SIB阻垢剂研制及应用

针对吴旗油田结垢严重的实际问题，研制出了SIB阻垢剂。其阻垢成分主要是有机膦酸盐与多种表面活性剂及助荆的复配物，对阻止碳酸盐垢和硫酸钙垢的形成具有优越的性能。在室内试验和现场应用中，用量为50mg／L时，阻垢率达到85％以上。在吴旗油田已使用了两年，取得了良好的阻垢效果。     

SIB阻垢剂研制及应用

针对吴旗油田结垢严重的实际问题,研制出了SIB阻垢剂。其阻垢成分主要是有机膦酸盐与多种表面活性剂及助剂的复配物,对阻止碳酸盐垢和硫酸钙垢的形成具有优越的性能。在室内试验和现场应用中,用量为50mg/L时,阻垢率达到85%以上。在吴旗油田已使用了两年,取得了良好的阻垢效果。     

阻垢剂HZ—1的研制与应用

针对淖尔油田油水系统的特点,研制出一种以有机磷酸酯为主剂,复配以多种表面活性剂的阻垢剂HZ－1。它既能螯合钡锶离子,又能螯合钙镁离子,既可以阻止碳酸盐垢,又可以阻止硫酸盐垢,是综合性能较好的阻垢剂,在室内性能测试和现场试验中,在用量为20mg/L时阻垢率达90％以上。     

悬挂式固化缓蚀阻垢剂的研制与应用

随着油田进入中高含水开发期,油井的腐蚀结垢问题日益突出,最初往往出现在产液量较大的电泵井。随着开发的进行,抽油机井的腐蚀结垢问题也开始显现出来。针对油水井腐蚀结垢问题,分析了目前固体阻垢剂存在的不足。通过优选缓蚀阻垢剂、改进固化工艺,研制了适合油井使用的固体阻垢剂,对其伤害性、耐温性进行了系统的室内实验评价,并研制了该固体阻垢剂现场使用的管柱。该固体阻垢剂在新疆、大港等油田针对不同结垢类型,进行了现场应用,显著延长了检泵周期,获得了良好的试验效果。     

KS—98缓蚀阻垢剂的研制与应用

本文简述了KS－98缓蚀阻垢剂的研制过程,合成机理和性能检测,KS－98是缓蚀成分咪唑啉衍生物,阻垢成分有机磷酸及助剂的复配物,在华北油田采油三厂里一联污水中,加量为30mg/L时,KS－98的缓蚀性能与几种常用缓蚀剂相当,而阻垢性能则与投加10mg/L常用阻垢剂时相同,KS－98和杀菌剂1227互不影响使用效果,在里一联污水站连续30天试用KS－98获得了良好的缓蚀和阻垢效果。     

油井缓蚀阻垢剂的研制与应用

中原油田部分油井产出介质中地层水矿化度高,Ca^2 、Mg^2 、SO4^2-、HCO3^-、SO2及SRB含量高,pH值低,这种产出介质具有很高的腐蚀和结垢倾向。油井同时投加单向缓蚀剂和阻垢剂,既增加生产成本又增加工作量,而且必须解决阻垢剂和缓蚀剂的配伍问题,因此,针对油井腐蚀、结垢等影响因素,研究具有缓蚀和阻垢性能的缓蚀阻垢剂具有重要意义。     

HZ缓蚀阻垢剂的研制与应用

针对j22、j58断块由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产的问题,分析了油井采出水及垢物成分,弄清了油井腐蚀结垢的原因和类型。在此基础上,通过室内筛选、配伍等试验,研制出 HZ缓蚀阻垢剂。通过现场应用,缓蚀率达80%,阻垢率达95%以上,具有较好的缓蚀阻垢效果。     

膦基磺酸共聚物阻垢剂的研制及性能研究

以丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、次磷酸钠为原料,过硫酸铵为引发剂,水为溶剂,合成了膦基磺酸共聚物阻垢剂ASP。考察了合成条件对共聚物阻垢剂性能的影响,结果表明,在单体AA与AMPS的摩尔比为1：0．15,次磷酸钠用量10％,过硫酸铵用量8％,反应温度90℃,反应时间4h条件下,合成共聚物ASP对碳酸钙垢和磷酸钙垢的阻垢率均能达85％左右;并对ASP性能作了评价,当ASP用量为20mg／L时,两种钙垢的阻垢率均达90％以上,在温度不超过80℃、pH值达10时,两种钙垢阻垢率仍能达85％以上,说明ASP阻垢剂具有一定的抗温抗碱能力。     

PASP／EDTMP复配阻垢剂对硫酸钙阻垢性能的研究

以马来酸酐和铵盐为原料,合成了聚天冬氨酸（PASP）;以三氯化磷、乙二胺、甲醛为原料,合成了乙二胺四亚甲基膦酸盐（EDTMP）。利用PASP和EDTMP开发了一种具有优良阻垢性能的新型聚天冬氨酸复配阻垢剂PASP／EDTMP。不同条件下,考察了PASP／EDTMP复配阻垢剂对硫酸钙阻垢性能的影响。结果表明,Ca^＋浓度对PASP／EDTMP的阻垢能力影响较大;该阻垢剂可用于高碱性水中,当体系pH值为10时,PASP／EDTMP浓度为6mg／L,阻垢率仍达85％以上;在50℃下,PASP／EDTMP的阻垢率均可达90％以上;并且在一定的PASP／EDTMP复配阻垢剂用量下,其可长期具有对硫酸钙较好的阻垢性能。     

