李洪建， 劉文舉， 倪 斌， 石 鶴， 宋文宇， 宋文超

1西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院 2中國(guó)石油新疆油田公司石西作業(yè)區(qū)

0 引言

我國(guó)大多數(shù)油氣田已經(jīng)到了開(kāi)采中后期，主要采用注水開(kāi)發(fā)的方式提高采收率。在注水過(guò)程中，若注入水與地層水不配伍，將導(dǎo)致注水儲(chǔ)層結(jié)垢，造成儲(chǔ)層滲透率降低，為油氣開(kāi)采增加難度。與此同時(shí)，結(jié)垢也會(huì)引起注水壓力增大，甚至無(wú)法正常注水，最終使得油井產(chǎn)量降低[1- 2]。為預(yù)防石南油田注入水注入儲(chǔ)層后結(jié)垢對(duì)生產(chǎn)造成的不利影響，文中應(yīng)用Scale-Chem結(jié)垢預(yù)測(cè)軟件對(duì)石南油田注入水與地層水混合水樣的結(jié)垢趨勢(shì)、結(jié)垢量及結(jié)垢垢型進(jìn)行預(yù)測(cè)，并通過(guò)室內(nèi)靜態(tài)實(shí)驗(yàn)研究了注入水與地層水的混合比、溫度、壓力及pH值對(duì)結(jié)垢量的影響。針對(duì)石南油田注入水與地層水混合水樣的結(jié)垢垢型，開(kāi)展了阻垢劑篩選及影響阻垢效果因素的實(shí)驗(yàn)研究，得到了針對(duì)石南油田注入水與地層水混合水樣阻垢效果最好的阻垢劑及最佳使用濃度。

本文的研究結(jié)果為石南油田注水儲(chǔ)層的化學(xué)防垢提供了科學(xué)依據(jù)與指導(dǎo)性建議。

1 石南油田注入水與地層水離子成分分析

按照我國(guó)環(huán)保部頒布的環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn)HJ776—2015《水質(zhì)32種元素的測(cè)定電感耦合等離子體發(fā)射光譜法》，用電感耦合等離子體發(fā)射光譜儀與ICS- 5000多功能離子色譜儀對(duì)石南油田注入水與地層水離子成分進(jìn)行了分析。分析結(jié)果見(jiàn)表1、表2。

表1 石南油田注入水離子成分分析數(shù)據(jù)

表2 石南油田地層水離子成分分析數(shù)據(jù)

由石南油田注入水及地層水離子成分分析結(jié)果可知，注入水中Ca2+含量為1 029.4 mg/L、HCO3-含量為679.7 mg/L、SO42-含量為210.0 mg/L，地層水中Ca2+含量為1 117.6 mg/L、HCO3-含量為366.8 mg/L、SO42-含量為1 129.3 mg/L，因此，當(dāng)注入水進(jìn)入地層并與地層水混合后，并且在環(huán)境條件的作用下，有可能會(huì)生成碳酸鹽垢或硫酸鹽垢。

2 石南油田注水儲(chǔ)層結(jié)垢理論預(yù)測(cè)研究

在油氣田生產(chǎn)過(guò)程中，結(jié)垢已經(jīng)成為了不容忽視的問(wèn)題之一，要采取相應(yīng)的防垢、除垢措施，首先要對(duì)油田的結(jié)垢趨勢(shì)及結(jié)垢量進(jìn)行科學(xué)、準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)[3]。文中主要以Scale-Chem結(jié)垢預(yù)測(cè)軟件為工具，開(kāi)展了混合比、溫度、壓力及pH對(duì)結(jié)垢量影響的預(yù)測(cè)研究，通過(guò)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)得到了混合比、溫度、壓力以及pH對(duì)結(jié)垢量影響的變化趨勢(shì)及結(jié)垢類型。

2.1 混合比對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)

根據(jù)石南油田注水儲(chǔ)層的工況，在溫度為75 ℃、壓力為10 MPa、pH值為7.8的條件下，預(yù)測(cè)了注入水與地層水的混合比對(duì)結(jié)垢趨勢(shì)及結(jié)垢量的影響。注入水與地層水的混合比分別為1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1。預(yù)測(cè)結(jié)果見(jiàn)圖1。

圖1 混合比對(duì)結(jié)垢影響預(yù)測(cè)曲線

由圖1預(yù)測(cè)曲線可知，注入水與地層水混合后生成的垢為CaCO3垢；當(dāng)兩者的混合比例增大時(shí)，CaCO3的結(jié)垢量逐漸增大，當(dāng)混合比為9∶1時(shí)，結(jié)垢量達(dá)到了最大，為338.15 mg/L。

