邢四駿 張 穎 張 勇 程 艷 張國欣 張 浩(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

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深水J油田結垢預測及專用防垢劑開發(fā)

邢四駿 張 穎 張 勇 程 艷 張國欣 張 浩
(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452）

摘 要：J油田開發(fā)井深7700～8450m，屬于超深水油氣田，產出水礦化度高，隨油氣產出溫度壓力的急劇下降，存在結垢風險。本文采用Scalchem軟件預測了J油田的結垢趨勢，分析了J油田產出水無機垢結垢量隨溫度、壓力變化規(guī)律，指明了防垢劑開發(fā)的方向；分別采用靜態(tài)沉淀法及動態(tài)沉淀法，對所開發(fā)防垢劑進行了防垢效果評價。

關鍵詞：深水油氣田 結垢 結垢預測軟件 動態(tài)結垢儀

0 前言

原油采出過程中，液流沿井筒向上流動時，溫度、壓力都會發(fā)生變化，所以油井結垢也是常見問題，尤其在深水油氣田開發(fā)過程中，高礦化度水隨溫度、壓力的降低，極易形成水垢附著在井筒內壁上，從而堵塞開發(fā)管道[1]。J油田是一個典型的超深井、高礦化度環(huán)境，其開發(fā)井深7700～8450m，產出水礦化度達到150000mg/L以上，其壓力范圍1000～1500atm，溫度范圍100～150℃，具有非常強的結垢風險。

在這樣高溫度、壓力條件下，J油田的結垢情況如果室內幾乎不能模擬，只有采用結垢預測軟件進行預測。本文就是在J油田結垢預測基礎上，對其結垢趨勢進行室內模擬實驗，并開發(fā)出1種專用復合防垢劑，以期抑制井下強烈的結垢傾向。

1 結垢預測

1.1 結垢預測軟件介紹

采用美國OLI和荷蘭SHELL公司共同開發(fā)的結垢預測軟件ScaleChem對J油田結垢情況進行預測。ScaleChem軟件可以在不同的溫度和壓力下，在一種或多種地層水中計算出多達54種固體的結垢及沉積情況。

1.2 J油田水質分析

J油田井深8736m,地層溫度122℃，井底壓力1330atm；總礦化度163941mg/L, 如下表1所示。

實驗過程中模擬水配制按照表1水質分析計算并配制模擬水，水質配方如下表2：

1.3 J油田氣相組成分析

天然氣中的酸性氣體如CO2、H2S是影響水質結垢的重要因素，J油田天然氣組分見表3。

由表3看出，現場CO2、H2S含量均不高。

表1 J油田地層水質分析 單位:mg/L

表2 J油田模擬水配方表 單位:mg/L

表2 J油田天然氣分析結果

2.4 結垢趨勢預測結果

在對比J油田現場高礦化度水從高溫高壓沿生產管柱輸送到地面過程中，隨壓力溫度降低，結垢情況的變化情況，選取4組條件進行預測：選取井底溫度122℃，井底壓力范圍1000 ～1500atm；井口溫度95℃，井口壓力范圍0.9～1.2atm ，在溫度一定、壓力變化時預測結垢量。同樣選取井底壓力1350atm、溫度范圍100～150℃,井口壓力1atm、溫度范圍80～100℃，在壓力一定、溫度變化時預測結垢量。預測結果見圖1(a)～ (d)：

從圖1(a)可以看出，在溫度122℃時，壓力在1000～1500atm，只有兩種結垢物，ALOOH結垢量隨壓力的升高而增加，CaCO3的結垢量隨壓力的升高而降低，在135Mpa時，ALOOH結垢量約為7.685mg/L，CaCO3結垢量約為180mg/L。

從圖1（b）可以看出，在95℃，壓力在0.9～1.2atm，結 垢 物 出 現3種，AL(OH)3、BaSO4、CaCO3，AL(OH)3結垢量隨壓力的升高而增加，BaSO4和 CaCO3的結垢量隨壓力的升高而降低，在1atm時，AL(OH)3結垢量約為10.0285mg/L，BaSO4結垢量約為38.572mg/L ，CaCO3結垢量約為270mg/L。

從圖1(c)可以看出，在壓力1350atm，溫度在100～150℃范圍內，AL(OH)3的結垢量隨溫度的升高而降低，ALOOH結垢量隨溫度的升高先增加后降低，CaCO3的結垢量隨溫度的升高而增加，在122℃時，ALOOH結垢量約為7.7mg/L，CaCO3結垢量約為181mg/L。

從圖1(d)可以看出，在壓力1atm，溫度在80～100℃范圍內，CaCO3和AL（OH）3的結垢量隨溫度的升高而增加，BaSO4和NaAlCO3OH2的結垢量隨溫度的升高而降低，在95℃時，AL(OH)3結垢量約為10.03mg/L，BaSO4結垢量約為38.6mg/L ，CaCO3結垢量約為270mg/L。

圖1說明， 隨著溫度壓力的降低，結垢產物會在流體中逐漸增多，比較突出的就是CaCO3,在常壓95℃情況下，其結垢量比1350atm 、122℃還要高很多，產液沿井筒噴出后，壓力釋放到常壓，如果油田產水較多，勢必引起管道堵塞，這在深水油田開發(fā)中需引起作業(yè)者的高度重視。

