高温气田水新型阻垢剂的研究与应用

周厚安 冷雨潇 刘友权 朱 庆 刘德华 周 渝

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 3.中国石油西南油气田公司重庆气矿

油气田化学

高温气田水新型阻垢剂的研究与应用

周厚安1冷雨潇1刘友权1朱 庆2刘德华3周 渝1

1.中国石油西南油气田公司天然气研究院 2.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 3.中国石油西南油气田公司重庆气矿

川渝气田有水气藏在排水采气及气田水转输、回注过程中，地面设备及输送管线普遍存在结垢堵塞问题。特别是近年来，随着一大批高温、高产水气井的二次开发，气田水地面输送系统的结垢问题更加突出，严重影响了气田正常生产。为解决高温气田水的结垢问题，迫切需要开展新型阻垢剂的研究。简要介绍了新型阻垢剂CT4-37的研制、性能评价及现场应用情况。室内性能评价及现场试验结果表明，该新型阻垢剂具有耐盐抗温、钙容忍度高、高效低毒等优点，对于高矿化度气田水碳酸钙(镁)垢和硫酸钙垢具有良好的阻垢效果。在温度为80 ℃，药剂质量浓度为25 mg/L的条件下，阻垢率可达95%以上。

排水采气 气田水 气田水输送 阻垢剂 现场试验

为提高气田的采收率，实现老气田的稳产和复产，普遍采用排水采气工艺生产。气田水中含有大量结垢离子、腐蚀性离子和H2S、CO2酸性气体，矿化度高，腐蚀性强。排水采气及气田水输送处理过程中，由于系统的压力和温度下降，大量H2S和CO2溶解气体从水中逸出，原平衡条件发生变化，极易形成碳酸盐和硫酸盐沉淀，并借助泥砂和腐蚀产物等晶核附着在管道内壁，造成地面设备及输送管线发生结垢堵塞[1-2]。高温气井排水采气及气田水输送对地面配套设施提出了更高的要求，一是由于气田水温度高，机泵设备无法正常运行，直接输送会对周围农作物造成影响，必须采取降温措施；二是由于高温条件下气田水结垢更为严重。气田水结垢不仅会导致井站设备及管线堵塞，冷却设备无法降温，转水泵无法正常运转，还会因腐蚀穿孔和爆管带来安全与环保问题，给气井排水采气及气田水输送造成严重的影响和危害。为解决高温气田水的结垢与腐蚀问题，各生产作业区采取了加注缓蚀阻垢剂、安装强磁防垢装置、将金属材质管道更换为非金属材质等多种措施。现有缓蚀阻垢剂在60 ℃以上高温条件下的阻垢效果较差，无法满足高温气田水防垢需要，只能定期进行化学清洗除垢或更换设备及管线，导致设备维修及更换等生产成本大幅增加。

1 现场气田水水样及垢样的组成分析

现场水样和垢样取自川渝气田WY001-H1井和TD90井高温排水采气井站。参照SY/T 5523-2016《油气田水分析方法》和SY/T 0600-2009《油田水结垢趋势预测》标准进行现场水样和垢样的组成分析。现场气田水水质分析结果见表1，垢样外观及组成分析结果见表2和图1。

表1 WY001-H1井站和TD90井站气田水水质分析结果Table1 GasfieldwaterqualityanalysisresultsofWY001-H1andTD90gasstations井站pH值ρ(K++Na+)/(mg·L-1)ρ(Ca2+)/(mg·L-1)ρ(Mg2+)/(mg·L-1)ρ(Ba2+)/(mg·L-1)ρ(HCO-3)/(mg·L-1)ρ(SO2-4)/(mg·L-1)ρ(Cl-)/(mg·L-1)矿化度/(g·L-1)水型WY001-H1井6.45279652467237562781504815979.94CaCl2TD90井6.962324922992670564123442259.20CaCl2

表2 WY001-H1井站和TD90井站垢样组成分析结果Table2 ScalesamplecompositionanalysisresultsofWY001-H1andTD90gasstations垢样来源WY001-H1井站冷却器盘管内TD90井站排污管线内外观黑色块状固体黑白相间的层状固体灼烧减量(450℃)/%1.251.86灼烧减量(950℃)/%43.4142.2w(盐酸不溶物)/%1.960.25w(CaCO3)/%90.8189.71w(MgCO3)/%2.574.20w(CaSO4)/%0.410.34w(腐蚀产物)/%2.860.42