2.2 溫度對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)

在注入水與地層水的混合比為9∶1、壓力為10 MPa、pH值為7.8的條件下，預(yù)測(cè)溫度對(duì)結(jié)垢趨勢(shì)及結(jié)垢量的影響，溫度從45～95 ℃。預(yù)測(cè)結(jié)果如圖2所示。

由圖2預(yù)測(cè)曲線可知：混合水樣的結(jié)垢類型為CaCO3垢，并且隨著溫度的升高，CaCO3的結(jié)垢量逐漸增大，當(dāng)溫度達(dá)到95 ℃時(shí)，結(jié)垢量達(dá)到了最大值、為382.44 mg/L。其原因是溫度升高使得碳酸鈣的溶解度降低，導(dǎo)致碳酸鈣從溶液中的結(jié)晶析出量增大[4]，并隨著溫度的升高，結(jié)垢量逐漸增大。

圖2 溫度對(duì)結(jié)垢影響預(yù)測(cè)曲線

2.3 壓力對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)

在混合比為9∶1、溫度為75 ℃、pH值為7.8的條件下，預(yù)測(cè)壓力對(duì)結(jié)垢量的影響。壓力為5～25 MPa。預(yù)測(cè)結(jié)果如圖3所示。

圖3 壓力對(duì)結(jié)垢影響預(yù)測(cè)曲線

由圖3預(yù)測(cè)曲線可知：混合水樣的結(jié)垢類型主要為CaCO3垢，隨著壓力的增大，CaCO3的結(jié)垢量逐漸降低，當(dāng)壓力從5 MPa增大到25 MPa時(shí)，混合水樣結(jié)垢量從338.65 mg/L降低到314.27 mg/L。分析認(rèn)為，隨壓力升高，CaCO3的結(jié)垢量逐漸減少。這是因?yàn)閴毫ι呤沟锰妓徕}的溶解度增大，從而導(dǎo)致碳酸鈣的結(jié)垢量隨壓力的升高而不斷減少[5]。

2.4 pH值對(duì)結(jié)垢影響理論預(yù)測(cè)

在注入水與地層水的混合比為9∶1、溫度為75 ℃、壓力為10 MPa的條件下，預(yù)測(cè)pH值對(duì)結(jié)垢量的影響。pH值分別為5.5、6、6.5、7、7.5、8。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

圖4 pH值對(duì)結(jié)垢影響預(yù)測(cè)曲線

由圖4預(yù)測(cè)曲線可知：石南油田注入水與地層水混合水樣的結(jié)垢類型為CaCO3垢，隨著pH值的升高，結(jié)垢量逐漸增大，且pH值對(duì)CaCO3結(jié)垢量的影響較為顯著。這是因?yàn)樵趐H值從6變化為8的過(guò)程中，CaCO3的溶解度降低，另一方面，在堿性條件下部分HCO3-轉(zhuǎn)化為CO32-，使得更多的CO32-與Ca2+發(fā)生反應(yīng)生成沉淀，增強(qiáng)了碳酸鈣的結(jié)垢趨勢(shì)，從而導(dǎo)致更多的碳酸鈣晶體從溶液中析出[6]。

綜合以上結(jié)垢理論預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)及預(yù)測(cè)曲線，認(rèn)識(shí)如下：石南油田注水儲(chǔ)層的結(jié)垢類型只有CaCO3垢，不含硫酸鹽垢。盡管注入水與地層水中均含有SO42-，當(dāng)注入水與地層水混合后，有可能生成碳酸鹽垢或硫酸鹽垢，但是，由于碳酸鈣的溶度積常數(shù)遠(yuǎn)小于硫酸鈣的溶度積常數(shù)，當(dāng)注入水與地層水混合后，碳酸鈣會(huì)優(yōu)先結(jié)垢，使得SO42-無(wú)法與Ca2+結(jié)合而形成硫酸鹽垢。因此，石南油田注入水與地層水混合水樣中僅有碳酸鈣垢。當(dāng)注入水與地層水的混合比為9∶1時(shí)，結(jié)垢量達(dá)到了最大；隨溫度的升高，CaCO3的結(jié)垢量逐漸增加；隨著壓力的升高，CaCO3的結(jié)垢量逐漸減少；且壓力對(duì)CaCO3的結(jié)垢量影響較??；隨著pH值的增大，CaCO3的結(jié)垢量逐漸的增加，且pH值對(duì)CaCO3的結(jié)垢量影響較大。

根據(jù)上述結(jié)垢預(yù)測(cè)結(jié)果可知，石南油田注入水與地層水混合后，產(chǎn)生碳酸鈣垢，為了減緩結(jié)垢對(duì)注水的影響，需要開(kāi)展防垢措施研究。

