CN108291136A

CN108291136A - 热稳定阻垢剂组合物

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Publication number: CN108291136A
Application number: CN201680068119.XA
Authority: CN
Inventors: A·I·帕迪利亚-阿塞韦多
Original assignee: Dow Global Technologies LLC
Current assignee: Dow Global Technologies LLC
Priority date: 2015-12-07
Filing date: 2016-05-09
Publication date: 2018-07-17
Anticipated expiration: 2036-05-09
Also published as: RU2018122614A; MX2018006213A; EP3387087B1; RU2018122614A3; AR104517A1; BR112018009893A8; WO2017099840A1; CO2018006322A2; CN108291136B; CA3007621A1; BR112018009893A2; RU2725189C2; BR112018009893B1; EP3387087A1; US10934473B2; US20200263076A1

Abstract

本发明涉及一种热稳定聚合性阻垢剂组合物和其用途。所述聚合性阻垢剂优选是包含丙烯酸、甲基丙烯酸和苯乙烯磺酸的多羧酸共聚物。本发明的聚合性阻垢剂组合物特别适合于高压/高温阻垢处理油、气、地热生产井和/或地下地层。

Description

热稳定阻垢剂组合物

技术领域

本发明涉及热稳定聚合性阻垢剂组合物和其用途。确切地说，所述组合物包含含有丙烯酸、甲基丙烯酸和苯乙烯磺酸的多羧酸。本发明的聚合性阻垢剂组合物特别适合于高压/高温应用以及与高钙浓度盐水一起使用。

背景技术

阻垢聚合物通常用于水处理和油田应用中以最小化和/或防止垢沉积。由于含水碱土金属阳离子(诸如钙、钡、锶等)的存在以及阴离子(诸如磷酸根、硫酸根、碳酸根、硅酸根等)的存在，垢沉积可出现在水性混合物的运输及地下岩层中。当这些离子的浓度足够高时，会形成堆积在用于运输的管道内表面上或在限制相关介质(例如水或油)流动的地下岩层中的沉淀物。

在油田应用中，常形成的垢包括硫酸钙、硫酸钡和/或碳酸钙垢，由于这些特定离子的浓度增加、水pH、压力和温度升高，这些垢通常会形成在用于油井增产的淡水或盐水中。另外，磷酸钙可以在通常用于处理井和管道腐蚀的磷酸盐存在的情况下形成。这些矿物沉淀物的堆积可以减少或阻塞管道和岩层中的流动以及引起其他问题。在许多情况下，大量垢沉积物存在的第一个警示可能是井性能的降低。在这些情况下，可能需要除垢技术。因此，需要包括停工时间在内的潜在大量成本来影响因结垢而导致的维修。

通常在生产之前通过挤压处理使阻垢材料应用于岩层中。在这些应用中，添加相对浓缩形式的阻垢剂。使用所述方法，将阻垢剂泵入到产水区中并通过化学吸附或通过温度活化沉淀附着到地层。当井投入生产时，阻垢剂从地层岩石中渗出以提供阻垢作用。

毛细管注入(Capillary injection)是另一种输送阻垢材料的方法。在毛细管注入中，在生产期间使相对浓缩形式的阻垢剂组合物连续泵入井中。

由于能源使用和可用性模式的变化，勘探和生产在更深位置处进行。因此，用于增强油气生产的化学品经受升高的温度(即150℃到230℃)和压力(即25,000到30,000psi)，这些通常已知地都作为井深度函数而升高。许多通常用作阻垢剂的组合物具有酸性pH并且在高温和高压条件下不稳定。在这样的条件下，这些组合物降解并且不发挥其作为阻垢剂所需的功能。

