CN112924618A - 一种油田动态结垢阻垢评价装置及评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田评价试验装置技术领域，具体涉及一种油田动态结垢阻垢评价装置及评价方法，通过除氧装置、输液单元、混合机构、信息检测记录单元、岩心驱替动态评价系统、毛细管路动态评价管线和恒温箱形成了油田动态结垢阻垢评价装置，本发明基于油田动态结垢阻垢评价装置的评价方法以最接近注水油藏实际情况，模拟现场温度、压力、流速及不同流态工况条件下，通过压差及渗透率的变化快捷判断结垢诱导期时间，为现场注水方案提供技术依据；同时针对现场在阻垢剂质量监测，筛选出有效的阻垢剂和最佳的使用浓度，为新型阻垢剂研发、机理研究提供评价手段，本装置操作简单，自控化程度较高，便于维护保养。
Description
技术领域
本发明涉及油田评价试验装置技术领域，具体涉及一种油田动态结垢阻垢评价装置及评价方法。
背景技术
目前，国内油田普遍采用注水采油工艺，但是由于部分油田注入水为Na2SO4型，富含大量成垢阴离子，而地层水矿化度普遍较高，主要为CaCl2水型，含有高浓度的钙、钡成垢阳离子，注入水与地层水严重不配伍，且随着油田开发的深入，综合含水不断上升，导致地面管线、井筒，甚至地层严重结垢。
在油田结垢评价和阻垢剂筛选方面存在如下问题：一是油田生产过程中结垢影响的方法主要以静态试验为主，这种方法由于没有考虑压力、流体流动作用等影响，尤其现场生产中，管壁表面的垢沉积带来的实际影响，往往比静态溶液本体中的宏观沉淀严重得多，而静态试验不能真实反映现场工况条件下的结垢情况；二是在油田阻垢剂的性能评估中，具体试验做法参见标准SY/T 5673-93《油田用阻垢剂性能评价方法》、Q/SY 126-2014《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术规范》作为依据。这种传统的静态控制防垢产品的测试方法，是基于过滤液浓度的变化，提供了性能的初步指示，这些方法可以当控制机制而不是晶体生长抑制，当晶体畸变和分散时，产生误导。
近年来采用动态评价结垢的装置与方法较多，如专利号为CN101270660A名称为“一种动态结垢仪”的专利申请公布了一种动态结垢仪结构，其设置有传感器，可直接探测结垢离子的变化趋势，其缺点在于不能真实反映不同流态下的结垢情况。
又如专利号为CN104458689A名称为“一种动态结垢仪及其测试方法”的专利申请公布一种动态结垢，通过在混合流体中注入荧光示踪剂，根据荧光示踪剂浓度测试计算管内结垢流体的停留时间分布和分散状况及具体结垢位置。其缺点是不能模拟高温度、高压条件下的结垢情况。
基于评价更贴近现场工况条件，当油田现场注入水与采出水混合后，存在不同的流型，低雷诺数对应层流，高雷诺数对应紊流。毛细管路系统中流体流速范围0.2mL/min－25mL/min，此时均为层流态，雷诺数为20至757。而在油田现场特殊紊流态区域，如井下的电潜泵入口、安全阀和井口针阀等处，雷诺数较高(>4100)，甚至达到层流态的3-5倍以上，此时的结垢状态、阻垢剂评价就受制于毛细管路系统。因此，在本发明提供一种油田动态结垢阻垢评价装置及评价方法用于解决上述现有技术中存在的问题。
发明内容
本发明克服了现有技术的不足，提供了一种油田动态结垢阻垢评价装置及评价方法，尤其是具有以下优点：实现了技术上模拟现场不同流态(层流、紊流等)条件下的结垢状况；其结构设计可实现高温、高压下的测试，避免盐水溶液的二氧化碳损失。
本发明所解决的技术问题可以采用以下技术方案来实现：
一种油田动态结垢阻垢评价装置，包括
除氧装置，所述除氧装置上连接有出气管线，出气管线上还连接有控制阀；
输液单元，所述输液单元一端与除氧装置上的出气管线连通；
混合机构，所述混合机构包括混合机构进液口和混合机构出液口，混合机构的混合机构进液口与输液单元另一端连通，混合机构的混合机构出液口通过管线并联有岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线，所述岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线上均连接有传感器；
信息检测记录单元，所述信息检测记录单元与岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线上的传感器电信号连接；
所述毛细管路动态评价管线上至少包括一个高压毛细管和一个低压毛细盘管，所述一个高压毛细管和一个低压毛细盘管之间的管线上依次连接有高压膜过滤器和背压系统。
恒温箱，所述输液单元另一端、混合机构、岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线中的一个高压毛细管和一个低压毛细盘管均设置在恒温箱内。
进一步地，所述的混合机构出液口与岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线之间设置有三条进液管线，三条进液管线分别为第一进液管线、第二进液管线和第三进液管线，第一进液管线一端与混合机构出液口连通，第一进液管线另一端与岩心驱替动态评价系统连通，所述第一进液管线上连接有第一阀门，第二进液管线和第三进液管线的一端与混合机构出液口连通，第二进液管线和第三进液管线的另一端汇合后与毛细管路动态评价管线连通，所述第二进液管线上从入液端到出液端依次连接有第二阀门、流量调节阀和第三阀门，第三进液管线上连接有第四阀门。
