劉 寧 ，周 佩 ，張振云 ，董 俊 ，宋玉榮

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

樊學(xué)油田多層混輸結(jié)垢原因及治理措施探討

劉 寧1，2，周 佩1，2，張振云1，2，董 俊1，2，宋玉榮1，2

（1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710021；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710021）

針對(duì)樊學(xué)油田地面集輸系統(tǒng)結(jié)垢問(wèn)題，開展了不同層位的注入水、地層水水質(zhì)分析，配伍性研究及垢樣分析等系列實(shí)驗(yàn)；明確了結(jié)垢機(jī)理及垢樣組成，并優(yōu)選出阻垢劑，阻垢率達(dá)到86%以上?，F(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行了4個(gè)增壓點(diǎn)和1個(gè)轉(zhuǎn)油站加藥試驗(yàn)，跟蹤結(jié)果表明：加藥后結(jié)垢速率降低8～10倍，防垢率80%以上，防垢效果明顯。

碳酸鈣垢；硫酸鋇鍶垢；結(jié)垢

注水開發(fā)是目前保持地層壓力和提高采收率的主要手段之一，已為國(guó)內(nèi)外廣泛采用，我國(guó)大部分油田也都采用注水開發(fā)的方式。然而我國(guó)的油田注水開發(fā)過(guò)程中存在許多亟待解決的問(wèn)題，其中集輸系統(tǒng)結(jié)垢就是在油田注水開發(fā)中常見的嚴(yán)重問(wèn)題之一。

樊學(xué)油田屬于典型的低滲、特低滲油田，由于地層水間或地層水與注入水的不配伍性，以及在注水采油過(guò)程中熱力學(xué)條件的改變，導(dǎo)致已投入注水開發(fā)的各區(qū)塊集輸系統(tǒng)管線都存在不同程度的結(jié)垢問(wèn)題，造成注水油層、采油管柱、集輸系統(tǒng)的結(jié)垢和堵塞，垢物沉積在地層深部會(huì)堵塞油層孔隙，使地層滲透性遭受不可逆轉(zhuǎn)的傷害；沉積在油田集輸系統(tǒng)可引起設(shè)備的磨損或垢蝕，嚴(yán)重的造成管道報(bào)廢，影響油田正常生產(chǎn)和原油采收率的提高。

1 結(jié)垢現(xiàn)狀

樊學(xué)油田包括聯(lián)合站1座，計(jì)量接轉(zhuǎn)站1座，增壓點(diǎn)11座，注水站2座，集輸及原油處理采用多層混輸?shù)拈_發(fā)模式，地面工藝系統(tǒng)結(jié)垢嚴(yán)重，結(jié)垢部位主要在總機(jī)關(guān)、收球筒、加熱爐進(jìn)出口管線、加熱爐盤管、管線閘門、彎頭和輸油泵葉輪及站點(diǎn)的站內(nèi)流程管線、外輸管線。截止2010年底，結(jié)垢嚴(yán)重站點(diǎn)占6座，地面工藝系統(tǒng)結(jié)垢造成站內(nèi)壓力突升、閥門失靈，直接影響到原油正常生產(chǎn)，并存在嚴(yán)重的安全隱患。

2 結(jié)垢原因分析

2.1 水質(zhì)分析

樊學(xué)油田主要開發(fā)層系是三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)2、長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6和侏羅系延安組延9、延10。

由水質(zhì)分析結(jié)果可知，地層水為CaCl2水型，礦化度普遍較高，最高達(dá) 115 g/L，富含 Ca2+、Sr2+、Ba2+等離子。注入水為Na2SO4水型，SO42-、HCO3-含量也較高。

