劉敬平，劉 煒，沈 愉，劉力華，唐 川

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500;2.中國石油化工股份有限公司江漢油田分公司，湖北潛江 433123;3.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮陽 457162)

硫酸鍶垢除垢劑的影響因素研究

劉敬平1，劉 煒2，沈 愉3，劉力華1，唐 川1

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川成都 610500;2.中國石油化工股份有限公司江漢油田分公司，湖北潛江 433123;3.中國石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮陽 457162)

油田開發(fā)過程中，由于溫度、壓力的變化，以及地層水的化學(xué)不相容性等因素的影響，油井出現(xiàn)結(jié)垢是非常普遍的問題，尤其是硫酸鍶垢，難溶難除，嚴(yán)重影響油田的正常生產(chǎn)。本文根據(jù)油田硫酸鍶垢的防治現(xiàn)狀，對EDTA二鈉鹽、NHJ、檸檬酸和聚丙烯酸鈉(PAAS)進(jìn)行復(fù)配，確定了油田硫酸鍶垢除垢劑的有效配方?？疾炝顺竸?fù)配比例、濃度、溫度、pH、除垢時間等因素對除垢效果的影響，確定了其最佳復(fù)配比例及使用條件:EDTA二鈉鹽/NHJ/檸檬酸/聚丙烯酸鈉復(fù)配比例為1.5/2.0/1.5/2.0，除垢劑濃度為0.20 g/L，溫度為70℃，pH為9，除垢時間為4 h。此時，EDTA二鈉鹽、NHJ、檸檬酸與聚丙烯酸鈉四元復(fù)配會取得更好的除垢效果，1 g除垢劑除垢量為0.2478 g。

硫酸鍶垢;除垢劑;影響因素

硫酸鍶是一種極難溶的固體，也是油氣田開采過程中最為常見的一種結(jié)垢類型［1］。這種結(jié)垢會引起地下油路堵塞，油水輸送管線報廢等一系列問題，影響原油生產(chǎn)，造成重大經(jīng)濟損失［2-6］。一旦硫酸鍶垢生成，采用昂貴的油井酸化等措施也不能得到明顯效果［7］。因此，硫酸鍶結(jié)垢是原油開采中遇到的一大難題。本文研究了一種新型硫酸鍶垢除垢劑配方，并對其除垢性能進(jìn)行了評價。

1試驗

1.1 試驗儀器與藥品

儀器:LT502電子天平，常熟市天量儀器有限責(zé)任公司;GKC-2型數(shù)顯恒溫水浴鍋，上海波絡(luò)實驗設(shè)備有限公司;真空干燥烘箱，上海市實驗儀器總廠。

藥品:氯化鍶，乙二胺四乙酸二鈉，氫氧化鈉，聚丙烯酸鈉，無水硫酸鈉，檸檬酸，NHJ，均為分析純。

1.2 除垢性能評價方法

采用沉淀重量法評價除垢劑的除垢效果，計算出1 g除垢劑除垢量S:

式中:S——1 g除垢劑除垢量，g;

G0——干燥濾紙的質(zhì)量，g;

G1——垢樣初始質(zhì)量，g;

G2——除垢試驗結(jié)束烘干后濾紙和垢樣的總質(zhì)量，g;

M——除垢劑質(zhì)量，g。

2 結(jié)果與討論

2.1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)對各種除垢效果的影響

取數(shù)個錐形瓶，向瓶中加入質(zhì)量為4.00 g的硫酸鍶垢樣，加少量水溶解，再向各個錐形瓶中分別加入已稱量好的2 gNHJ、2 gEDTA二鈉鹽、2 g檸檬酸和2 g聚丙烯酸鈉，配置除垢劑質(zhì)量濃度分別為0.05，0.10，0.15，0.20，0.25 和0.30 g/L，將這些錐形瓶在20℃下恒溫水浴4 h，pH值控制為8，進(jìn)行除垢實驗。反應(yīng)結(jié)束后，對垢樣混合物進(jìn)行抽濾，烘干，稱其重量。實驗結(jié)果見圖1。

