CN105712504B - 一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂、制备方法及应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂、制备方法及应用,属于水处理技术领域。该缓蚀阻垢剂包括以下重量百分比的组分：2‑膦酸基丁烷‑1,2,4‑三羧酸水溶液，10％～35％；羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～20％；多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～20％；膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，10％～25％；咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5％～10％；硫脲，1％～3％；水，余量。该缓蚀阻垢剂可以有效防止pH为6～8、温度为60～90℃的酸性高温气田水对设备及管线的腐蚀和结垢，缓蚀率可达70％以上，对碳酸钙垢和硫酸钙垢的阻垢率可达90％以上。

Description

一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂、制备方法及应用

技术领域

本发明涉及一种用于酸性高温气井排水采气及气田水输送处理的缓蚀阻垢剂、制备方法及应用，属于水处理技术领域。

背景技术

为提高气田的采收率，实现老气田的稳产和复产，气田普遍采用泡沫排水、增压气举排水和电潜泵排水等排水采气工艺生产。由于气田水中含有大量Ca²⁺、Mg²⁺、HCO₃ ^-、SO₄ ^2-和Cl^-等结垢与腐蚀性离子及H₂S和CO₂等酸性溶解性气体，矿化度高、腐蚀性强。在排水采气及气田水输送处理过程中，气田水随天然气从高压地层采出至地面系统，由于系统压力和温度下降，大量H₂S和CO₂溶解气体从水中逸出，pH值上升，原平衡条件发生变化，极易形成碳酸盐和硫酸盐沉淀，并借助少量泥砂和腐蚀产物等晶核附着管道内壁，造成地面设备及输送管线结垢堵塞。特别是酸性气田高温产水气井排水采气，由于气田水温度高，含有大量H₂S和CO₂酸性气体，地面设备及输送管线的结垢与腐蚀问题更加严重。结垢和腐蚀不仅造成地面分离、冷却、储存、转输系统堵塞，冷却设备无法达到降温效果，气田水转运泵等设备无法正常运转，气田水管输能力下降，还因设备腐蚀穿孔和爆管带来了安全和环保问题，给气井排水采气和气田水处理造成了严重影响和危害。为解决酸性高温气田水的结垢与腐蚀问题，气田采取了加注缓蚀阻垢剂、安装强磁防垢装置、定期化学清洗除垢和更换金属管线等多种防护措施，但由于现有常用缓蚀阻垢剂在高温条件下的阻垢和防腐效果较差，强磁防垢基本无效，长期加注酸洗除垢剂又会对转运设备和管线造成严重腐蚀，均无法满足酸性高温气田水的防腐防垢需要，迫切需要研究出一种适合酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂产品。

目前国内外科研院所及公司已申请了大量缓蚀阻垢剂发明专利，如：一种用于水处理的组合物(CN101565244A)、一种环保型缓蚀阻垢剂及其制备方法(CN102745824A)、一种油田阻垢剂及其制备方法和应用(申请号201210209855.6)、一种油气井井下用耐盐型缓蚀阻垢剂及其制备方法(申请号201310597223.6)、一种油田水复合型阻垢剂的制备方法(CN102616945A)、一种油田回注水专用缓蚀阻垢剂及其制备方法(CN102167450A和CN102344790A)。本发明人通过对上述专利文献中的技术方案的应用背景技术进行了研究，发现上述缓蚀阻垢剂主要是针对工业循环冷却水系统和油田回注水处理系统的结垢和腐蚀的控制，而针对H₂S和CO₂含量高的酸性气田高温气井排水采气及气田水处理的缓蚀阻垢剂研究涉及较少。本发明涉及的气田水水质及环境条件较上述现有技术中所述的工业循环冷却水和油田回注水的水质组成更为复杂，H₂S和CO₂等酸性气体含量更高，结垢和腐蚀性更强。而且气田水结垢与油田水结垢的影响因素有所不同：油田回注水结垢的主要原因是由于地面回注水与回注井地层水的配伍性差，以及回注过程中的压力和温度条件变化；而气田水结垢的主要原因是由于气井排水采气及气田水输送过程中，系统压力和温度下降，大量H₂S和CO₂等溶解的气体从水中逸出，pH值升高，使原化学平衡条件遭到破坏而致。