浅谈水处理缓蚀阻垢剂

1.无机、有机或简单复合的单一制剂 缓蚀剂：主要有铬酸盐、聚磷酸盐、钼酸盐、锌盐等单一缓蚀剂和聚磷酸盐-锌盐、铬酸盐-锌盐、锌盐-膦酸盐等复合缓蚀剂.     

油井缓蚀剂GS-1的研制与应用

胜利垦西和孤岛下馆陶油藏产出流体腐蚀性强。垦西断块2口油井产出水、气水质、组成分析及腐蚀性测试结果表明，主要腐蚀因素是地层水和产出气中的H2S和CQ以及随注入水进入地层的SRB菌的生长繁殖。为此研制了油井缓蚀剂GS-1，合成方法如下：有机酸和多胺在二甲苯中反应生成酰胺咪唑啉，加入甲醛、PCl3、水使之膦甲基化，调pH=8，用甲醇稀释至产物浓度为40％，即为GS-1。GS-1对A3和N80钢试片的静态缓蚀率，在饱和H2S和CO2、矿化度169g／L的人工盐水中，加剂量30mg／L时为≥90％（55-60℃，72h），在垦西K24．5井产出水中，加剂量50mg／L时为≥80％（60℃，7d），均远好于对比药荆LG-8和SF-103。在孤岛中一区和垦西油田6口油井使用GS-1，单井日加量25k，使检泵周期由1．5～3个月延长至6个月以上。表9参1。     

三元复合驱采油井用的固体缓释防垢剂

由3种未指名化合物配制成兼具防腐蚀作用的防垢剂FHE，加入固化剂制成缓释防垢剂(防垢块)。在三元复合驱采出液中加入防垢剂FHE2．5mg/L，在55℃、72h静态挂片测试中防垢率为99．0％；加入防垢剂FHE2．5、4．0mg／L，在55℃、压力3MPa、168h动态模拟条件下挂片测试防垢率分别为74．9％、93．2％，由此得到防垢剂FHE的最佳浓度为4．0mg／L。防垢剂FHE与固化剂的最佳配比为3：1。在去离子水中50℃时，防垢剂FHE从直径20mm、长20mm的防垢块中的静态溶出率由13．14％(0～48h)逐渐降至11．04％(144～192h)。在模拟井筒条件的实验装置上，求得50～55℃下，14～20h内从防垢块溶出的防垢剂在三元复合驱采出液中的浓度由4．31降至3．70mg／L，由相似性原理求得在井筒中使用的防垢块直径应为8mm，长度应为645mm。在一口螺杆泵采油井中使用防垢块，油井产量略有增加，泵电流下降4～6A。图1表5参3。     

长庆低渗透油藏地层结垢防治技术

注水开发的长庆低渗油藏地层结垢严重，20世纪90年代通过钻10口结垢检查井揭示了地层结垢特点，据此开发了依次注入吸附型防垢剂和螯合型除垢剂的地层清防垢技术。所用防垢剂是含铁离子稳定剂的膦酸盐复配物NTW-3，在油砂上吸附后可长期起防垢作用，工作液浓度一般不低于1％。所用除垢剂有主要针对钙垢的CQ-1和后期的CQ-3，主要针对钡锶垢的Remval Ba，工作液浓度一般不低于10％，前者应较高，后者应较低。1991～2006年在47口油井实施注入NTW-3＋CQ-3（或CQ-1）或＋Removal Ba的清防垢作业，42口井增油，有效期平均11．4月，详细介绍了4个井例，包括2口中等和中低渗井和2口特低渗井。特低渗西峰油田2001年开始注水，注水压力高达11．5～15．0MPa，注水半年后注水井吸水指数下降；岩心实验表明注入0．05％NTW-3＋10％Removal Ba或CQ-3可解堵，2002-2004年在6口注水井实施清防垢解堵，使吸水指数趋于稳定，有2口井的有效期超过2年。图3表5参4。     

油田水缓蚀剂YZHS-1的研制与应用

水质分析数据表明,长庆第三采油厂各区块采出水矿化度高,含大量H2S及SRB菌。典型区块5口采油井油管内腐蚀产物主要成分为铁氧化物、硫化物、碳酸盐及其他无机垢物,由此判定主要腐蚀因素为H2S、CO2、SRB及不均匀结垢。为此研制了缓释剂YZHS-1,其组分有具有成膜和杀菌作用的季铵盐化咪唑啉衍生物,具有缓蚀、阻垢作用的一种膦酸盐及分散剂。YZHS-1加量为100 mg/L时,A3钢55℃时在各典型区块采出水中的腐蚀速率为0.018~0.037 mm/a,缓蚀率>80%。在腐蚀严重的120口油井使用YZHS-1,首次从油套环空加入150 kg YZHS-1,以后每隔5天加剂一次,加量视产液量大小(<10,10~20,>20 m3/d)分别为5、10、15 kg。加剂后39口井的平均检泵周期由83 d延长到158 d,81口井由164 d延长到256 d以上,最长达到488 d,井下管柱和地面集输系统的腐蚀明显减轻。表4参6。     