进一步地，所述的输液单元包括第一储液罐和第二储液罐及第一预热高温盘管和第二预热高温盘管，所述第一储液罐和第二储液罐的罐内分别通过进气管线与除氧装置的出气管线连通，所述第一储液罐和第二储液罐内还分别连接有出液管线，所述第一预热高温盘管和第二预热高温盘管均包含一个进液口和出液口，所述第一预热高温盘管的进液口与第一储液罐内连接的出液管线连通，所述第二预热高温盘管进液口与第二储液罐内连接的出液管线连通，所述第一预热高温盘管和第二预热高温盘管均位于恒温箱内。
进一步地，所述的第一预热高温盘管的进液口与第一储液罐内连接的出液管线上还连接有第一高压恒流注入泵，所述第二预热高温盘管进液口与第二储液罐内连接的出液管线上还连接有第二高压恒流注入泵。
进一步地，所述的岩心驱替动态评价系统包括岩心夹持器、岩心和自动围压泵，所述岩心夹持器一端通过第一进液管线与混合机构的混合机构出液口连通，岩心夹持器另一端通过管线连接自动围压泵，所述岩心夹持器采用多测压点岩心夹持器，岩心夹持在岩心夹持器上，所述岩心夹持器位于恒温箱内，自动围压泵位于恒温箱外。
进一步地，所述的低压毛细盘管与高压毛细管连通的另一端管线上还依次连接有低压膜过滤器、电导率仪、PH值测量仪、钡离子传感器和钙离子测量传感器，所述低压毛细盘管与高压毛细管连通的另一端管线出口还与外部的排污池连通，所述电导率仪、PH值测量仪、钡离子传感器和钙离子测量传感器均与信息检测记录单元电信号连接。
进一步地，所述的背压系统包括背压阀、中间容器和手动泵，所述背压阀包括背压阀进液口、背压阀出液口和背压入口，背压阀的背压阀进液口通过管线与高压膜过滤器的出液口连通，背压阀的背压阀出液口通过管线与低压毛细盘管的进液口连通，所述背压阀的背压入口通过管线依次连中间容器和接手动泵。
进一步地，所述的所述流量调节阀采用小口径流量调节阀，其中小口径流量调节阀的阀体呈S流线型的通道，阀芯尺寸为6mm-8mm。
进一步地，所述的传感器包括压力传感器、第一压差传感器和第二压差传感器，压力传感器设置在岩心驱替动态评价系统上，第一压差传感器设置在高压毛细管的进液口和出液口之间，第二压差传感器设置在低压毛细盘管的进液口和出液口之间。
进一步地，所述的信息检测记录单元包括信号采集控制箱和上位机，信号采集控制箱一端与传感器电信号连接，信号采集控制箱另一端与上位机电信号连接，所述上位机为计算机。
一种油田动态结垢阻垢评价方法，包括上述任意一项所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，包括以下方法
S001毛细管路动态评价法：
通过毛细管路动态评价管线的进水端控制模拟液体流态为层流和紊流；
模拟液体流态为层流：
通过信息检测记录单元检测和记录流入液体为层流时的压差值和注入时间值；
绘制压差(ΔP)-时间(t)曲线，根据曲线判断液体为层流时的结垢状况，确定液体为层流态下的结垢诱导期时间；
模拟液体流态为紊流：
通过信息检测记录单元检测和记录流入液体为紊流时的压差值和注入时间值；
绘制压差(ΔP)-时间(t)曲线，根据曲线判断液体为紊流时的结垢状况，确定液体为紊流态下的结垢诱导期时间；
通过加入不同阻垢剂，评价不同阻垢剂的最低有效防垢浓度，确定最佳阻垢剂及最低有效防垢浓度；
S002岩心驱替动态评价法：
通过岩心驱替评价阻垢剂对储层的伤害情况：
先测试地层水对岩心的基准渗透率K0；
用含有一定浓度阻垢剂溶液进行岩心驱替，稳定后对岩心渗透率进行测试；
注入含有一定浓度阻垢剂的注入水溶液，记录在不同PV数下排出液体中的阻垢剂质量浓度，同时通过信息检测记录单元记录岩心注入压力随注入液体累计体积PV数的变化过程；
绘制PV数与岩心渗透率的关系曲线；
当岩心出口返排质量浓度不再变化时，可认为驱替过程达到稳定，进而计算阻垢剂对储层的伤害情况；
计算公式如下：
ηd－渗透率伤害率；
K0－地层水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2；
K－注入水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2。
本发明的有益效果是：
与现有技术相比，本发明通过以最接近注水油藏实际情况，模拟现场温度、压力、流速、及不同流态工况条件下，通过压差及渗透率的变化快捷判断结垢诱导期时间，为现场注水方案提供技术依据；同时针对现场在阻垢剂质量监测，筛选出有效的阻垢剂和最佳的使用浓度，为新型阻垢剂研发、机理研究提供评价手段，本装置操作简单，自控化程度较高，便于维护保养。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。
图1是本发明的整体结构示意图。
图2是实施例9中空白实验时压差-时间曲线示意图。
图3是实施例9中模拟紊流状态下压差-时间曲线示意图。
图4是实施例9中不同浓度阻垢剂TH-607B对体系结垢诱导期的影响结果示意图。
图5是实施例9中不同浓度阻垢剂827对体系结垢诱导期的影响结果示意图。
图6是实施例9中不同浓度防垢821对体系结垢诱导期的影响结果示意图。
图7是实施例9中注入5％阻垢剂TH-607B的溶液时岩心两端压差与时间关系曲线示意图。
图中：1-除氧装置、2-控制阀、3-第一储液罐、4-第二储液罐、5-第一高压恒流注入泵、6-第二高压恒流注入泵、7-恒温箱、8-第一预热高温盘管、9-第二预热高温盘管、10-混合池、11-岩心夹持器、12-自动围压泵、13-流量调节阀、14-高压毛细管、15-高压膜过滤器、16-背压阀、17-手动泵、18-中间容器、19-低压毛细盘管、20-低压膜过滤器、21-电导率仪、22-PH值测量仪、23-钡离子传感器、24-钙离子测量传感器、25-排污池、26-压力传感器、27-第一压差传感器、28-第二压差传感器、29-信号采集控制箱、30-上位机。
