收稿日期： 2022-05-26

作者簡介： 鄧?yán)荩?984-），男，天津市濱海新區(qū)人，工程師，碩士，2019年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：油氣田開發(fā)與開采。

摘""""" 要： 以烯丙基聚乙二醇（XPEG-700），丙烯酸（AA），馬來酸酐（MAH），烯丙基磺酸鈉（SAS）為原料，共聚合成一種新型水基防蠟劑。研究了引發(fā)劑添加量及單體對防蠟劑性能的影響，確定了防蠟劑的最佳合成配方，結(jié)果表明，m（XPEG-700）∶m（AA）∶m（MAH）∶m（SAS）=7.0∶15.0∶6.0∶6.0，引發(fā)劑用量占單體質(zhì)量的0.8%，合成防蠟劑的防蠟率達(dá)到95%以上。海上油田現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，當(dāng)新型清防蠟劑的加注量為80 mg/L時(shí)，原油中的蠟含量降低明顯，管線的輸送效率得到了很大地改善。

關(guān)" 鍵" 詞：水基； 防蠟劑； 溶液共聚； 海上油田； 應(yīng)用

中圖分類號：TE869""""" 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A""""" 文章編號： 1004-0935（2024）02-0210-05

我國渤海有很多含蠟高的油井，原油中的蠟在開采或集輸過程中隨著溫度、壓力的變化就會逐漸析出，使原油黏度越來越大、管輸變得困難[1-6]，傳統(tǒng)解決原油析蠟的方法是輸油管道沿線采用伴熱的工藝，減少原油在輸送過程中的熱量損失，但這種方法需要消耗很多燃料和動力，而且不適合海上油田[7-11]。隨著油田化學(xué)品的深入研究與開發(fā)，化學(xué)清防蠟在海上油田清防蠟方法中占據(jù)了主要地位，該方法不需要對工藝流程進(jìn)行改造，清蠟與防蠟效率高，并且不影響油井的正常生產(chǎn)，可實(shí)現(xiàn)全年常溫輸油，從而節(jié)約了不必要的燃料和動力消耗，經(jīng)濟(jì)效益十分可觀[12-14]。本研究應(yīng)用馬來酸酐（MAH），丙烯酸（AA），烯丙基聚乙二醇（XPEG-700），烯丙基磺酸鈉（SAS）為原料，共聚合成了一種新型水基清防蠟劑。合成的防蠟劑防蠟效率高，加入采油平臺輸油管線后，在相同輸油壓差下能獲得較大的輸油量，或者在相同輸油量下能夠減少管線輸油的壓力。

1" 實(shí)驗(yàn)材料與方法

1.1" 實(shí)驗(yàn)材料

試劑：烯丙基聚乙二醇（XPEG-700）、丙烯酸（AA）、馬來酸酐（MAH）、烯丙基磺酸鈉（SAS）、過硫酸銨（APS），試劑純度要求為分析純；

儀器：BSA224S分析天平，賽多利斯；恒溫?cái)嚢杷″?，國產(chǎn)；OGH180-S烘箱，賽默飛。

1.2" 實(shí)驗(yàn)方法

合成路線如下：

稱取一定量的烯丙基聚乙二醇、丙烯酸、馬來酸酐、烯丙基磺酸鈉和引發(fā)劑過硫酸銨，分別配制成20%的去離子水溶液；第一步在高溫高壓反應(yīng)釜中加入2 L烯丙基磺酸鈉溶液倒入，用氮?dú)鈱⒏锌諝膺M(jìn)行置換，保持壓力恒定在0.6 MPa；溫度設(shè)置為40 ℃，恒溫后將其他四種溶液進(jìn)行混合，并控制在4 h內(nèi)，逐步滴入反應(yīng)釜，然后將溫度設(shè)置為80 ℃，恒溫恒壓后反應(yīng)4 h，直至實(shí)驗(yàn)結(jié)束。卸除反應(yīng)釜壓力并冷卻至室溫后，用40%的NaOH溶液調(diào)節(jié)pH值為7.00，反應(yīng)釜中得到一種新型水基防蠟劑，其結(jié)構(gòu)式如圖1所示。

1.3" 防蠟率評價(jià)

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6300—2009《采油用清防蠟技術(shù)條件》確定實(shí)驗(yàn)方法為倒杯法，該方法的特點(diǎn)是實(shí)驗(yàn)方法簡單，適合實(shí)驗(yàn)室初篩。其原理是：在析蠟點(diǎn)溫度下原油中的蠟會在杯壁上析出，通過測量加或不加清防蠟降凝劑時(shí)的蠟析出量，來計(jì)算防蠟率，防蠟率X按公式（1）計(jì)算。

