新型硫酸钡垢防垢剂的合成及作用机理研究

为了提高硫酸钡垢的防垢效率,明确防垢剂的作用机理,以马来酸酐、丙烯酸和新型酯类单体为主要原料,合成了一种新型硫酸钡垢防垢剂HFGJ-26,考察了防垢剂浓度、成垢离子浓度以及实验温度对防垢效果的影响,并在此基础之上,研究了防垢剂的作用机理。实验结果表明,新型硫酸钡垢防垢剂HFGJ-26对溶液中BaSO_(4)的防垢效果较好,当水溶液中的Ba^(2+)和SO_(4)^(2-)的浓度均为300mg·L^(-1)时,添加100mg·L^(-1)的防垢剂HFGJ-26即可达到较高的防垢率,实验温度为60℃时,防垢率可以达到97.8%,而当温度升高至100℃时,防垢率仍能达到92.6%,防垢效果较好。

黄3长6区集输站结垢机理与防垢措施

为了解决黄3长6区采出水结垢导致管线、设备堵塞而严重影响集输站运行的问题,通过对集输站和单井的水样、垢样进行分析,明确了黄3长6区结垢原因,针对性地开发阻垢药剂,并报道了现场应用情况。黄3长6区集输站垢堵严重的主要原因是单井采出水不配伍,导致站场集输系统硫酸钡锶结垢堵塞。开发的高效钡锶阻垢剂(HDTMPA、P-M-P(5000)质量比为4∶1),在加量为60 mg/L的情况下,对硫酸钡的阻垢率达到90.9%。室内适用评价实验表明,该阻垢剂对集输站A、B汇管模拟水的阻垢率高达90%和93%。现场应用结果表明,添加该阻垢剂可大幅降低A、B站场的结垢程度,有效解决了黄3长6区结垢问题,从而保障黄3长6区集输站长周期平稳运行。

硫酸钡/锶垢除垢剂配方优化及性能评价

为了清除油气田开发过程中产生的具有结垢致密、溶解度低以及不溶于酸碱等特点的硫酸锶钡垢,采用化学除垢技术,首先筛选了一种螯合主剂,再优选了不同助剂,利用他们之间的协同增效以及改性作用,通过单因素实验确定了最优的硫酸钡/锶垢除垢剂配方为:10%DTPA+6%水杨酸+0.03%聚丙烯酸钾、0.2%吐温-80,同时考察了不同p H、温度以及反应时间下的除垢效果的影响,结果表明,当pH值为12、温度为80℃、反应时间为8 h时除垢效果最佳,在此条件下对硫酸钡和硫酸锶以及实际垢样的除垢率分别为79.41%和80.56%以及59.7%。该除垢剂具有除垢效率高、除垢时间短及成本较低的优点,在油气田除垢方面具有广阔应用前景。

硫酸盐垢除垢剂BSSR除垢反应机理与矿场应用

在DTPA和EDTA基础上进行改性处理制备了除垢剂(简称BSSR)。BSSR能够与Ba^(2+)形成稳定的五元环螯合物,对硫酸钡除垢率超过90%。在高温条件下,BSSR能够与碳酸盐岩缓速反应,对比盐酸的缓速率为99.8%。BZ-X-11井由于硫酸钡结垢问题导致停产,使用BSSR解堵作业后,日产液60 m^(3),日产油40 m^(3)。BZ-X-2井开发层位属于潜山碳酸盐岩储层,井底流温185℃,常规酸液在缓速和缓蚀方面很难满足需求,使用BSSR作业后,该井产气量由43000 m^(3)/d提升至147000 m^(3)/d。

油田锶钡垢化学清洗技术研究进展

在油田开发过程中,硫酸锶/钡垢的预防及清除是科研人员面临的一大难题。本文主要针对油气田硫酸锶/钡垢研究现状,详细论述了其成垢及除垢机理、常见化学清洗配方及应用效果。现有化学清洗配方主要由高效螯合剂与助剂复配而成,虽除垢效果可以达到45%~90%,但仍存在成本高、溶解速率慢、不易降解等问题。同时论述了工艺条件对除垢效果影响,并对化学清洗配方发展趋势进行了展望,以期为硫酸锶钡垢除垢技术研究及现场除垢工艺设计提供指导。

