常菁鉉，張旭，張作鵬，張靜

（玉門(mén)油田公司酒東采油廠，甘肅酒泉735019）

酒東油田注水結(jié)垢預(yù)測(cè)及阻垢劑優(yōu)選

常菁鉉，張旭，張作鵬，張靜

（玉門(mén)油田公司酒東采油廠，甘肅酒泉735019）

玉門(mén)油田酒東采油廠目前用處理后的采出水作為注入水水源。針對(duì)注入水及地層水的離子成分特點(diǎn)，開(kāi)展結(jié)垢類(lèi)型研究，并主要根據(jù)混合比、溫度、pH值、壓力等因素開(kāi)展結(jié)垢影響因素分析，得出垢型為CaCO3和BaSO4垢，主要為前者、注入水與地層水以9：1的比例混合時(shí)結(jié)垢量最大、結(jié)垢量與pH值和溫度成正比，與壓力影響較小。通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果選定阻垢劑，優(yōu)選出阻垢劑GY-405，并確定最佳濃度120 mg/L，弱酸性阻垢效果最宜，阻垢率可達(dá)到91.91%。

酒東油田；注入水；地層水；結(jié)垢

為實(shí)現(xiàn)零排放的環(huán)保要求，目前油田采出水多處理達(dá)標(biāo)后進(jìn)行回注，以構(gòu)成主要注入水水源。而處理后注入水注入到地層后與原始地層水混合，由于兩者之間的不配伍，會(huì)產(chǎn)生無(wú)機(jī)垢結(jié)垢。在地層壓力、溫度、壓力及鹽度合適的條件下，一些礦物溶于水中的濃度達(dá)到最大，若其溫度、壓力等熱力學(xué)條件發(fā)生變化，平衡狀態(tài)就會(huì)遭到破壞，或由于固液界面的壓力場(chǎng)吸附平衡狀態(tài)發(fā)生變化時(shí)，都會(huì)形成過(guò)飽和現(xiàn)象，導(dǎo)致產(chǎn)生沉淀而結(jié)垢。

1 油田注水結(jié)垢類(lèi)型及影響因素

目前油田注水結(jié)垢主要有含鈣量高（通常采出水中鈣離子和碳酸氫根離子的含量是冷卻循環(huán)水中含鈣量的5倍以上），且含有鋇鍶離子和硫酸根離子，容易形成硫酸鋇鍶垢[1]。

油田無(wú)機(jī)鹽結(jié)垢大體上可分為一是化學(xué)組分不相溶的水相互混合后，由于不配伍而產(chǎn)生沉淀。無(wú)機(jī)垢的形成過(guò)程可簡(jiǎn)略表示如下：水溶液→溶解度→過(guò)飽和度→晶體析出→結(jié)垢；二是溫度、壓力等熱力學(xué)條件改變，導(dǎo)致水中離子平衡發(fā)生改變，從而使成垢組分溶解度降低而析出結(jié)晶沉淀[2]。在垢形成過(guò)程中，最主要的幾個(gè)關(guān)鍵因素包括溶液過(guò)飽和狀態(tài)、結(jié)晶的沉淀與溶解以及與表面的接觸時(shí)間等。其中過(guò)飽和度是無(wú)機(jī)垢能否形成的首要條件[3]。過(guò)飽和度除了與無(wú)機(jī)鹽的溶解度有關(guān)外，同時(shí)還受到熱動(dòng)力學(xué)、結(jié)晶動(dòng)力學(xué)、流體動(dòng)力學(xué)等諸多因素的影響。

2 注入水結(jié)垢主要阻垢方式

一般而言，晶體成長(zhǎng)進(jìn)而形成垢的過(guò)程為形成過(guò)飽和溶液，后生成晶核進(jìn)而晶核成長(zhǎng)，形成晶體。如果破壞了上述三個(gè)步驟中的任何一步，那么無(wú)機(jī)鹽垢的成長(zhǎng)過(guò)程就會(huì)被抑制或減緩?；瘜W(xué)阻垢劑的作用機(jī)理就是控制以上三個(gè)步驟中的一個(gè)或幾個(gè)，以達(dá)到阻垢的目的。