其中：a1-第一阀门、a2-第二阀门、a3-第三阀门、a4-第四阀门。
具体实施方式
下面，将通过几个具体的实施例对本发明实施例提供的一种油田动态结垢阻垢评价装置及评价方法的技术方案进行详细介绍说明。
实施例1:
参照图1，一种油田动态结垢阻垢评价装置，包括
除氧装置1，所述除氧装置1上连接有出气管线，出气管线上还连接有控制阀2；
输液单元，所述输液单元一端与除氧装置1上的出气管线连通；
混合机构10，所述混合机构10包括混合机构进液口和混合机构出液口，混合机构10的混合机构进液口与输液单元另一端连通，混合机构10的混合机构出液口通过管线并联有岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线，所述岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线上均连接有传感器；
信息检测记录单元，所述信息检测记录单元与岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线上的传感器电信号连接；
所述毛细管路动态评价管线上至少包括一个高压毛细管14和一个低压毛细盘管19，所述一个高压毛细管14和一个低压毛细盘管19之间的管线上依次连接有高压膜过滤器15和背压系统。
恒温箱7，所述输液单元另一端、混合机构10、岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线中的一个高压毛细管14和一个低压毛细盘管19均设置在恒温箱7内。
上述实施例中除氧装置1用于去除输液单元内的氧，除氧装置为氮气瓶，输液单元用于盛放结垢阴离子溶液、阳离子溶液，同时可对两种液体进行提前预热，然后通过恒温箱7加热到模拟的地层温度，使得压力平衡，两种液体经过中间混合机构10用于将两种溶液混合，输送到一个高压毛细管14和一个低压毛细盘管19中，通过传感器对高压毛细管14入口与出口压力差进行实时监控，及混合液体通过高压毛细管14出来后进入高压膜过滤器15过滤和背压系统进入低压毛细盘管19的入口与出口压力差进行实时监控，高压毛细管14和低压毛细盘管19用于模拟井筒不同部位压力时的结垢状态，通过改变液体流态模拟不同流态下的结垢情况，信息检测记录单元用于实时的检测和采集记录进入岩心驱替动态评价系统或毛细管路动态评价管线的液体压差值，电导率值、PH值和各离子值，从而可以通过压差(ΔP)-时间曲线(t)，判断井筒环境下的结垢状况和防垢情况。
通过本发明的一种油田动态结垢阻垢评价装置以最接近注水油藏实际情况，模拟现场温度、压力、流速、及不同流态工况条件下，通过压差及渗透率的变化快捷判断结垢诱导期时间，为现场注水方案提供技术依据；同时针对现场在阻垢剂质量监测，筛选出有效的阻垢剂和最佳的使用浓度，为新型阻垢剂研发、机理研究提供评价手段，本装置操作简单，自控化程度较高，便于维护保养。
实施例2:
参照图1，进一步的，所述的混合机构出液口与岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线之间设置有三条进液管线，三条进液管线分别为第一进液管线、第二进液管线和第三进液管线，第一进液管线一端与混合机构出液口连通，第一进液管线另一端与岩心驱替动态评价系统连通，所述第一进液管线上连接有第一阀门a1，第二进液管线和第三进液管线的一端与混合机构出液口连通，第二进液管线和第三进液管线的另一端汇合后与毛细管路动态评价管线连通，所述第二进液管线上从入液端到出液端依次连接有第二阀门a2、流量调节阀13和第三阀门a3，第三进液管线上连接有第四阀门a4。
进一步的，所述的所述流量调节阀13采用小口径流量调节阀，其中小口径流量调节阀的阀体呈S流线型的通道，阀芯尺寸为6mm-8mm。
上述实施例中第一进液管线用于岩心驱替动态评价系统进行评价是混合后液体的输送，第二进液管线用于调节混合液体的流态为紊流，第三进液管线用于输送层流液体至毛细管路动态评价管线，初始状态第一阀门a1、第二阀门a2、第三阀门a3和第四阀门a4均处于关闭状态，当需要启动岩心驱替动态评价系统时打开第一阀门a1，第二阀门a2和第四阀门a4均处于关闭状态，当需要进行毛细管路动态评价时，当需要模拟层流流态结垢情况时打开第四阀门a4，第一阀门a1和第二阀门a2处于关闭状态，当需要模拟紊流流态结垢情况时打开第二阀门a2和第三阀门a3及流量调节阀13，流量调节阀13采用小口径流量调节阀，小口径流量调节阀的阀体呈S流线型的通道，本实施例选择阀芯直径为6mm，通过该结构的流量调节阀13调节混合液体的流态为紊流，原理为流速迅速增大，在小口径调节阀阀孔两侧形成负压区，导致流体雷诺数增大，流态的改变，第三阀门a3用于避免液体倒流，影响试验效果，混合液体为层流即为模拟油井井筒结垢情况，混合液体为紊流即为模拟采油过程中电潜泵入口，安全阀、和井口针阀的流体为紊流状态时的结垢状况。
实施例3:
参照图1，进一步的，所述的输液单元包括第一储液罐3和第二储液罐4及第一预热高温盘管8和第二预热高温盘管9，所述第一储液罐3和第二储液罐4的罐内分别通过进气管线与除氧装置1的出气管线连通，所述第一储液罐3和第二储液罐4内还分别连接有出液管线，所述第一预热高温盘管8和第二预热高温盘管9均包含一个进液口和出液口，所述第一预热高温盘管8的进液口与第一储液罐3内连接的出液管线连通，所述第二预热高温盘管9进液口与第二储液罐4内连接的出液管线连通，所述第一预热高温盘管8和第二预热高温盘管9均位于恒温箱7内。
