油砂山油田原油集输管线中的硫酸钡锶结垢

油砂山油田注水井开发后原油集输管线一些区段结垢较为严重,对该油田的结垢情况进行了调查,采集了大量垢样,对结垢物进行了定性鉴定,定量分析,确定结垢物的主要组成分为硫酸钡锶,根据采用出水离子组成分析,地层岩石钡锶元素分析结果,初步判定采出水中结垢离子钡和锶并非来自地层岩石矿物,而是来自侵入地层的泥浆加重剂重晶石及天青石。     

PESA与EDTMP复配剂用于油田硫酸钡锶垢阻垢的研究

本文研究发现,PESA(聚环氧琥珀酸盐)对硫酸钡垢阻垢效果显著,EDTMP(乙二胺四亚甲基膦酸盐)对硫酸锶阻垢效果明显,将PESA与EDTMP按质量进行配比,对硫酸锶垢阻垢存在明显协同增效作用。PESA属生物可降解产品,目前市场价格较高;EDTMP价格偏低,属膦系产品,应用上存在环保问题。以我国某海上油田矿化水组成为例,从阻垢性、环保性以及产品应用经济性三方面,对PESA和EDTMP复配剂作为油田硫酸钡锶垢阻垢剂进行了探讨。     

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，垢物合--70％硫酸钡，～30％硫酸锶。以体积比2：8的海水（矿化度35g／L，含SO4^2- 3g／L）和地层水（矿化度26g／L，含Ba^2＋ 30mg／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％，25mg／L；部分水解聚马来酸酐HPMA，63．3％，5mg／L；二亚乙基三胺五甲叉膦酸DETPMP，48．6％，5mg／L；膦酸聚合物型防垢荆TS-7910，44．9％，25mg／L。以这5种防垢剂为因素，4种加量（2，4，6，8mg／L）为水平，按L16 4^5正交表设计实验，考察了16个五组分复配防垢荆的防垢率，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。     

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。     

长庆超低渗透油藏华庆油田硫酸钡锶垢的防治

针对华庆油田结垢的实际,分析了其结垢机理和注入水与地层水配伍性,按行业标准筛选出防垢剂CDS-1,在浓度为70mg/L时对硫酸钡锶垢的防垢率达到93.76%。从2009年6月11日起,在该区块按70mg/L的浓度在注水站连续投加,注水压力下降并趋于平稳,注水量上升并趋于平稳,可为类似油田开发提供参考。     

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。     

EDTA络合滴定法定量测定油田水中SO42-的一项改进

测量油气田水中SO4^2-的EDTA络合滴定法在2000年及以后的石油天然气行业标准（SY／T5523（（油气田水分析方法》）中已废止。本工作发现稀释受测水样所用蒸馏水要消耗EDTA，导致测量误差。基于1992年版行业标准，提出了增加蒸馏水校正项的EDTA络合滴定法。将此改进方法用于含各种不同共存离子的自配盐水样中SO4^2-的测量，结果如下：不含SO4^2-的水样SO4^2-测量值均为零；测量结果不受共存离子种类和种数的影响；测量值的相对误差随SO4^2-质量浓度P的增大而减小，P〉1000mg／L时为0、4％～1．0％，P在227．30～755．50mg／L范围时为-5．8％～＋5、8％。均与ICP法十分接近；P在34、97-78、05mg／L范围时测量值相对误差为-8.9％～-13．1％；P低于30mg／L时测量误差很大，此法不适用。重量法用于盐水样中SO4^2-测量时误差很大或测不出。此法用于梁南地层水中SO4^2-的测量，测量值相对于ICP法测量值（340．40～1082．36mg／L）的误差为-2．2％～＋5．1％。表3参4。     

油田采出水水质二次污染成因分析

油田回注的含油污水成分较为复杂,与地下水相比,除含油外,采出水矿化度较高,而且,含有较多的微生物生长所需要的营养基,更适宜菌类的滋生,导致注水站至注水井沿程水质二次污染较为严重。以龙虎泡油田回注采出水系统为例,对注水站至注水井沿程注入水水体、水中悬浮物固体含量成分、菌类及干线冲洗水成分等的检测数据进行了分析,确定了影响水质二次污染的因素,并根据水质二次污染的成因分析,制定了今后水质二次污染的治理措施。     