美国公开2012/0118575和美国公开2005/0096233涉及一种通过引入包含不可离子化的不饱和单体、乙烯磺酸和苯乙烯磺酸的水溶性聚合物来防止水系统中结垢的方法。尽管包含脂肪族磺酸(即磺酸乙烯酯)在其主要成分内的水溶性聚合性阻垢剂在形成方解石时表现出良好的抑制作用，但是在中等温度到高温下热老化时，所述抑制剂表现出显著的效力降低。

需要一种用于高压/高温应用和高钙浓度盐水中的具有良好热稳定性的阻垢剂组合物。

发明内容

一种用于阻垢处理在油、气和地热生产井或地下地层中所使用的淡水或盐水的方法，其包含将水性阻垢组合物(aqueous scale inhibiting composition)引入油气生产井或地下地层中的步骤，其中水性阻垢组合物包含多羧酸共聚物，所述多羧酸共聚物包含以下单体或基本上由以下单体组成或由以下单体组成：i)两种或超过两种单烯属不饱和酸和/或酸酐和/或其盐，优选a)丙烯酸，优选地呈50重量％到70重量％的量和b)甲基丙烯酸，优选地呈15重量％到25重量％的量，和ii)苯乙烯磺酸和/或其一种盐，优选4-苯乙烯磺酸，优选地呈15重量％到25重量％的量，其中重量百分比按单体的组合重量计。

在本文上面所揭示的本发明方法的一个实施例中，多羧酸共聚物是包含丙烯酸、甲基丙烯酸和4-苯乙烯磺酸或基本上由丙烯酸、甲基丙烯酸和4-苯乙烯磺酸组成或由其组成的共聚物，其重量平均分子量优选地是1,000到50,000道尔顿。

在本文上面所揭示的本发明方法的一个实施例中，通过挤压处理来引入水性阻垢组合物。

在本文上面所揭示的本发明方法的另一个实施例中，通过毛细管注入处理来引入水性阻垢组合物。

在本文上面所揭示的本发明方法的另一个实施例中，阻垢处理在230℃到260℃的温度条件下进行。

在本文上面所揭示的本发明方法的另一个实施例中，淡水或盐水的钙浓度等于或大于15,000ppm。

具体实施方式

本发明的阻垢剂组合物包含多羧酸共聚物，其是包含以下单体、基本上由以下单体组成或由其组成的反应产物：i)两种或超过两种单烯属不饱和酸(以下称为第一单烯属不饱和酸和第二单烯属不饱和酸)和/或酸酐和/或其盐，和ii)苯乙烯磺酸和/或其一种盐。多羧酸聚合物和使其聚合的方法众所周知；参见美国专利5,294,686和美国专利6,001,940，所述案的全文都以引用的方式并入。可以使用任何合适的聚合方法来制备本发明的多羧酸共聚物，诸如自由基聚合法、水性本体/分散体聚合、溶液聚合或乳液聚合。

共聚单体的共聚合可以在存在聚合引发剂的情况下进行，所述聚合引发剂包括但不限于过硫酸铵、过硫酸钠、过硫酸钾、偶氮引发剂、偶氮二异丁腈(AIBN)、有机或无机过氧化物、硝酸铈铵、高氯酸盐等。如所属领域的技术人员所理解，按单体的总重量计，聚合引发剂通常呈约0.01重量％到约10重量％的量。

在一些实施例中，本发明的多羧酸共聚物具有至少三种共聚单体，第一和第二单烯属不饱和酸和苯乙烯磺酸，在其他实施例中，除了这两种单烯属不饱和酸和苯乙烯磺酸外，所述共聚物可以具有一种或超过一种额外的共聚单体，换句话说，本发明的多羧酸共聚物可以具有三种、四种、五种、六种或更多种共聚单体。

