阻垢剂的阻垢率测定方法与流程

本发明涉及一种阻垢剂的阻垢率测定方法。

背景技术：

在抽油井修井作业过程中，需要向抽油井内注入压井液，利用压井液平衡地层压力，以防止井喷，确保修井作业安全。

压井液中含有大量的钙离子、镁离子、以及钡离子等金属阳离子，这些金属阳离子会与抽油井内的流体中的碳酸根、碳酸氢根、以及硫酸根等阴离子反应，生成caco3、caso4、mgco3、以及baso4等不溶于水的沉淀，这些沉淀在地层和油管上形成结垢，从而对地层造成结垢伤害和腐蚀油管，因此，在实际应用压井液的过程中，需要向压井液中加入阻垢剂，减轻结垢对地层和油管的伤害。

在应用阻垢剂之前，需要测定阻垢剂的阻垢率。《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》q/sy126-2014版公开了测定阻垢率的方法。该方法的实验原理为：第一组、定量的氯化钙或氯化钡溶液与不含有阻垢剂的定量的碳酸钠或硫酸钠反应形成碳酸钙、硫酸钙或硫酸钡沉淀，第二组、定量的氯化钙或氯化钡溶液与含有阻垢剂的定量的碳酸钠或硫酸钠反应形成碳酸钙、硫酸钙或硫酸钡沉淀，第三组定量的氯化钙或氯化钡溶液与水反应，将三组恒温静置一定时间，用edta滴定法分别测定三组的上清液中钙离子或钡离子的含量，以计算阻垢剂的阻垢率。

在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题：

《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》q/sy126-2014版公开了测定阻垢率的方法，没有考虑到抽油井内的流体的成分很复杂，也具有很多金属阳离子和阴离子，用edta滴定法分别测定三组的上清液，会发生很多金属包括不结垢的金属阳离子与铬黑t指示剂生成络合物，从而不能真实地测定阻垢剂的阻垢率。

技术实现要素：

为解决上述技术问题，本发明提供一种可以真实地测定阻垢剂的阻垢率测定方法。技术方案如下：

本发明实施例提供阻垢剂的阻垢率测定方法，所述测定方法包括：

a、将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的压井液混合于第一反应容器中，获得第一反应体系；

b、将第一预设体积的所述抽油井内的产出水与第二预设体积的含有阻垢剂的所述压井液混合于第二反应容器中，获得第二反应体系；

c、将第一预设体积的所述抽油井内的产出水与第二预设体积的水混合于第三反应容器中，获得第三反应体系；

d、先将所述第一反应体系、所述第二反应体系、以及所述第三反应体系置于预设温度条件下反应至预设时间，再缓慢地弃去其中的上清液和悬浮物，然后分别向所述第一反应容器、所述第二反应容器、以及所述第三反应容器中加入等量的酸液，使附着于所述第一反应容器、所述第二反应容器、以及所述第三反应容器的内壁上的沉淀溶解形成溶液，最后利用氨水溶液分别调节所述第一反应容器、所述第二反应容器、以及所述第三反应容器内的溶液的ph值为7-11；

e、分别向调节ph值后的所述溶液中加入指示剂，利用edta标准溶液分别滴定加入所述指示剂的所述调节ph值后的所述溶液，所消耗的所述edta标准溶液的体积分别记为：v1、v2以及v3，则所述阻垢剂的阻垢率x的公式如下：

x＝(v1-v2)/(v1-v3)×100％。

优选地，a和b中的所述压井液为中密度压井液或高密度压井液。

优选地，所述a中，所述抽油井内的产出水中的碳酸氢根和硫酸根的物质的量之和小于所述压井液的钙离子和镁离子的物质的量之和。

优选地，d中的所述预设温度为85-110℃。

具体地，d中的所述预设时间为24小时以上。

优选地，在d中，再缓慢地弃去其中的上清液和悬浮物，之后利用水清洗所述第一反应体系、所述第二反应体系、以及所述第三反应体系，然后分别向所述第一反应容器、所述第二反应容器、以及所述第三反应容器中加入等量的酸液，使附着于所述第一反应容器、所述第二反应容器、以及所述第三反应容器的内壁上的沉淀溶解成溶液。