在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：现有技术的缓蚀阻垢剂产品对于本发明专利涉及的酸性高温气田水的适用性较差，高温条件下的阻垢和缓蚀率较低，达不到防腐防垢要求。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于，提供一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂。

具体而言，包括以下技术方案：

本发明第一方面提供一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂，该缓蚀阻垢剂包括以下重量百分比的组分：

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液，10％～35％；

羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～20％；

多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～20％；

膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，10％～25％；

咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5％～10％；

硫脲，1％～3％；

水，余量；

其中，所述2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液中2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸的含量≥50％，

所述羟基乙叉二膦酸水溶液中羟基乙叉二膦酸的含量≥50％，

所述多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液中多氨基多醚基亚甲基膦酸的含量≥40％，

所述膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液中膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物的含量≥40％，

所述咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液中咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂的含量≥80％。

进一步地，所述缓蚀阻垢剂包括以下重量百分比的组分：

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液，30％～35％；

羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～10％；

多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～10％；

膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，15％～20％；

咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5.5％～6.5％；

硫脲，1.5％～2.5％；

水，余量。

具体地，所述膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物为次磷酸盐/丙烯酸/2-丙烯酰胺-2-甲基丙基磺酸共聚物。

具体地，所述咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂选自咪唑啉酰胺类水溶性缓蚀剂、咪唑啉季铵盐类水溶性缓蚀剂。

本发明的第二方面提供一种本发明第一方面的用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂的制备方法，该制备方法包括以下步骤：

步骤(1)，按照本发明第一方面限定的缓蚀阻垢剂中各组分的比例，将水加入到反应釜内加热至40～50℃，然后在搅拌条件下依次加入硫脲和咪唑啉衍生物水溶性缓蚀剂水溶液；

步骤(2)，待所述硫脲和咪唑啉衍生物类缓蚀剂水溶液混合均匀后，再按照本发明第一方面限定的缓蚀阻垢剂中各组分的比例，依次加入2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液、羟基乙叉二膦酸水溶液、多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液和膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液；

步骤(3)，加料完毕后，继续搅拌30～40min，使各组分混合均匀后即得所述缓蚀阻垢剂。

具体地，步骤(3)所得缓蚀阻垢剂的外观为橙色或棕红色。

本发明的第三方面是将本发明第一方面的缓蚀阻垢剂应用于酸性高温气井排水采气及气田水输送处理过程中，酸性高温气田水的结垢与腐蚀控制，所述酸性高温气田水的pH值为6～8，温度为60～90℃。

进一步地，所述酸性高温气田水中H₂S含量为300mg/L以下，CO₂含量为500mg/L以下，Ca²⁺含量为400～3000mg/L，HCO₃ ^-含量为500～5000mg/L，矿化度为50～150g/L。

进一步地，所述酸性高温气田水中H₂S含量为200～300mg/L，CO₂含量为400～500mg/L，Ca²⁺含量为1500～2500mg/L，HCO₃ ^-含量为2000～3000mg/L，矿化度为75～85g/L。