进一步的，所述的第一预热高温盘管8的进液口与第一储液罐3内连接的出液管线上还连接有第一高压恒流注入泵5，所述第二预热高温盘管9进液口与第二储液罐4内连接的出液管线上还连接有第二高压恒流注入泵6。
上述实施例中第一储液罐3和第二储液罐4分别用于放置结垢阴离子溶液、阳离子溶液，第一预热高温盘管8和第二预热高温盘管9用于提前的液体预热，恒温箱7用于将液体进行二次加热模拟地层温度，实现试验接近井下真实情况，第一高压恒流注入泵5用于将第一储液罐3内的液体注入混合机构10，所述混合机构10为混合池，第二高压恒流注入泵6用于将第二储液罐4内的液体注入混合机构10进行与第一储液罐3输入混合机构10内的液体混合，同时通过第一高压恒流注入泵5和第二高压恒流注入泵6实现高压模拟。
实施例4:
参照图1，进一步的，所述的岩心驱替动态评价系统包括岩心夹持器11、岩心和自动围压泵12，所述岩心夹持器11一端通过第一进液管线与混合机构10的混合机构出液口连通，岩心夹持器11另一端通过管线连接自动围压泵12，所述岩心夹持器11采用多测压点岩心夹持器，岩心夹持在岩心夹持器11上，所述岩心夹持器11位于恒温箱7内，自动围压泵12位于恒温箱7外。
上述实施例中岩心夹持器11用于夹持岩心，所述岩心夹持器11采用多测压点岩心夹持器，可夹持一块岩心，通过第一进液管线将混合后的液体输送至岩心夹持器11上的岩心上进行岩心驱替动态评价，岩心夹持器11位于恒温箱7内用于模拟地层温度，进行加热恒温，自动围压泵12调整岩心夹持器11的压力。
实施例5:
参照图1，进一步的，所述的低压毛细盘管19与高压毛细管14连通的另一端管线上还依次连接有低压膜过滤器20、电导率仪21、PH值测量仪22、钡离子传感器23和钙离子测量传感器24，所述低压毛细盘管19与高压毛细管14连通的另一端管线出口还与外部的排污池25连通，所述电导率仪21、PH值测量仪22、钡离子传感器23和钙离子测量传感器24均与信息检测记录单元电信号连接。
上述实施例中通过低压膜过滤器20、电导率仪21、PH值测量仪22、钡离子传感器23和钙离子测量传感器24进行实时的获取进入岩心驱替动态评价系统或毛细管路动态评价管线的液体压差值，电导率值、PH值和各离子值，通过信息检测记录单元检测和采集记录，排污池25用于回收排出试验完的液体。
实施例6:
参照图1，进一步的，所述的背压系统包括背压阀16、中间容器18和手动泵17，所述背压阀16包括背压阀进液口、背压阀出液口和背压入口，背压阀16的背压阀进液口通过管线与高压膜过滤器15的出液口连通，背压阀16的背压阀出液口通过管线与低压毛细盘管19的进液口连通，所述背压阀16的背压入口通过管线依次连中间容器18和接手动泵17。
上述实施例中背压阀16用于调节从高压膜过滤器15出来液体的压力，中间容器18用于平衡压力，手动泵17为液压手动泵，用于手动调节压力，满足试验需求，同时使低压毛细盘管19与高压毛细管14模拟真实的井筒不同部位压力。
实施例7:
参照图1，进一步的，所述的信息检测记录单元包括信号采集控制箱29和上位机30，信号采集控制箱29一端与传感器电信号连接，信号采集控制箱29另一端与上位机30电信号连接，所述上位机30为计算机。
上述实施例中信号采集控制箱29用于检测感器的信息，上位机30为计算机用于记录信息值。
实施例8:
一种油田动态结垢阻垢评价方法，包括上述实施例1-7任意一项所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，包括以下方法
S001毛细管路动态评价法：
通过毛细管路动态评价管线的进水端控制模拟液体流态为层流和紊流；
模拟液体流态为层流：
通过信息检测记录单元检测和记录流入液体为层流时的压差值和注入时间值；
绘制压差(ΔP)-时间(t)曲线，根据曲线判断液体为层流时的结垢状况，确定液体为层流态下的结垢诱导期时间；
模拟液体流态为紊流：
通过信息检测记录单元检测和记录流入液体为紊流时的压差值和注入时间值；
绘制压差(ΔP)-时间(t)曲线，根据曲线判断液体为紊流时的结垢状况，确定液体为紊流态下的结垢诱导期时间；
通过加入不同阻垢剂，评价不同阻垢剂的最低有效防垢浓度，确定最佳阻垢剂及最低有效防垢浓度；
S002岩心驱替动态评价法：
通过岩心驱替评价阻垢剂对储层的伤害情况：
先测试地层水对岩心的基准渗透率K0；
用含有一定浓度阻垢剂溶液进行岩心驱替，稳定后对岩心渗透率进行测试；
注入含有一定浓度阻垢剂的注入水溶液，记录在不同PV数下排出液体中的阻垢剂质量浓度，同时通过信息检测记录单元记录岩心注入压力随注入液体累计体积PV数的变化过程；其中PV数为注入孔隙体积。
绘制PV数与岩心渗透率的关系曲线；
当岩心出口返排质量浓度不再变化时，可认为驱替过程达到稳定，进而计算阻垢剂对储层的伤害情况；
计算公式如下：
ηd－渗透率伤害率；
K0－地层水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2；
K－注入水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2。