优选地，d中的所述酸液为盐酸。

优选地，在d中的所述ph值为9-10.5。

优选地，在e中，所述指示剂为铬黑t指示剂。

本发明实施例提供的技术方案的有益效果是：将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的压井液混合于第一反应容器中，获得第一反应体系；将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的含有阻垢剂的压井液混合于第二反应容器中，获得第二反应体系；将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的水混合于第三反应容器中，获得第三反应体系；根据实际工况下抽油井内的产出水和压井液、以及阻垢剂的成分，这个三个反应体系生成的沉淀为盐，主要包括：caco3、caso4、mgco3、以及baso4，将三个反应体系生成的沉淀用酸液溶解形成溶液，再调节ph值为7-11，然后利用edta标准溶液分别滴定加入指示剂的调节ph值后的溶液，最后根据消耗的edta标准溶液的体积对阻垢剂的阻垢率x＝(v1-v2)/(v1-v3)×100％进行求解。该方法仅对附着于第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器的内壁上的沉淀(相当于地层和油管上的结垢)进行测定，而不考虑可能以固体形式结垢的离子对地层和油管的影响，更接近于实际工况，利用氨水溶液调节ph值，避免引入可形成沉淀的离子，并且避免了利用edta标准溶液滴定三个反应体系的上清液，由于上清液中含有除钙离子、镁离子和钡离子以外的其他金属阳离子对阻垢率测定结果的干扰，使得该阻垢率测定方法能真实地反应阻垢剂的阻垢率。

附图说明

图1为本发明实施方式提供的阻垢剂的阻垢率测定方法流程图。

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。

请参见图1，图1为本发明实施方式提供的阻垢剂的阻垢率测定方法流程图。如图1所示，本发明实施方式提供的测定方法包括：

步骤101：a、将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的压井液混合于第一反应容器中，获得第一反应体系；

步骤102：b、将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的含有阻垢剂的压井液混合于第二反应容器中，获得第二反应体系；

步骤103：c、将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的水混合于第三反应容器中，获得第三反应体系；

步骤104：d、先将第一反应体系、第二反应体系、以及第三反应体系置于预设温度条件下反应至预设时间，再缓慢地弃去其中的上清液和悬浮物，然后分别向第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器中加入等量的酸液，使附着于第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器的内壁上的沉淀溶解形成溶液，最后利用氨水溶液分别调节第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器内的溶液的ph值为7-11；

步骤105：e、分别向调节ph值后的溶液中加入指示剂，利用edta标准溶液分别滴定加入指示剂的调节ph值后的溶液，所消耗的edta标准溶液的体积分别记为：v1、v2以及v3，则阻垢剂的阻垢率x的公式如下：

x＝(v1-v2)/(v1-v3)×100％。

本发明实施方式提供的阻垢剂的阻垢率测定方法的工作原理是：

将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的压井液混合于第一反应容器中，获得第一反应体系；将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的含有阻垢剂的压井液混合于第二反应容器中，获得第二反应体系；将第一预设体积的抽油井内的产出水与第二预设体积的水混合于第三反应容器中，获得第三反应体系；根据实际工况下抽油井内的产出水和压井液、以及阻垢剂的成分，这个三个反应体系生成的沉淀为盐，主要包括：caco3、caso4、mgco3、以及baso4，将三个反应体系生成的沉淀用酸液溶解形成溶液，再利用氨水溶液调节ph值为7-11，然后利用edta标准溶液分别滴定加入指示剂的调节ph值后的溶液，最后根据消耗的edta标准溶液的体积对阻垢剂的阻垢率x＝(v1-v2)/(v1-v3)×100％进行求解。该方法仅对附着于第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器的内壁上的沉淀(相当于地层和油管上的结垢)进行测定，而不考虑可能以固体形式结垢的离子对地层和油管的影响，更接近于实际工况，利用氨水溶液调节ph值，避免引入可形成沉淀的离子，并且避免了利用edta标准溶液滴定三个反应体系的上清液，由于上清液中含有除钙离子、镁离子和钡离子以外的其他金属阳离子对阻垢率测定结果的干扰，使得该阻垢率测定方法能真实地反应阻垢剂的阻垢率。

