硫酸锶垢除垢剂的影响因素研究

刘敬平，刘 炜，沈 愉，刘力华，唐 川

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;2.中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司，湖北潜江 433123;3.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳 457162)

硫酸锶垢除垢剂的影响因素研究

刘敬平1，刘 炜2，沈 愉3，刘力华1，唐 川1

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500;2.中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司，湖北潜江 433123;3.中国石油化工股份有限公司中原油田分公司，河南濮阳 457162)

油田开发过程中，由于温度、压力的变化，以及地层水的化学不相容性等因素的影响，油井出现结垢是非常普遍的问题，尤其是硫酸锶垢，难溶难除，严重影响油田的正常生产。本文根据油田硫酸锶垢的防治现状，对EDTA二钠盐、NHJ、柠檬酸和聚丙烯酸钠(PAAS)进行复配，确定了油田硫酸锶垢除垢剂的有效配方。考察了除垢剂复配比例、浓度、温度、pH、除垢时间等因素对除垢效果的影响，确定了其最佳复配比例及使用条件:EDTA二钠盐/NHJ/柠檬酸/聚丙烯酸钠复配比例为1.5/2.0/1.5/2.0，除垢剂浓度为0.20 g/L，温度为70℃，pH为9，除垢时间为4 h。此时，EDTA二钠盐、NHJ、柠檬酸与聚丙烯酸钠四元复配会取得更好的除垢效果，1 g除垢剂除垢量为0.2478 g。

硫酸锶垢;除垢剂;影响因素

硫酸锶是一种极难溶的固体，也是油气田开采过程中最为常见的一种结垢类型［1］。这种结垢会引起地下油路堵塞，油水输送管线报废等一系列问题，影响原油生产，造成重大经济损失［2-6］。一旦硫酸锶垢生成，采用昂贵的油井酸化等措施也不能得到明显效果［7］。因此，硫酸锶结垢是原油开采中遇到的一大难题。本文研究了一种新型硫酸锶垢除垢剂配方，并对其除垢性能进行了评价。

1试验

1.1 试验仪器与药品

仪器:LT502电子天平，常熟市天量仪器有限责任公司;GKC-2型数显恒温水浴锅，上海波络实验设备有限公司;真空干燥烘箱，上海市实验仪器总厂。

药品:氯化锶，乙二胺四乙酸二钠，氢氧化钠，聚丙烯酸钠，无水硫酸钠，柠檬酸，NHJ，均为分析纯。

1.2 除垢性能评价方法

采用沉淀重量法评价除垢剂的除垢效果，计算出1 g除垢剂除垢量S:

式中:S——1 g除垢剂除垢量，g;

G0——干燥滤纸的质量，g;

G1——垢样初始质量，g;

G2——除垢试验结束烘干后滤纸和垢样的总质量，g;

M——除垢剂质量，g。

2 结果与讨论

2.1 质量分数对各种除垢效果的影响

取数个锥形瓶，向瓶中加入质量为4.00 g的硫酸锶垢样，加少量水溶解，再向各个锥形瓶中分别加入已称量好的2 gNHJ、2 gEDTA二钠盐、2 g柠檬酸和2 g聚丙烯酸钠，配置除垢剂质量浓度分别为0.05，0.10，0.15，0.20，0.25 和0.30 g/L，将这些锥形瓶在20℃下恒温水浴4 h，pH值控制为8，进行除垢实验。反应结束后，对垢样混合物进行抽滤，烘干，称其重量。实验结果见图1。

由图1可知，随着除垢剂浓度的增加，除垢效果变好，当除垢剂质量浓度为0.30 g/L时，1 g除垢剂除垢量为0.217 0 g。但在除垢剂质量浓度达到0.20 g/L之后，除垢量增加缓慢，所以选择最佳除垢剂质量浓度为0.20 g/L。

图1 质量浓度对除垢量的影响Fig.1 The effect of mass dosage on scale removing

2.2 温度对除垢效果的影响

除垢剂质量浓度为0.20 g/L，水浴4 h，水浴温度分别选为 20，30，40，50，60，70，80 和 90 ℃，控制 pH值为 8，进行除垢实验。实验结果见图2。