具体地，所述缓蚀阻垢剂的添加量为10～60mg/L。

具体地，所述缓蚀阻垢剂的缓蚀率为70％以上，对碳酸钙垢和硫酸钙垢的阻垢率为90％以上。

本发明的缓蚀阻垢剂在使用时，先用水按照体积比1:10～20的比例稀释后，通过柱塞式隔膜计量泵或平衡罐24小时连续加注，根据结垢部位合理设置药剂加注口。

本发明提供的技术方案的有益效果是：针对酸性高温气田水H₂S和CO₂等酸性气体含量高、温度高、Ca²⁺含量高、HCO₃ ^-含量高等特点，合理设计缓蚀阻垢剂的成分及各组分比例，得到了活性组分包括2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸、羟基乙叉二膦酸、多氨基多醚基亚甲基膦酸、膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物、咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂以及硫脲的缓蚀阻垢剂。该缓蚀阻垢剂在pH为6～8、温度为60～90℃、H₂S含量为300mg/L以下，CO₂含量为500mg/L以下，Ca²⁺含量为400～3000mg/L，HCO₃ ^-含量为500～5000mg/L，矿化度为50～150g/L的工况环境下，对于碳酸钙垢和硫酸钙垢的阻垢率可以达到90％以上，对于H₂S-CO₂-Cl共同存在条件下的腐蚀，缓蚀率可以达到70％以上。延长了地面设备及输送管道的使用寿命，降低了生产运行成本，保证了气井排水采气及气田水处理的正常进行。

具体实施方式

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

本发明第一方面提供一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂，该缓蚀阻垢剂包括以下重量百分比的组分：

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液，10％～35％；

羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～20％；

多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～20％；

膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，10％～25％；

咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5％～10％；

硫脲，1％～3％；

水，余量；

其中，所述2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液中2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸的含量≥50％，

所述羟基乙叉二膦酸水溶液中羟基乙叉二膦酸的含量≥50％，

所述多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液中多氨基多醚基亚甲基膦酸的含量≥40％，

所述膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液中膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物的含量≥40％，

所述咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液中咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂的含量≥80％。

上述缓蚀剂的组成以及各组分的含量是根据酸性高温气田水H₂S和CO₂等酸性气体含量高、温度高、Ca²⁺含量高、HCO₃ ^-含量高等特点设计的，各组分之间协同作用，使本发明的缓蚀阻垢剂在酸性高温环境下具有良好的阻垢性能和缓蚀性能。

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸(以下简称PBTCA)磷含量低，分子结构中同时含有膦酸基和羧酸基，既具有机膦酸类阻垢剂的强螯合增溶和晶体畸变能力,又具有聚合物类阻垢剂的强分散能力，在高温、高硬度、高pH值条件下的阻垢性能突出，同时兼有良好的缓蚀性能。

羟基乙叉二膦酸(以下简称HEDP)热稳定性好，不易水解，在250℃下仍能起到良好的缓蚀阻垢作用，能与水中Ca²⁺、Mg²⁺等金属离子形成稳定的螯合物，对碳酸钙垢和硫酸钙垢的阻垢性能良好，具有明显的溶限效应(即在含量很少的情况下就可以防止沉淀从溶液中析出)，性价比高、配伍性好。

多氨基多醚基亚甲基膦酸(以下简称PAPEMP)具有较强的螯合分散性能、钙容忍度高，对碳酸钙、硫酸钙垢等盐垢具有优异阻垢性能，特别适用于高硬度、高碱度、高pH水质条件。

膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物阻垢分散剂，分子结构中同时含有膦酸基、羧酸基和磺酸基等官能团，不仅对碳酸钙(镁)垢、硫酸钙垢等盐垢具有良好的阻垢性能，同时对水中悬浮物、泥沙等晶体颗粒和腐蚀产物沉积具有良好的分散能力，耐盐、抗高温、水溶性好。

咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂是一种低毒、高效的阴极型缓蚀剂，能在金属表面形成定向排列的分子膜，对H₂S-CO₂-Cl共存条件下的腐蚀具有极好的抑制作用，与硫脲和其它缓蚀阻垢药剂配伍性良好，有明显的协同效应。

与单一使用一种缓蚀阻垢剂相比，本发明的缓蚀阻垢剂各组分之间具有良好的配伍性、互补性和协同效应，阻垢、分散和缓蚀性能有极大提高。形成的配方型产品磷含量低、耐高温、高硬、高碱，抗H₂S-CO₂-Cl介质腐蚀性能好，高温条件下性能稳定，不易分解，对碳酸钙垢、硫酸钙垢和泥沙、腐蚀产物沉积具有良好的阻垢分散性能，药剂用量少，能很好地控制pH为6～8、温度为60～90℃、H₂S含量为300mg/L以下、CO₂含量为500mg/L以下、Ca²⁺含量为400～3000mg/L、HCO₃ ^-含量为500～5000mg/L、矿化度为50～150g/L的气田水的结垢与腐蚀问题，尤其适用于H₂S含量为200～300mg/L，CO₂含量为400～500mg/L，Ca²⁺含量为1500-2500mg/L，HCO₃ ^-含量为2000～3000mg/L，矿化度为75～85g/L的气田水，对碳酸钙垢和硫酸钙垢的阻垢率可以达到90％以上，对H₂S-CO₂-Cl共同存在条件下的腐蚀，缓蚀率可以达到70％以上。

