高含钙水体条件下高效钡锶阻垢剂的筛选及复配研究

针对油田高含钙高钡锶水体结钡锶垢问题,通过筛选评价多种阻垢剂并对其进行复配,希望找到一种较好的高效钡锶阻垢体系。实验结果表明：钡锶阻垢剂CT具有较好的阻钡锶垢性能,60mg／L加量下。对硫酸钡（Ba^2＋：400mgFL）垢和硫酸锶（Sr^2＋：2500mg／L）垢的阻垢率均大于90％;CT对低钙高钡锶离子水体具有较好的阻垢性能;CT与TH-607B具有复配增效的作用;当CT与TH-607B以质量比1：1进行复配时,其对高钙高钡锶水体阻垢性能最好,80mg／L加量下,阻垢率就可达到83．42％,满足油田高钙水体阻钡锶垢要求,加量为100mg／L时,阻垢率更达到了90％以上,能够满足油田高含钙高钡锶水体阻垢的需要。     

钡锶垢除垢影响因素研究

针对胜利油田临盘采油厂L95站和T9站水样,考察了结垢时间、搅拌速度、结垢温度、Ba²⁺/Sr²⁺浓度、SO₄^2-浓度等因素对钡锶垢结垢的影响,并进行钡锶混合垢结垢实验。结果表明,在10min内钡锶垢的结垢率已基本稳定,BaSO₄结垢率约98%,SrSO₄结垢率约22%。结垢时间、搅拌速度对钡锶垢结垢率基本无影响。温度（30⁸0℃）、Ba²⁺浓度对BaSO₄结垢率的影响较小。随SO₄^2-浓度增加,BaSO₄结垢率增大,当SO₄^2-浓度由1.53 mmol/L增至3.06mmol/L时,BaSO₄结垢率从94.68%增至99.97%,继续增大SO₄^2-浓度,BaSO₄结垢率不变。SrSO₄结垢率随温度升高、Sr²⁺及SO₄^2-浓度增加而显著增大,当SO₄²⁺与Sr²⁺浓度为24mmol/L和3 mmol/L、温度大于80℃时,SrSO₄结垢率达80%。当[Ba²⁺]/[Sr²⁺]/[SO₄^2-]浓度比为2:1:6时,钡锶混合垢的结垢率为93.75%。采用连续定点结垢技术,加入6倍过量的SO₄^2-,20 min后钡锶垢总结垢率稳定在91%左右。适度补加SO₄^2-作为结垢促进剂是提高钡锶垢总结垢率的有效途径。图5表5参10     

涠12-1油田钡锶垢防治技术研究

涠12-1海上油田注入富含SO42-的海水,地层水含大量二价金属离子,一些油井和地面管线结垢严重。垢样主要成分为硫酸钡、锶,含少量硫酸钙、碳酸亚铁。为此研制了钡锶垢防垢剂NYJH。在等量海水、地层水混合水中,加量30 mg/L的NYJH在90℃下防钡垢率为95.0%,防锶垢率为94.6%,用富含Ba2+、Sr2+的混配水饱和的岩心的渗透率保留率,注入2 PV加和不加NYJH的海水并在70-100℃放置后分别为93.5%-96.7%和85.6%-93.2%,注入5 PV加和不加NYJH的海水并在90℃放置后分别为>90%和80.6%,四轮次交替注入总量140 PV的加和不加NYJH的海水和混配水并在90℃放置后分别为88.7%和67.9%。在涠2-1油田注水站,以40 mg/L的加量在注入水中连续投加NYJH共20天,在2口油井监测,采出水中Ba2+Sr2+浓度迅速大幅上升并维持,停加8天后缓慢下降,表明NYJH对该油田井下钡锶垢的抑制能力很强。图4表3参6。     