2 井下專用防垢劑開發(fā)

井下及近井地帶地層結垢，可擠注高濃度的化學防垢劑[2]。井下尤其是超深井對化學防垢劑的要求包括：①防垢效率高，避免在油層的泄油帶、射孔孔眼、油井管柱、油嘴及地面設備上形成結垢；②在油層溫度、壓力等條件下穩(wěn)定性良好；③對地層及開發(fā)設備、管柱等無傷害；④與產出液及其它化學處理劑間的配伍性良好。

根據這種要求，室內開發(fā)出一種井下專用防垢劑，由溶劑、阻垢分散劑及緩蝕劑共同組成，按照不同組分比例，配制了9個防垢劑用于測試。阻垢分散劑選用聚羧酸與有機磷酸復配。聚羧酸類鈣容忍度高,適合在高硬、高堿度、高溫環(huán)境使用，一種組分為由AA/AMPS為丙烯酸與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）共聚而成。由于分子結構中含有阻垢分散性能好的羧酸基和強極性的磺酸基，能提高鈣容忍度，對水中的磷酸鈣、碳酸鈣、鋅垢等有顯著的阻垢作用，并且分散性能優(yōu)良。第二種組分選用含氮有機多元膦酸EDTMPS， EDTMPS在水溶液中能離解成8個正負離子，因而可以與多個金屬離子螯合，形成多個單體結構大分子網狀絡合物，松散地分散于水中，使鈣垢正常結晶被破壞。EDTMPS對硫酸鈣、硫酸鋇垢的阻垢效果好，能與水混溶，無毒無污染，化學穩(wěn)定性及耐溫性好，在200℃下仍有良好效果。

3 井下專用防垢劑效果評價

3.1 實驗方法

3.1.1 靜態(tài)沉淀法

其原理為兩種鹽水混合，某種成垢陽離子和陰離子可能形成垢沉淀，水中該成垢陽離子濃度顯著下降；混合鹽水中含有防垢劑，沉淀難以形成，成垢陽離子原始濃度的降低也受到抑制；在混合鹽水中改變防垢劑類型、用量，保證形成沉淀所需時間，通過測定成垢陽離子濃度變化，可對防垢劑做性能評定和篩選。

在實驗室中，則根據現場水質分析，分別配制成垢陽離子水及成垢陰離子水，采用現場作業(yè)溫度，進行防垢劑性能評定。

式中：M2—加防垢劑后溶液中鈣離子濃度，單位為毫克每升mg/L；

M1—未加防垢劑溶液中鈣離子濃度，單位為毫克每升mg/L；

M0—模擬水或現場水樣中鈣離子濃度，單位為毫克每升mg/L。

3.1.2 動態(tài)沉淀法

在實驗室中，則根據現場水質分析，分別配制成垢陽離子水及成垢陰離子水，注入實驗設備流程中，在一定的溫度壓力條件下（系統(tǒng)溫度不超過90℃，壓力不高于140atm），保持一定流速（8mL/min），測定在流程中濾膜上的結垢量。實驗過程中觀察實驗壓力變化情況，并每隔100mL記錄壓力及累積注入量。當壓力急劇增加時，停止實驗。若壓力變化不明顯，累計注入5L后，結束實驗。恒重管線及濾膜,通過質量差計算結垢量。

3.2 設備和材料

(1)儀器

a.動態(tài)結垢儀；

b.天平：感量0.0001g；

c.控溫烘箱：±2℃；

d.瓶裝二氧化碳：純度在99.9%以上；

e.具塞磨口比色管：100mL；

f.微量加藥器：2μL～20μL; 20μL～200μL

g.玻璃漏斗、移液管、滴定管、三角瓶等；

(2)藥品

a.氯化鈉；

b.無水氯化鈣；

c.氯化鎂（MgCl2·6H2O）；

d.碳酸氫鈉；

e.氫氧化鈉；

f.乙二胺四乙酸二鈉（EDTA）；

g.鹽酸；

h.鈣試劑羧酸鈉；

i.防垢劑，工業(yè)品；

(3)動態(tài)結垢模擬裝置示意圖如圖2所示；

3.3 評價結果與分析

圖2 動態(tài)結垢實驗流程圖

3.3.1 靜態(tài)評價結果

從結垢預測看，J油田在常壓95℃的條件下的結垢量遠遠大于其在1350atm、122℃情況下的結垢，且結垢以碳酸鈣垢為主，因此采用J油田模擬水在常壓95℃進行防CaCO3垢實驗。將100mL實驗介質加入具塞比色管中，加入防垢劑，加藥濃度為100mg/L、50mg/L，在實驗溫度95℃下保溫24h，待溫度冷卻，觀察比色管內介質結垢情況，若有結垢，將介質搖勻后過濾，進行滴定實驗，滴定參考GB 7476-87《水質 鈣含量的測定 EDTA滴定法》，EDTA濃度為0.05mol/L。實驗結果如表4所示；