上述各组分均为市售的工业产品，没有具体厂家和型号的限制，只要活性组分含量达到要求即可，本领域技术人员可以根据实际情况购买。制备过程中所用的水优选去离子水。

在上述的缓蚀阻垢剂中，各组分质量百分比优选：2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液，30％～35％；羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～10％；多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～10％；膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，15％～20％；咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5.5％～6.5％；硫脲，1.5％～2.5％；水，余量。在这个比例范围内得到的缓蚀阻垢剂性能更好。

在上述的缓蚀阻垢剂中，膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物优选次磷酸盐/丙烯酸/2-丙烯酰胺-2-甲基丙基磺酸共聚物。

在上述的缓蚀阻垢剂中，咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂优选咪唑啉酰胺类水溶性缓蚀剂或咪唑啉季铵盐类水溶性缓蚀剂。

本发明的第二方面提供一种本发明第一方面的用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂的制备方法，该制备方法包括以下步骤：

步骤(1)，按照本发明第一方面限定的缓蚀阻垢剂中各组分的比例，将水加入到反应釜内加热至40～50℃，然后在搅拌条件下依次加入硫脲和咪唑啉衍生物水溶性缓蚀剂水溶液；

步骤(2)，待所述硫脲和咪唑啉衍生物类缓蚀剂水溶液混合均匀后，再按照，按照本发明第一方面限定的缓蚀阻垢剂中各组分的比例，依次加入2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液、羟基乙叉二膦酸水溶液、多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液和膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液；

步骤(3)，加料完毕后，继续搅拌30～40min，使各组分混合均匀后即得所述缓蚀阻垢剂。

上述制备方法过程简单，不需要特殊设备。

在上述的制备方法中，步骤(3)最终所得缓蚀阻垢剂的颜色为橙色或者棕红色。

本发明的缓蚀阻垢剂在使用时，添加量仅需10-60mg/L就可以达到很好的缓蚀阻垢效果，对于pH为6～8、温度为60～90℃、H₂S含量为300mg/L以下、CO₂含量为500mg/L以下、Ca²⁺含量为400～3000mg/L、HCO₃ ^-含量为500～5000mg/L、矿化度为50～150g/L的气田水，特别是H₂S含量为200～300mg/L，CO₂含量为400～500mg/L，Ca²⁺含量为1500-2500mg/L，HCO₃ ^-含量为2000～3000mg/L，矿化度为75～85g/L的气田水的阻垢率可以达到90％以上，对H₂S-CO₂-Cl共同存在条件下的腐蚀，缓蚀率可以达到70％以上。

本发明的缓蚀阻垢剂在使用时，先用水按照体积比1:10～20的比例稀释后，通过柱塞式隔膜计量泵或平衡罐24小时连续加注，可以根据结垢部位合理设置药剂加注口。

以下实施例中所用化学试剂如下：

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸(PBTCA)水溶液，活性组分含量≥50％，北京林华水质稳定剂厂生产；

