于在钢铁表面时的速率控制步骤（RDS），阴极反应的控制步骤可能有以下[6]：
Schenk：
（HCO3－）：
H+＋e－=H；2H=H2；
（2）
DeDaard和Milliams
H2CO3＋e－=H＋HCO3－RDS（3）
HCO3－＋H＋=H2CO32H=H2（4）
Ougndele和White：
HCO3－＋e－=H＋CO32－RDS（5）
HCO3－＋H＋e－=H2＋CO32－（6）
然而，Ougndele的机理只适用于在碱性条件之下，对于酸性则不合适。
但是对于DeDaard和Milliams他俩的理论机理仅仅只是一种理论上的假设。
最近的Crolet等人[7]提出了的反应可能是到目前为止最合适的机理。
根据文献[7]，我们可以知道，铁在CO2腐蚀环境中的阳极溶解趋势，在不同的酸碱值下，这个过程就会有不一致的RDS。
我们很容易得出这样一个结论：
溶液之中的CO2的浓度以及已经溶解的CO2扩散到钢铁表面的速率对我们这个反应和腐蚀速率有着很大的影响，并且溶液中的每一种溶解物对阴极反应都有着很重大的影响[8]。
2.2.3CO2腐蚀的影响因素
影响CO2腐蚀的因素有很多，但是在常规CO2分压且无大量H2S的条件下影响其腐蚀的因素有：
（1），介质中H2O含量对CO2腐蚀的影响无论在气相还是在液相中,水对于试样表面的侵湿作用一般都是导致最后CO2腐蚀发生的最主要的原因和因素。
一般我们会得出一个结论：
CO2的腐蚀速度会随着试样表面的含水量的增加，而出现上升的趋势。
一般呢，也会出现一个最大的增幅峰值，那是在含水率达到45%的时候，CO2的腐蚀性会增加到最大的幅值。
我们抽油泵抽出来的油水混合介质，在注采井中会慢慢地形成乳化液，因此一些学者就会提出这样一个结论：
形成一个判据，以30%的含水量作为是否会发生CO2腐蚀的一个理论上的行为判据。
当然，这个也是有一定的条件的，这与油的成分有关。
[9]
（2），CO2分压及系统总压对腐蚀的影响当CO2 分压低于0.048MPa时,易发生CO2的均匀性腐蚀；当CO2分压在0.048～0.21MPa的时候，那么在这个时候就会发生腐蚀程度为中度腐蚀的小孔腐蚀现象；当CO2分压大于0.21MPa 时,这个时候就会发生非常严重的局部性腐蚀，这个是最强烈的。
（3），温度对CO2腐蚀的影响一般在生活中，由于温度的不断变化，从而发生的反应也不相同，所以我们一般情况下都会将温度对铁的影响分为大概四个阶段：
当T< 40 ℃时，反应产物大多为FeCO3,他的性能特点是软而无附着力,表面光滑,主要发生均匀性腐蚀；
当温度在60～110 ℃这个区间之内的时候,会生成腐蚀产物膜,它会有一定的保护性作用，可以防止腐蚀的进一步进行，这个温度区间局部腐蚀较严重；
当温度在110 ℃附近的时候，均匀性腐蚀它的速度在这个温度区间是最高的,局部腐蚀也是相当的严重，会产生一系列的深坑组织，腐蚀产物一般为FeCO3粗结晶，它的形态特征是厚而且松；
当温度在150 ℃以上时,这个时候就会很快的生成组织细致、紧密、附着力很强很强的Fe2CO3和Fe3O4膜，这个膜有很厉害的阻止进一步腐蚀的作用，从而就会导致在这个温度之后，腐蚀的速率会大大的降低。
钢种的不同和环境介质参数的差异,对腐蚀温度规律也会产生非常之大的影响,所以我们需要以具体的问题来进行具体分析。
[10]
（4）溶液成分对CO2腐蚀的影响油田水中成分复杂，含有多种离子（Ca+，Mg+，HCO3-，Cl-等）和O2，H2S，CO2等气体，溶液成分和含量对CO2腐蚀有很大影响。
（5）流速对CO2腐蚀的影响在注采井作业过程中，流速对CO2流体流动状态有影响。
2.3缓蚀剂概述
2.3.1缓蚀剂的定义
缓蚀剂是以适当的浓度和形式存在于环境（介质）中时，可以防止或减缓材料腐蚀的化学物质或复合物，因此缓蚀剂也可以称为腐蚀抑制剂。
腐蚀介质中缓蚀剂的加入量很少，通常为0.1%-1%。