垢样组成分析结果表明，井站结垢堵塞物主要为碳酸钙、碳酸镁等碳酸盐垢，含有少量铁的腐蚀产物(氧化铁、硫化亚铁)、有机物(油污)、固体泥沙和硫酸盐垢。

2 新型阻垢剂产品的研制

根据现场气田水质及垢样组成分析，目前川渝地区大多数高温排水采气井站的气田水温度在60～80 ℃，矿化度在55～120 g/L，结垢物主要是以碳酸钙、碳酸镁等碳酸盐垢为主，含少量硫酸盐垢、腐蚀产物和泥砂。针对上述水质特点和结垢物类型，项目组在分析有机膦酸盐类、膦羧酸类缓蚀阻垢剂和聚合物类阻垢分散剂的作用机理及性能特点的基础上，通过主剂合成及复合配方筛选评价实验，研制出了一种耐盐、抗温、对碳酸盐垢和硫酸钙垢具有良好阻垢效果的新型阻垢剂产品CT4-37，其阻垢机理包括络合增溶、晶格畸变和分散作用[3-4]。阻垢剂产品CT4-37的生产工艺流程见图2，产品理化性能指标见表3。

表3 阻垢剂CT4-37的理化性能指标Table3 PhysicalandchemicalpropertiesofscaleinhibitorCT4-37项目指标外观无色或淡黄色液体pH值(1%的溶液)≥2.0密度(20℃±5℃)/(g·cm-3)1.15～1.20阻垢率/%≥95

3 新型阻垢剂的性能评价

3.1 阻垢性能评价方法

采用静态沉淀法，参照SY/T 5673-1993《油田用防垢剂性能评定方法》进行碳酸钙垢和硫酸钙垢的阻垢性能评价。根据不同结垢类型，配制不同水质的模拟气田水，加入一定量的阻垢剂后，在一定的温度条件下静置一定时间后，测定未加阻垢剂及加注不同浓度阻垢剂后水中结垢离子的变化，根据测定结果计算阻垢剂的阻垢率。

3.2 碳酸钙垢阻垢性能评价

(1) 碳酸钙垢阻垢性能评价实验用模拟气田水水质分析结果见表4。

表4 碳酸钙垢阻垢性能评价摸拟气田水水质分析结果Table4 Waterqualityanalysisresultsofsimulationgasfieldwaterforcalciumcarbonatescaleinhibitionperformanceevaluationmg/LpH值ρ(Na+)ρ(Ca2+)ρ(Mg2+)ρ(Cl-)ρ(SO2-4)ρ(HCO-3)矿化度6.301398316532172360010.1267242130

(2) 与常用阻垢剂性能对比评价结果。实验对比评价了70 ℃下,新型阻垢剂CT4-37和目前油气田常用的几种阻垢剂对上述模拟气田水碳酸钙结垢的阻垢效果。结果见图3。

由图3可以看出，在70 ℃下，新型阻垢剂CT4-37对于上述高矿化度模拟气田水碳酸钙垢的阻垢性能明显优于目前油气田常用的阻垢剂产品CT4-34A、XH-A、ATMP、HPAA和HEDP，药剂用量更低，阻垢效率更高。在药剂质量浓度为30 mg/L、70 ℃时，阻垢24 h，碳酸钙垢的阻垢率可达95%以上。

(3) 实验分别考察了阻垢剂CT4-37在温度为60 ℃、70 ℃和80 ℃，评价时间为24 h条件下，碳酸钙垢的阻垢效果，评价结果如图4所示。

由图4可看出，随着评价温度的上升，碳酸钙垢的阻垢性能有所下降，但在评价温度高达80 ℃的条件下，阻垢剂CT4-37仍具有良好的阻垢效果。在评价温度为60 ℃、70 ℃和80 ℃，药剂质量浓度为40 mg/L、阻垢时间为24 h的条件下，碳酸钙垢的阻垢率分别可达100%、98.70%和90.42%。

