随着我国海上CO2/H2S油田的不断开采,含水量逐渐上升,碳钢管道和设备的腐蚀问题日益突出,每年造成巨大的经济损失。因此,为了能更好地控制腐蚀,本文通过模拟中国南海某油田现场工况,研究了温度、CO2和H2S分压比以及流速等因素对碳钢腐蚀行为的影响。研究发现,腐蚀速率随H2S浓度变化呈现两种截然不同的规律:40℃和60℃时,加入较少H2S时,腐蚀速率会先降低,然后随着H2S浓度的升高,逐渐增大;而当温度达到或超过了 70℃,腐蚀速率会随H2S浓度升高而逐渐减小,上述变化规律与腐蚀产物膜形态和组成密切相关。这一发现可以很好的解释一些海上油田实际腐蚀状况。在对腐蚀控制因素的判断上,前人提出,与CO2和H2S分压的比值有关,比值小于20时,腐蚀为H2S腐蚀控制;比值大于20而小于500时,为CO2/H2S混合腐蚀控制;比值大于500时,为CO2腐蚀控制。这个研究结果目前也被一些研究者所接受。但根据油田的生产实际情况看,不同的油区,腐蚀最为严重时的温度和流速,以及腐蚀控制的因素,均有所差别,尤其是腐蚀控制因素的判定,经常出现偏离,导致防腐措施的选择错误,耗费大量人力物力。本研究发现,这一临界分压比值的大小与温度密切相关,温度越高,比值越小,也就是说温度越高越倾向为CO2腐蚀控制。当温度升高到60℃以上,腐蚀为H2S腐蚀控制时的CO2和H2S分压的临界比值已经降到10;当温度升高到100℃以上,腐蚀为CO2腐蚀控制时的CO2和H2S分压的临界比值已经降到300。因此在判断腐蚀控制因素以及采取有针对性的措施时还需要考虑温度的影响。目前海上油田的管线和设备主要采用投加缓蚀剂的方法来控制或减轻腐蚀。据统计,各油田使用的有机缓蚀剂中用量最大的是咪唑啉类缓蚀剂及其衍生物。其中,硫脲基咪唑啉(TAI)在海上油田得到了较多应用,该药剂对CO2腐蚀具有优异的抑制效果,但当出现H2S后,其缓蚀性能明显降低,因此研发在CO2/H2S共存体系中的缓蚀剂具有重要意义。本文通过在TAI分子上引入不饱和的三键,得到了一种新的抗CO2/H2S腐蚀的咪唑啉衍生物MTAI。为了解释这两种缓蚀剂在CO2/H2S体系中缓蚀性能上的差异,本文并利用动态失重实验、电化学实验、接触角测试、量子化学计算等手段,对TAI和MTAI进行了研究。研究认为:TAI具有一个活性中心,而MTAI具有两个活性中心,且MTAI的能隙明显低于TAI,说明MTAI的吸附作用更强,吸附膜更稳定,缓蚀率更高;MTAI与铁表面的相互作用能大于TAI与铁表面的相互作用能;MTAI在铁表面的吸附主要是化学吸附;MTAI的回转半径也明显大于TAI,其能隔绝腐蚀离子的能力更强,因此MTAI的缓蚀效果更好。本文还采用分子动力学模拟得到了 HS-在这两种缓蚀剂分子周围的浓度分布,发现MTAI分子周围,HS-富集浓度明显高于TAI分子,说明MTAI分子与HS-存在着较强的作用力。故本文提出了可利用该方法预测缓蚀剂的抗CO2/H2S性能,及快速筛选和确定缓蚀效果最佳的分子结构。在复杂的实际应用环境中,单独的一种缓蚀剂分子的缓蚀效果并不理想,因此需要将具有明显协同效应的不同分子的进行复配。而目前协同效应仍是通过大量的挂片失重实验结果总结得到,没有足够的机理分析和理论指导。本文研究发现,在模拟工况条件下,MTAI与十六烷基吡啶季铵盐(16BD)之间在合适的浓度比例下具有良好的协同效应。二者协同缓蚀机理为:MTAI分子首先吸附在有HS-的碳钢表面,形成一层缓蚀剂膜;当16BD同时存在时,其可以在水溶液中形成16BD阳离子,随后与吸附在碳钢表面的HS-发生静电相互作用,填补了 MTAI膜的缺陷,形成了更加致密的复合缓蚀剂保护膜;当16BD浓度过大时,二者发生竞争吸附,产生了拮抗效应。本文深入研究表明,缓蚀剂的协同效应可以利用自由体积分数变化值D来预测。当D大于0,二者具有协同效应,数值越高协同效应越好;当D值小于0,二者体现出拮抗效应,绝对值越大,拮抗效应越明显。可以作为一种判断缓蚀剂的协同效应的新方法。本研究所开发的复合缓蚀剂,在中海油某平台进行试验,通过腐蚀探针和挂片检测等手段分析,表明产品效果优异,可有效控制现场腐蚀,满足现场要求。为了控制CO2/H2S腐蚀,除了应用缓蚀剂外,还可通过添加脱硫剂来降低硫化氢含量,尤其是在高含H2S区域,应用脱硫剂和缓蚀剂联合防护,能起到事半功倍的效果。本文对目前海上油田应用的脱硫剂进行了改进,得到了最佳的合成原料和比例,该脱硫剂在相同加注浓度下脱硫剂现场脱硫效果优于原脱硫剂。