在一些实施例中，本发明的多羧酸共聚物仅具有三种共聚单体，即第一和第二单烯属不饱和酸和苯乙烯磺酸。

合适的单烯属不饱和酸可以是一元酸、二元酸或多元酸，并且这些酸可以是羧酸、膦酸、盐或其组合。合适的单烯属不饱和酸例如是丙烯酸、甲基丙烯酸、巴豆酸、乙烯基乙酸、酸和其碱金属盐和铵盐。合适的单烯属不饱和二羧酸和顺二羧酸的酸酐例如是马来酸、马来酸酐、1,2,3,6-四氢邻苯二甲酸酐、3,6-环氧-1,2,3,6-四氢邻苯二甲酸酐、5-降冰片烯-2,3-二羧酸酐、二环[2.2.2]-5-辛烯-2,3-二羧酸酐、3-甲基-1,2,6-四氢邻苯二甲酸酐、2-甲基-1,3,6-四氢邻苯二甲酸酐、衣康酸、中康酸、富马酸、柠康酸和其碱金属盐和铵盐。其他合适的单烯属不饱和酸包括烯丙基膦酸、异丙烯基膦酸、乙烯基膦酸和其碱金属盐和铵盐。最优选地，两种或超过两种单烯属不饱和羧酸包括丙烯酸和甲基丙烯酸。

合适的多羧酸共聚物可以包含与一种或多种单烯属不饱和无酸单体共聚合的一种或多种单烯属不饱和酸单体。

合适的单烯属不饱和无酸单体包括丙烯酸或甲基丙烯酸的C₁到C₄烷基酯，诸如丙烯酸甲酯、丙烯酸乙酯、丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯、甲基丙烯酸丁酯和甲基丙烯酸异丁酯；丙烯酸或甲基丙烯酸的羟烷基酯，诸如丙烯酸羟基乙酯、丙烯酸羟基丙酯、甲基丙烯酸羟基乙酯和甲基丙烯酸羟基丙酯。其他单烯属不饱和无酸单体是丙烯酰胺和烷基取代的丙烯酰胺，包括丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺、N-叔丁基丙烯酰胺、N-甲基丙烯酰胺和N,N-二甲基丙烯酰胺。单烯属不饱和无酸单体的其他实例包括丙烯腈、甲基丙烯腈、烯丙醇、甲基丙烯酸磷酸乙酯、2-乙烯基吡啶、4-乙烯基吡啶、N-乙烯基吡咯烷酮、N-乙烯基甲酰胺、N-乙烯基咪唑、乙酸乙烯酯和苯乙烯。

优选的共聚单体是马来酸与乙酸乙烯酯、丙烯酸与乙酸乙烯酯、丙烯酸与N-叔丁基丙烯酰胺、甲基丙烯酸与乙酸乙烯酯、甲基丙烯酸与N-叔丁基丙烯酰胺，更优选丙烯酸与甲基丙烯酸，其中所得聚合物可以仅由上述两种单体组成或包含所描述的两种单体和一种或多种额外的单体。

第一单烯属不饱和酸，优选丙烯酸，以等于或大于40重量％、优选等于或大于45重量％且更优选等于或大于50重量％的聚合单体的量存在于共聚物中。第一单烯属不饱和酸以等于或小于80重量％、优选等于或小于75重量％且更优选等于或小于70重量％的聚合单体重量的量存在于共聚物中。

第二单烯属不饱和酸，优选甲基丙烯酸，以等于或大于5重量％、优选等于或大于10重量％且更优选等于或大于15重量％的聚合单体的量存在于共聚物中。第二单烯属不饱和酸以等于或小于45重量％、优选等于或小于35重量％且更优选等于或小于25重量％的聚合单体的量存在于共聚物中。

两种或超过两种单烯属不饱和酸与苯乙烯磺酸或其盐进行聚合。在苯乙烯磺酸(和其盐)中，优选使用4-苯乙烯磺酸。

苯乙烯磺酸以等于或大于5重量％、优选等于或大于10重量％且更优选等于或大于15重量％的聚合单体的量存在于多羧酸共聚物中。苯乙烯磺酸以等于或小于45重量％、优选等于或小于35重量％且更优选等于或小于25重量％的聚合单体的量存在于多羧酸共聚物中。