3 石南油田注水儲(chǔ)層阻垢效果評(píng)價(jià)

防止油田水結(jié)垢的方法有化學(xué)阻垢法、物理阻垢法及工藝阻垢法?；瘜W(xué)阻垢法是在結(jié)垢的水體系中加入阻垢劑阻止垢的生成。由于在生產(chǎn)實(shí)際中，阻垢劑的用量可調(diào)、阻垢效果好、應(yīng)用范圍廣，因此，化學(xué)阻垢法是目前全世界石油工業(yè)防止油田無(wú)機(jī)垢結(jié)垢的最常用的方法。

文中根據(jù)石南油田注水儲(chǔ)層結(jié)垢類型，選用了PESA、TH- 607B、DTPMPA、GY- 405四種阻垢劑，在結(jié)垢量最大的混合比條件下，開(kāi)展了阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)研究。通過(guò)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出阻垢效果最好的阻垢劑及其最佳使用濃度。

PESA是一種可生物降解的綠色環(huán)保型阻垢劑，主要是通過(guò)晶格畸變作用影響垢的生長(zhǎng)，進(jìn)而達(dá)到阻垢效果[7]；TH- 607B是一種新型高效的阻垢劑，能夠克服高溫、高礦化度的影響，更好的抑制碳酸垢和硫酸垢的生成[8]；DTPMPA是一種有機(jī)磷酸類的阻垢劑，該阻垢劑無(wú)毒、溶于酸且耐溫效果好，該類阻垢劑分子的主要作用為晶格畸變作用和分散作用[9]；GY- 405是一種共聚物類阻垢劑，該類阻垢劑分子的主要作用與有機(jī)磷酸類阻垢劑的作用相同，均為晶格畸變作用和分散作用[10- 11]。

3.1 阻垢劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

選擇合適的阻垢劑及其濃度能夠更好的發(fā)揮其阻垢作用。因此，需要對(duì)阻垢劑類型及其濃度進(jìn)行優(yōu)選[11- 13]。在混合比為9∶1、溫度為75 ℃、壓力為1 MPa、pH值為7.8的條件下，對(duì)PESA、TH- 607B、DTPMPA、GY- 405四種阻垢劑及濃度進(jìn)行優(yōu)選,實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5～圖8所示。實(shí)驗(yàn)方法參照(SY/T—1993)《油田用阻垢劑性能評(píng)價(jià)方法》行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)[14]。

圖5 PESA阻垢劑濃度對(duì)阻垢效果影響曲線

圖6 TH- 607B阻垢劑濃度對(duì)阻垢效果影響曲線

由圖5～圖8中實(shí)驗(yàn)曲線可以看出，四種阻垢劑的阻垢率均隨阻垢劑濃度的增大先升高后降低。分析認(rèn)為，阻垢劑能與Ca2+形成性質(zhì)穩(wěn)定的絡(luò)合物，隨阻垢劑濃度的增加，混合水樣中絡(luò)合物的數(shù)量增加，降低了成垢Ca2+的數(shù)量，使得阻垢率升高；當(dāng)阻垢劑濃度繼續(xù)增加時(shí)，由于阻垢劑與Ca2+的反應(yīng)速率小于Ca2+的成垢速率，使得阻垢率降低[15]。

圖7 DTPMPA阻垢劑濃度對(duì)阻垢效果影響曲線

圖8 GY- 405阻垢劑濃度對(duì)阻垢效果影響曲線

在濃度為100 mg/L時(shí)，阻垢劑PESA與DTPMPA的阻垢率均達(dá)到最大值，分別為82.74%、86.88%，阻垢劑DTPMPA的阻垢效果較好；在濃度為80 mg/L時(shí)，阻垢劑TH- 607B與GY- 405的阻垢率均達(dá)到了最大值，分別為80.29%、89.37%，由此可見(jiàn)，阻垢劑GY- 405的阻垢效果最好，通過(guò)比較阻垢劑DTPMPA與GY- 405的最高阻垢率可知，阻垢劑GY- 405的阻垢率最高，對(duì)混合水樣能夠達(dá)到較好的阻垢效果。因此，選擇濃度為80 mg/L的阻垢劑GY- 405開(kāi)展阻垢效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

3.2 溫度對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)研究

在注入水與地層水的混合比為9∶1、壓力為10 MPa、pH值為7.8、阻垢劑濃度為80 mg/L的條件下，研究溫度對(duì)油田阻垢效果的影響。溫度變化范圍為45～95 ℃。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖9所示。