3.3 硫酸钙垢阻垢性能评价

(1) 硫酸钙垢阻垢性能评价用模拟气田水的水质分析结果见表5。

(2) 实验考察了阻垢剂CT4-37在60 ℃、70 ℃和80 ℃温度下，对于模拟气田水硫酸钙垢的阻垢效果，性能评价结果见表6。

表5 硫酸钙垢阻垢性能评价摸拟气田水水质分析结果Table5 WaterqualityanalysisresultsofsimulationgasfieldwaterforcalciumsulfatescaleinhibitionperformanceevaluationpH值ρ(Na+)/(mg·L-1)ρ(Ca2+)/(mg·L-1)ρ(Cl-)/(mg·L-1)ρ(SO2-4)/(mg·L-1)矿化度/(g·L-1)7.214675151072318360317.02

表6 阻垢剂CT4-37的硫酸钙垢阻垢性能评价结果Table6 EvaluationresultsofscaleinhibitionperformanceofcalciumsulfatescaleinhibitorCT4-37评价温度/℃不同阻垢剂加量条件下的阻垢率/%5mg/L10mg/L15mg/L20mg/L30mg/L6080.7295.5498.901001007083.7590.8093.4095.3898.008079.8086.1990.2592.1093.48 注:评价标准为SY/T5673-1993,评价时间为24h。

由表6可看出，阻垢剂CT4-37对于高矿化度模拟气田水硫酸钙垢的形成具有良好的阻垢效果，高温条件下性能稳定。在评价温度为60 ℃、70 ℃和80 ℃、药剂质量浓度为30 mg/L、阻垢24 h的条件下，硫酸钙垢的阻垢率分别可达100%、98%和93.48%。

3.4 阻垢剂的热稳定性能评价

(1) 评价方法：将200 mL新型阻垢剂CT4-37样品加入到1 L的泥浆老化罐中，通N2驱氧10 min后，继续通气加压至0.3 MPa，然后放到恒温干燥箱内，在90 ℃和100 ℃温度条件下恒温24 h。取出冷却，待温度和压力降至常温常压后，取样进行碳酸钙垢阻垢性能评价。

(2) 性能评价结果：样品热处理后的CaCO3垢阻垢性能评价实验结果见表7所示。由表7可知，阻垢剂CT4-37的耐热性能较好，在90 ℃时加热24 h后，其阻垢性能基本不受影响；100 ℃时加热24 h后，其阻垢性能略有下降。

表7 阻垢剂CT4-37的热稳定性能评价结果Table7 EvaluationresultsofthermalstabilityofthenewscaleinhibitorCT4-37ρ(阻垢剂)/(mg·L-1)热处理前CaCO3垢的阻垢率/%热处理后CaCO3垢的阻垢率/%90℃、24h100℃、24h1083.6583.5083.103096.1096.2095.42 注:评价标准为SY/T5673-1993。

4 阻垢剂CT4-37的毒性评价

项目组委托四川大学华西药学院按《化学品毒性鉴定技术规范》及《化学物质毒性全书》的相关标准进行了产品毒性检测评价，评价实验包括小鼠急性经口毒性实验和家兔眼睛及完整皮肤刺激性实验。阻垢剂CT4-37的昆明鼠急性经口毒性评价结果见表8。结果表明，阻垢剂CT4-37对昆明鼠的急性经口染毒LD50=7.94 g/kg，已超过5 000 mg/kg限量标准，属微毒级别，产品原液对家兔眼晴有腐蚀性，但对完整皮肤无刺激性。

表8 昆明鼠急性经口毒性评价实验结果Table8 ExperimentalresultsofacuteoraltoxicityassessmentofKunmingrats组别剂量/(g·kg-1)动物数/只死亡数/只LD50及其95%可信限/(g·kg-1)12.155024.6450310.0054421.5055LD50=7.945.84～10.80

5 现场应用试验情况

为考察高温气田水新型阻垢剂CT4-37的现场防垢效果，分别在川渝地区WY001-H1井和TD90井高温排水采气井站地面设备及气田水输送管线上开展了1年的现场应用试验。