钡锶定点结垢器的设计及应用

钡锶垢是油气田开发中常见的水垢,其结垢速度快,易堵塞集输管道和设备,严重影响油气集输系统的安全运行。为解决集输管道中钡锶结垢堵塞的问题,在试验研究的基础上设计了一种钡锶定点结垢器。该定点结垢器利用钡锶离子与硫酸根离子快速反应结垢的化学原理,通过改变水体的化学热力学条件,创造钡锶垢的定点析出沉降环境,诱导水体中的结垢离子在指定地点析出结垢,以保护集输管道和设备。现场应用结果表明,采用定点结垢技术后,采出液中的钡锶离子形成钡锶垢在指定结垢板上的析出率为100%。     

高钙、钡锶复合离子结垢性水体阻垢剂研制及性能评价

针对高钙、钡锶复合离子结垢性水体,采用自制的聚合物钡锶阻垢剂(BS-3)、高效钙垢阻垢剂(CC-3)进行复配优化,合成了一种新型复合结垢性水体阻垢剂BSC-2019,并对阻垢剂的最佳加量和复合阻垢效果进行了评价。     

长庆白豹油田注水井结垢的防治

长庆白豹油田剖16井区注水2年后注水压力上升,注水量减小.注入水为富含SO24-(0.171 g/L)和HCO3-(0.366g/L)的洛河层水;生产层长4 5和长3地层水则富含Ba2 和Sr2 (1.69和2.19 g/L)及Ca2 、Mg2 .用X射线能谱法检测,储层岩心中不含Ba2 、Sr2 .50℃下实测,注入水、地层水均不结垢,混合水中注入水和地层水体积比由2/8增至8/2时,硫酸钡锶垢生成量由0.0831 g/L增至0.332 g/L,碳酸钙垢生成量由0.169、0.182 g/L减至0.040、0.000 g/L,总结垢量由0.252、0.265增至0.373、0.332 g/L.集输系统垢样表面主要元素经测定为Ba、Sr、O、S,用X射线衍射法测得主要垢成分为Ba0.75Sr0.25SO4.按行业标准筛选出的含磷复合防垢剂YHS-1,当加量为20 mg/L时对硫酸钡垢的防垢率达75%.从2005-09-03起,在剖16井区按20 mg/L加量在注入水中连续投加YHS-1,注水压力下降并趋于稳定,注水量上升并趋于稳定,油井生产平稳,未出现因结垢而检泵的情况.图2表5参2.     

钡锶垢阻垢剂AMHE的阻垢性能研究

钡锶垢阻垢剂AMHE是质量比1：1的三元共聚物AA/MA/HPA与乙二胺四甲又膦酸钠EDTMPS的复配物。其阻垢率按照行业标准SY／T5673-1993在加盐(NaCl)水样中测定．测定Ba^2 浓度用分光光度法，Sr^2 、Ca^2 浓度用EDTA滴定法。对于硫酸钡垢，在相同加量下AMHE的阻垢率明显优于两单一组分；在Ba^2 浓度为185．1mg／L的水样中AMHE的阻垢率,加量12mg／L时为97．8％，加量15mg／L时为100％；水样中Ba^2 浓度增大时AMHE加量应增大。AMHE对于硫酸锶垢的阻垢率，Sr^2 浓度为901．5mg／L、加量为12mg／L时达100％，Sr^2 浓度为2253．8mg／L、加量为90mg／L时接近100％。AMHE是硫酸钡、锶垢的优良阻垢剂。加量9mg／L的AMHE对碳酸钙垢的阻垢率，在Ca^2 浓度413mg／L的水样中为96．0％，在Ca^2 浓度620mg／L的水样中为70．5％。AMHE也是适用于较低Ca^2 浓度环境的碳酸钙垢阻垢剂，其阻垢性能不如AMHP(AA／MA／HPA与PBTCA的复配物)。图6参10。     