一种聚集体溶垢剂对硫酸钡的溶解性能研究

以乙二胺四乙酸钠四水合物(Na4EDTA·4H_(2)O)为单体与1,3-二氯丙烷反应合成了两个聚集体溶垢剂(二聚体QG1和四聚体QG2)。使用红外光谱对QG1和QG2的分子结构进行了表征,评价了溶垢剂对硫酸钡(BaSO_(4))的溶解性能,并对溶垢机理进行了分析。溶垢性能评价结果表明,与Na_(4)EDTA·4H_(2)O相比,QG1与QG2聚集体溶垢剂对BaSO_(4)具有更好的溶解能力,且溶垢率随分子结构中聚集体数目的增加而增加。溶垢机理分析结果表明,两种聚集体溶垢剂对BaSO_(4)具有优异溶解性能的原因在于聚集体结构增加了溶垢剂分子与钡离子的络合稳定常数,且随着分子结构中聚集体数目的增多,络合稳定常数越大。QG1与QG2对Ba^(2+)的络合稳定常数分别达到了12.51和18.54,而Na_(4)EDTA·4H2O对Ba^(2+)的络合稳定常数仅为8.54。

某油田采油及集输系统结蜡结垢腐蚀因素分析

某油田采油及集输系统存在结蜡、结垢及腐蚀现象,在原油物性分析的基础上,结合调查中存在的各种结蜡现象,分析温度、压力、溶解气及机械杂质等因素对结蜡的影响;通过结垢调查、水质分析、结垢可能性分析及结垢分析系统软件OLI Systems IncScaleChem 3.1结垢预测,分析水质、温度对结垢的影响及结垢垢型。结果表明:该油田原油含蜡量高(17.09%~22.96%),析蜡点高(52.92~60.66℃),地层温度较低(40~70℃),可促进结蜡;原油开采过程中,由于油气混合物压力降低导致的大量伴生气析出吸热及环境温度降低等原因,造成原油温度降低促进结蜡,原油组分变化过程先促进而后抑制结蜡,浅部井存在的砂等机械杂质促进结蜡;该油田结垢类型为BaSO4垢,生产过程采出水温度降低,BaSO4垢结垢趋势增大,最大结垢量变化不明显,结垢趋势增大量及最大结垢量与成垢阴阳离子含量成正相关关系,不同来源的采出水水质差异大,成垢阴阳离子含量高,相互配伍性差,促进结垢;超高的Cl-含量抑制腐蚀,采出液较低的pH值、一定含量的游离CO_(2)、H2S、SRB及垢下腐蚀能够促进腐蚀。

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、Ba^(2+)/Sr^(2+)浓度、SO_4^(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,BaSO_4结垢率约98%,SrSO_4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(30~80℃)、Ba^(2+)浓度对BaSO_4结垢率的影响较小。随SO_4^(2-)浓度增加,BaSO_4结垢率增大,当SO_4^(2-)浓度由1.53 mmol/L增至3.06mmol/L时,BaSO_4结垢率从94.68%增至99.97%,继续增大SO_4^(2-)浓度,BaSO_4结垢率不变。SrSO_4结垢率随温度升高、Sr^(2+)及SO_4^(2-)浓度增加而显著增大,当SO_4^(2+)与Sr^(2+)浓度为24mmol/L和3 mmol/L、温度大于80℃时,SrSO_4结垢率达80%。当[Ba^(2+)]/[Sr^(2+)]/[SO_4^(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SO_4^(2-),20 min后钡锶垢总结垢率稳定在91%左右。适度补加SO_4^(2-)作为结垢促进剂是提高钡锶垢总结垢率的有效途径。

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与乙二胺四甲叉膦酸钠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Ba2+浓度用分光光度法,Sr2+、Ca2+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Ba2+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Ba2+浓度增大时AMHE加量应增大。AMHE对于硫酸锶垢的阻垢率,Sr2+浓度为901 5mg/L、加量为12mg/L时达100%,Sr2+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Ca2+浓度413mg/L的水样中为96 0%,在Ca2+浓度620mg/L的水样中为70 5%。AMHE也是适用于较低Ca2+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。