圖9 溫度對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)曲線

由圖9實(shí)驗(yàn)曲線可知：隨著溫度的升高，阻垢率先升高后降低；當(dāng)溫度為75 ℃時(shí)，阻垢率達(dá)到了最大值，為85.27%。分析認(rèn)為，當(dāng)溫度較高時(shí)，阻垢劑分子的穩(wěn)定性逐漸減弱，部分阻垢劑分子發(fā)生分解，阻垢效果變差；同時(shí)，隨溫度的升高，CaCO3的溶解度降低，使更多的CaCO3晶體從溶液中析出，進(jìn)一步影響了阻垢劑的阻垢效果[16- 17]。因此，隨溫度的升高，阻垢率呈現(xiàn)出先升高后降低的趨勢(shì)。

3.3 壓力對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)研究

在混合比為9∶1、溫度為75oC、pH為7.8、阻垢劑的濃度為80 mg/L的條件下，研究阻垢劑的濃度對(duì)碳酸鈣阻垢效果的影響。壓力的變化范圍為2～10 MPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖10所示。

圖10 壓力對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)曲線

從圖10實(shí)驗(yàn)曲線可以看出，在一定壓力范圍內(nèi)，隨著壓力的升高，阻垢率逐漸增大；當(dāng)壓力為2 MPa時(shí)，阻垢率為83.76%，當(dāng)壓力為10 MPa時(shí)，阻垢率為86.37%。其原因是隨著壓力的增加，溶液中的離子擴(kuò)散速度減慢，結(jié)垢量減??；同時(shí)，隨壓力升高，碳酸鈣的溶解度增大。以上兩種原因的共同作用，使得阻垢劑對(duì)混合水樣的阻垢率隨壓力的升高而增大[17- 18]。

3.4 pH值對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)研究

在混合比為9∶1、溫度為75℃、阻垢劑的濃度為80 mg/L、壓力為1 MPa的條件下，研究pH值的變化對(duì)阻垢效果影響。pH值分別為6、6.5、7、7.5、8。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖11所示。

圖11 pH值對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)曲線

由pH值對(duì)阻垢效果影響實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)得到，當(dāng)pH值從6升高到8的過(guò)程中，阻垢率先增加后減小。當(dāng)pH值為7時(shí)，阻垢率達(dá)到最大值、為85.72%。分析原因認(rèn)為，在酸性條件下，溶液中存在大量的H+，影響了阻垢劑的穩(wěn)定性，從而降低了阻垢效果；過(guò)堿條件下，溶液中存在大量的OH-，過(guò)多的OH-會(huì)使得大量的HCO3-電離成CO32-，與溶液中的Ca2+反應(yīng)生成沉淀，影響了阻垢劑的阻垢效果[18]。

4 結(jié)論

(1)由石南油田注入水及地層水離子成分分析結(jié)果可知，注入水中Ca2+含量為1029.4 mg/L、HCO3-含量為679.7 mg/L、SO42-含量為210.0 mg/L，地層水中Ca2+含量為1 117.6 mg/L、HCO3-含量為366.8 mg/L、SO42-含量為1129.3 mg/L；當(dāng)注入水進(jìn)入地層后，水體系的溶解平衡將被打破，可能產(chǎn)生碳酸鹽垢或硫酸鹽垢。

(2)由結(jié)垢影響因素理論預(yù)測(cè)得出，石南油田注水儲(chǔ)層的結(jié)垢類型為CaCO3垢，當(dāng)注入水與地層水的混合比例為9∶1時(shí)，CaCO3的結(jié)垢量最大；并隨著溫度的升高，結(jié)垢量逐漸增加；pH值對(duì)CaCO3結(jié)垢量的影響較大。

(3)通過(guò)對(duì)阻垢劑的優(yōu)選及阻垢效果影響因素評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)得到，對(duì)石南油田注入水與地層水混合水樣阻垢效果最好的阻垢劑為GY- 405，最佳使用濃度為80 mg/L。

(4)阻垢劑GY- 405適應(yīng)的溫度范圍較廣且具有較強(qiáng)的耐酸堿性，當(dāng)溫度為45～95 ℃的范圍內(nèi)，其對(duì)混合水樣的阻垢率均能達(dá)到85.07%以上；在pH值為6～8的范圍內(nèi)，其對(duì)混合水樣的阻垢率均能達(dá)到82%以上。因此，針對(duì)石南油田注水儲(chǔ)層，阻垢劑GY- 405能夠滿足其化學(xué)防垢的需求。本文的研究結(jié)果為預(yù)防石南油田注水儲(chǔ)層的結(jié)垢，提出了指導(dǎo)性建議。