X=（m1－m2）/m1×100%。"""" （1）

式中：X—防蠟率，%；

m1—空白試驗(yàn)油瓶沾壁蠟油量，g；

m2—加藥試驗(yàn)油瓶沾壁蠟油量，g。

2" 結(jié)果與討論

2.1" 單體添加量對防蠟率的影響

固定丙烯酸的添加量為15.0 g，過硫酸銨添加量為單體質(zhì)量的1.2%，確定烯丙基聚乙二醇、馬來酸酐以及烯丙基磺酸鈉的添加量對防蠟率的影響，首先采用正交試驗(yàn)，以新型防蠟劑的防蠟率為指標(biāo)，確定最佳的單體配比。實(shí)驗(yàn)選用L9（33）正交表，因素水平、實(shí)驗(yàn)方案和結(jié)果，見表1和表2。

如表2正交試驗(yàn)的結(jié)果所示，各單體的添加量對防蠟劑防蠟率的影響次序?yàn)椋篈gt;Cgt;B，即XPEG-700的添加量是首要影響因素。用單因素實(shí)驗(yàn)對正交實(shí)驗(yàn)的結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2、圖3、圖4所示。結(jié)果表明，隨著XPEG-700添加量的增加，合成防蠟劑的防蠟率明顯增加，但是當(dāng)添加量大于7.0 g時(shí)，防蠟率又開始下降。分析原因?yàn)閄PEG-700能夠吸附在管壁表面，使管壁表面成為極性表面，進(jìn)而阻止非極性的蠟晶在管壁表面的吸附和沉積，但隨著XPEG-700添加量的繼續(xù)增加，導(dǎo)致共聚體中羧基的含量相對降低，從而使帶有活性電荷的基團(tuán)含量減少，管壁表面的極性減弱，最終導(dǎo)致防蠟劑的防蠟效果降低；磺酸鹽是強(qiáng)極性陰性基團(tuán)，濃度過高或者過低都會對防蠟劑的防蠟效果產(chǎn)生影響，當(dāng)磺酸鹽的添加量增大時(shí)，防蠟劑分子的極性隨之增強(qiáng)，對接觸管壁的潤濕能力也加強(qiáng)了，最終導(dǎo)致防蠟劑的防蠟?zāi)芰μ岣吡恕５?，如果添加量繼續(xù)增大，防蠟效果又呈現(xiàn)出下降趨勢，主要原因是烯丙基磺酸鈉（SAS）很難聚合，當(dāng)聚合反應(yīng)完成時(shí)，剩余的SAS在新型防蠟劑中變成了雜質(zhì)分子，摻加一定量時(shí)，相應(yīng)的防蠟有效組分就減少了，導(dǎo)致防蠟劑的防蠟?zāi)芰ψ儾?；同樣，增加馬來酸酐（MAH）的用量時(shí)，也可以增加防蠟劑的防蠟性能，但當(dāng)MAH用量超過6.0 g時(shí)，防蠟率又出現(xiàn)下降趨勢，產(chǎn)品中出現(xiàn)若干白色絮狀物，可能是因?yàn)轳R來酸酐競爭性聚合概率較大，產(chǎn)生了大分子，而使得防蠟劑的防蠟性能降低。

結(jié)合實(shí)際情況：制備防蠟劑的最佳單體配比為A2B2C2，即單體用量比為：m（XPEG-700）∶m（AA）∶m（MAH）∶m（SAS） =7.0∶15.0∶6.0∶6.0。

2.2" 引發(fā)劑添加量對防蠟率的影響

引發(fā)劑的添加量是影響聚合反應(yīng)的重要因素之一，選擇引發(fā)劑的種類，不僅要考慮引發(fā)劑在體系中的溶解度和副反應(yīng)外，還要考慮其在特定溫度、壓力下的聚合速率、分子量大小及其分布等。通常情況下，聚合度過大或者過小，都會對合成防蠟劑的防蠟性能產(chǎn)生影響。因此，可以通過調(diào)整引發(fā)劑的添加量，來控制合成產(chǎn)物的聚合度，從而使合成的防蠟劑達(dá)到最佳防蠟效果[15]。本實(shí)驗(yàn)在固定體系單體配比條件下，測試了引發(fā)劑APS不同添加量對防蠟率的影響，如圖5所示。

試驗(yàn)結(jié)果表明，隨著引發(fā)劑添加量的增加，防蠟率先呈現(xiàn)增加趨勢后又出現(xiàn)下降趨勢，在引發(fā)劑APS添加量為1.2%時(shí)防蠟率達(dá)到最大值。原因分析可能是，當(dāng)引發(fā)劑添加量較少時(shí)，合成產(chǎn)物的分子鏈較長，其運(yùn)動能力較差，中間的極性基團(tuán)得不到充分釋放，導(dǎo)致防蠟劑對接觸管壁的潤濕能力不強(qiáng)，防蠟性能不明顯。另外，當(dāng)引發(fā)劑APS的添加量大于1.2%時(shí)，又導(dǎo)致聚合物的分子量過小，單個(gè)防蠟劑分子上的極性基團(tuán)數(shù)量不足，與接觸管壁的吸附、潤濕能力減弱，防蠟性能又會出現(xiàn)下降。因此，實(shí)驗(yàn)中APS最佳添加量為單體質(zhì)量的1.2%。