聚环氧琥珀酸的合成及其阻垢性能研究

研究了各种合成条件对聚环氧琥珀酸钠阻垢性能的影响,得到了合成聚环氧琥珀酸钠的最佳工艺条件为:环氧琥珀酸钠与氢氧化钙的量比为1:0.016,反应时间3h,反应温度95℃。通过对产物的红外光谱分析,证明产物与聚环氧琥珀酸钠有相同的基团。通过对不同投加量的PESA阻垢性能测试表明:在投加量分别为10和80mg/L时,对硫酸钡垢、硫酸锶垢的阻垢率可达100%。并初步探讨了其阻垢机理。

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、p H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p H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%数12%、除垢时间4数12 h、溶液p H值11数12、除垢温度80数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/(m^2·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。

新型硫酸钡阻垢剂的合成与性能评价

以马来酸酐(MA)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酸甲酯(MAC)为单体,采用水溶剂聚合法,合成了一种新型四元共聚物阻垢剂;研究了聚合条件对共聚物阻硫酸钡垢性能的影响,确定了最佳合成条件,单体摩尔比n(MA)∶n(AA)∶n(AMPS)∶n(MAC)=7∶6∶2∶4,引发剂质量为单体总质量的6.0%,反应温度85℃,反应时间3 h,考察了阻垢剂质量浓度和体系pH值对阻垢剂阻垢性能的影响。结果表明,新型共聚物阻垢剂阻硫酸钡垢效果优异,阻垢率达到95%以上。

涠洲12-1海上油田硫酸钡锶垢防垢剂研究

涠洲12-1海上油田注入水(海水)与地层水不配伍,油井结垢严重,垢物含～70%硫酸钡,～30%硫酸锶.以体积比2:8的海水(矿化度35 g/L,含SO24-3 g/L)和地层水(矿化度26 g/L,含Ba2+30 mg/L)混合水为实验水样,测定了五大类15种商品防垢剂70℃时的防垢率,性能最好的5种是:聚天门冬酸PASA,防垢率68.9%,加量25mg/L;聚丙烯酸钠PAAS,67.4%,25 mg/L;部分水解聚马来酸酐HPMA,63.3%,5 mg/L;二亚乙基三胺五甲叉膦酸DETPMP,48.6%,5 mg/L;膦酸聚合物型防垢剂TS-7910,44.9%,25 mg/L.以这5种防垢剂为因素,4种加量(2,4,6,8 mg/L)为水平,按L1645正交表设计实验,考察了16个五组分复配防垢剂的防垢率,在70℃时4+2+4+6+8(mg/L)配方的防垢率最高,为83.0%;在90℃时所有配方的防垢率均较高,有5个配方的防垢率很高,在83.3%～84.8%范围:2+4+4+4+4,4+2+4+6+8,4+8+6+4+2,6+6+2+4+8,6+8+4+2+6;在120℃(油藏温度)时6+6+2+4+8和8+2+8+4+6两个配方的防垢率超过55%(55.7%+56.5%).讨论了防垢剂的作用机理:螯合和吸附.为防止油井结垢,可将防垢率经环空加入油井或置入地层适当部位.图2表3参4.

硫酸钡垢阻垢剂AA-MA-HPA共聚物的合成

合成了丙烯酸-马来酸酐-丙烯酸羟丙酯三元共聚物(AA-MA-HPA),研究了聚合条件对共聚物阻硫酸钡垢性能的影响,确定了合适的聚合工艺:单体配比n(AA)∶n(MA)∶n(HPA)=41∶34∶25,m(引发剂)/m(总单体)=10%,m(异丙醇)/m(总单体)=15%,反应温度90℃,反应时间4h。当共聚物使用质量浓度为24mg/L时,阻垢率可达97%以上,并初步探讨了其阻垢机理。

硫酸钡锶垢去除研究

通过定性分析得出某油田现场结垢物质为硫酸钡锶垢;采用沉淀重量法,对几种市售除垢剂与自制新型除垢剂QX进行了除垢效果对比实验。结果表明,除垢剂QX是一种理想的硫酸钡锶垢除垢剂。当QX加量为25 mg/L、温度为50℃时除垢24 h,除垢率可达95%以上。同时,对除垢剂加量、除垢时间、盐类加入和酸洗等影响因素进行了正交实验研究,表明除垢剂加量是影响除垢率的主要因素,而酸洗和加入盐会阻碍除垢效果。