由圖1可知，隨著除垢劑濃度的增加，除垢效果變好，當(dāng)除垢劑質(zhì)量濃度為0.30 g/L時，1 g除垢劑除垢量為0.217 0 g。但在除垢劑質(zhì)量濃度達(dá)到0.20 g/L之后，除垢量增加緩慢，所以選擇最佳除垢劑質(zhì)量濃度為0.20 g/L。

圖1 質(zhì)量濃度對除垢量的影響Fig.1 The effect of mass dosage on scale removing

2.2 溫度對除垢效果的影響

除垢劑質(zhì)量濃度為0.20 g/L，水浴4 h，水浴溫度分別選為 20，30，40，50，60，70，80 和 90 ℃，控制 pH值為 8，進(jìn)行除垢實驗。實驗結(jié)果見圖2。

圖2 溫度對除垢量的影響Fig.2 The effect of temperature on scale removing

由圖2可得，溫度為70℃時的除垢效果最好。這是由于除垢溫度較低時，絡(luò)合反應(yīng)的常數(shù)Ksp較小，不能將溶液中的鍶離子有效絡(luò)合。另一方面，除垢溫度過高，常數(shù)Ksp也不是最大值。

2.3 pH對除垢效果的影響

除垢劑濃度為0.20 g/L，水浴4 h，水浴溫度為 70 ℃，pH 值分別為3，4，5，6，7，8，9，10，11 和12，進(jìn)行除垢實驗。實驗結(jié)果見圖3。

由圖3可知:隨著pH的增加，除垢效果逐漸變好，在pH為9時除垢效果達(dá)到最佳。再隨著pH的增加除垢效果開始下降，下降的幅度不大。因為在堿性或中性條件下，有利于絡(luò)合反應(yīng)的進(jìn)行，且對管線及其設(shè)備腐蝕性較小，但堿度過大，會導(dǎo)致氫氧化鈣析出。綜合考慮，選定除硫酸鍶垢的pH值為9。

圖3 pH對除垢量的影響Fig.3 The effect of pH on scale removing

2.4 時間對除垢效果的影響

除垢劑濃度為0.20 g/L，水浴時間分別選為2，4，6，8，10 和 12 h，溫度為 70 ℃，pH 值為 9，進(jìn)行除垢實驗。實驗結(jié)果見圖4:

圖4 時間對除垢量的影響Fig.4 The effect of time on scale removing

由圖4可得，隨著除垢時間的增加除垢效果變好，在時間為12 h時達(dá)到最佳，但是考慮到油田實際生產(chǎn)情況，一般選取除垢時間為4 h。

2.5 復(fù)配比例對除垢效果的影響

取EDTA二鈉鹽、NHJ和檸檬酸各2 g，再加入聚丙烯酸鈉使EDTA二鈉鹽/NHJ/檸檬酸/聚丙烯酸鈉(質(zhì)量比)分別為1.0/1.0/1.0/0.25，1.0/1.0/1.0/0.5，1.0/1.0/1.0/1.0，1.0/1.0/1.0/1.5，1/1.0/1.0/2.0 和 1.0/1.0/1.0/2.5，除垢劑濃度為0.20 g/L，水浴為4 h，水浴溫度為70℃，pH值為9，進(jìn)行除垢實驗見表1。

表1 EDTA二鈉鹽、NHJ、檸檬酸與聚丙烯酸鈉復(fù)配比例對除垢效果的影響Table 1 The effect of mass ratio of the disodium salt of EDTA，NHJ，the citric acid，the Sodium polyacrylate on scale removing

由表1可得，當(dāng)EDTA二鈉鹽/NHJ/檸檬酸/聚丙烯酸鈉為1.5/2.0/1.5/2.0除垢效果最好，1 g除垢劑除垢量為0.2478 g，選定檸檬酸的復(fù)配量為1.5 g。