在本发明的一个实施例中，多羧酸共聚物包含：i)50重量％到70重量％第一单烯属不饱和酸和/或酸酐和/或其一种盐和15重量％到25重量％第二单烯属不饱和酸，和ii)15重量％到25重量％苯乙烯磺酸和/或其一种盐，其中重量百分比按聚合单体的总重量计。

当多羧酸共聚物包含衍生自不饱和多羧酸(和/或其盐)和/或苯乙烯磺酸(和/或其盐)的单元时，优选使用所述酸的钠盐、钾盐或铵盐。当存在一种或多种盐时，每种盐优选等于或小于30重量％、更优选等于或小于20重量％、更优选等于或小于15重量％、更优选等于或小于10重量％、更优选等于或小于5重量％、更优选等于或小于1重量％的聚合单体。

按水溶液的总重量计，本发明的水溶液包含1重量％到50重量％多羧酸酯共聚物。以水溶液的总重量计，多羧酸共聚物优选以等于或大于1重量％、更优选等于或大于5重量％且甚至更优选等于或大于10重量％的量存在于本发明的水溶液中。以水溶液的总重量计，多羧酸共聚物优选以等于或小于60重量％、更优选等于或小于50重量％且甚至更优选等于或小于20重量％的量存在于本发明的水溶液中。

优选地，多羧酸共聚物是重量平均分子量等于或小于50,000的低分子量聚合物。多羧酸共聚物的重量平均分子量优选等于或大于1,000道尔顿、更优选等于或大于2,500道尔顿且甚至更优选等于或大于5,000道尔顿。多羧酸共聚物的重量平均分子量优选等于或小于40,000道尔顿重量％、更优选等于或小于20,000道尔顿且甚至更优选等于或小于10,000道尔顿。

实验可以在实验室中进行以测定在模拟生产条件下仅抑制无机垢形成的有效最小抑制剂浓度(MIC)。操作员快速并且精确地测定在生成流体中阻垢剂的量并且将此与所产生的MIC值进行比较的能力使其在必要或需要时决定再处理贮液器或提高顶侧添加速率来确保不会由于无机垢沉积而对其贮液器或设备造成损坏。

本发明的未热老化阻垢剂的有效MIC等于或小于30ppm、更优选等于或小于25ppm且最优选等于或小于10ppm。本发明的200℃热老化阻垢剂的有效最小抑制剂浓度(MIC)等于或小于30ppm、更优选等于或小于20ppm、更优选等于或小于15ppm且最优选等于或小于10ppm。本发明的阻垢剂在MIC_未老化和MIC_{在200℃下老化}之间的％MIC差(MIC_Δ)优选等于或小于50％、优选等于或小于25％、优选等于或小于20％且最优选等于或小于15％，其中

其中MIC_Δ可以是负数，例如MIC_Δ＝-20％的值表示小于零的MIC_Δ值。

根据一些实施例，本发明的阻垢聚合物组合物可以用于处理可能形成垢的任何水系统中的垢。示例性水系统包括但不限于冷却塔水系统(包括开放再循环、封闭系统和一次流过系统)；石油井、井下地层、地热井和其他油田应用；锅炉和锅炉水系统；包括矿物洗涤、浮选和供应(benefaction)的矿物工艺用水；造纸厂蒸煮器、洗涤器、漂白装置和白水系统；纸浆工业中的黑液蒸发器；气体洗涤器和空气洗涤器；冶金工业中的连铸工艺；空调和制冷系统；工业和石油工艺用水；间接接触冷却和加热水，诸如巴氏杀菌水(pasteurizationwater)；水回收和净化系统；膜过滤水系统；食品加工流程(肉类、蔬菜、甜菜、甘蔗、谷类、家禽、水果和大豆)；和废物处理系统以及澄清器、液固应用、城市污水处理和工业或城市水系统。