油田采出水中聚合物与阻垢剂协同作用的EQCM评价

简介了电化学石英晶体微天平法(EQCM)测定结垢量的原理和所用仪器.在旅大LD10-01油田含钙镁和碳酸氢根离子的结垢性采出水样中,加入不同量膦酸阻垢剂ATMP(0、30、40、60 mg/L)和疏水缔含聚合物AP-P4(0,50,100,150 mg/L),用EQCM法测定金电极上结垢量随时间(0～1800 s)的变化,结果如下.空白采出水结垢量和结垢量随时间的变化相对不大;ATMP加量为30 mg/L时结垢量随时间减小,在更大加量下结垢量随时间急剧增大;AP-P4加量为50 mg/L时结垢量最大;同时加入ATMP和AP-P4时结垢量或增大或减小,当二者比例适当时,特别是加入ATMP60mg/L、AP-P4 50 mg/L时,结垢量随时间大幅减小.在含AP-P4 50 mg/L的采出水中分时段加入ATMP,当ATMP总加量为11 mg/L时结垢量陡降,继续分批少量加入ATMP时结垢量呈阶梯状缓慢减小.认为AP-P4通过螯合钙离子减轻结垢;ATMP通过螯合和分散作用抑制结垢,并可将生成的垢重新分散在水中.     

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     

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。     

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%。     

硫酸钡锶垢清洗剂DS—8及其在油砂山集输管线清垢中的应用

研制了由一种可溶解硫酸钡的配方物及各种添加剂组成的水溶性液体清垢剂DS-8(密度≥1.2g/cm3,pH值10-14)并考察了各项应用性能.随其水溶液浓度(体积分数)的增加,DS-8对硫酸钡的溶解量增大,但单位体积的溶解量(溶垢能力)下降,最佳使用浓度为10%-20%;最佳使用温度为40℃;在各种难溶盐中,DS-8对硫酸钙的溶解能力最强,其次是硫酸锶,再次是硫酸钡.每升DS-8可溶解硫酸钡62.4g.DS-8完全无腐蚀性,对A3钢试片的腐蚀速率仅为0.004g/m2*h(45℃,72h).青海油砂山油田长1260m的易结垢集输管线(垢厚一般5-20mm,最厚达30mm)用体积分数17%的DS-8水溶液共58m3单循环清洗,历时43小时,共清洗出积垢944.24kg,其中硫酸钡486.36kg,硫酸锶95.36kg,硫酸钙17.62kg,垢泥344.90kg;开始清洗时泵压0.35MPa,以后降到0.05MPa以下,说明管线已畅通.     

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。     

梁家楼油田勘探历程

以浊积砂体为储集体的砂岩岩性油藏是陆相含油气盆地石油勘探的重要对象,这在盆地勘探后期尤为重要。对这类油藏的勘探存在地质认识和地震勘探技术应用两方面的难题,梁家楼油田的勘探在这两方面提供了成功的范例。该文系统阐述了地学工作者研究梁家楼油田的曲折历程,简要介绍了济阳坳陷勘探浊积砂体油藏的主要认识和创造。     

微通道管路中硫酸钡沉积动力学分析

为研究油田注水系统管道中硫酸钡垢的沉积行为,采用压差法和火焰原子吸收分光光度法对微通道管路中硫酸钡的沉积过程进行测定分析,建立了相关的沉积动力学模型,考察了不同因素对反应动力学系数(ka)和管路沉积系数(β)的影响。结果表明,ka和β随反应的进行逐渐增大。当管路增长、流量增大、BaCl_2和Na_2SO_4初始浓度增加时,ka增大;β随着管路增长和流量增大呈非线性增加,随浓度增大线性增加。温度升高,β增幅增加,ka在反应初期无明显变化,在反应后期增加。根据实验数据拟合得到ka和β的相应关联式,由此计算得到的相应值与实验测量值大致相符;由简化的硫酸钡沉积动力学模型计算的管路出口钡含量与实验测量值基本吻合,说明基于假设前提下建立的硫酸钡沉积动力学模型是合理的。     

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