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油田井下固体阻垢剂阻垢率待检液的制备方法

2023-01-05郑贵徐安营李建阁王楚涵洪怡春李兰明李猛李青月

石油工业技术监督 2022年12期
关键词:阻垢过筛油井

郑贵,徐安营,李建阁,王楚涵,洪怡春,李兰明,李猛,李青月

1.中国石油大庆油田有限责任公司 采油工程研究院(黑龙江 大庆 163000)

2.大连交通大学(辽宁 大连 116028)

0 引言

在油田开发过程中,当地层流体从油层流入油井井筒时,压力和温度急剧下降,地层流体的水化学平衡被打破,因此油井的整个井筒之中,包括抽油杆、筛管孔眼、抽油泵活塞、沉砂管、油管内壁、套管等均会发生结垢[1-3]。结垢会堵塞油流通路,造成油井断杆、卡泵、测试遇阻等问题,缩短油井作业周期。频繁的起泵作业不仅增加施工费用,而且导致油井减产、停产,造成极大的经济损失[4-8]。

随着油井开发时间的延长,井筒结垢不断加剧,防垢需求不断增加,固体阻垢剂类产品应用将越来越广泛[9-13]。目前亟需要对固体阻垢剂的阻垢率进行评价,但固体阻垢剂检测不同于液体阻垢剂,因此采取将固体转化为待检液的方式来进行阻垢率的检测,适用范围较广,且效果良好。

1 固体阻垢剂预处理方法

1.1 实验方法

取适量固体阻垢剂样品,置于烘箱中,45℃下烘干4 h,粉碎后用研钵研磨成粉末,过筛孔孔径为600 μm(30目)的金属筛网(机械振筛或人工振筛均可),取过筛后的粉末,置于称量皿中,于45℃下干燥至恒重,放置干燥器中备用。

1.2 实验中的关键点

低温(45℃)烘干4 h去除水分含量,保持干燥状态,更易粉碎,干燥至恒重是为了保证样品检测结果的平行性,粉碎后研磨成粉末过筛600 μm(30目),增大固体阻垢剂与液体的接触面积,使有效成分更容易释放到液体中。

2 固体阻垢剂阻垢率待检液的制备

2.1 实验方法

制备的固体阻垢剂2 g(精确至0.001 g),加入装有800 mL蒸馏水的烧杯中,密封后在磁力搅拌器下搅拌4 h,之后在(45±1)℃恒温水浴中放置溶解20 h后转移至1 000 mL的容量瓶中,用蒸馏水稀释至刻度,定容时保持液体表面与容量瓶环形线相切(不溶物体积忽略不计),过滤掉不溶物后备用。

2.2 待检液浓度的确定

对不同垢型及不同厂家的阻垢剂分别绘制阻垢率随浓度变化曲线,以筛选出适合实验室评价的阻垢剂用量,结合Q/SY 17126—2019《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》中对于液体阻垢剂浓度要求,称取质量(精确到0.001 g)分别为0.5、1、2、3、4 g,浓度计算方式来源于Q/SY 17126—2019中A.3.3、A.3.4、A.3.5,对应的阻垢剂制备液使用浓度分别为15、30、60、90、120 mg/L,实验数据如图1、图2、图3所示。

图1 碳酸钙阻垢率随浓度变化曲线

图2 硫酸钙阻垢率随浓度变化曲线

图3 硫酸钡阻垢率随浓度变化曲线

从图1~图3中可以看出,当阻垢剂用量低于60 mg/L,阻垢率仍然随着浓度的升高呈现上升趋势,但是当阻垢剂用量达到60 mg/L时,阻垢率达到最高值且不再发生变化。因此综合考虑,将实验室评价阻垢率实验的阻垢剂用量定为:称取固体阻垢剂的质量为2 g(精确至0.001 g),对应的阻垢剂待检液使用浓度为60 mg/L(浓度计算来源于Q/SY 17126—2019中A.3.3、A.3.4、A.3.5)。

2.3 溶解时间的确定

随机抽取不同厂家的阻垢剂在制备待检液(阻垢剂浓度均为60 mg/L)时溶解时间与阻垢率的关系进行了实验验证,实验结果如图4所示。

图4 阻垢剂待检液制备溶解时间对阻垢率的影响

从图4可以看出,溶解时间对阻垢率实验结果影响较大,当溶解时间少于24 h,阻垢率数据平行性较差,主要是因为阻垢成分释放不均匀所致,因此为了使阻垢成分充分溶解释放,需要将溶解时间延长。根据实验结果得知,为了最大程度地保证阻垢剂中有效成分完全释放入待检液,将溶解时间定为24 h(其中包含磁力搅拌器搅拌时间4 h),阻垢率趋势达到平稳状态,证明阻垢成分得到最大程度的释放。

2.4 溶解温度的确定

为保证实验结果的平行性,需要在定时条件下进行搅拌溶解,具体做法:密封在磁力搅拌器下搅拌4 h后放置于水浴中20 h,充分溶解阻垢剂中的有效成分。对此按照各油田实际地层温度45、60、90℃3个温度下放置20 h后进行了实验数据的分析,如图5所示。

图5 阻垢剂待检液制备溶解温度对阻垢率的影响

从图5实验结果得知,溶解温度对阻垢率的释放影响较小,在3个不同温度下阻垢率实验结果较为一致,搅拌后溶解20 h能够使得阻垢率达到最大值,因此选择在45℃下溶解20 h。

2.5 实验结果平行性的验证

按照以上实验方案对3个厂家的固体阻垢剂的阻垢率进行实验,计算出平均相对偏差,计算方法见公式(1),实验次数分别为24次,得出的平行样间平均相对偏差结果见表1。

由表1数据得知,使用该固体阻垢剂阻垢率待检液制备方法得出的阻垢率数据稳定,平行性良好,平均相对偏差控制在5%以内。

表1 不同厂家的固体阻垢剂阻垢率检测平行样间平均相对偏差

3 结论

建立了油田井下用固体阻垢剂阻垢率待检液的制备方法,利用固体阻垢剂预处理与阻垢待检液制备相结合的方法,实现固体阻垢剂转化为液体待检液。确定烘干、粉碎、过筛、恒重的预处理方法,由实验结果得出推荐使用浓度以及有效成分溶解时间的实验方法。

1)对固体阻垢剂进行烘干、粉碎、过筛等方式统一粒径,干燥至恒重的预处理方法。

2)对预处理后的固体阻垢剂粉末,使用蒸馏水在磁力搅拌4 h、恒温45℃条件下溶解20 h,定容制备出阻垢率待检液,确定推荐使用浓度为60 mg/L。

3)制备出的阻垢率待检液能最大程度地释放出阻垢剂中的阻垢成分,实验结果的平行性良好,平均相对偏差控制在5%以内,制备成阻垢率待检液后按照Q/SY 17126—2019《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》进行阻垢率检测,适用于碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡3种复合阻垢类型的固体阻垢剂的检测。

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