本发明的优选实施例是一种用于阻垢处理油、气或地热生产井和/或地下地层的方法。本发明的阻垢组合物可以通过毛细管注入和/或挤压处理来引入。

可以凭借化学品注入管线(chemical injection line)在顶侧或井下进行阻垢剂的毛细管注入。在注入井中，尤其是用于生成水再注入，或在生产井流程中可能需要井口或井下处的毛细管注入。也已在注入井中进行毛细管注入来防止在生产井中结垢。通常在井口顶侧进行注入到生成水中的毛细管注入，所述井口可以注入诸如缓蚀剂的其他生产化学品。事实上，许多阻垢剂与某些缓蚀剂不相容。如果毛细管柱可用或凭借气举注入系统，也可以井下注入阻垢剂。在气举注入中，至关重要的是，将诸如乙二醇的低蒸气压溶剂(蒸气压抑制剂(vapor pressure depressant),VPD)添加到阻垢剂水溶液中以避免阻垢剂的过度溶剂蒸发和“胶粘”。另外，可能需要乙二醇或某一其他水合物抑制剂来扼止气体水合物形成。掺有阻垢剂的溶垢器也已用于气举系统中。

对于毛细管注入应用，按水性阻垢剂组合物的总重量计，本发明的水性阻垢剂组合物中的多羧酸共聚物的浓度等于或大于1重量％、优选等于或大于5重量％、更优选等于或大于10重量％、更优选等于或大于15重量％、更优选等于或大于20重量％且更优选等于或大于25重量％。对于毛细管注入应用，按水性阻垢剂组合物的总重量计，本发明的水性阻垢剂组合物中的多羧酸共聚物的浓度等于或小于90重量％、优选等于或小于80重量％、更优选等于或小于70重量％、更优选等于或小于60重量％、更优选等于或小于50重量％、更优选等于或小于40重量％、更优选等于或小于35重量％且更优选等于或小于30重量％。

井下注入一些阻垢剂会导致井下腐蚀速率的增加。

阻垢挤压处理的基本想法是保护井下免于垢沉积和地层损坏。当然，所述抑制剂将继续在井口上方起作用，保护管道免于结垢，但是在顶侧可能需要另一剂量的阻垢剂。在挤压处理中，将阻垢剂溶液注入到压力高于地层压力的井中，由此所述抑制剂溶液将被推入到近井地层岩石孔隙中。随后通常将所述井关闭数小时的时间以使得抑制剂通过各种机械装置保留在岩石基质中。当所述井再次恢复运行时，生成水将流过已保留化学品且已部分溶解的孔隙。以此方式，生成水应含有足以防止垢沉积的阻垢剂。当抑制剂浓度低于MIC(防止垢沉积的最低抑制剂浓度)时，所述井应重新被挤压。自然地，长时间挤压将使总体井下垢处理成本保持最低。

在一个实施例中，用于挤压应用中的阻垢聚合物组合物可以在载体溶剂(通常是盐水)中稀释，并且以最佳径向距离传递到产油层中，在所述产油层中保留所述阻垢聚合物组合物并且随后在正常的井生产期间将其缓慢地释放回到水相中。在一个实施例中，挤压方法通常包括应用稀释阻垢聚合物溶液和表面活性剂(0.1重量％)以清洁并冷却附近的井眼。一旦清洁，就引入在5重量％与20重量％之间的高浓度阻垢聚合物溶液，随后引入低浓度的阻垢聚合物溶液。使所述溶液与贮液器接触达可有效地使得吸收平衡的一段时间，之后井恢复生产。地层的粘着力使得阻垢聚合物保留在近井眼区域内且不会在油/水乳液中泵送。

尽管挤压应用化学品是处理井下垢的最常见方法中的一种，但所述产品也可以通过其他海上常用技术来应用，其包括气举注入、井下环形空间注入、封装或可溶性基质技术、凭借母系或实际上二次顶侧处理的海底井口注入，以当加工条件改变结垢倾向时增强抑制剂性能。