2.2 結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

用ScalmChem OLI結(jié)垢軟件預(yù)測(cè)了上述地層水的配伍性及結(jié)垢類型。

表1 樊學(xué)油田不同層位采出水水質(zhì)分析表 單位：mg/L

由預(yù)測(cè)結(jié)果可知：

（1）洛河層水與長(zhǎng)6層結(jié)垢量大，嚴(yán)重不配伍；

（2）地層水長(zhǎng)6、長(zhǎng)2、延9與延10體系不配伍，有大量BaSO4垢生成；

（3）延9、延10與長(zhǎng)2體系主要結(jié)CaCO3垢，最大結(jié)垢量達(dá)1100 mg/L；

（4）長(zhǎng)6、長(zhǎng)2與長(zhǎng)4+5體系嚴(yán)重不配伍，主要結(jié)CaCO3垢。

圖1 洛河/長(zhǎng)6層結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

圖2 長(zhǎng)6/長(zhǎng)2/延9/延10結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

圖3 延9/延10/長(zhǎng)2結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

圖4 長(zhǎng)6/長(zhǎng)2/長(zhǎng)4+5結(jié)垢趨勢(shì)預(yù)測(cè)

表2 洛河/長(zhǎng)2配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表3 洛河/長(zhǎng)6配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表4 長(zhǎng)2/延10配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.3 配伍性實(shí)驗(yàn)

將洛河水分別與長(zhǎng)2、長(zhǎng)6，長(zhǎng)2與延10以不同比例混配，于60℃恒溫烘箱中靜置24 h，測(cè)定結(jié)垢量。

由表1可知，配伍實(shí)驗(yàn)結(jié)果與ScalmChem OLI結(jié)垢軟件預(yù)測(cè)結(jié)果基本相符。注入水(洛河層)與地層水長(zhǎng)2、長(zhǎng)6嚴(yán)重不配伍，層間水長(zhǎng)2和延10不配伍，混注均有大量垢生成。

表2表明，洛河水與長(zhǎng)2體積比為6：4時(shí)，結(jié)垢最嚴(yán)重，BaSO4垢生成量達(dá)1436 mg/L，CaCO3垢的生成量達(dá)1 131mg/L；

表3中，洛河水與長(zhǎng)6層的BaSO4垢最大生成量達(dá)1471 mg/L，CaCO3垢的最大生成量達(dá)784 mg/L；

表4顯示，長(zhǎng)2與延10體系的BaSO4垢的最大結(jié)垢量為613 mg/L，CaCO3垢的最大生成量達(dá)1168 mg/L。

2.4 結(jié)垢產(chǎn)物分析

現(xiàn)場(chǎng)取學(xué)2增外輸泵垢樣進(jìn)行X衍射分析，如圖5所示。

由圖5可知：在已結(jié)晶的物相中，硫酸鹽含量較高，其次為碳酸鈣。結(jié)晶物中硫酸鋇約占80%，碳酸鈣占20%。非晶態(tài)物質(zhì)主要是鐵的氧化物、鐵鹽等。

由此，可得出樊學(xué)油田結(jié)垢原因主要為：

（1）注入水與延長(zhǎng)組長(zhǎng)4+5，長(zhǎng)6地層水嚴(yán)重不配伍，混合立刻出現(xiàn)大量的白色沉淀，結(jié)垢以鋇鍶垢為主，并含有一定量碳酸鈣垢。

（2）不同開采層也存在不配伍，侏羅系延安組與三疊系延長(zhǎng)組之間都不配伍，生成以鋇鍶垢為主，含有碳酸鈣垢的混合垢。

（3）增壓集輸站管匯接單井來(lái)油，個(gè)別井有注入水竄出，加熱爐對(duì)原油加熱，很快站內(nèi)加熱爐、集輸管網(wǎng)產(chǎn)生結(jié)垢。

3 阻垢劑優(yōu)選復(fù)配

3.1 學(xué)5增、學(xué)一轉(zhuǎn)阻垢劑篩選評(píng)價(jià)

學(xué)5增、學(xué)一轉(zhuǎn)混采層位比較簡(jiǎn)單，這兩個(gè)站主要結(jié)碳酸鈣垢。按照《SY/T 5673-93油田用防垢劑性能評(píng)定方法》標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的方法，篩選了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ型4種阻垢劑對(duì)碳酸鈣垢阻垢性能的影響，試驗(yàn)結(jié)果如圖6所示。