從防垢率結合目測結垢情況可看出，空白水樣，在恒溫24h后，結垢嚴重，管壁可見硬垢，水表面浮有浮垢如圖3所示；加入防垢劑水質比空白結垢情況稍好，但仍能看到結垢現象，YFFG-039、YFFG-038、YFFG-040、YFFG-041四種藥劑的防垢效果比其他幾種要好很多，PM15I結垢現象最輕。還可看到，加入防垢劑YFFG-038、YFFG-040后的結垢垢型發(fā)生變化，垢型成松針狀，而YFFG-039為大片狀，浮于表面；這兩種類型的垢利于分散，被水流沖走。加入防垢劑YFFG-041的垢開始也結在水表面，結垢硬，輕搖則沉于管底部。藥劑加入50mg/L的防垢效果與加入100mg/L的防垢效果相差不多，說明防垢劑的加藥濃度含有一個平臺區(qū)，達到這個平臺區(qū)，加藥濃度增加很多但防垢效果相差不大。

YFFG-038、YFFG-040防垢劑為晶體修改型防垢劑，通過螯合、分散、晶格畸變對水中離子起作用,防止金屬沉淀微晶(如Ca+CO3=CaCO3)生成；分子中同時含有磷酸基和羧基，消除、抑制或防止水中鹽類成垢沉積，在高溫、高硬、高堿度的條件下具有較好的防垢性能。

3.3.2 動態(tài)結垢實驗結果

結合靜態(tài)評價結果，防垢劑YFFG-038及YFFG-041效果較好，因此進行動態(tài)結垢驗證，實驗溫度為85℃，實驗壓力為100atm，驗證結果見表5：

表4 J油田水樣95℃防垢劑靜態(tài)實驗結果

圖3 未加防垢劑的空白實驗照片

圖4 加防垢劑后的實驗照片

表5 85℃ 兩種藥劑在J油田地層水中的動態(tài)結垢測試

由表5中動態(tài)結垢測試結果顯示：防垢劑YFFG-041的防垢性能優(yōu)于YFFG-038，空白水樣在不加防垢劑條件下低壓結垢趨勢明顯，防垢劑加入可緩解該現象。

4 結論與展望

（1)通過Scalechem結垢預測可知，J油田地層產出水存在較嚴重的結垢傾向，且以結CaCO3垢為主，在122℃時、1350atm時，結垢量約為181mg/L；在95℃、1atm時，結垢量約為270mg/L，可見隨溫度、壓力的下降，CaCO3結垢量迅速增加，所開發(fā)防垢劑以抑制高溫高壓下CaCO3垢為主，兼顧對其它無機垢的分散作用；

（2)通過靜態(tài)沉淀評價實驗，在95℃、常壓條件下，采用J油田模擬地層水，進行結垢及防垢實驗測試，實驗結果表明：J油田水空白結垢嚴重；加入防垢劑YFFG-041 、YFFG-039、YFFG-038、YFFG-040后的結垢垢型發(fā)生變化，浮于表面，防垢效果較好；幾種防垢劑的防垢效果隨濃度增加防垢劑效果有增加但不明顯，建議使用濃度不超過100mg/L；

（3)通過動態(tài)沉淀評價實驗，在85℃、100atm條件下，加藥濃度為100mg/L時防垢劑YFFG-041效果略優(yōu)于YFFG-038；

（4)為確保深水J油田的順利開發(fā)，需在井下加注防垢劑進行防垢處理；防垢劑與地層、井筒及其它藥劑的配伍性需在藥劑加注前進行確認實驗。

參考文獻

[1] 何寧，王桂林，段夢蘭等.深水油氣田開發(fā)中深水輸送概念[J].石油工程建設，2010年6月，36（3）：33～37.

[2] 閆方平，任韶然，樊澤霞等.井下擠注用防垢劑選擇及實驗方法[J].石油天然氣化工，2007年，36（6）：495～499.

中圖分類號：TE58

文獻標識碼：A

DOI：10.13726/j.cnki.11-2706/tq.2016.04.021.06

基金項目：國家重大專項子課題（2011ZX05026-004-05）

作者簡介：邢四駿（1968-），男，天津人，本科，工程師，主要從事油氣田開發(fā)工作。

Scaling Prediction and Scale Inhibitor Development in J as Deepwater Oil Filed

XING Si-jun, ZHANG Ying, ZHANG Yong, CHENG Yan, ZHANG Guo-xin, ZHANG Hao
(CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co.Tianjin 300452, China)

Abstract：J oilfield belongs to ultra deepwater oil and gas fields, there are a lot of wells whose depth between 7700m～8450m.J oilfield produced water salinity is high, there is risk of fouling strong, when the oilfield water with the sharp decline of the temperature and pressure in oil and gas output.The scaling tendency was predicted using Scalchem software in J oilfield produced water, the change of inorganic scaling with temperature and pressure were analyzed, the development direction of anti scaling agent was specified; anti scaling effect was evaluated in static precipitation method and dynamic precipitation method were used.

Keywords:deepwater oil field; scaling; scaling prediction software ; dynamic scaling apparatus