5.1 现场试验井站生产及结垢情况

(1) WY001-H1井站。WY001-H1井站为高温排水采气井，井口油压为3.0 MPa，井口温度为94 ℃，产气量为4.0×104m3/d，产水量为500 m3/d左右，天然气中H2S体积分数为2.15%，CO2体积分数为5.60%。井站生产工艺流程：井下采出来的气液混合物首先进入一级分离器进行气液分离，分离后的天然气经空气冷却器冷却降温后进行二次分离。两级分离器分离出来的气田水先经过空气冷却器冷却降温后进入污水储罐，然后通过转水泵和输卤管线输送至下游气田水回注井站进行回注。因气田水温度高，水中含有大量结垢离子及H2S、CO2酸性气体，矿化度高，腐蚀性强。自投产以来，站内排水采气、天然气及气田水冷却系统(空冷器管束箱内盘管)和气田水转输系统多次发生严重结垢堵塞和腐蚀现象，严重影响了气井排水采气及气田水处理的正常生产。为避免完全堵死后增大清洗解堵难度，平均每4～6个月需定期进行一次化学清洗除垢解堵。站内输卤管线及阀门的结垢堵塞情况如图5所示。

(2) TD90井。TD90井是一口气藏强排水井，采用增压气举排水采气工艺生产，井口套压16 MPa，油压2.6 MPa，井温60 ℃，排水量约250 m3/d。由于产出地层水温度较高，井站气田水分离排污系统(分离器、管线和阀门)出现严重的结垢堵塞现象，严重影响了井站排水采气正常生产，平均每2年必须更换管线1次。井站排污管线及阀门的结垢堵塞情况见图6。

5.2 现场阻垢剂加注及防垢试验效果

(1) WY001-H1井站地面设备及输卤管线的防垢试验结果：在不同阻垢剂加量条件下，WY001-H1井站地面设备及输卤管线的防垢试验结果见表9。从表9可看出，不加药剂的空白试验条件下，WY001-H1井气田水结垢较为严重,气田水在降压分离、空气冷却过程中，沉垢量平均达105.1 mg/L，气田水转输过程中，沉垢量平均26.5 mg/L；加注阻垢剂CT4-37后，沉垢量较少，阻垢效果较好,在药剂加量为12 kg/d 时，平均阻垢率可达95.06%以上。

从近1年多的生产运行情况来看，加注阻垢剂CT4-37后现场防垢效果良好，转水泵出口压力维持在1.94～1.98 MPa，冷却器的进口压力维持在0.15～0.30 MPa范围，冷却后的气田水温度可降至45 ℃以下，地面冷却设备、转水泵及输水管线未发现快速结垢堵塞迹象，生产运行正常。

表9 WY001-H1井站现场防垢试验效果Table9 Anti-foulingtesteffectofWY001-H1wellstation取样时间井口温度/℃产水量/(m3·d-1)水冷器进口压力/MPa水冷器出口温度/℃阻垢剂加量/(kg·d-1)沉垢量/(mg·L-1)水冷器出口转水泵出口WY6井出口阻垢率/%2015-07-07761640.2528空白104.912.114.32015-07-0988.54580.3037空白105.212.514.12015-07-10894890.313812544.392.482015-07-12894890.3139120397.492015-07-13894820.313812523.294.152015-07-14894820.3139125095.82 注:井口温度为90℃,分离器出口水温为94～86℃,水冷器出口水温为37～38℃。

(2) TD90井排污管线防垢试验结果：为了对比考察试验药剂CT4-37加注前后的防垢效果,在TD90井排污管线结垢最严重的末端管线上安装了可拆卸的观察管段(直径为DN150 mm,长度为40 cm)。不加注阻垢剂和加注阻垢剂CT4-37分别连续生产5个月后，试验监测管段及两端闸阀内壁的结垢对比见图7。

试验发现，若不加任何阻垢剂生产5个月后，观察管段内壁出现了明显的结垢,结垢厚度达1～2 cm, 观察管段前端闸阀内结垢厚度高达2.5 cm。而连续加注CT4-37阻垢剂生产近5个月后，观测管段内壁表面清洁光滑，几乎无垢物生成。现场不同药剂加量条件下的阻垢效果见表10。试验结果表明，新型阻垢剂CT4-37对TD90井气田水结垢具有良好的阻垢效果。当药剂质量浓度为25 mg/L时，阻垢率可达91.56%；药剂质量浓度为40 mg/L时，阻垢率可达99.2%。