在优选实施例中，本发明的阻垢组合物用于在高温和/或高压条件下处理例如油、气或地热生产井中的垢。阻垢组合物可以用于在温度至少约100℃或在约120℃到约260℃范围内、优选在230℃到260℃范围内的条件下处理垢。阻垢组合物也可以用于在压力至少约5,000psi或在约5,000psi到约35,000psi范围内的条件下处理垢。在特定实施例中，阻垢处理在约120℃到约260℃、优选230℃到260℃的温度及约5,000到35,000psi的压力下进行。

在优选实施例中，本发明的阻垢组合物用于在油或气生产井增产中所使用的盐水具有高钙浓度的条件下处理垢。阻垢组合物可用于处理钙浓度等于或大于12,000、优选等于或大于15,000且更优选钙浓度等于或大于18,000ppm的盐水中的垢。

阻垢剂聚合物和/或组合物可以以有效地产生任何必要或所需效果的量使用。在一个实施例中，如所属领域的技术人员将理解，实施例阻垢剂组合物的有效量可能取决于待处理的特定系统和阻垢聚合物中的阻垢部分中所存在的一种或多种条件。有效量可能例如受到以下因素影响：诸如经受沉积的区域、温度、水量和潜在垢和沉积物形成物种的水中的相应浓度。

对于挤压应用，按水性阻垢剂组合物的总重量计，本发明的水性阻垢剂组合物中的多羧酸共聚物浓度等于或大于1重量％、优选等于或大于5重量％、更优选等于或大于10重量％、更优选等于或大于20重量％且更优选等于或大于30重量％。对于挤压应用，按水性阻垢剂组合物的总重量计，本发明的水性阻垢剂组合物中多羧酸共聚物浓度等于或小于60重量％、优选等于或小于50重量％且更优选等于或小于40重量％。

在本发明的一个实施例中，按总体水性阻垢剂组合物的重量计，本发明的水性阻垢剂组合物包含10重量％、更优选15、更优选16、更优选17、更优选18、更优选19、更优选20、更优选21、更优选22、更优选23、更优选24、更优选25、更优选26、更优选27、更优选28、更优选29、更优选30、更优选31、更优选32、更优选33、更优选34或更优选35重量％聚合物。

根据各种实施例，当阻垢剂聚合物以等于或小于百万分之(ppm)500的含量使用时，本发明的处理组合物将是有效的。在一些实施例中，所述组合物在浓度至少1ppm、优选1ppm到100ppm时是有效的；并且在另外其他实施例中，有效浓度是1到约50ppm。在某些实施例中，所述聚合物的有效浓度等于或小于10ppm、优选等于或小于20ppm、更优选等于或小于30ppm、更优选等于或小于40ppm或甚至更优选等于或小于50ppm。在各种实施例中，可以使处理组合物以定量直接添加到待处理的所需水系统中，其条件是随后调整pH值以中和如上文所提到的聚合物，或可以使所述处理组合物设置成水溶液并且如一些应用可能所需要，连续地或间歇地添加到水系统中。

实例

如实例1所评价的阻垢剂是重量平均Mw约7,600道尔顿的低分子量聚丙烯酸共聚物，其包含55重量％丙烯酸、20重量％甲基丙烯酸和25重量％苯乙烯磺酸。

如比较实例A所评价的阻垢剂是重量平均Mw约3,100道尔顿的低分子量聚丙烯酸共聚物，其包含80重量％丙烯酸和20重量％甲基丙烯酸，可以以ACCENTTM 1126从陶氏化学公司(The Dow Chemical Company)获得。

热老化阻垢剂主要在挤压应用型条件下进行。在放置于通风烘箱中的特氟龙内衬型帕尔酸消化器(Teflon-lined Parr acid digestion bomb)中的无硫酸盐海水中，阻垢剂按20wt％溶液测试。