图2 温度对除垢量的影响Fig.2 The effect of temperature on scale removing

由图2可得，温度为70℃时的除垢效果最好。这是由于除垢温度较低时，络合反应的常数Ksp较小，不能将溶液中的锶离子有效络合。另一方面，除垢温度过高，常数Ksp也不是最大值。

2.3 pH对除垢效果的影响

除垢剂浓度为0.20 g/L，水浴4 h，水浴温度为 70 ℃，pH 值分别为3，4，5，6，7，8，9，10，11 和12，进行除垢实验。实验结果见图3。

由图3可知:随着pH的增加，除垢效果逐渐变好，在pH为9时除垢效果达到最佳。再随着pH的增加除垢效果开始下降，下降的幅度不大。因为在碱性或中性条件下，有利于络合反应的进行，且对管线及其设备腐蚀性较小，但碱度过大，会导致氢氧化钙析出。综合考虑，选定除硫酸锶垢的pH值为9。

图3 pH对除垢量的影响Fig.3 The effect of pH on scale removing

2.4 时间对除垢效果的影响

除垢剂浓度为0.20 g/L，水浴时间分别选为2，4，6，8，10 和 12 h，温度为 70 ℃，pH 值为 9，进行除垢实验。实验结果见图4:

图4 时间对除垢量的影响Fig.4 The effect of time on scale removing

由图4可得，随着除垢时间的增加除垢效果变好，在时间为12 h时达到最佳，但是考虑到油田实际生产情况，一般选取除垢时间为4 h。

2.5 复配比例对除垢效果的影响

取EDTA二钠盐、NHJ和柠檬酸各2 g，再加入聚丙烯酸钠使EDTA二钠盐/NHJ/柠檬酸/聚丙烯酸钠(质量比)分别为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，除垢剂浓度为0.20 g/L，水浴为4 h，水浴温度为70℃，pH值为9，进行除垢实验见表1。

表1 EDTA二钠盐、NHJ、柠檬酸与聚丙烯酸钠复配比例对除垢效果的影响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，当EDTA二钠盐/NHJ/柠檬酸/聚丙烯酸钠为1.5/2.0/1.5/2.0除垢效果最好，1 g除垢剂除垢量为0.2478 g，选定柠檬酸的复配量为1.5 g。

3 结论

(1)随着除垢剂浓度的增加，除垢效果变好，但根据油田实际生产情况，选取最佳除垢剂浓度为0.20 g/L，且在温度为70℃时的除垢效果最好。

(2)随着pH的增加，除垢效果逐渐变好，在pH为9时除垢效果达到最佳。再随着pH的增加除垢效果开始下降，但下降的幅度不大。而随着除垢时间的增加除垢效果也变好，考虑到油田实际生产情况，一般选取除垢时间为4 h为宜。

(3)通过复配发现:当EDTA二钠盐/NHJ/柠檬酸/聚丙烯酸钠为1.5/2.0/1.5/2.0除垢效果最好，1 g除垢剂除垢量为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］赵福麟 .采油用剂［M］.北京:石油大学出版社，1997.112-125.

［3］周厚安.油气田开发中硫酸盐垢的形成及防垢剂和除垢剂研究与应用进展［J］.石油与天然气化工，1999，28(3):212-217.

［4］贾红育，曲志浩.注水开发油田油层结垢趋势研究［J］.石油勘探与开发，2002，28(1):89-91.

［5］舒干，邓皓，王蓉沙.对油气田结垢的几个认识［J］.石油与天然气化工，1996，25(3):176-178.

［6］邓皓，王蓉沙，刘光全.油田注水管用新的复合型清垢剂的研究［J］. 江汉石油学院学报，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。

刘敬平(1985－)，西南石油大学油气田开发工程在读硕士研究生，主要从事油气田开发和油田化学品研究。电话:15881096954，E －mail:liujingping20@126.com

(编辑 王菁辉)