纳滤法处理富含SO42-油田注入水的防垢阻垢作用

针对姬塬油田注入水富含SO_4~(2–),在注水过程中易与高矿化度地层水中的Ba~(2+)、Sr2+形成难溶性硫酸钡锶垢的问题,采用纳滤膜脱除SO_4~(2–)成垢离子防止垢的生成。研究了源水经纳滤处理前后与地层水的配伍性及其对岩心的损害,考察了该技术在姬塬油田的现场应用效果。研究结果表明,采用纳滤膜处理技术可有效降低注入水中的SO_4~(2–)含量,防止结垢产生的地层损害。经过纳滤处理后,源水中SO_4~(2–)含量由2499.88 mg/L降至428.03 mg/L,SO_4~(2–)脱除率达到82.9%。纳滤水与地层水以不同比例混合后的结垢量均小于源水与地层水混合的结垢量,纳滤水的阻垢率为70.4%数74.2%;纳滤处理前后,源水对岩心的伤害率分别为46.13%和1.47%,纳滤水可有效抑制对岩心的损害。现场试验表明,注入水经纳滤脱SO_4~(2–)工艺处理后,姬W注水站注入水中的硫酸根减少80%以上;试验区36口井注水压力平均降低1.41 MPa,11口吸水剖面测试井剖面厚度平均增加1.35 m,显示出良好的处理效果。     

碱性钡锶垢除垢剂的性能研究

为克服现有硫酸盐除垢剂的不足,增加螯合剂与添加剂之间的协同作用,提高除垢效率,研制了一种以螯合剂为主剂的碱性除垢剂SA-209,考察了除垢剂浓度、除垢时间、pH值、温度、盐浓度对硫酸钡锶垢除垢率的影响。结果表明：随SA-209 浓度、除垢时间和温度的增加,除垢剂对钡锶垢的除垢率先增加后逐渐趋于稳定;随pH值的增加,除垢率先增加后降低;随溶液中KCl浓度的增加,除垢率缓慢减小。SA-209 对钡锶垢除垢的最佳使用条件为：加量4%～12%、除垢时间4～12 h、溶液pH值11～12、除垢温度80～120℃。SA-209 对硫酸钡和硫酸锶的除垢率约为55%和65%,对以硫酸钡垢为主要成分的海上油田垢样的除垢率为72.4%;4%和12%的SA-209对N-80 钢片的腐蚀速率分别为0.2022 和0.4412 g/（m²·h）,明显低于行业标准。SA-209 具有除垢率高,对设备、管柱腐蚀低的特点,适用于酸液难溶垢的处理。图6 表2 参19     

涠洲12-1油田中块油井结垢防治

涠洲12-1油田位于南海西部海域,富含SO42-的注入水(海水)与含有Ba2+、Sr2+的地层水不配伍,导致该油田中块油井结垢现象严重。所结垢为硫酸钡锶垢,硫酸钡含量约占70%,硫酸锶含量约占30%。分析了成垢机理,并对可能的7种防垢方案进行了对比分析,认为注入井调剖与油井注防垢剂组合方案是涠洲12-1油田中块油井防垢的最佳方案。     

樊学油田多层混输结垢原因及治理措施探讨

针对樊学油田地面集输系统结垢问题,开展了不同层位的注入水、地层水水质分析,配伍性研究及垢样分析等系列实验;明确了结垢机理及垢样组成,并优选出阻垢剂,阻垢率达到86%以上。现场进行了4个增压点和1个转油站加药试验,跟踪结果表明:加药后结垢速率降低8~10倍,防垢率80%以上,防垢效果明显。     

胜利油田硫酸钡锶垢阻垢剂BR的研究

针对胜利油田纯梁采油厂输水管道结垢严重的问题,研制合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。以顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠合成低相对分子质量顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠共聚物,其再和次磷酸钠、丙烯酸钠进行嵌段共聚,合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。考察了反应温度、反应时间、基团比例对阻垢效果的影响,确定最佳合成条件为：反应温度110～120℃,反应时间5 h,阻垢剂BR中n(磺酸基)：n(羧酸基)：n(磷酸基)=1：7：2。并且考察了阻垢剂BR用量、温度、矿化度等条件对阻垢性能的影响,结果表明,阻垢剂BR具有较好的耐温性和抗盐性。在胜利油田纯梁采油厂纯47—5井输水管道中进行阻垢剂BR的阻垢性能评价试验,结果表明,阻垢剂BR能有效阻止硫酸钡锶垢生成。     