制备水性阻垢剂溶液

将阻垢剂溶解于合成的无硫酸盐海水中。无硫酸盐海水的组分描述于表1中。将适量阻垢剂添加到6盎司玻璃瓶中并用适量无硫酸盐海水稀释来制备20wt％活性溶液。接下来，手动加盖并摇晃所述瓶以充分混合。

表1

制备未老化阻垢剂水溶液。

对于比较实例A和实例1，在250mL塑料瓶中使用去离子水制备1000ppm阻垢剂水溶液。

制备老化阻垢剂水溶液。

称量帕尔容器聚四氟乙烯衬垫(Parr vessel PTFE liner)，并且接着填充抑制剂溶液(注意：所添加抑制剂溶液的量等于或小于PTFE杯容量的60％)。称量PTFE衬垫和溶液并记录重量。将所述比较实例A和实例1的样品放入配备有PTFE衬垫的帕尔容器中。密封容器之前，使氮气鼓泡通过溶液30分钟，且随后使所述溶液在真空下脱气。一旦脱气，就将容器密封并在200℃下加热五天。五天之后，将所述容器从帕尔反应器中移除并使其冷却至环境温度24小时。老化之后，在视觉上，比较实例A变为黑色，有沉淀，并且实例1的颜色略有变化，无沉淀。

碳酸钙动态“管道阻塞”性能测试。

使用型号4025的PSL Systemtechnik Automated Scale Rig进行动态“管道堵塞”测试。通过混合盐水1和盐水2制备的测试盐水，即盐水组合物，列于表2中。

表2

离子	测试盐水，mg/l	盐水1，mg/l	盐水2，mg/l
				Na	68000	47600	88400
Ca	18960	37920	0
				Mg	680	1360	0
K	4960	9920	0
				Ba	2340	4680	0
Sr	1625	3250	0
				SO₄	0	0	0
Fe	0	0	0
				HCO₃	560	0	1120

使用以下条件进行动态测试：

-盐水＝100％测试盐水(表4)

-系统温度＝100℃

-系统压力＝250psi

-线圈：1/16"OD SS316，L＝1,000mm

-流动速率＝共计10ml/min(每个泵5mL)

-pH：6.2

-空白结垢时间＝5到6分钟

-通过标准＝30分钟内>1psi增加量

盐水制备＝分别制备盐水1和盐水2以便保持结垢阳离子(盐水1)和结垢阴离子(盐水2)分开，因此以50:50比例混合盐水1和盐水2将得到所需测试盐水组合物。盐水1和盐水2在使用前用0.45μm过滤器过滤。50:50混合的盐水1和盐水2的pH目标是pH 6.2。

测试＝盐水1和盐水2分别注入装备中。一旦达到温度和压力，它们就会通过微孔结垢线圈进行混合。压差记录在线圈上以确定作为时间函数记录的结垢程度。

空白测试＝安装1米的SS316线圈，在测试模式下启动泵使蒸馏水流过线圈，并将系统压力调节到所要求的250psi。接下来，在测试出口模式下使用所要求的盐水启动泵，并使系统返回到测试模式中。将烤箱加热到100℃。接下来，开始空白测试，使泵1注入盐水1，泵2注入盐水2。当盐水流过线圈时，记录压差的基线增加量。测量压差缩放到1psi增加量所花费的时间，所述压差超过先前在线圈上测定的盐水基线。允许完全缩放(压差阈值是10psi)压差的差值，然后记录压差和时间。

线圈清洁＝用10％柠檬酸以2ml/min冲洗线圈2到3小时。用蒸馏水以2ml/min到5ml/min冲洗线圈2到3小时。检查压差以确保其恢复到原始值并确保线圈干净而开始下一个实验。