羟基乙叉二膦酸(HEDP)水溶液，活性组分含量≥50％，南京纳科水处理技术有限公司生产；

多氨基多醚基亚甲基膦酸(PAPEMP)水溶液，活性组分含量≥40％，淄博华诺水处理技术有限公司生产；

磷酸盐/丙烯酸/2-丙烯酰胺-2-甲基丙基磺酸共聚物水溶液，北京林华水质稳定剂厂生产的BC-507型阻垢剂，固含量≥40％；

咪唑啉酰胺水溶性缓蚀剂水溶液，成都能特科技发展有限公司生产的咪唑啉酰胺水溶性缓蚀剂，活性组份≥80％；

硫脲，固含量≥99％，河南盛鑫化工有限公司生产；

氨基三甲叉膦酸(ATMP)，活性组分含量≥50％，南京纳科水处理技术有限公司生产；

XH-4223型阻垢剂，成都兴华化工有限公司生产的缓蚀阻垢剂产品，主要成份为羟基乙叉二膦酸和聚丙烯酸。

实施例1

本实施例提供三种本发明的缓蚀阻垢剂及制备方法，三种阻垢剂中各组分重量百分比见表1，制备方法如下:

步骤(1)，按照表1所示各组分的比例，将去离子水加入到反应釜内，加热至40～50℃后，在搅拌条件下依次加入硫脲和咪唑啉酰胺水溶性缓蚀剂水溶液；

步骤(2)，待硫脲和咪唑啉衍生物类缓蚀剂水溶液混合均匀后，按照表1所示各组分的比例，向反应釜内依次加入2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸(PBTCA)水溶液、羟基乙叉二膦酸(HEDP)水溶液、多氨基多醚基亚甲基膦酸(PAPEMP)水溶液和BC-507型阻垢剂水溶液；

步骤(3)，加料完毕后，继续搅拌30～40min，使各组分混合均匀后即得橙色或棕红色的缓蚀阻垢剂样品，分别计为SHX-1、SHX-2以及SHX-3。

表1实施例1所得缓蚀阻垢剂的各组分重量百分比(单位：％)

实施例2

本实施例对实施例1所得缓蚀阻垢剂对碳酸钙垢的阻垢性能进行评价。

参照石油天然气行业标准SY/T5673-93《油田用防垢剂性能评定方法》进行阻垢性能评价。配制模拟气田水(本实施例模拟气田水水质见表2)，加入一定量的实施例1所得的缓蚀阻垢剂或者现有技术中常用的缓蚀阻垢剂，在一定的温度条件下静置存放一定时间，测定未加缓蚀阻垢剂及添加不同浓度缓蚀阻垢剂后水中结垢离子(本实施例中为Ca²⁺的浓度)的变化，根据测定结果计算阻垢率。

表2碳酸钙垢阻垢性能评价摸拟气田水水质

不同药剂加量下的阻垢性能评价结果见表3，不同温度下的阻垢性能评价结果表4。表3和表4中PBTCA、ATMP、HEDP和XH-4223为目前油气田水处理常用的几种缓蚀阻垢剂产品。

表3各种阻垢剂对碳酸钙垢阻垢性能对比评价结果

通过表3的数据可以看出，在相同药剂加量条件下，本发明的缓蚀阻垢剂产品SHX-1、SHX-2和SHX-3对于高温、酸性、高矿化度模拟气田水碳酸钙垢的阻垢性能明显优于现有的缓蚀阻垢剂产品XH-4223、PBTCA、ATMP和HEDP。对于在70℃条件下，在药剂加量为30mg/L时，评价时间24小时，碳酸钙垢的阻垢率可达到95％以上。

表4不同温度条件下的阻垢性能对比评价结果

通过表4的数据可以看出，本发明的缓蚀阻垢剂具有良好的耐高温性能，在80℃下，加药剂量为50mg/L，评价时间24h，碳酸钙垢的阻垢率可达到90％以上。

实施例3

本实施例对实施例1所得缓蚀阻垢剂对硫酸钙垢的阻垢性能进行评价。

评价方法与实施例2相同。所用模拟气田水水质见表5，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

Na+(mg/L)	Ca2+(mg/L)	Cl-(mg/L)	SO4 2-(mg/L)	矿化度(g/L)	pH值
						4675	1510	72318	3603	17.02	7.21

表6硫酸钙垢阻垢性能评价结果

由表6可以看出，本发明的缓蚀阻垢剂SHX-1、SHX-2和SHX-3对于对硫酸钙垢有良好的阻垢效果，在药剂加量仅为10mg/L的条件下，对硫酸钙垢的阻垢率就可达95％以上。