化學(xué)法除垢技術(shù)主要有：（1）加酸或注入二氧化碳防止堿性垢。在油田水中加入適量的鹽酸等酸液，將水的pH值降至6.5~7.2，這樣可防止堿性垢的生成。防止堿性垢的另一種方法是注入二氧化碳，這在現(xiàn)場(chǎng)防垢時(shí)常采用。油田水溶入二氧化碳可使水呈弱酸性，從而阻止堿性垢的生成。即使二氧化碳過(guò)量也不致于引起酸過(guò)量和pH值降低過(guò)大，并且，可將過(guò)量的二氧化碳再循環(huán)，能降低水處理費(fèi)用。

（2）加入阻垢劑防止各種垢。在可能產(chǎn)生垢的各種流體中加入螯合型阻垢劑或抑制型阻垢劑，可有效地防止垢的生成。20世紀(jì)90年代以來(lái)發(fā)展的聚合物阻垢劑，具有阻垢效果好、熱穩(wěn)定性好、無(wú)毒、與其他藥劑相溶性好、對(duì)生態(tài)環(huán)境污染小等特點(diǎn)，同時(shí)兼有優(yōu)異的緩蝕及其他性能，因此發(fā)展很快，品種多，應(yīng)用越來(lái)越廣。

物理阻垢法主要有[4，5]：（1）晶種技術(shù)，利用晶種在溶液中產(chǎn)生一個(gè)極大的表面，以利于無(wú)機(jī)鹽垢物能夠在這個(gè)表面上首先結(jié)晶，把有可能形成于金屬設(shè)備表面的沉積物轉(zhuǎn)嫁到晶種上，起到阻垢的作用。

（2）超聲激波阻垢，利用高強(qiáng)聲激波強(qiáng)大的震動(dòng)作用，把即將形成的無(wú)機(jī)鹽微晶、晶體或沉淀震掉或擊碎成松散垢物，使之更加易于被流體攜帶出系統(tǒng)。

（3）磁防垢技術(shù)，利用磁場(chǎng)影響結(jié)晶過(guò)程中的晶核生成，減緩晶粒長(zhǎng)大的速度，避免垢物的產(chǎn)生。

對(duì)于酒東油田現(xiàn)場(chǎng)工藝和技術(shù)實(shí)現(xiàn)而言，在注入水中加入阻垢劑相對(duì)較為經(jīng)濟(jì)且易于實(shí)現(xiàn)。

3 酒東注入水結(jié)垢及影響因素分析

3.1 結(jié)垢類(lèi)型分析

從處理后污水水樣的水分析結(jié)果可知，酒東油田注入水中HCO3-含量高達(dá)1 408.6 mg/L，當(dāng)向地層中注入該注入水后，HCO3-與地層中的Ca2+接觸，有可能產(chǎn)生碳酸鹽垢。當(dāng)結(jié)垢沉積在儲(chǔ)層內(nèi)小喉道處時(shí)，將產(chǎn)生堵塞損害，降低儲(chǔ)層滲透率，增加注入壓力，影響注入井吸水能力導(dǎo)致注不進(jìn)，甚至注水井報(bào)廢等情況（見(jiàn)表1）。

表1 酒東油田處理后污水離子成分分析

同時(shí)從地層水樣離子成分分析結(jié)果可知酒東油田的地層水中含有Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢陽(yáng)離子和SO42-、HCO3-成垢陰離子，其中Ca2+含量高達(dá)1 354.00 mg/L，在地層中可能形成碳酸鹽垢和硫酸鹽垢（見(jiàn)表2）。