本领域技术人员可以理解的是，本发明实施方式中的步骤101、步骤102、以及步骤103没有先后顺序，先执行其中的哪个步骤都可以。

还有，本领域技术人员可以理解的是，第一反应体系中的压井液与第二反应体系中的含有阻垢剂的压井液的不同之处仅在于，第二反应体系中含有阻垢剂，以测定阻垢剂的阻垢功效。阻垢剂可以为含有缓蚀剂的阻垢剂，即缓蚀阻垢剂，也可以为不含有缓蚀剂的阻垢剂。

本领域技术人员可以根据反应器的体积，量取第一预设体积的抽油井内的产出水的体积和第二预设体积的压井液的体积，因而，本发明不对第一预设体积和第二预设体积做具体限定。本实施方式中所提及的反应容器可以为试管、三角瓶、锥形瓶等反应容器。

本实施方式的阻垢剂的阻垢率测定方法适合于对含有阻垢剂的中密度压井液或高密度压井液的阻垢剂的阻垢率测定。在阻垢率测定过程中，只对附着于第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器的内壁上的沉淀进行测定，消耗的edta标准溶液的用量少，节省试剂。

本实施方式的压井液可以为盐卤压井液，其主要成分为氯化钠、氯化钾、氯化镁和氯化钙及硫酸镁和溴化镁等。油田现场应用的盐卤压井液来源一般为制备食盐的伴生物，其密度在1.21-1.26g/cm³之间。本实施方式的压井液可以为钙卤压井液，可以由工业氯化钙配制而成，其主要成分有氯化钙及少量硫酸钙、氯化镁、氯化钠等，其密度为1.27-1.45g/cm³，压井液也可以由盐卤压井液与钙卤压井液按不同比例混合而成。

在本实施方式中，在步骤101和步骤102中，抽油井内的产出水中的碳酸氢根和硫酸根的物质的量之和小于压井液的钙离子和镁离子的物质的量之和，以使抽油井内的产出水中的碳酸氢根和硫酸根尽可能地全部以沉淀形式析出。

本实施方式的阻垢剂的阻垢率测定方法，应用于实际石油生产中，因此不需对本实施方式的阻垢剂的阻垢率测定方法的操作严格要求，步骤103中的水可以为自来水或蒸馏水等。

在本实施方式中，步骤104中的预设温度可以为2000-3000m深度的地层对应的温度。通常2000-3000m深度的地层对应的温度为85-110℃，一般以90℃估算，更贴近真实地层温度下盐在抽油井内的流体中的溶解度，即真实地反应附着于地层和油管上的结垢的量，从而更准确地测定阻垢剂的阻垢率。

在本实施方式中，步骤104中的预设时间为24小时以上，本领域技术人员也根据实际结垢的时间而定，如48小时、36小时、72小时等。

在本实施方式中，在步骤104中，再缓慢地弃去其中的上清液和悬浮物，防止附着于第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器的内壁上的沉淀脱落，影响实验结果，之后利用水清洗第一反应体系、第二反应体系、以及第三反应体系，然后分别向第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器中加入等量的酸液，使附着于第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器的内壁上的沉淀溶解成溶液。为了不引入产生沉淀的离子，优选地，酸液为盐酸溶液，盐酸的浓度可以为质量分数为0.5％-5％的盐酸。

在本实施方式中，步骤104中的分别调节所述第一反应容器、所述第二反应容器、以及所述第三反应容器内的溶液的ph值为9-10.5，更有利于指示剂指示溶液的颜色的变化，更准确地判断滴定终点，以便更准确的测定阻垢剂的阻垢率。

在本实施方式中，步骤104中的最后利用氨水溶液调节第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器内的溶液的ph值为7-11。利用氨水溶液调节第一反应容器、第二反应容器、以及第三反应容器内的ph值，避免引入可形成沉淀的离子，使该阻垢率测定方法更能真实地反应阻垢剂的阻垢率，例如使用氢氧化钠溶液容易产生氢氧化钙和氢氧化镁沉淀。氨水溶液的质量浓度可以为8％-2％，优选为5％。

在本实施方式中，在步骤105中，edta标准溶液中乙二胺四乙酸根的物质的量的浓度可以为0.02mol/l。指示剂可以为酚酞、中性红、百里酚蓝、甲酚红，优选为铬黑t指示剂。本实施方式仅对caco3、caso4、以及mgco3沉淀滴定，可以有效防止铬黑t与fe³⁺、al³⁺、cu²⁺、co²⁺、ni²⁺生成的络合物对阻垢率测定结果的影响。由于抽油井内的流体中的钡离子含量非常少，因此，忽略硫酸钡沉淀对测定阻垢剂的阻垢率的影响。

