黃 孟

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術深圳分公司，廣東深圳 518067）

海上油田受平臺空間狹小的限制以及所處海洋環(huán)境的特點，使得平臺管線和設備錯綜復雜，腐蝕問題更值得關注，其腐蝕因子主要是高礦化度采出水，CO2和H2S腐蝕性氣體，Cl-、高流速和高溫環(huán)境等。海上油田生產管和設備的腐蝕破壞不僅給油、氣田帶來了經濟損失，更重要的是如發(fā)生腐蝕泄漏，可能造成海洋環(huán)境的污染[1-3]。根據(jù)海上油田的腐蝕特點及因素，本文合成了一種適用于海上油田的水溶性硫脲基咪唑啉緩蝕劑。

1 緩蝕劑的合成

1.1 主要原料及儀器

原料：月桂酸，工業(yè)級；二乙烯三胺，99%；二甲苯，工業(yè)級；硫脲，工業(yè)級。

儀器：加熱套，四口燒瓶，帶堵頭的攪拌桿、攪拌器，分餾冷凝器，回收器。

1.2 合成方法

將月硅酸、二甲苯、二乙烯三胺按一定比例加入到四口燒杯中，并組裝好加熱、攪拌、冷凝、回收等裝置。由室溫升到140℃，穩(wěn)定2 h，進行酰胺化反應。繼續(xù)升溫，控制以10℃/h的速度升溫至230℃，進行環(huán)化反應。在升溫過程中，反應脫出的水將由二甲苯攜出，餾出的二甲苯又回流至系統(tǒng)中，記錄攜出水量以判斷反應進程。將合成的咪唑啉中間體冷卻后，按一定比例加入硫脲，在120℃反應5 h。冷卻至常溫得到黏稠褐色產品，加入一定量的添加劑、溶劑及水，即得到海上油田用高效咪唑啉緩蝕劑試驗產品。

2 緩蝕劑性能評價

2.1 室內模擬效果評價

緩蝕劑腐蝕評選參考中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5273-2000《油田采出水緩蝕劑性能評價方法》，采用高溫高壓動態(tài)腐蝕評價釜進行腐蝕速率及緩蝕率的測定。

2.1.1 水質分析數(shù)據(jù) 對南海東部某海上油田海管工況進行調研并對水樣進行水質分析，具體（見表1、表2）。根據(jù)分析結果配制模擬水樣，備用。

2.1.2 評價過程 根據(jù)現(xiàn)場管線材質類型、溫度、液體流速、管線壓力、腐蝕性氣體含量確定試驗條件模擬油田現(xiàn)場工況，具體評價過程如下：

表1 水質分析表（mg/L）

表2 海管工況參數(shù)

表3 動態(tài)腐蝕評價結果

將配制備用的模擬水裝入高壓釜中，加入不同濃度的試驗評價用緩蝕劑，之后將已處理并稱重和測量過對應的材質的鋼試片固定在高壓釜掛片系統(tǒng)的聚四氟乙烯槽內，密閉高壓釜，依次通氮氣、抽真空除去釜中的氧氣，向釜內注入現(xiàn)場條件下的H2S及CO2氣體，最后用氮氣將總壓補充現(xiàn)場管線壓力，根據(jù)現(xiàn)場流速設定為掛片旋轉速度并加熱至現(xiàn)場溫度。試驗結束后，參照標準進行掛片處理，并計算腐蝕速率。室內動態(tài)腐蝕試驗測試結果（見表3）。

2.2 現(xiàn)場試驗效果評價

選擇南海東部某海上油田進行合成緩蝕劑現(xiàn)場效果測試，加注濃度20 mg/L，分別采用線性極化法（LPR）、電感探針法（MICROCOR）以及腐蝕掛片法對緩蝕劑效果進行評價。

2.2.1 LPR法腐蝕速率測定[4]該檢測法可直接測量腐蝕速率，適用范圍含油量必須低于100 mg/L。此次選擇外排水口進行測試點，通過不平衡系數(shù)測量來評估點蝕的趨勢，腐蝕速率由電極兩端測得的微弱電流來確定。腐蝕速率最終穩(wěn)定在0.068 5 mm/a，具體檢測數(shù)據(jù)（見圖1）。

2.2.2 MICROCOR法腐蝕速率測定[5]電感探針技術是通過測量金屬試樣腐蝕減薄所引起的磁通量的變化來直接測得金屬試樣的腐蝕深度，從而計算其腐蝕速率，可適用任何介質。此次選擇外輸海管入口點進行測試，平均腐蝕速率為0.031 1 mm/a，具體檢測數(shù)據(jù)（見圖 2）。