一种三元共聚物阻垢剂的合成及反应条件的确定

油田结垢是石油开采过程中非常普遍的现象,特别是油田进入注水开发中后期,由于结垢,造成管线、储层伤害等,严重影响油田的开发效果与经济效益.通过调研相关文献,进行室内实验,合成出一种三元共聚物AA_MA_HPA阻垢剂,并通过测试得出其最佳反应条件.     

油田注入水脱硫酸根防钡锶垢现场试验研究

胡尖山油田注入水(洛河层水)的硫酸根含量高,部分区块存在严重的硫酸钡锶垢问题,为此在盆二注水站试验了脱硫酸根水处理工艺,采用纳滤膜有选择性的脱除SO42-,硫酸根平均脱除率在85%以上,5口纳滤水注水井压力平稳并有所降低(6.68MPa下降到5.36MPa),试验区对应的15口采油井产量保持平稳。该工艺对高含量钡锶垢油田的防治具有广泛应用价值,经济效益较大。     

油田钡锶垢除垢影响因素的室内研究

采用乙二胺四乙酸（EDTA）的钠盐作为油田钡锶垢的除垢剂,考察了除垢剂加量及浓度、除垢时间和温度等因素对除垢效果的影响,结果表明,在反应温度为50℃、反应时间为24h、pH为9-11、除垢剂加量为150mL及浓度为20mg／L时除垢效果最好。     

粱南输油管线防垢技术的研究与应用

针对梁南结垢的具体情况，探讨了输油管线结硫酸盐垢的原因及影响因素，指出了化学防垢的可行性。室内成功研制出DY-2阻垢剂，现场应用后有效地预防了硫酸钡、锶垢的形成。     

MA/AA/MAC三元共聚物的制备及其阻垢性能评价

以水为溶剂,过硫酸铵为引发剂,马来酸酐（MA）、丙烯酸（AA）和丙烯酸甲酯（MAC）为单体合成了MA／AA／MAC三元共聚物阻垢剂。探讨了合成条件对共聚物阻垢效果的影响。实验结果表明,当n（MA）：n（AA）：n（MAC）=1．0：0．4：0．6,引发剂质量分数为单体总量的10％．反应温度控制在85℃,反应时间为4h时,合成的共聚物阻垢性能最佳,对硫酸钡的阻垢率可达到96．7％。     

梁南管理区硫酸钡锶结垢和腐蚀的防治

胜利纯梁采油厂梁南区计量站和榆油管线结垢（硫酸钡锶垢）腐蚀严重。过去曾采用超声波、磁化、高频电场等物理法防垢，因效果不尽人意且有效期短而放弃使用。油田分别以S层和H层为生产层，大多数油井产出水既富含Ba^2＋＋Sr^2＋，又富含SO4^2-，因此不能采用可以防止结垢的分层采油、分层处理产出液、分层回注产出污水的工艺。有2个集榆站曾使用一种阻垢剂，有一定效果，但出现了阻垢剂的酸性使下游腐蚀加重，所选缓蚀剂使用不便等问题。从11种商品阻垢剂中优选出的J-1，加量30mg／L时对钡垢、锶垢的阻垢率分别为93．5％和63．6％。从9种商品缓蚀剂中选出的4种缓蚀剂，加量30mg／L时对A3钢、N80钢80℃缓蚀率均超过94％。经配伍性和组合测试，得到J-1＋WD-2阻垢缓蚀剂，二者之比为83．3：16．7，总加量30mg／L时在梁南地层水中阻垢率达92％，可使N80钢腐蚀率降至0．0786mm／a。自2003年12月起，该复配剂在梁南区集输站使用，阻垢、缓蚀效果显署。表4参2。