下述实施例中的edta标准溶液和铬黑t指示剂采用以下方法配制。

0.2mol/l的edta标准溶液按gb/t601规定方法配制和标定。

铬黑t指示剂按gb/t603-2002中的4.1.4.24规定方法配制。

实施例1和对比例1的阻垢剂选自专利文献一种阻止盐卤结垢的改性剂，公开号为cn105524605a。

实施例2和对比例2的阻垢剂选自专利文献一种阻止钙卤结垢的改性剂，公开号为cn105419761a。

实施例1

a、量取25ml大港油田房27-26井的产出水与25ml1.26g/cm³的盐卤压井液混合于试管1中，获得第一反应体系；

b、量取25ml大港油田房27-26井的产出水与25ml1.26g/cm³的盐卤压井液，该盐卤压井液还含有0.5ml的阻垢剂混合于试管2中，获得第二反应体系；

c、量取25ml大港油田房27-26井的产出水与25ml自来水混合于试管3中，获得第三反应体系；

d、先将第一反应体系、第二反应体系、以及第三反应体系置于90℃温度条件下反应至48小时，再缓慢地弃去其中的上清液和悬浮物，然后分别向试管1、试管2、以及试管3中加入2.5ml的浓度为1.75％的盐酸，使附着于试管1、试管2、以及试管3的内壁上的沉淀溶解形成溶液，最后分别用质量浓度5％的氨水溶液调节试管1、试管2、以及试管3内的溶液的ph值为10；

e、分别向调节ph值后的溶液中加入铬黑t指示剂，利用0.2mol/l的edta标准溶液分别滴定加入指示剂的调节ph值后的溶液，所消耗的edta标准溶液的体积分别记为：v1＝5.1、v2＝0.1以及v3＝0，则阻垢剂的阻垢率x的公式如下：

x＝(5.1-0.1)/(5.1-0)×100％＝98.04％。

对比例1

利用《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》q/sy126-2014版公开了测定阻垢率的方法对实施例1中的25ml大港油田房27-26井的产出水和25ml1.26g/cm³的盐卤压井液，该盐卤压井液还含有0.5ml的阻垢剂，对阻垢剂的阻垢率进行测定，x＝(2.2-0.15)/(2.2-0)×100％＝93.18％。

实施例2

a、量取25ml大港油田港深10-1井的产出水与25ml1.40g/cm³钙卤压井液混合于试管1中，获得第一反应体系；

b、量取25ml大港油田房27-26井的产出水与25ml1.40g/cm³钙卤压井液，该钙卤压井液还含有0.5ml的阻垢剂混合于试管2中，获得第二反应体系；

c、量取25ml大港油田港深10-1井的产出水与25ml自来水混合于试管3中，获得第三反应体系；

d、先将第一反应体系、第二反应体系、以及第三反应体系置于90℃温度条件下反应至48小时，再缓慢地弃去其中的上清液和悬浮物，然后分别向试管1、试管2、以及试管3中加入2.5ml的浓度为1.75％的盐酸，使附着于试管1、试管2、以及试管3的内壁上的沉淀溶解形成溶液，最后分别用质量浓度5％的氨水溶液调节试管内的溶液的ph值为10；

e、分别向调节ph值后的溶液中加入铬黑t指示剂，利用0.2mol/l的edta标准溶液分别滴定加入指示剂的调节ph值后的溶液，所消耗的edta标准溶液的体积分别记为：v1＝5.6、v2＝0.1以及v3＝0，则阻垢剂的阻垢率x的公式如下：

x＝(5.6-0.1)/(5.6-0)×100％＝98.21％。

对比例2

利用《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》q/sy126-2014版公开了测定阻垢率的方法对实施例1中的25ml大港油田房27-26井的产出水和25ml1.26g/cm³的盐卤压井液，该盐卤压井液还含有0.5ml的阻垢剂，对阻垢剂的阻垢率进行测定，x＝(1.8-0.1)/(1.8-0)×100％＝94.44％。

对比实施例1与对比例1和实施例2与对比例2可知，在实际生产中应用本发明的阻垢剂的阻垢率测定方法测定的阻垢剂的阻垢率更加真实可靠。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。