從圖中可以看出：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四種阻垢劑對(duì)碳酸鈣阻垢率隨阻垢劑濃度的變化規(guī)律相近，在30～70 mg/L范圍阻垢率取得較大值，在相同阻垢劑濃度下，阻垢劑阻垢率：Ⅳ＞Ⅱ＞Ⅰ＞Ⅲ，Ⅳ阻垢率最好。因此，選定Ⅳ阻垢劑進(jìn)一步對(duì)學(xué)5增和學(xué)一轉(zhuǎn)進(jìn)行阻垢效果評(píng)價(jià)。

按照學(xué)5增、學(xué)一轉(zhuǎn)站內(nèi)實(shí)際出情況，學(xué)5增（延9/長(zhǎng) 2=4/1），學(xué)一轉(zhuǎn)（延 10/長(zhǎng) 2=2/1）比例配制成混合水。評(píng)價(jià)不同濃度阻垢劑Ⅳ對(duì)上述體系的阻垢效果，試驗(yàn)結(jié)果（見表5）。

由表5可以看出；Ⅳ阻垢劑的阻垢率隨其濃度的增加而增加。綜合考慮，當(dāng)這兩個(gè)站的阻垢劑用量都為50 mg/L時(shí)，阻垢劑對(duì)CaCO3垢的阻垢效果理想，阻垢率分別為72.53%和88.61%。

3.2 學(xué)2增、學(xué)4增、吳6增阻垢劑復(fù)配評(píng)價(jià)

3.2.1 鋇鍶阻垢劑篩選 考察了A、B、C、D四種鋇鍶垢阻垢劑對(duì)學(xué)2增體系阻垢性能影響，當(dāng)阻垢劑濃度均為50 mg/L時(shí)，阻垢效果都不理想，并且溶液迅速產(chǎn)生絮凝，生成乳白色沉淀，最高阻垢率只有21.7%，如表6所示。

根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果篩選了相對(duì)較好的B阻垢劑。

學(xué)2增、學(xué)4增、吳6增這三個(gè)站由于混采層位多，地層水中 Ca2+、Sr2+、Ba2+含量都很高，主要結(jié)硫酸鋇鍶垢，其余是碳酸鈣垢。常規(guī)單一的鋇鍶垢阻垢劑會(huì)產(chǎn)生絮凝，加速鈣離子沉淀?？紤]將阻垢劑B和鈣阻垢劑進(jìn)行復(fù)配，按照學(xué)2增、學(xué)4增、吳6增站內(nèi)各層位地層水實(shí)際比例配制成混合水，評(píng)價(jià)試驗(yàn)效果。

3.2.2 阻垢劑復(fù)配效果評(píng)價(jià) 將鋇鍶阻垢劑B與鈣阻垢劑Ⅲ復(fù)配成ZBC-10阻垢劑，測(cè)定了ZBC-10對(duì)不同站點(diǎn)阻垢效果，試驗(yàn)結(jié)果（見表7）。

由表7可以看出阻垢劑ZBC-10對(duì)學(xué)2增、學(xué)4增、吳6增的阻垢效果良好；當(dāng)阻垢劑ZBC-10濃度為100 mg/L時(shí)，鈣垢的阻垢率分別為：86.55%、86.63%和82.96%；鋇鍶垢的阻垢率分別為：89.26%、92.38%和71.94%。

表5 Ⅳ阻垢劑對(duì)學(xué)5增、學(xué)一轉(zhuǎn)阻垢劑試驗(yàn)結(jié)果

表6 鋇鍶垢阻垢劑阻垢性能

表7 學(xué)2增、學(xué)4增、吳6增阻垢劑試驗(yàn)結(jié)果

表8 樊學(xué)油田阻垢劑現(xiàn)場(chǎng)加注效果統(tǒng)計(jì)