注入水進(jìn)入地層與地層水混合結(jié)垢受多種因素影響，如注入水pH值、地層壓力、注入水與地層水混配比、地層溫度等。

在注水過(guò)程中，注入水進(jìn)入油藏，與水、油、氣及地層巖石等組分構(gòu)成了復(fù)雜多相體系。在注水初期，產(chǎn)出水的主要組分與地層水相近；隨著油井含水上升，產(chǎn)出水變?yōu)榛旌纤M分不斷發(fā)生變化，且受注入水的影響愈來(lái)愈大。按照酒東油田地溫梯度及油藏平均埋深折算出油藏中部溫度約為75℃，因此實(shí)驗(yàn)溫度選定在75℃進(jìn)行評(píng)價(jià)。

此外，根據(jù)水分析資料，酒東油田的地層水中Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢陽(yáng)離子，與注入水中的SO42-以及HCO3-接觸有可能形成碳酸鹽垢或硫酸鹽垢。

3.2 注入水與地層水混合比對(duì)結(jié)垢影響

根據(jù)注入水與地層水的水分析資料可知，注入水與產(chǎn)出水中存在很多成垢離子，例如注入水中的HCO3-含量達(dá)到1 408.6 mg/L，地層水中的Ca2+含量達(dá)到1 354.00 mg/L，當(dāng)注入水與地層水混合后會(huì)發(fā)生結(jié)垢。

在75℃、常壓條件下，將注入水與地層水按不同比例（注入水：地層水=1：9、2：8、3：7、4：6、5：5、6：4、8：2、9：1）混合，預(yù)測(cè)垢型及結(jié)垢量（見(jiàn)表3）。

表3 注入水與地層水不同混合比下結(jié)垢量預(yù)測(cè)結(jié)果

表4 注入水與地層水在不同混合比下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

在75℃下，常壓下將注入水與地層水按不同比例混合，通過(guò)過(guò)濾、烘干，研究注入水與地層水在不同混合比例下的結(jié)垢量及其變化趨勢(shì)（見(jiàn)圖1）。不同混合比例下的結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見(jiàn)表4）。

圖1 注入水與地層水在不同混合比下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)曲線

由預(yù)測(cè)可知，酒東油田注入水與地層水混合后會(huì)產(chǎn)生CaCO3結(jié)垢和少量的BaSO4結(jié)垢，根據(jù)實(shí)際測(cè)定結(jié)果，注入水與地層水以9：1的比例混合時(shí)結(jié)垢最嚴(yán)重，此時(shí)的結(jié)垢量為707.33 mg/L。因此取結(jié)垢量最大的混合比（注入水：地層水=9：1）為研究對(duì)象。

3.3 溫度對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)

為了考察溫度對(duì)結(jié)垢量的影響，實(shí)驗(yàn)時(shí)將注入水與地層水按9∶1的比例混合，分別在45℃、55℃、65℃、75℃、85℃、95℃下預(yù)測(cè)結(jié)垢量及其變化規(guī)律（見(jiàn)表5）。

表5 注入水與地層水在不同溫度下結(jié)垢預(yù)測(cè)結(jié)果

圖2 注入水與地層水在不同溫度下結(jié)垢預(yù)測(cè)曲線

從圖2看出，隨著溫度的升高，BaSO4的溶解度增大，而CaCO3的溶解度減小，由于溫度對(duì)CaCO3的影響比對(duì)BaSO4的影響大得多，因此，結(jié)垢量在整體上呈現(xiàn)出增加的趨勢(shì)。

通過(guò)不同溫度下實(shí)測(cè)其結(jié)垢量，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見(jiàn)表6），可知主要形成CaCO3垢，其次是BaSO4垢，BaSO4的溶解度隨溫度的升高而增加，CaCO3的溶解度隨溫度的升高而減小，由于溫度對(duì)CaCO3的影響遠(yuǎn)大于對(duì)BaSO4的影響，因此，隨著溫度升高總結(jié)垢量逐漸增加，當(dāng)溫度從55℃升高到95℃時(shí)，結(jié)垢量從608 mg/L增加到966.67 mg/L。

表6 注入水與地層水混合在不同溫度下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

3.4 壓力對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)研究

為了考察壓力對(duì)結(jié)垢量的影響，實(shí)驗(yàn)在75℃下，將注入水與地層水按9：1的比例混合，在2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa下預(yù)測(cè)結(jié)垢量及變化規(guī)律（見(jiàn)表7）。