上述实施例中一种油田动态结垢阻垢装置主要以毛细管路动态结垢评价为主，模拟油井井筒结垢，此时流体为层流状态，实验流程为：关闭阀门a1、a2、a3，打开控制阀2，用氮气瓶1的氮气除去第一储液罐3、第二储液罐4中的氧，分别通过管线与两套高压恒流泵5、6将两种液体按设置的流速按分别注入到预热盘管8、9中，两种水在预热盘管中经过恒温箱7加热到模拟的井筒温度，压力平衡，两种液体经过中间混合机构10混合后通过阀门a4到达高压毛细盘管14中，两种不配伍的水质在高压毛细管中充分混合结垢，导致管径缩小，压差增加，通过压差传感器27对高压毛细管入口与出口压力差进行实时监控，反映高压毛细管模拟油井井筒结垢情况，从高压毛细管中流出的混合水通过过滤膜15、背压阀16，流经低压毛细盘管19，再经过低压膜过滤器20进一步过滤掉杂质，到达电导率仪21和PH值测量仪22，流经钡离子传感器23、钙离子传感器24，排污池25排出。通过压差传感器27、28、电导率仪21、PH值测量仪22、钡离子传感器23、钙离子传感器24，实时的检测和采集记录压差值，电导率值、PH值和各离子值，通过压差(ΔP)-时间曲线(t)，判断井筒环境下的结垢状况和防垢情况。
当进行模拟井下电潜泵入口、安全阀和井口针阀处结垢，即紊流流态实验时，实验流程为：关闭阀门a1、a4，打开阀门a3，打开阀门2，用氮气瓶1的氮气除去第一储液罐3、第二储液罐4中的氧，分别通过管线与两套高压恒流泵5、6将两种液体按设置的流速按分别注入到预热盘管8、9中，两种水在预热盘管中经过恒温箱7加热到模拟的井筒温度，压力平衡，两种水经过中间混合机构10混合后通过阀门a2、小孔径调节阀13、阀门a3，通过小口径流量调节阀改变流径、流速，流态，到达高压毛细盘管14中混合结垢，导致管径缩小，压差增加，通过压差传感器27对高压毛细管入口与出口压力差进行实时监控，反映高压毛细管模拟油井井筒结垢情况，后面步骤与模拟井筒结垢相同。绘制流态变化后紊流压差(ΔP)-时间(t)曲线，判断井下特殊部位如电潜泵入口、安全阀和井口针阀的结垢情况。
具体的试验评价方法如下：
S001毛细管路动态评价法：
一、模拟井筒结垢情况即层流流态：
第一步：配制结垢阴离子溶液、阳离子溶液，分别放置于储液罐3和储液罐4中，开启除氧装置1除氧。
第二步：打开第一高压恒流注入泵5和第二高压恒流注入泵6，输入模拟油井井筒压力、流量等参数，流体流量一般为0.2mL/min～25mL/min，此时流态均为层流态。
第三步：关闭阀门a1，a2、a3，打开阀门a4。打开恒温箱7输入模拟井筒温度，通常温度选择50～60℃，设置温度为55℃，阴离子水溶液经过第一预热高温盘管8，阳离子水溶液经过第二预热高温盘管9进入混合机构10中，然后经过阀门a4到达高压毛细管14进行两种水质充分混合，混合流体依次经过高压膜过滤器15、背压阀16、低压毛细盘管19、低压膜过滤器20进一步过滤掉杂质等，到达电导率仪21和PH值测量仪22，流经钡离子传感器23、钙离子传感器24，排污池25排出。通过第一压差传感器27、第二压差传感器28、电导率仪21、PH值测量仪22、钡离子传感器23、钙离子传感器24，实时的检测和采集记录压差值，电导率值、PH值和各离子值。
第四步：以时间为横坐标，对应压差值为纵坐标，绘制压差(ΔP)-时间曲线(t)，根据曲线判断结垢状况。
二、模拟电潜泵入口、安全阀和井口针阀结垢情况即紊流流态：
第一步：当进行模拟井下电潜泵入口、安全阀和井口针阀等处结垢实验时，需要根据以下操作步骤进行小口径调节阀的调节：
a、根据雷诺数公式Re＝ρvd/μ，其中ρ-流体密度(kg/m3)，d-管子内径(m)，v-流体在管内的平均流速(m/s),μ-流体粘度(Pa·s)。计算当Re＝4000临界值时对应的临界流速v。
b、根据V＝Q/A，其中Q为-流量(m3/s)，A-截面积(m2)，V-流速(m/s)
根据计算的临界流量Q进行小口径调节阀调节，调节流量大于临界流量Q，改变流体流径，流速迅速增大，并在小口径调节阀阀孔两侧形成负压区，导致雷诺数迅速增大(>4000)，流态发生变化，此时流体由层流变为紊流，从而实现对紊流流态的模拟。
第二步：关闭阀门a1、a4，打开阀门a2、a3，小口径调节阀13，然后按照模拟井筒结垢情况即层流流态的第一步至第三步进行实验流程操作，绘制流体紊流态下的压差(ΔP)-时间(t)曲线，判断井下特殊部位如电潜泵入口、安全阀和井口针阀的结垢情况。
三、对不同阻垢剂的最低有效防垢浓度进行评估
第一步：按照模拟井筒结垢情况即层流流态的所述第一至第四步完成结垢动态空白实验，所述的空白实验为层流流态试验。
第二步：根据实验方案配制相同浓度的不同类型阻垢剂，将配制一定浓度阻垢剂的阴离子溶液和阳离子溶液通过单独管路注入混合阀。
第三步：开启两个高压注入泵，按照空白实验输入相同的压力、流量等参数，按照空白实验即层流流态试验的步骤第三进行操作。
第四步：绘制加注阻垢剂后的压差(ΔP)-时间(t)曲线。
第五步：防垢效果判定
1、相同浓度时，进行不同阻垢剂的垢晶吸附时间比较，得到阻垢效果直观排序。垢晶吸附沉积时间出现的越晚，表明阻垢剂性能越好。
2、确定动态最低有效防垢浓度(MIC)，利用空白实验测定结垢时间长度来确定检测标准(3倍空白实验时间长度)。
S002岩心驱替动态评价法：
第一步：岩心准备和洗油
将岩心放入索氏提取器后，交替注入乙醇、甲苯等温和溶剂，通过蒸馏抽提法，清洗除去烃类等极性组分。清净的岩心烘干8hr至恒重，称重后，保存于干燥皿中。测取岩心的空气渗透率、孔隙度。
第二步：岩心抽真空加压饱和
