淖尔油田位于内蒙古边境地区，通过分析现场的调研资料，其结垢具有以下特点：①结垢物以酸碱不溶物为主，易溶酸物为辅。②成垢反应迅速，结垢部位集中，主要位于油田联合处理站各计配站来油交汇处及外延40 m之间的集油干线内，垢物疏松，纹理清晰，平均厚度可达2 cm~3 cm。另外, 结垢还会使缓蚀剂与金属表面难接触成膜，使缓蚀剂达不到应有的缓蚀效果；并且结垢降低供注水管道和油管的流量，严重时还会引起管道的堵塞[1]。为了系统分析淖尔油田油水井结垢的原因，对结垢较严重的N22-20、N22-60油井进行了水质分析，结果见表 1。
实验介质采用模拟油田采出水。根据水分析资料配制模拟水样，方案见表 2。参照《分析化学实验》中EDTA标准溶液滴定法[2]分析溶液的结垢率，以及添加阻垢剂后的阻垢率，阻垢率的计算见式(1)：
式中：M2为加阻垢剂后混合溶液中钙镁离子的浓度；M1为未加阻垢剂混合溶液(即空白样)中钙镁离子的浓度；M0为A、B溶液中钙镁离子之和的一半，即M0=(MA+MB)/2。
由于垢的成分比较复杂，因此影响淖尔油田结垢的因素有很多，除了溶液介质中含有的有机物、H2S、CO2、pH值及成垢离子以外，同时还有外在因素，如时间、温度等。
在前期的研究中已实验筛选复配出了阻垢剂，阻垢剂Ⅰ(HYZ)和阻垢剂Ⅱ按1:1复配，在复配阻垢剂适宜的加量下，其阻垢率可达90%以上。在此基础上开展了结垢与阻垢影响因素的研究。
对N22-60井模拟地层水，在温度为65℃，阻垢剂(Ⅰ和Ⅱ按1:1复配)加量为40 mg/L的条件下，分别考察在各个时间条件下空白样和加粗阻垢样的结垢情况，图 1为空白样实验结果。
从图 1可以看出，随着时间的增加，结垢率先有一段缓慢的上升，这一段大约发生在3 h~6 h，之后大约在6 h~10 h的时间段内，结垢率陡然上升，在10 h后结垢率的增速逐渐趋于平缓，溶液达到稳定状态。
图 2是N22-60井加阻垢剂样的结垢率随时间变化的关系。从图中可以看出，与图 1空白样中相比，加阻垢剂后由于阻垢剂的作用，结垢诱导期延长到了10 h左右，并且结垢率也从9%左右降低到了0.8%左右。
图 3是加阻垢剂样的阻垢效果与时间的关系。从图 3可以看出，阻垢率随时间的增加先上升，在10 h~12 h的某个时间段阻垢率达到最大，之后阻垢率开始下降，在18 h后阻垢率下降渐渐趋于平缓，且在21 h后渐渐趋于平稳。在以后的实验中为了使所得到的数据更合理，实验时间选为24 h。
根据现场资料，淖尔油田井底温度为65℃，井口为25 ℃，因此选择25℃、35℃、45 ℃、55 ℃和65 ℃这5个温度点对N22-20井进行室内常压静态实验，所加阻垢剂为复配阻垢剂(Ⅰ和Ⅱ按1:1复配)，加量为40 mg/L。实验结果见表 3。
从表 3可以看出，油井N22-20的结垢倾向均随着温度的升高而趋于严重，这表明，温度升高，结垢严重程度加大，N22-20井在65 ℃时阻垢率最低。阻垢率随温度变化的关系见图 4。
由图 4可知，N22-20井的阻垢率随温度升高而下降，这主要是因为随着温度的升高，成垢离子的结垢趋势增加，阻垢剂对金属离子的束缚能力降低，阻垢剂所吸附的已生成晶核容易发生脱附而进入溶液本相，继续沉积，导致了阻垢率降低[3]。
由于淖尔油田产出水中CO2浓度平均值在160 mg/L左右，故试验选取CO2浓度值为0 mg/L、50 mg/L、100 mg/L、150 mg/L和200 mg/L进行实验，实验温度为65 ℃，实验介质选用N22-20模拟油田产出水。配制所需CO2浓度的溶液进行试验，结果见表 4。