2.3" 防蠟劑的紅外光譜分析

圖6為新型防蠟劑的紅外光譜圖。在波長

3 400 cm-1附近的吸收峰代表防蠟劑中羥基的伸縮振動，1 730 cm-1附近的吸收峰代表羧基的伸縮振動，1 160 cm-1附近吸收峰代表-CH2-O-CH2-中C-O-C結(jié)構(gòu)的伸縮振動，1 400～1 380 cm-1和

815 cm-1附近出現(xiàn)磺酸基-OSO3H的特征峰[16-17]。紅外光譜分析表明，參與合成反應(yīng)的各種單體，均以打開碳碳雙鍵的方式順利地進(jìn)行了聚合反應(yīng)，生成了一種新型水基防蠟劑。

3" 海上油田現(xiàn)場使用效果評價(jià)

渤海某海上采油平臺投產(chǎn)初期采出原油含水率在5.0%以下，但是原油蠟含量非常高，原油析蠟點(diǎn)約為29 ℃，采出的原油經(jīng)過5 km的海底管線輸送到另一個(gè)平臺，海管出發(fā)溫度是60 ℃，海管接收溫度是21 ℃，在一定溫差或壓差下很容易析出蠟，蠟不斷在海管內(nèi)壁沉積，堵塞管壁并影響海管的輸送效率，目前該平臺外輸海管平均10天通球1次，頻繁的通球不僅消耗人力物力財(cái)力，還存在卡球的風(fēng)險(xiǎn)，針對這種情況，我們決定使用新型防蠟劑對該海管進(jìn)行防蠟治理。

在平臺海管出發(fā)端加注合成的新型防蠟劑，注入質(zhì)量濃度為80 mg/L，加注防蠟劑前后進(jìn)行海管接收端原油蠟含量與黏度測試，參照標(biāo)準(zhǔn)分別為SY/T 0537—2008與SY/T 0520，同時(shí)還要觀察藥劑加注防蠟劑前后海管接收端壓力的變化、海管通球時(shí)間及帶出油泥的質(zhì)量，具體采集到的數(shù)據(jù)見表3與圖7?？梢钥闯?，在防蠟劑加注期間，海管通球時(shí)間基本維持在1.2～1.5 h之間，在理論通球時(shí)間范圍內(nèi)。高密度泡沫球球體完好，通出油泥量基本維持在0.2～0.6 kg之間，比加注防蠟劑前的油泥量有明顯地減少。海管接收端蠟含量、黏度、壓力數(shù)值都比加注防蠟劑前有所下降，原油輸送管線的堵塞情況得到了很大地改善，管輸更加順暢。

4" 結(jié)論

1） 由烯丙基聚乙二醇（XPEG-700），丙烯酸（AA），馬來酸酐（MAH），烯丙基磺酸鈉（SAS）通過聚合的方法合成了一種新型水基防蠟劑，研究了單體和引發(fā)劑添加量對防蠟劑防蠟性能的影響。

2） 合成新型防蠟劑的最佳工藝為： 反應(yīng)壓力0.6 MPa，反應(yīng)溫度80℃，反應(yīng)時(shí)間4 h，m（XPEG-700）∶m（AA）∶m（MAH）∶m（SAS）=7.0∶15.0∶6.0∶6.0，引發(fā)劑用量占單體質(zhì)量的1.2%。

3） 現(xiàn)場使用效果表明，當(dāng)自制防蠟劑的加注量為80 mg/L時(shí)，防蠟效果能夠滿足現(xiàn)場使用要求，原油輸送管線的堵塞情況得到了很大地改善，管輸更順暢。

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Preparation of Novel Paraffin Inhibitor and Its Application in Offshore Oilfields

DENG Lihui

（Tianjin Branch of CNOOC China Co.， Ltd.， Tianjin 300459， China）

Abstract：" A novel paraffin inhibitor was synthesized by free radical solution copolymerization with monomers of allyl polyethylene glycol （XPEG-700）， acrylic acid （AA）， maleic anhydride （MAH） and sodium allyl sulfonate （SAS）. The effect of addition of monomers and initiator on the performance of paraffin inhibitor was studied， and the optimum synthetic formula of paraffin inhibitor was determined. The result indicated that when m（XPEG-700）∶m（AA）∶m（MAH）∶m（SAS）=7.0∶15.0∶6.0∶6.0， initiator amount was 0.8% of monomer weight， the paraffin prevention rate of prepared paraffin inhibitor was over 95%. Application in oilfield showed a satisfying performance， the pipeline transportation efficiency was greatly improved when the dosage of paraffin inhibitor was""""""" 80 mg·L-1.

Key words： Water-based; Paraffin inhibitor; Solution copolymerization; Application; Offshore oil fields