将清洗、烘干的岩心样品装在岩心夹持器中，通过岩心抽真空加压饱和装置，抽真空4hr。将过滤处理过的地层水，加压20MPa，饱和到岩心中，饱和48hr。将饱和好的岩心浸泡在地层水中，实验时将岩心安装在岩心夹持器11中。
第三步：模拟油藏条件的温度60℃下，测试地层水对岩心的基准渗透率K0。将地层水放置于储液罐4中，开启除氧装置1除氧，打开第二高压注入泵6，设置流量参数，经过第二预热高温盘管9，混合机构10，由阀门a1控制测试地层水驱替岩心夹持器11中的岩心，稳定后岩心基准渗透率K0。
第四步：用含有一定浓度阻垢剂溶液进行岩心驱替，稳定后对岩心渗透率进行测试：
a.配制含有一定浓度阻垢剂的注入水溶液，放置于第一储液罐3中，开启除氧装置1除氧。
b、打第一高压注入泵5，设置与地层水驱替时同样的流量参数，经过第一预热高温盘管8，混合机构10，由阀门a1控制测试地层水驱替岩心夹持器11中的岩心。
c、注入过程中，记录在不同PV数下(1PV、2PV、5PV、8PV、10PV、12PV)排出液体中的阻垢剂质量浓度，同时记录岩心注入压力随注入PV数的变化过程。
d、最后绘制注入PV数与岩心渗透率的关系曲线。当出口返排质量浓度不再变化时，可认为驱替过程达到稳定。进而计算阻垢剂对储层的伤害情况。
ηd－渗透率伤害率；
K0－地层水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2；
K－注入水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2。
实施例9:
实际试验评价方法如下：
S001毛细管路动态评价法：
模拟流态层流：
第一步：配制结垢阴离子水溶液(SO4 2-浓度为156.8mg/L)、阳离子水溶液(Ba2+浓度为270mg/L)，分别放置于储液罐3和储液罐4中，开启除氧装置1除氧。
第二步：打开第一高压恒流注入泵5和第二高压恒流注入泵6，输入模拟油井井筒压力5MPa、流量均为2mL/min。
第三步：打开阀门a4，打开恒温箱7输入模拟井筒温度为55℃，阴离子水溶液经过第一预热高温盘管8，阳离子水溶液经过第二预热高温盘管9进入混合机构10中，然后经过阀门a4到达高压毛细管14内径1mm、长度为1m进行两种水质充分混合，混合流体依次经过高压膜过滤器15、低压毛细盘管19、低压膜过滤器20进一步过滤掉杂质等，到达电导率仪21和PH值测量仪22，流经钡离子传感器23、钙离子传感器24，排污池25排出。通过第一压差传感器27、第二压差传感器28、电导率仪21、PH值测量仪22、钡离子传感器23、钙离子传感器24，实时的检测和采集记录压差值，电导率值、PH值和各离子值。
第四步：以时间为横坐标，对应压差值为纵坐标，绘制压差(ΔP)-时间曲线(t)见图2空白实验时压差-时间曲线，根据曲线判断地层水与注入水溶液体系的结垢诱导期为15min。
模拟流态发生变化后，即紊流情况下的结垢情况。
第一步：当进行模拟井下电潜泵入口结垢情况，需要根据以下操作步骤进行流量调节阀的调节：
a、根据雷诺数公式Re＝ρvd/μ，其中ρ为103kg/m3，d为10-3m(1mm)，μ为5.15×10- 4Pa·s。计算当Re＝4000临界值时对应的临界流速v(m/s)。v＝Reμ/ρd＝4000×5.15×10-4/103×10-3＝2.06(m/s)
b、根据v＝Q/A，其中Q为-流量(m3/s)，A-截面积(m2)，v-流速(m/s)
Q＝v×A＝2.06×3.14×(0.5×10-3)2＝1.62×10-6(m3/s)
根据计算的临界流量Q进行小口径调节阀调节，调节流量大于临界流量1.62×10-6(m3/s)，流量由原来的2mL/min＝2×10-6m3/60s＝0.03×10-6(m3/s)迅速增大约54倍，流速也随之增大54倍，改变流体流径，导致雷诺数迅速增大，流态发生变化，从而实现对紊流流态的模拟。
第二步：打开阀门a2、a3，流量调节阀13，然后按照层流的操作步骤进行实验流程操作，绘制紊流态下的压差(ΔP)-时间(t)曲线见图3模拟紊流状态下压差-时间曲线，判断电潜泵入口结垢情况，结垢诱导期为40min。
对不同阻垢剂的最低有效防垢浓度进行评估：
第一组实验：用模拟流态层流试验中的阴离子水溶液配制不同浓度的阻垢剂溶液(TH-607B)与阳离子水溶液水以1:1的比例泵入毛细管路，管路尺寸与长度与模拟流态层流试验完全相同，然后按照模拟流态层流试验所述步骤进行不同浓度的阻垢剂对溶液体系结垢诱导期的影响情况，绘制压差(ΔP)-时间曲线(t)，实验结果见图4不同浓度阻垢剂TH-607B对体系结垢诱导期的影响结果。
第二组实验：用模拟流态层流试验中的阴离子水溶液配制不同浓度的阻垢剂溶液(827)与地层水以1:1的比例泵入毛细管路，管路尺寸与长度与模拟流态层流试验完全相同，然后按照模拟流态层流试验所述步骤进行不同浓度的阻垢剂对溶液体系结垢诱导期的影响情况，绘制压差(ΔP)-时间曲线(t)，实验结果见图5不同浓度阻垢剂827对体系结垢诱导期的影响结果。
第三组实验：用模拟流态层流试验中的阴离子水溶液配制不同浓度的阻垢剂溶液(821)与地层水以1:1的比例泵入毛细管路，管路尺寸与长度与模拟流态层流试验完全相同，然后按照模拟流态层流试验所述步骤进行不同浓度的阻垢剂对溶液体系结垢诱导期的影响情况，绘制压差(ΔP)-时间曲线(t)，实验结果见图6不同浓度防垢821对体系结垢诱导期的影响结果。
综上所述通过阻垢剂对溶液体系结垢诱导期的影响评价，实现相同的时间内对不同阻垢剂最低有效浓度(MIC)值的评估，图3-图5说明TH-607B的MIC值最低为45mg/L，阻垢827的MIC值次之为55mg/L,阻垢821的MIC值最高为60mg/L，所述三种阻垢剂中最佳阻垢剂为TH-607B的MIC值最低为45mg/L。