新型硫酸盐垢防垢剂的制备与性能评价

根据油田中常用硫酸盐防垢剂的分子结构,设计了一种二元共聚物防垢剂。以马来酸酐（MA）和乙酸乙烯酯（VAC）为单体,氧化还原体系为引发剂,采用自由基水溶液聚合,制得共聚物,再复配以第三单体和增效剂,得到防垢剂产品。分析了合成条件对防垢性能的影响,评价了防垢剂对硫酸钡垢和硫酸钙垢的防垢性能。实验表明,作为油田水处理剂,该防垢剂产品对硫酸盐垢有较好的防垢效果。当马来酸酐与乙酸乙烯酯的摩尔比为6：4,引发剂用量为单体质量的10％,单体与水的质量比为1：2时,在75℃下反应所得的共聚物防垢效果较好。在聚合体系中加入第三单体A1、A3和增效剂时,得到的聚合物防垢率增加,加入第三单体A2后得到的聚合物防垢率较低。     

采出井复配防垢剂的制备与性能评价

针对中原油田采出井结垢严重的问题,在实验室中以马来酸酐(MAA)、不饱和酯(CEA)和烯丙基磺酸钠(ASS)为原料,制得防垢剂MAP。根据正交试验,确定了防垢剂MAX,的最佳单体配方：ASS加量为22．0g,CEA加量为9．0g,MAA加量为36．0g,单体质量分数为15％。以氯乙酸和多乙烯多胺为原料,合成了溶垢剂PEPA,确定了溶垢剂PEPA的最佳合成条件：氯乙酸加量为5．2mol,多乙烯多胺加量为1．0mol,NaOH加量为5．2mol,低温反应时间6h,沸腾反应时间2h。并对他们进行了性能评价,结果表明,防垢剂MAP和溶垢剂PEPA-1复配后具有较好的协同作用,防垢率可达98．00％以上,溶垢率可达79．92％。     

一种高温防垢剂的研究与应用

以水为溶剂,K2S2O8-Na2S2O3为引发剂,合成了马来酸酐／烯类磺酸单体／丙烯酸／亚磷酸共聚物防垢剂,研究了其防垢效果与聚合温度、引发剂用量及单体质量比等因素的关系。考察了防垢剂用量和溶液中Ca^2 、Ba^2 、Sr^2 的质量分数对防垢效果的影响。结果表明,该防垢剂对BaSO4、SrSO4、CaSO4均具有较好的防垢效果。     

缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用

中原文留油田油井含水高于85％，采出水中CO2与HCO3^-构成弱酸性缓冲体系，腐蚀性和结垢性很强，油井、集输和注水系统既出现腐蚀，又发生结垢。针对该油田研制并生产了新型缓蚀阻垢剂HZ－X2。简介了合成方法及产品技术性能，讨论了缓蚀和阻垢机理，详述了室内测试结果，简介了现场试验和应用情况。该剂由缓蚀成份咪唑啉及其衍生物、阻垢成份膦基丙烯酸－马来酸（酐）共聚物及溶剂制成，易溶于水，可溶或分散于油，不增加原油的乳化。在室内测试中，加量＞100mg/L时在65℃采出水中的静态缓蚀剂＞75％，在70℃油水混合液（30：70）中的动态缓蚀率＞70％。加量≥20mg/L时，在75℃采出水中对Ca、Mg垢的阻垢率＞84％。在现场试验中，从1口油井油套环空按产水量加入该剂100mg/L，在20天内使采出水中含铁量下降，腐蚀速率降至接近0.07mm/a。在文留油田现场应用中，不同油井加入适量药剂（60－100mg/L)，加药周期一般15d左右，采出水平均腐蚀速率由0．408mm/a降至0.075mm/a，结垢速率由3－7mm/a降至0.121mm/a。表3。     

A Biodegradable Scale Inhibitor for Oil Well Application

Abstract

Ascorbic acid, an easily biodegradable natural product with an excellent environmental profile, was studied in an oil well downhole condition for inhibiting calcium carbonate scale deposition. Scale inhibition efficiency studied in artificial seawater and formation water mixtures of various proportions through static jar test and dynamic tube blocking tests show its calcite scale inhibition potential at high-temperature wellbore conditions. Investigation made through scanning electron microscopy (SEM), X-ray powder diffraction (XRD), and Fourier transform infrared spectrometry revealed severe structural anomalies of CaCO₃ crystals and explain the scale prevention mechanism. Its biodegradation rate studied using a UV-visible method in a marine environment is excellent and meets environment requirements. In a sensitive marine environment, ascorbic acid could be deployed as an excellent green chemical for continuous injection into the wellbore to prevent carbonate scale deposition.