3 結(jié)論

(1)隨著除垢劑濃度的增加，除垢效果變好，但根據(jù)油田實際生產(chǎn)情況，選取最佳除垢劑濃度為0.20 g/L，且在溫度為70℃時的除垢效果最好。

(2)隨著pH的增加，除垢效果逐漸變好，在pH為9時除垢效果達(dá)到最佳。再隨著pH的增加除垢效果開始下降，但下降的幅度不大。而隨著除垢時間的增加除垢效果也變好，考慮到油田實際生產(chǎn)情況，一般選取除垢時間為4 h為宜。

(3)通過復(fù)配發(fā)現(xiàn):當(dāng)EDTA二鈉鹽/NHJ/檸檬酸/聚丙烯酸鈉為1.5/2.0/1.5/2.0除垢效果最好，1 g除垢劑除垢量為0.2478 g。

［1］Dyer S J，Graham G M.The effect of temperature an pressure on oilfield scale formation ［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2002，35(1-2):95-108.

［2］趙福麟 .采油用劑［M］.北京:石油大學(xué)出版社，1997.112-125.

［3］周厚安.油氣田開發(fā)中硫酸鹽垢的形成及防垢劑和除垢劑研究與應(yīng)用進(jìn)展［J］.石油與天然氣化工，1999，28(3):212-217.

［4］賈紅育，曲志浩.注水開發(fā)油田油層結(jié)垢趨勢研究［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，28(1):89-91.

［5］舒干，鄧皓，王蓉沙.對油氣田結(jié)垢的幾個認(rèn)識［J］.石油與天然氣化工，1996，25(3):176-178.

［6］鄧皓，王蓉沙，劉光全.油田注水管用新的復(fù)合型清垢劑的研究［J］. 江漢石油學(xué)院學(xué)報，1998，20(3):71-73.

［7］Bader M S H.Sulfate removal technologies for oil field seawater injection operations［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2007，55(1-2):93-110.

Study on Impact Factors of Strontium Sulfate Scale Removal Agent

Liu Jingping1，Liu Wei2，Shen Yu3，Liu Lihua1，Tang Chuan1
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploration of Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500;2.SINOPEC Jianghan Oil Field Company，Qianjiang，Hubei 433123;3.SINOPEC Zhongyuan Oil Field Company，Puyang，Henan 457162)

In the development of oil fields，fouling of oil wells is a common phenomenon because of the impacts of temperature and pressure changes and chemical insolubility of stratum water，especially the strontium sulfate scale difficult to remove，which has greatly affected the normal production of oil fields.Based upon the existing conditions of reduction of strontium sulfate scale in the oil fields，the disodium salt of EDTA，NHJ，the citric acid，and PAAS are compounded to find out the most effective formulation for removal of strontium sulfate.The impact of different factors such as compound ratio of scale removal agent，concentration，temperature，pH value，scale removal time，etc on scale removal performance are studied.The optimum performances are obtained for the following reaction conditions:mass ratio disodium salt of EDTA，NHJ，the citric acid，and PAAS=1.5∶2.0∶1.5∶2.0，0.20 g/L dosage of scale removal agent，70 ℃ temperature，9 pH and t4 hours time.The compounding of disodium salt of EDTA，NHJ，the citric acid，and PAAS can improve the scale removal performance and the use of 1 gram agent can remove 0.2478 gram of scale.

strontium sulfate scale，scale removal agent，impact factors

TE39

A

1007－015X(2012)02－0019－03

2012－01－ 10;修改稿收到日期:2012－03－28。

劉敬平(1985－)，西南石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程在讀碩士研究生，主要從事油氣田開發(fā)和油田化學(xué)品研究。電話:15881096954，E －mail:liujingping20@126.com

(編輯 王菁輝)