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输油管线结垢(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Ba2++Sr2+,又富含SO42-,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个集输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30 mg/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30 mg/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30 mg/L时在梁南地层水中阻垢率达92%,可使N80钢腐蚀率降至0.0786 mm/a。自2003年12月起,该复配剂在梁南区集输站使用,阻垢、缓蚀效果显著。

硫酸钡锶垢清垢剂的制备与性能评价

为了消除硫酸钡锶垢对地层的堵塞,以二乙烯三胺五乙酸、二乙烯三胺五乙酸五钠、乙二胺四乙酸、氨基三甲叉磷酸、乙二胺四甲叉磷酸钠、二乙烯三胺五甲叉膦酸多种螯合剂为主剂,合成了浅黄色的硫酸盐清垢剂,研究了该清垢剂的清垢效率、岩心渗透率恢复率及腐蚀性。结果表明,该清垢剂可有效清除硫酸盐垢,使结垢岩心渗透率恢复。60℃条件下,8%数10%清垢液的清垢效率约80%;升高温度可提高清垢效率,温度从20℃升至80℃时,清垢效率从80.52%增至85.65%;随清垢时间延长,清垢效率增大并逐渐稳定,12 h时的清垢效率达到83.0%;在30数70℃下,水驱后注入10 PV 100 mg/L清垢液,结垢岩心渗透率恢复至原始渗透率的85.56%数92.59%。该清垢剂对油套管的腐蚀性小,25℃和60℃下,10%清垢液对油套管的腐蚀速率分别为0.0404和0.1014 mm/a,低于常用酸液体系,有利于安全施工。

新型油田用钡、锶阻垢剂性能研究

针对油田中后期生产中结垢严重,尤其是锶、钡垢难以得到解决的问题,研制了TS-7610A￣D系列锶钡阻垢剂。参考SY/T5673—1993试验方法,模拟现场的各种条件,对该系列药剂进行了综合评价。TS-7610C在该系列药剂中具备相当优异的性能,试验条件下其投加质量浓度为30mg/L时对硫酸钡的阻垢率可达95%以上,同时具有良好的阻碳酸钙、硫酸钙性能,在高温、高pH、高盐及加入破乳剂条件下,仍能保持较好的阻垢效果。可作为油田生产中添加的阻垢剂使用,尤其适用于存在锶、钡结垢问题的地区。

青海油田注水和集输管线结垢因素及垢组成分析

通过对青海尕斯油田、跃进2号油田矿物组成和流体性质及油藏条件等进行分析,表明这两个油田管线极易产生硫酸钡锶垢。采用离子发射光谱(ICPAES)和X射线衍射方法(XRD)分析垢组成及面分布图获得垢矿物成分和细微形貌,表明尕斯E13、跃进2号油田管线垢样主要成分为硫酸钡和硫酸锶垢,并且它们是伴生的(约占60%),其余成分为碳酸钙和碳酸亚铁。

临盘油田L95站钡锶垢成因及连续除垢技术研究

为获得有效的消除混输管线结垢技术,分析了临盘油田L95站混输管线内的垢样和部分油井采出液水样的离子组成,研究了采出水中Ba^(2+)和Sr^(2+)在结垢过程中的相互促进作用与结垢机理。结果表明,垢样主要成分为BaSO_4和SrSO_4(摩尔比1∶1)。L95-1、L95-36等5口油井水样中的Ba^(2+)和Sr^(2+)含量较高,而L95-18、L95-12等3口油井水样中的SO_4^(2-)和Sr^(2+)含量较高,两类水样混输引起结垢。当SO_4^(2-)含量为1620 mg/L时,单一Ba^(2+)易结垢,单一Sr^(2+)较难结垢。Sr^(2+)对Ba^(2+)的结垢无明显影响,但Ba^(2+)对Sr^(2+)的结垢具有显著的促进作用。Ba2+对Sr^(2+)结垢的促进作用是L95站混输管线严重结垢的重要原因。通过将L95站各油井水样输入结垢器中混合,同时加入SO_4^(2-)充分结垢,总结垢率可达89.87%数92.35%,可保证剩余Sr^(2+)和Ba^(2+)在混输管线内不会结垢。