表7 注入水與地層水混合在不同壓力下結(jié)垢預(yù)測(cè)結(jié)果

從預(yù)測(cè)結(jié)果可以看出，隨著壓力的升高，BaSO4和CaCO3的結(jié)垢量均呈現(xiàn)出減小趨勢(shì)，但減小的幅度不大。當(dāng)壓力從2 MPa增加到12 MPa的過(guò)程中，結(jié)垢量從667.33 mg/L減小到600.30 mg/L。可見(jiàn)壓力對(duì)結(jié)垢量的影響并不大。通過(guò)不同壓力下實(shí)測(cè)其結(jié)垢量，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見(jiàn)表8）。

表8 注入水與地層水混合在不同壓力下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

圖3 注入水與地層水混合在不同壓力下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)曲線

從圖3可以看出，壓力對(duì)其結(jié)垢量有一定的影響，當(dāng)溫度為75℃、注入水與地層水以9：1的比例混合時(shí)，壓力從2 MPa上升到10 MPa的過(guò)程中，結(jié)垢量從667.33 mg/L減小到635 mg/L。這是因?yàn)殡S著壓力的增大，HCO3-與Ca2+結(jié)合生成CaCO3沉淀的反應(yīng)向相反的方向移動(dòng)。因此，總結(jié)垢量呈現(xiàn)出逐漸減小的趨勢(shì)，但與預(yù)測(cè)結(jié)果吻合，影響程度不大。

3.5 pH值對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)研究

為了考察pH值對(duì)結(jié)垢量的影響，實(shí)驗(yàn)在溫度為75℃，壓力為大氣壓下，將注入水與地層水按9：1的比例混合，在pH為6、7、8、9、10下預(yù)測(cè)結(jié)垢量及其變化規(guī)律（見(jiàn)表9）。

表9 注入水與地層水混合在不同pH值下結(jié)垢預(yù)測(cè)結(jié)果

從表9看出，結(jié)垢量隨著pH值的升高而逐漸增加。當(dāng)pH值從6升高到10時(shí)，結(jié)垢量從531.48 mg/L升高到1 053.23 mg/L，在溶液中形成的BaSO4和CaCO3的溶解度隨著pH值的增加而減小，由于隨著pH值升高，溶液中過(guò)剩的OH-與混合水中的Mg2+結(jié)合產(chǎn)生難溶的Mg（OH）2沉淀，從而最終使得總結(jié)垢量隨pH值的增加逐漸增加。當(dāng)pH值為10時(shí)，混合溶液中產(chǎn)生了氫氧化鎂析出。

通過(guò)實(shí)測(cè)其結(jié)垢量，不同pH下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見(jiàn)表10）。

表10 注入水與地層水在不同pH下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

表10 注入水與地層水在不同pH下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（續(xù)表）

圖4 注入水與地層水在不同pH下結(jié)垢量實(shí)驗(yàn)曲線

由圖4可知，在一定溫度、壓力下，注入水與地層水按9：1的比例混合時(shí)，隨著pH值的增加，結(jié)垢量呈現(xiàn)出增大的趨勢(shì)。當(dāng)pH從6增加到10的過(guò)程中，其結(jié)垢量從581.33 mg/L增加到1 121 mg/L。分析原因?yàn)榻Y(jié)垢主要產(chǎn)生BaSO4和CaCO3垢，而二者的溶解度均隨著pH值的增加而減小，因此，總結(jié)垢量隨pH值的增大而增加。

表11 垢樣X(jué)-射線衍射分析結(jié)果

3.6 X-射線衍射結(jié)果

為進(jìn)一步確定酒東注入水結(jié)垢類(lèi)型，對(duì)垢樣進(jìn)行X-射線衍射分析，可見(jiàn)地層結(jié)垢主要以CaCO3為主（見(jiàn)表11），其原因主要是因?yàn)樽⑷胨械腍CO3-含量高，而地層水中Ca2+含量高，兩種不相溶的溶液混合后會(huì)產(chǎn)生大量的CaCO3垢。