S002岩心驱替动态评价法：
阻垢剂对岩心对渗透率的伤害实验
第一步：将经过洗油、测取岩心的空气渗透率、孔隙度、抽真空加压饱和处理好的岩心放置于岩心夹持器11中。
第二步：用NaCl配制实验用阳离子水溶液(地层水)，用阴离子水溶液(油田注入水)配制阻垢剂溶液。
第三步：模拟油藏条件的温度70℃下，测试阳离子水溶液对岩心的基准渗透率K0。
将阳离子水溶液放置于第一储液罐3中，开启除氧装置1除氧，打开第一高压注入泵5，设置流量参数，经过第二预热高温盘管8，混合机构10，由阀门a1控制测试阳离子水溶液驱替岩心夹持器11中的岩心，稳定后计算岩心基准渗透率K0。
第四步：用阻垢剂溶液进行岩心驱替，稳定后计算结垢对岩心渗透率的伤害：
a、阻垢剂溶液放置于第一储液罐3中，开启除氧装置1除氧。
b、打第二高压注入泵6，设置与阳离子溶液驱替时同样的流量参数，经过第二预热高温盘管9，混合机构10，由阀门a1控制测试阻垢剂溶液驱替岩心夹持器11中的岩心。
c、注入过程中，记录在不同PV数下(1PV、2PV、5PV、8PV、10PV、12PV)排出液体中的阻垢剂质量浓度，同时记录岩心注入压力随注入PV数的变化过程。
第四步：最后绘制注入PV数与岩心渗透率的关系曲线。当出口返排质量浓度不再变化时，可认为驱替过程达到稳定。进而计算阻垢剂对岩心的伤害情况。
采用岩心驱替动态评价阻垢剂对岩心的伤害情况，实验流程参照上述阻垢剂对岩心对渗透率的伤害实验方法步骤一到步骤四，实验选用人造岩心，其物性参数见表1实验所用岩心物性参数：
表1实验所用岩心物性参数
实验操作流程按照S002岩心驱替动态评价法进行，实验结果见图7注入5％阻垢剂TH-607B的溶液时岩心两端压差与时间关系曲线表明，阻垢剂TH-607B吸附前后对岩心的伤害率为1.9％。
综上所述本发明的评价方法实现了技术上模拟现场不同流态(层流、紊流)条件下的结垢状况，结构设计可实现高温、高压下的测试，避免盐水溶液的二氧化碳损失，可以检测不同阻垢剂的阻垢性能，为时间施工中优选节约成本，且阻垢效果最佳的阻垢剂，同时可以考察不同阻垢剂在抑制成核或抑制垢晶生长效应方面的差异，为选择阻垢剂打基础，为新型阻垢剂研发、机理研究提供评价手段，同时本装置操作简单，自控化程度较高，便于维护保养。
上面结合附图对本发明的实施方式作了详细的说明，但本发明并不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下作出各种变化，其都在该技术的保护范围内。
需要说明，本发明实施例中所有方向性指示(诸如上、下、左、右、前、后……)仅用于解释在某一特定姿态(如附图所示)下各部件之间的相对位置关系、运动情况等，如果该特定姿态发生改变时，则该方向性指示也相应地随之改变。
各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
Claims (11)
1.一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：包括
除氧装置(1)，所述除氧装置(1)上连接有出气管线，出气管线上还连接有控制阀(2)；
输液单元，所述输液单元一端与除氧装置(1)上的出气管线连通；
混合机构(10)，所述混合机构(10)包括混合机构进液口和混合机构出液口，混合机构(10)的混合机构进液口与输液单元另一端连通，混合机构(10)的混合机构出液口通过管线并联有岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线，所述岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线上均连接有传感器；
信息检测记录单元，所述信息检测记录单元与岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线上的传感器电信号连接；
所述毛细管路动态评价管线上至少包括一个高压毛细管(14)和一个低压毛细盘管(19)，所述一个高压毛细管(14)和一个低压毛细盘管(19)之间的管线上依次连接有高压膜过滤器(15)和背压系统。
恒温箱(7)，所述输液单元另一端、混合机构(10)、岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线中的一个高压毛细管(14)和一个低压毛细盘管(19)均设置在恒温箱(7)内。
2.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的混合机构出液口与岩心驱替动态评价系统和毛细管路动态评价管线之间设置有三条进液管线，三条进液管线分别为第一进液管线、第二进液管线和第三进液管线，第一进液管线一端与混合机构出液口连通，第一进液管线另一端与岩心驱替动态评价系统连通，所述第一进液管线上连接有第一阀门(a1)，第二进液管线和第三进液管线的一端与混合机构出液口连通，第二进液管线和第三进液管线的另一端汇合后与毛细管路动态评价管线连通，所述第二进液管线上从入液端到出液端依次连接有第二阀门(a2)、流量调节阀(13)和第三阀门(a3)，第三进液管线上连接有第四阀门(a4)。