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果

針對(duì)樊學(xué)油田結(jié)垢的嚴(yán)重問(wèn)題，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研，選定了學(xué)2增、學(xué)4增、學(xué)5增、學(xué)一轉(zhuǎn)、吳6增5個(gè)試驗(yàn)站點(diǎn)鋇鍶阻垢劑加注試驗(yàn)。試驗(yàn)效果統(tǒng)計(jì)見表8，從表8可以看出：緩蝕效果達(dá)到80%以上，防垢效果顯著。

圖7 學(xué)2增阻垢劑現(xiàn)場(chǎng)加注效果對(duì)比圖

圖7 為阻垢劑加注前后效果對(duì)比圖，由圖可知，加注阻垢劑后，防垢效果較理想。

5 防治措施及建議

結(jié)垢主要是由于集輸及原油處理采用多層混輸，不同層位間水質(zhì)配伍性差，以及地層水的總礦化度較大，Ca2+、Sr2+、Ba2+離子的含量都很高，不但導(dǎo)致樊學(xué)油田結(jié)垢嚴(yán)重，而且其結(jié)垢速度也很快。在今后的研究和生產(chǎn)實(shí)踐中必須引起重視。針對(duì)樊學(xué)油田注水系統(tǒng)結(jié)垢現(xiàn)狀，應(yīng)在如下幾個(gè)方面對(duì)注水系統(tǒng)進(jìn)行工藝改進(jìn)。

（1）在增壓點(diǎn)建立阻垢劑加藥流程，針對(duì)增壓點(diǎn)三疊系延長(zhǎng)組與侏羅系延安組混層油井直接進(jìn)入集輸系統(tǒng)的現(xiàn)狀，應(yīng)在增壓點(diǎn)建立加藥系統(tǒng)，定期加注阻垢劑，確保加藥連續(xù)性，防止垢的生成。并根據(jù)石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SY/T 5673-93油田用阻垢劑性能評(píng)定方法》，室內(nèi)優(yōu)先出阻垢率>85%的鋇鍶垢阻垢劑已在現(xiàn)場(chǎng)加注，阻垢效果顯著，結(jié)垢速率降為原來(lái)的2%～20%。

（2）在接轉(zhuǎn)站進(jìn)行就地分層脫水、采出水就近回灌，在接轉(zhuǎn)站新增三相分離器配套雙層集輸工藝，將侏羅系和長(zhǎng)2層含水油脫水，脫水后凈化油與長(zhǎng)2層以下含水油混輸至聯(lián)合站。在學(xué)一轉(zhuǎn)、學(xué)二轉(zhuǎn)、學(xué)三轉(zhuǎn)新建污水回注系統(tǒng)，采出的混合污水在上游分層回注或回灌。

[1] 侯振宇.油井高鈣、鍶、鋇環(huán)境下高效阻垢劑的制備[D] .西北工業(yè)大學(xué)，2006.

The causes and control measures of Fanxue oilfield's multi-scale mixed transportation

LIU Ning，ZHOU Pei，ZHANG Zhenyun，DONG Jun，SONG Yurong
（1.Changqing Oilfield Company Oil&gas Technology Research Institute，Xi'an Shanxi 710021，China；2.National Engineering Laboratory of Tight Oil&Gasfield Exploration and Development，shanxi Xi'an Shanxi 710021，China）

According to the Fanxue oilfield's scaling problem of surface gathering system,carried out different horizons of injected water,formation water,water quality analysis,research of the compatibility and fouling sample analysis such as a series of experiments;clear the scaling mechanism and scale,and optimize the scale inhibitor,scale inhibition rate reached more than 86%.Site of the 4 pressure points and 1 oil transferring station chemical test,tracking results show that:dosing after scaling rate to reduce 8～10 times,antiscale rate above 80%,scale effect is obvious.

calcium carbonate scale；barium strontium sulfate scale；scaling

TE832.2

A

1673-5285（2012）07-0080-05

2012－03-22