4 阻垢劑優(yōu)選研究

4.1 阻垢劑種類(lèi)篩選實(shí)驗(yàn)研究

按照結(jié)垢量最大時(shí)所對(duì)應(yīng)的混合比例進(jìn)行研究，對(duì)EDTMPS、DTPMPA、PAPE、TH-607B、GY-405五種阻垢劑進(jìn)行優(yōu)選（見(jiàn)表12）。

表12 阻垢劑對(duì)注入水與地層水混合樣的阻垢效果實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

DTPMPA、TH-607B、GY-405阻垢劑對(duì)注入水與地層水混合水樣的阻垢效果均比較好，阻垢率均達(dá)到88%以上。因此綜合考慮，選取以上三種阻垢劑進(jìn)行濃度篩選。

4.2 阻垢劑濃度篩選實(shí)驗(yàn)研究

按照不同阻垢劑濃度進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究，確定出最佳阻垢劑濃度（見(jiàn)表13，表14，表15）。由表13，表14，表15可知，阻垢劑濃度在120 mg/L時(shí)效果最佳，且從阻垢效果和經(jīng)濟(jì)效益兩方面考慮，綜合選擇阻垢劑GY-405阻垢劑。

表13 阻垢劑DTPMPA濃度對(duì)注入水與地層水混合水樣的阻垢效果實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

表14 阻垢劑TH-607B濃度對(duì)注入水與地層水混合水樣的阻垢效果實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

表15 阻垢劑GY-405濃度對(duì)注入水與地層水混合水樣的阻垢效果實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

4.3 阻垢劑與混合水樣的配伍性評(píng)價(jià)研究

將GY-405阻垢劑進(jìn)行配伍性實(shí)驗(yàn)研究。按照最佳濃度120 mg/L，觀察實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象（見(jiàn)表16）。

表16 阻垢劑與混合水樣配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表16可知，GY-405阻垢劑與酒東油田注入水與地層水混合水樣混合后，溶液均無(wú)沉淀產(chǎn)生，配伍性良好。

5 結(jié)論

（1）在酒東油田地層結(jié)垢中，主要垢型為CaCO3垢，當(dāng)注入水與地層水以9：1的比例混合時(shí)結(jié)垢量最大。

（2）在一定的變化范圍內(nèi)：隨著溫度的增加BaSO4垢減少、CaCO3垢增加；隨著壓力的增加，BaSO4垢減少、CaCO3垢減少；隨著pH的增加，BaSO4、CaCO3垢均增加。

（3）對(duì)酒東油田地層優(yōu)選出阻垢劑GY-405，阻垢劑最佳使用濃度為120 mg/L，阻垢率可達(dá)到91.91%。

（4）優(yōu)選出的阻垢劑最佳使用溫度為75℃。壓力對(duì)阻垢劑的阻垢性能影響較小。pH對(duì)阻垢劑的阻垢性能影響較大，弱酸性較為適宜。

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Prediction of water injection scaling and optimization of scale inhibitor in Jiudong oilfield

CHANG Jingxuan，ZHANG Xu，ZHANG Zuopeng，ZHANG Jing
（Oil Production Plant Jiudong of Yumen Oilfield Company，Jiuquan Gansu 735019，China）

Jiudong Yumen oilfield is now taking produced water reinjection as the main way of water flooding.According to the ion type,research on scaling type of produced water was carried out.Through factor analysis,including blending ratio of produced water to formation water,temperature,pH,pressure,CaCO3and BaSO4is the main scale forming compounds and most CaCO3.While the ratio of injection water to formation water equals 9∶1,amount of scale build up gets maximum.The amount of scaling is proportional to pH and temperature and less with pressure.By laboratory experiment,inhibitor GY-405 was selected and the inhibition rate can get 91.91%under the condition of faintly acid with concentration of 120 mg/L.

Jiudong oilfield；injection water；formation water；scale

TE358.5

A

1673-5285（2017）02-0143-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.035

2017－01-03