由于它具有成本低、操作简单、见效快、能保护整体设备、适合长期保护的特点，因此添加缓蚀剂是一种效果显著的防腐措施，是油气田设备防护的最佳措施之一。
[11]缓蚀剂用于中性介质（锅炉用水、循环冷却水）、酸性介质（除锅垢的盐酸，电镀前镀件除锈用的酸浸溶液）和气体介质（气相缓蚀剂）。
2.3.2缓蚀剂的分类
目前国内常用的缓蚀剂可分为成膜型缓蚀剂和吸附型缓蚀剂等。
成膜型缓蚀剂主要是诸如铬酸盐，亚硝酸盐等无机物，应用于中型介质。
它的性能良好，至今没有可以替代它的更好的产品；但是，这些缓蚀剂往往用量大，可行性差，而且当缓蚀剂用量不足时反而会导致严重的局部腐蚀。
更为严重的是它具有毒性，对环境有污染作用；因此，在对环境问题越来越重视的今天，成膜型缓蚀剂的应用越来越受到局限，对它的研究也比较少。
而吸附型缓蚀剂在国内外应用较为普遍，如链状有机胺及其衍生物，咪唑啉及其盐或咪唑啉衍生物季铵盐类，松香胺衍生物；其他有机化合物（磺酸盐，亚胺乙酸衍生物及炔醇类）。
并且有机胺、有机胺盐、咪唑啉衍生物、季铵盐类被普遍认为缓蚀效果偏好。
[12]
目前国内的缓蚀剂品种众多，适用的环境也各不相同。
其中适用于油气井的CO2缓蚀剂有由中国石油西南油气田分公司天然气研究院研发的CT2-1（油溶性，抑制油气井H2S、CO2、Cl-）,CT2-4（水溶性），CT2-14（适用于产水量大的井），CT2-15（油溶于水分散性）；陕西省石油化工研究设计院腐蚀与防护技术研究所研发的AH-304油田酸化缓蚀剂，SD-815油田注水缓蚀剂；中国石油天然气集团公司石油管材研究所研制的TG100、TG300抗CO2腐蚀注水缓蚀剂等。
[12]某些缓蚀剂对金属表面的残余影响具有很大的实用性，在一些油水两相溶液中某些缓蚀剂能够很好的溶解于有机相中；而在水相中其对金属的保护作用降低。
这种情况应当在选择合适的缓蚀剂浓度时考虑到。
2.3.3CO2缓蚀剂的作用机理
日常生活中，主要是在水溶液中进行缓释处理，而这种情况下，我们大多用的都是吸附性缓蚀剂，那么在此我们就主要分析一下吸附膜型缓蚀剂的作用机理。
它的作用机理主要是形成缓蚀剂膜，缓蚀剂分子，特可以分为极性基还有非极性基，当二者同时作用的时候就会形成一张缓蚀剂膜，从而延缓腐蚀的进行，膜的形成可以用一下来形容：
当缓蚀剂分子有极性基的那一头，慢慢地在金属表面附着在上面时，它的另外一个非极性基就会由于分子间作用力的作用慢慢地结合在一起，从而像织网一样，结成一张大的缓蚀剂膜，从而起到缓蚀的效果。
慢慢地提高腐蚀反应的活化能，可以在一定程度上减缓腐蚀速度；另一方面，非极性基的隔离作用将金属表面和腐蚀介质二者从根本上分离开来，也就是说这样一来将反应的电子转移从其根部直接打断，无法再让其继续下去，无法转移，反应就无法进行下去，腐蚀就不会发生，从而就会达到缓蚀的效果。
在这里，我们要提一下关于物理吸附的概念，如果缓蚀剂分子在金属表面的附着吸附作用他的动力来自于缓蚀剂离子和金属表面的很多带电粒子二者之间的分子间作用力以及还有他们这两个带电荷的粒子之间的静电力的话，那么我们称这种吸附方式为物理吸附。
这种物理吸附有很多的特点：
它的速度快，具有可逆性，吸附时需要的能量很小，受温度的影响也是非常的小，基本不会随温度变化而变化，最重要的一点，在金属与缓释剂二者之间没有特定的组合方式，即是可以随便组合。
例如，有机胺类化合物在酸性介质中，氮原子接受一个质子而转化为烷基胺阳离子，该阳离子被金属表面带负电荷部分所吸引，形成单分子的吸附层，就是典型的物理吸附[12]。
2.3.4CO2缓蚀剂缓释作用的影响因素
在生产中，对于缓蚀剂的作用有所影响的因素是有很多的，有内在的，还有外在的。
内在的有缓蚀剂的结构、分子大小、本身性质等等一些；而外在的就更加多了，后面我们即会提及。
很多缓蚀剂具有专一性，只对某些金属起作用。
此外，缓蚀剂浓度、温度、水流流速、材料表面状态、缓蚀剂之间的协同作用都会或多或少的影响到缓蚀剂缓蚀作用的效率。