MIC(最小抑制剂浓度)实验＝在盐水2中制备待测试的阻垢剂溶液。用盐水2储备溶液中的抑制剂以5ml/min启动泵3。用所要求的盐水启动泵1和泵2。开始适当的化学MIC测试分布。阻垢剂的MIC测试分布的实例是：40ppm(盐水2中的阻垢剂)持续30分钟，接着30ppm持续30分钟，然后25ppm持续30分钟，接下来20ppm持续30分钟，接着15ppm持续30分钟，然后10ppm持续30分钟。允许完全缩放并记录压差、最终的阻垢剂浓度和实验时间。实例1和比较实例A在老化前后的结果显示于表3中。

表3

盐水相容性测试。

制备测试盐水溶液：为了所需离子浓度，通过采用合适的无机盐制备1升所需测试盐水的储备溶液(表4)。使无机盐溶解于去离子水中。无机试剂溶解之后，可能会残留极少量的不溶物质。为了重现结果，溶液在使用前通过一级沃特曼滤纸(Whatman filterpaper)过滤。

制备阻垢剂溶液：在去离子水中制备1,000ppm的实例1和比较实例A的阻垢剂溶液。将适量的阻垢剂添加到250-mL塑料瓶中并用适量的去离子水稀释。手动加盖并摇晃所述瓶以充分混合。

表4

	测试盐水
		离子	ppm
Na	68000
		K	4960
Mg	680
		Ca	18960
Ba	2340
		Sr	1625
Cl	147401

使用测试盐水的台式相容性测试。

在具有不同阻垢剂浓度的测试盐水中制备溶液：

-采用20g带盖的玻璃小瓶制备溶液且各制备两份。

-使用上文所制备的1,000ppm聚合物储备抑制剂溶液，将所需量移液到20克玻璃小瓶中并用测试盐水稀释以得到浓度是25ppm、50ppm和100ppm的基于活性物(通常是40到50重量％聚合物活性物)的抑制剂。

-聚合物溶液也按1重量％“原样”测试，并通过称出是例如0.2g的40wt％聚合物水溶液并用Shearwater盐水稀释至20g来制备。

-使用小型涡旋混合器充分摇晃所述混合物。

-在热处理前后进行测试实例1。

-关于混浊度和沉淀物的观察总结在表5中。

表5

Claims

1.一种用于阻垢处理油、气或地热生产井或地下地层中所使用的淡水或盐水的方法，其包括将水性阻垢组合物引入所述油、气或地热生产井或地下地层中的步骤，其中所述水性阻垢组合物包含含有以下单体的多羧酸共聚物：

i)两种或超过两种单烯属不饱和酸和/或酸酐和/或其一种盐

和

ii)苯乙烯磺酸和/或其一种盐。

2.根据权利要求1所述的方法，其中

i)所述两种或超过两种单烯属不饱和酸和/或酸酐和/或其一种盐是

a)丙烯酸

和

b)甲基丙烯酸

和

ii)所述苯乙烯磺酸和/或其一种盐是4-苯乙烯磺酸。

3.根据权利要求2所述的方法，其中

ia)所述丙烯酸以50重量％到70重量％的量存在，

ib)所述甲基丙烯酸以15重量％到25重量％的量存在，

和

ii)苯乙烯磺酸和/或其一种盐以15重量％到25重量％的量存在，

其中重量百分比按所述聚合单体的总重量计。

4.根据权利要求1所述的方法，其中所述多羧酸共聚物是重量平均分子量是1,000到50,000道尔顿的由丙烯酸、甲基丙烯酸和4-苯乙烯磺酸组成的共聚物。

5.根据权利要求1所述的方法，其中通过挤压处理来引入所述水性阻垢组合物。

6.根据权利要求1所述的方法，其中通过毛细管注入处理来引入所述水性阻垢组合物。

7.根据权利要求1所述的方法，其中所述阻垢处理在230℃到260℃的温度条件下进行。

8.根据权利要求1所述的方法，其中所述盐水的钙浓度等于或大于15,000ppm。