从表 4可知，在相同温度下，随着CO2浓度的增加，空白样中Ca2+、Mg2+浓度增加，这主要是CO2含量增加，抑制了碳酸钙沉淀；加入阻垢剂的样表现出了相同的趋势。
图 5是相同温度下，CO2浓度与阻垢率的关系，从图中可以看出，随着溶液CO2含量的增加，阻垢率上升。
根据淖尔油田产出水H2S含量的实际情况，选择H2S浓度在0 mg/L~20 mg/L，常压，65 ℃条件下进行试验。试验对象为N22-20井模拟油田产出水，实验结果见表 5和图 6
从表 5和图 6可看出，在相同温度下，随着H2S浓度增加，阻垢率上升，这是因为随着H2S浓度的增加，溶液的pH值开始下降，CaCO3的沉积倾向降低[4-6]，从而溶液的结垢率下降，阻垢率上升。
由于淖尔油田水样的pH值在6~8，所以选择pH值为5~8进行研究，用HCl和NaOH溶液调节pH值。实验温度选择65 ℃，试验对象为N22-20井模拟油田产出水，阻垢剂为复配阻垢剂(Ⅰ和Ⅱ按1:1复配)，加量为40 mg/L，实验结果见表 6和图 7。
从表 6可知，在pH值为6.5后，随着pH值的升高，结垢量增加，这主要是因为pH值升高增强了成垢的趋势，特别是CaCO3的沉淀量急剧增加。
从表 6和图 7可以看出，复配阻垢剂在低pH值和高pH值时阻垢效果都不太好，在pH值为6~7的范围内效果最好。这主要是因为pH值对于有机阻垢剂的离解有很大影响，pH值减小会造成酸的副反应，使参与作用的有效阻垢剂的量减小；而pH值升高，阻垢剂周围的电荷密度就会增加，表面的负电性增强，静电斥力抑制阻垢剂分子的解离，导致阻垢能力下降。
pH值在7以上的阻垢率下降速度大于pH值在6以下的上升速度，这说明相比于低的pH值(6以下)，高的pH值(8以上)对阻垢率的影响更大，所以pH值越高，防垢也越困难。
在前面的实验中考察了温度、pH值、CO2和H2S气体含量这四个单因素，除此之外，对实验影响较大的因素还有成垢体系离子(Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-)的浓度。采用正交实验，并对结果进行分析，可得出影响结垢的各因素主次顺序，为提出合理的防垢措施提供了实验基础。
考虑到淖尔油田的实际情况，试验选取温度、pH值、成垢体系离子Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-的浓度和复配阻垢剂加量这7个因素，每个因素取三个水平。因素和水平选取见表 7。
采用极差分析法对正交实验结果进行分析。结果表明, 在7个因素中，对指标的影响大小的排序是Ca2+浓度>温度>阻垢剂加量> HCO3-浓度> SO42-浓度>pH值> Mg2+浓度。从实验结果可以看出，在所有因素中Ca2+浓度影响最大，说明内因的影响要强于外因，而温度和pH值相比，温度的影响大，这与前面的实验结果相符。
(1) 考察了各单因素对淖尔油田油井结垢、阻垢的影响，结果表明：随着时间的增加，阻垢率先增大到一极值后缓慢降低；阻垢率随温度升高而下降；在相同温度下，随着溶液CO2、H2S浓度的增加，阻垢率均呈上升趋势；阻垢剂在低pH值和高pH值时阻垢效果都不太好，在pH值为6~7的范围内效果好。
(2) 通过正交实验得出7个因素对阻垢效果的影响顺序：Ca2+浓度>温度>阻垢剂加量> HCO3-浓度> SO42-浓度>pH值> Mg2+浓度。
2011, Vol. 40 Issue (4): 390-393
2011, Vol. 40 Issue (4): 390-393