3.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的输液单元包括第一储液罐(3)和第二储液罐(4)及第一预热高温盘管(8)和第二预热高温盘管(9)，所述第一储液罐(3)和第二储液罐(4)的罐内分别通过进气管线与除氧装置(1)的出气管线连通，所述第一储液罐(3)和第二储液罐(4)内还分别连接有出液管线，所述第一预热高温盘管(8)和第二预热高温盘管(9)均包含一个进液口和出液口，所述第一预热高温盘管(8)的进液口与第一储液罐(3)内连接的出液管线连通，所述第二预热高温盘管(9)进液口与第二储液罐(4)内连接的出液管线连通，所述第一预热高温盘管(8)和第二预热高温盘管(9)均位于恒温箱(7)内。
4.根据权利要求3所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的第一预热高温盘管(8)的进液口与第一储液罐(3)内连接的出液管线上还连接有第一高压恒流注入泵(5)，所述第二预热高温盘管(9)进液口与第二储液罐(4)内连接的出液管线上还连接有第二高压恒流注入泵(6)。
5.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的岩心驱替动态评价系统包括岩心夹持器(11)、岩心和自动围压泵(12)，所述岩心夹持器(11)一端通过第一进液管线与混合机构(10)的混合机构出液口连通，岩心夹持器(11)另一端通过管线连接自动围压泵(12)，所述岩心夹持器(11)采用多测压点岩心夹持器，岩心夹持在岩心夹持器(11)上，所述岩心夹持器(11)位于恒温箱(7)内，自动围压泵(12)位于恒温箱(7)外。
6.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的低压毛细盘管(19)与高压毛细管(14)连通的另一端管线上还依次连接有低压膜过滤器(20)、电导率仪(21)、PH值测量仪(22)、钡离子传感器(23)和钙离子测量传感器(24)，所述低压毛细盘管(19)与高压毛细管(14)连通的另一端管线出口还与外部的排污池(25)连通，所述电导率仪(21)、PH值测量仪(22)、钡离子传感器(23)和钙离子测量传感器(24)均与信息检测记录单元电信号连接。
7.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的背压系统包括背压阀(16)、中间容器(18)和手动泵(17)，所述背压阀(16)包括背压阀进液口、背压阀出液口和背压入口，背压阀(16)的背压阀进液口通过管线与高压膜过滤器(15)的出液口连通，背压阀(16)的背压阀出液口通过管线与低压毛细盘管(19)的进液口连通，所述背压阀(16)的背压入口通过管线依次连中间容器(18)和接手动泵(17)。
8.根据权利要求2所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的所述流量调节阀(13)采用小口径流量调节阀，其中小口径流量调节阀的阀体呈S流线型的通道，阀芯尺寸为6mm-8mm。
9.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的传感器包括压力传感器(26)、第一压差传感器(27)和第二压差传感器(28)，压力传感器(26)设置在岩心驱替动态评价系统上，第一压差传感器(27)设置在高压毛细管(14)的进液口和出液口之间，第二压差传感器(28)设置在低压毛细盘管(19)的进液口和出液口之间。
10.根据权利要求1所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：所述的信息检测记录单元包括信号采集控制箱(29)和上位机(30)，信号采集控制箱(29)一端与传感器电信号连接，信号采集控制箱(29)另一端与上位机(30)电信号连接，所述上位机(30)为计算机。
11.一种油田动态结垢阻垢评价方法，包括权利要求1-10任意一项所述的一种油田动态结垢阻垢评价装置，其特征是：包括以下方法
S001毛细管路动态评价法：
通过毛细管路动态评价管线的进水端控制模拟液体流态为层流和紊流；模拟液体流态为层流：
通过信息检测记录单元检测和记录流入液体为层流时的压差值和注入时间值；
绘制压差-时间曲线，根据曲线判断液体为层流时的结垢状况，确定液体为层流态下的结垢诱导期时间；
模拟液体流态为紊流：
通过信息检测记录单元检测和记录流入液体为紊流时的压差值和注入时间值；
绘制压差-时间曲线，根据曲线判断液体为紊流时的结垢状况，确定液体为紊流态下的结垢诱导期时间；
通过加入不同阻垢剂，评价不同阻垢剂的最低有效防垢浓度，确定最佳阻垢剂及最低有效防垢浓度；
S002岩心驱替动态评价法：
通过岩心驱替评价阻垢剂对储层的伤害情况：
先测试地层水对岩心的基准渗透率K0；
用含有一定浓度阻垢剂溶液进行岩心驱替，稳定后对岩心渗透率进行测试；
注入含有一定浓度阻垢剂的注入水溶液，记录在不同PV数下排出液体中的阻垢剂质量浓度，同时通过信息检测记录单元记录岩心注入压力随注入液体累计体积PV数的变化过程；
绘制PV数与岩心渗透率的关系曲线；
当岩心出口返排质量浓度不再变化时，可认为驱替过程达到稳定，进而计算阻垢剂对储层的伤害情况；
计算公式如下：
ηd－渗透率伤害率；
K0－地层水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2；
K－注入水驱替岩心时，测定的岩心液相渗透率，10-3μm2。
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