表10 不同阻垢剂加量条件下的沉垢量和阻垢率Table10 Scalingbackamountandscaleinhibitionrateofdifferentscaleinhibitordosages产水量/(m3·d-1)药剂加量/(kg·d-1)ρ(药剂)/(mg·L-1)沉垢量/(mg·L-1)阻垢率/%2415.020.7543.6058.162576.023.3423.5577.402737.025.648.8091.562507.530.003.3396.8025310.040.000.8599.20 注:空白条件下的沉垢量为104.2mg/L。

6 技术经济性分析

阻垢剂CT4-37与与目前川渝气田防垢常用阻垢剂XH-A和XH-B加注药剂成本对比见表11。从表11可见，在阻垢效果相当的情况下，阻垢剂CT4-37的药剂加量及成本可降低一半。

表11 阻垢剂CT4-37与常用阻垢剂的药剂加量及成本对比表Table11 ComparisonofdosageandcostofscaleinhibitorCT4-37andcommonscaleinhibitors阻垢剂名称ρ(药剂)/(mg·L-1)药剂价格/(万元·t-1)药剂成本/(元·(m3水)-1)CT4-3710～302.000.20～0.60XH-A30～502.200.64～1.10XH-B30～502.300.69～1.15

7 结 论

(1) 室内性能评价和现场应用试验结果表明，新型阻垢剂CT4-37对于高温气田水碳酸盐和硫酸钙结垢具有良好的阻垢效果，耐盐抗温、高效、低毒。在温度为70 ℃、药剂质量浓度为30 mg/L、阻垢24 h条件下，阻垢率可达95%以上。

(2) 现场应用试验结果表明，对于川渝地区高温高矿化度气田水结垢，新型阻垢剂CT4-37的阻垢性能良好，适用于排水采气井站、气田水输送管线及回注井站的气田水防垢。

(3) 技术经济性对比分析结果表明，采用阻垢剂CT4-37防垢，可有效防止川渝气田高温排水采气及气田水转输系统的结垢。在相同阻垢效果的条件下,其药剂加注成本较目前常用药剂可降低一半。

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Research and application of a new type of scale inhibitor used in high temperature gas field water

Zhou Houan1, Leng Yuxiao1，Liu Youquan1, Zhu Qing2，Liu Dehua3，Zhou Yu1

1.ResearchInstituteofNaturalGasTechnology,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu,Sichuan,China； 2.SouthernSichuanGasDistrict,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Luzhou,Sichuan,China；3.ChongqingGasDistrict,PetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chongqing,China

In Sichuan and Chongqing gas fields, the problem of scaling and clogging in ground equipment and pipeline is widely existing during gas recovery by water drainage， gas water transfer and reinjection process. Especially in recent years, with the secondary development of a large number of high temperature, high water production gas wells, the problem of scaling in gas water ground conveying system is becoming more and more prominent, which has a strong impact on normal production of the gas field. To solve this problem, a new type of scale inhibitor used in high temperature gas field was studied. This paper briefly introduces the development, performance evaluation and field application of the new scale inhibitor CT4-37. Laboratory evaluation and field application test results show that this new scale inhibitor has advantages of high temperature resistance, high salts and calcium tolerance, and also high efficiency while low toxicity, which has a good inhibition effect to calcium carbonate scales and calcium sulfate scales formed from gas field water with high salinity. Under 80 ℃ and 25 mg/L reagent dosage, the inhibition rate can reach 95%.

drainage gas recovery, gas field water, gas field water transfer, scale inhibitor, field test

中国石油西南油气田分公司科研项目《高温排水及气田水输送用新型阻垢剂的研究》(20130307-01)、《气田水地面输送系统阻垢剂现场试验》(20150307KS04)。

周厚安(1965-)，硕士，高级工程师，1988年毕业于西南石油学院应用化学专业，2007年毕业于四川大学化工学院，现就职于中国石油西南油气田公司天然气研究院，主要从事油气田开发化学技术研究工作，已发表论文16篇。E-mail：zhouha@petrochina.com.cn

TE358+.5

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.01.011

2016-09-04；编辑：冯学军