实施例4

本实施例对实施例1所得缓蚀阻垢剂的缓蚀性能进行评价。

参照石油天然气行业标准SY/T5273-2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》进行腐蚀评价。将已称量的金属试片分别挂入已加和未加缓蚀剂的试验介质中，在规定条件下浸泡到一定的时间后取出试片，经清洗干燥处理后称量，根据试片的质量损失分别计算出腐蚀速率和缓蚀率。

评价条件：试验温度：70℃；试验时间：72h；试片材质：20^#碳钢；试片尺寸：50mm×25mm×2.0mm，总表面积为28cm²，腐蚀评价用模拟气田水水质分析结果见表7。缓蚀性能评价结果见表8所示。

表7腐蚀评价用模拟气田水水质(单位：mg/L)

表8模拟气田水的腐蚀评价试验结果

从表8可以看出，本发明的缓蚀阻垢剂SHX-1、SHX-2和SHX-3对于H₂S含量为300mg/L的高矿化度摸拟气田水具有良好的缓蚀效果，在评价温度为70℃，药剂加量为50mg/L的条件下，20#碳钢的腐蚀速率小于0.076mm/a，仅为HEDP和XH-4223的三分之一；缓蚀率可达75.0％以上，远远优于目前油气田常用缓蚀阻垢剂的缓蚀效果。

实施例5

本实施例对实施例1所得缓蚀阻垢剂SHX-1的现场使用情况进行评价。

川渝地区某高温排水采气井，井口油压为3.0MPa，井口温度为94℃，产气量为4.0×10⁴m³/d，产水量为500m³/d左右，天然气中H₂S含量为2.15％，CO₂含量为5.60％，现场气田水水质分析结果见表9所示。井站生产工艺流程：从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，再经计量、调压后输送至某高压站，再次分离、计量后进入集气干线。两级分离器分离出来的气田水进行节流降压后先经过空气冷却器冷却降温后进入污水储罐，然后通过污水泵和输卤管线转输至下游气田水回注系统进行回注。

因气田水温度高，水中含有大量Ca²⁺、Mg²⁺、HCO₃ ^-等结垢离子及H₂S、CO₂酸性气体，矿化度高，腐蚀性强，自2009年10月投产以来，站内排水采气系统、天然气和气田水冷却系统(空冷器管束箱内盘管)和气田水转输系统多次发生结垢堵塞和腐蚀现象，导致分离器排污不畅，系统压力上升，天然气和气田水的冷却效果降低，转水泵无法正常运转，阀门、管线及污水储罐等多处出现结垢堵塞和腐蚀穿孔。为保证气井正常排水采气生产，作业区进行机械和酸洗除垢解堵后，采用加注防垢剂TH-6进行化学防垢，药剂加量为50Kg/d，但防垢效果较差，运行3～4月后空冷器管束箱内盘管又会发生结垢堵塞，导致气田水冷却系统压力上涨(由0.2MPa上升至0.75MPa)，气田水冷却效果明显降低(水温从35℃上升至50℃)。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。

自2013年5月，作业区开始采用柱塞式计量泵连续加注本发明的缓蚀阻垢剂SHX-1，药剂加量为15Kg/d，结果发现，井站气田水冷却系统(空冷器管束箱)和气田水转输系统(转水泵)等地面设备及输送管线的结垢与腐蚀问题得到了明显改善，空冷器进口端压力长期保持在0.2MPa左右，空冷器后气田水温度在32～45℃之间，取得了良好的阻垢和缓蚀效果，到目前为止已正常生产运行了10个月，仍未出现严重的结垢堵塞和腐蚀穿孔现象。部分水质监测分析结果见表10所示。

表9现场气田水水质(单位：mg/L)

表10各取样点水质分析结果(单位：mg/L)