2.2.3 腐蝕掛片法腐蝕速率測定 掛片法是使用最廣泛，也是最直接、有效的方法[4]。從失重可以計算出其放置期內的平均腐蝕速率，可以適用任何介質。此處選擇了外輸海管入口點進行測試。腐蝕掛片測試的均勻平均腐蝕速率為0.034 3 mm/a，具體檢測數(shù)據(jù)（見表4）。

2.3 分析與討論

圖1 腐蝕速率的測定（LPR）

圖2 腐蝕速率的測定（MICROCOR）

表4 腐蝕掛片腐蝕數(shù)據(jù)

（1）結合現(xiàn)場工況及水質分析數(shù)據(jù)，采用高壓動態(tài)釜進行模擬評價，結果表明：緩蝕劑加注量在0 mg/L～20 mg/L，隨濃度的提高緩蝕效果增強，在20 mg/L時，緩蝕率達到93.79%；

（2）在油田現(xiàn)場實際測試中，緩蝕劑加注20 mg/L時，采用LPR法測試外排水口腐蝕速率為0.068 5 mm/a，采用MICROCOR和腐蝕掛片法分別對海管入口進行測試，腐蝕速率為0.031 1 mm/a和0.034 3 mm/a。

3 結論

（1）水溶性硫脲基咪唑啉緩蝕劑合成工藝簡單，在金屬表面能形成致密的保護膜，抑制腐蝕的發(fā)生，適用于南海東部海上油田高礦化度，CO2和H2S腐蝕性氣體共存，高流速及高溫環(huán)境條件。

（2）所合成的緩蝕劑在20 mg/L加注量時，緩蝕劑效率能達到93.79%，現(xiàn)場腐蝕速率控制在0.076 mm/a以下。

（3）南海東部油田含水率普遍較高，采出液高達95%以上，所合成緩蝕劑加注濃度低，有利于油田整體經濟效益的提高。

層序地層學研究加速油氣勘探大發(fā)現(xiàn)

全球變化與人類環(huán)境已成為沉積學重點關注的前沿課題。新形勢下，石油工業(yè)的可持續(xù)發(fā)展對層序地層學，特別是等時地層學與沉積儲層研究需求越來越迫切，要求越來越高。當前，我國油氣勘探開發(fā)正發(fā)生重大轉變：深度上從油藏類型構造向巖性地層轉變，層系上從中淺層向深層轉變，勘探領域上從海域淺水向深水轉變，資源類型上從常規(guī)向非常規(guī)轉變。

中國石油杭州地質研究院依托集團公司碳酸鹽巖儲層重點實驗室和國際合作平臺，依托國家和集團公司專項，針對碳酸鹽巖油氣勘探瓶頸問題，持續(xù)開展海相油氣地質研究，形成具有國際先進水平的“碳酸鹽巖儲層地質理論與實驗分析技術”，在四川、塔里木、鄂爾多斯盆地深層油氣勘探中得到廣泛應用，助推了川中萬億立方米級安岳特大型氣田的快速探明，為四川盆地棲霞組—茅口組、鄂爾多斯馬家溝組中下組合及塔里木盆地寒武—奧陶系深層碳酸鹽巖油氣勘探發(fā)現(xiàn)提供了理論和技術支持。

目前，杭州地質院已初步形成一項碳酸鹽巖規(guī)模儲層成因與分布地質理論和三項實驗分析技術。地質理論包括三個方面內涵：建立“雙灘”和“雙臺緣帶”模式，使油氣勘探由臺緣拓展到臺內，增加了勘探領域；提出碳酸鹽巖儲層相控性、繼承性大于改造性，豐富了儲層地質學內涵；提出鑲邊臺緣、緩坡臺地、蒸發(fā)臺地、大型古隆起—不整合和斷裂系統(tǒng)控制規(guī)模儲層分布。三項技術分別是成巖演化微區(qū)多參數(shù)實驗分析技術、孔隙形成與保存實驗模擬技術和多尺度儲層表征、建模與預測技術。其中，在碳酸鹽巖U-Pb同位素定年、D47同位素定溫、多參數(shù)恢復成巖環(huán)境等方面技術優(yōu)勢突出。上述理論和技術有助于加深碳酸鹽巖儲層成因與分布規(guī)律的認識，對推動我國三大海相碳酸鹽巖盆地深層油氣勘探具有重要意義。

（摘自中國石油報第7202期）