在本课题中主要探讨的是缓蚀剂浓度对缓蚀剂起作用的影响，所以我们在这里就只讨论了这一个点。
下面我们可以大致的将其影响结果分为三个类别：
（1）缓蚀剂的浓度相对而言越高，它起到的缓蚀效果就会越好，而这是成正比例关系的。
大量的有机或者无机缓蚀剂在低酸性的中性介质中，都属于这一类情况。
在这种情况下，我们就会考虑一个中庸的方法，缓蚀剂作用最好，并且消耗也最少的一种双赢的方式。
（2）在某一浓度下，缓蚀剂效率最高。
这时就应该按照这个制定浓度合理添加，否则反而会事倍功半，加的越多，效果反而越差。
例如20mg/L的硫化二乙二醇，这个缓蚀剂，他就有一个特定的情况，仅仅是对在150mg/L盐酸中的钢的缓蚀效率，才能达到一个最大值。
（3）当缓蚀剂浓度不足时，会发生腐蚀增强和点腐蚀的现象。
这种情况下就要时刻保持缓蚀剂浓度，择量择时添加，以达到最优缓蚀效果。
温度对缓蚀剂效率的影响是一个综合性非常强的过程，是十分复杂的，不相同的温度，对于最后的缓蚀效果也是有很大差别。
有时候缓释效率会随着温度的升高而慢慢增加；相反，有时随着温度降低，缓蚀剂的缓蚀效率反而会更好；有时在一定温度范围内缓蚀效率不受影响，但一旦超过某一变化值，缓蚀效率会骤然降低。
流速对缓蚀效率的影响同样很大，一般有以下三种情况：
（1）流速加快，缓蚀效率下降，甚至缓蚀剂反而变成腐蚀促进剂。
（2）流速加快，缓蚀效率上升，这个主要是因为流速可以帮助缓蚀剂的加速扩散，可以使他快速的到达金属的表面，可以使它起作用。
（3）不同浓度下，流速对缓蚀效率出现复杂变化。
这种情况就较为复杂了。
缓蚀剂靠吸附在材料表面起作用，所以材料表面状态对缓蚀效率有很大影响。
金属材料的纯度和表面状态都会影响缓蚀效率。
[13-14]
2.4国内外的研究现状
CO2腐蚀被认为是石油天然气开发中最主要的腐蚀问题之一。
特别是近年来,我国许多大型油田已相继进入中后开采期，原油综合含水率大幅度上升,产出水矿化度也急剧升高，同时伴有大量的侵蚀性物质，如CO2、Cl-、少量溶解氧等.由于这些因素及其交互作用的影响，油气生产系统遭受严重腐蚀，油田安全生产受到了严重威胁并蒙受巨大的经济损失.为有效地解决这一系统的腐蚀问题，常采用添加缓蚀剂的方法.国内外的学者对这方面做了很多研究。
但目前所做的研究中基本上都是针对静态、低流速（准静态）和由气/液两相所形成的弹状流（slugflow）条件,为了提高油气开采和输运过程的效率，必然会加大流速，此时油/气/水多相流对注采设备会造成极大的危害，国内外对缓蚀剂在这种高流速情况的缓蚀理论及合理利用的研究还十分缺乏,以静态或准静态（低速搅拌）条件下的实验和理论为基础研制和筛选出的缓蚀剂能否适合于高流速、多相流的工矿条件尚需进一步研究证实.为深入研究缓蚀剂在动态下的性能,了解缓蚀剂在静态条件下的性能相当必要。
在实际生产中，缓蚀剂的扩散大都是在动态条件之下，而以往研究的结果大都是在静态或者准静态这样一个条件之下，所以导致只是理论上有用，对于实际生产的作用却是很小。
为此，我们课题组这一次就做了关于在动态条件下，各种因素对于缓蚀剂扩散的影响。
这也是我们实验的一个大的特点，也是一个大的突破点
2.5本课题的研究内容以及目的意义
因为CO2腐蚀的腐蚀性问题，油田安全生产受到了严重威胁。
为了很好有效地解决这一系列的腐蚀问题，经常采用添加缓蚀剂的方法来减慢腐蚀的发生。
国内外的学者都对这方面做了很多研究，但是其成果还不是很多。
到目前为止，无论是国内还是国外，所做的研究中基本上都是针对静态、低流速（准静态）和由气/液两相所形成的弹状流（slugflow）条件,但是为了提高油气开采和输运过程的效率，必然会加大流速，此时油/气/水多相流对注采设备会造成极大的危害，还有很多理论都处于在研究阶段，并没有很快的就运用到实际生产之中。
为深入研究缓蚀
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