从表10可以看出，对于同一生产时间来说，各个取样点水质中的Ca²⁺浓度没有明显变化，说明Ca²⁺没有与CO₃ ^2-、SO₄ ^2-形成沉淀，即在整个气田水生产系统中，没有发生结垢；而从2013.5.18到2013.11.3近6个月的时间内，各个取样点水质中的Ca²⁺浓度仍没有明显变化，说明本发明的缓蚀阻垢剂可以长时间防止水垢的生成，延长了井站气田水冷却系统(空冷器管束箱)和气田水转输系统(转水泵)等地面设备及输送管线的使用寿命。

综上，本发明的缓蚀阻垢剂具有良好的缓蚀阻垢性能，可以有效防止酸性高温气田水结垢和对管线的腐蚀，延长地面设备和输送管线的使用寿命，降低生产运行成本，保证气井排水采气及气田水处理的正常进行。

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。

Claims (9)

1.一种用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂，其特征在于，所述缓蚀阻垢剂包括以下重量百分比的组分：

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液，10％～35％；

羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～20％；

多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～20％；

膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，10％～25％，

所述膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物为次磷酸盐/丙烯酸/2-丙烯酰胺-2-甲基丙基磺酸共聚物；

咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5％～10％；

硫脲，1％～3％；

水，余量；

其中，所述2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液中2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸的含量≥50％，

所述羟基乙叉二膦酸水溶液中羟基乙叉二膦酸的含量≥50％，

所述多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液中多氨基多醚基亚甲基膦酸的含量≥40％，

所述膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液中膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物的含量≥40％，

所述咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液中咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂的含量≥80％。

2.根据权利要求1所述的缓蚀阻垢剂，其特征在于，所述缓蚀阻垢剂包括以下重量百分比的组分：

2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液，30％～35％；

羟基乙叉二膦酸水溶液，5％～10％；

多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液，5％～10％；

膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液，15％～20％；

咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂水溶液，5.5％～6.5％；

硫脲，1.5％～2.5％；

水，余量。

3.根据权利要求1所述的缓蚀阻垢剂，其特征在于，所述咪唑啉衍生物类水溶性缓蚀剂选自咪唑啉酰胺类水溶性缓蚀剂、咪唑啉季铵盐类水溶性缓蚀剂。

4.一种权利要求1所述的用于酸性高温气田水的缓蚀阻垢剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：

步骤(1)，按照权利要求1限定的所述缓蚀阻垢剂中各组分的比例，首先将水加入到反应釜内加热至40～50℃，然后在搅拌条件下依次加入硫脲和咪唑啉衍生物水溶性缓蚀剂水溶液；

步骤(2)，待所述硫脲和咪唑啉衍生物类缓蚀剂水溶液混合均匀后，再按照权利要求1限定的所述缓蚀阻垢剂中各组分的比例，依次加入2-膦酸基丁烷-1,2,4-三羧酸水溶液、羟基乙叉二膦酸水溶液、多氨基多醚基亚甲基膦酸水溶液和膦基/丙烯酸/磺酸盐共聚物水溶液；

步骤(3)，加料完毕后，继续搅拌30～40min，使各组分混合均匀后即得所述缓蚀阻垢剂。

5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，步骤(3)所得缓蚀阻垢剂为橙色或者棕红色。

6.权利要求1所述的缓蚀阻垢剂在酸性高温气井排水采气及气田水输送处理过程中的结垢与腐蚀控制领域的应用；所述酸性高温气田水的pH值为6～8，温度为60～90℃。

7.根据权利要求6所述的应用，其特征在于，所述酸性高温气田水中H₂S含量为300mg/L以下，CO₂含量为500mg/L以下，Ca²⁺含量为400～3000mg/L，HCO₃ ^-含量为500～5000mg/L，矿化度为50～150g/L。

8.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述酸性高温气田水中H₂S含量为200～300mg/L，CO₂含量为400～500mg/L，Ca²⁺含量为1500～2500mg/L，HCO₃ ^-含量为2000～3000mg/L，矿化度为75～85g/L。

9.根据权利要求6-8任一项所述的应用，其特征在于，所述缓蚀阻垢剂的添加量为10～60mg/L。