渤中34-2/4油田注入水相容性研究
2014-07-31李海涛山金城乔文波李龙飞
张 美， 李海涛， 山金城， 乔文波， 李龙飞
(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500； 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)
渤中34-2/4油田注入水相容性研究
张 美1， 李海涛1， 山金城2， 乔文波1， 李龙飞1
(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500； 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)
根据渤中34-2/4油田注入水与地层水特征，通过结垢软件预测了注入水与地层水的结垢趋势，静态结垢实验得到了注入水与地层水的结垢量，动态结垢实验评价了注入水结垢对岩心渗透率的伤害程度。结果表明，该油田注入水与地层水相容性较差，注入过程中会产生碳酸钙垢，最大结垢量为1 199 mg/L，结垢量为800 mg/L时，岩心渗透率伤害程度较大，达到32%。对比了有机磷酸和聚合物两大类共6种阻垢剂的阻垢效果，确定了针对该油田阻垢效果较好的为PBTCA阻垢剂；加入该阻垢剂后，静态阻垢率达85%，动态实验中岩心渗透率的伤害程度降低到13%。
注入水； 地层水； 相容性； 结垢； 渗透率伤害； 阻垢剂
随着石油工业的不断发展，注水采油在开采作业中所占比例越来越大，已成为保持地层压力的重要途径。渤中34-2/4油田初期注入水为海水，随着开发进行到高含水期，为避免环境污染与水资源浪费，可能实现产出水回注。渤中34-2/4油田地层水、海水、产出水水型分别为CaCl2型、MgCl2型和NaHCO3型，相互之间为冲突的水型。注入水(海水、产出污水)自身或相互之间的不相容，注水过程中温度、压力等外界条件的变化将会产生结垢，随之导致注水系统的堵塞、腐蚀以及储层渗透性变差、注水压力升高等问题，阻碍油田注水开发顺利高效的进行。因此，全面、系统的进行注水体系相容性研究，对确保油田进一步注水开发效果具有十分重要的现实意义。
1 结垢机理
碳酸钙是注水系统中最常见的结垢物之一，其形成过程可以分为结晶、聚合和沉积。
重碳酸盐主要以重碳酸钙的形式存在，受热分解，温度升高，CO2不断逸出，反应向右进行，生成的碳酸钙越多，反应如式(1)所示；同时碳酸钙的溶解度随温度的升高而降低，当其浓度超过饱和度后，便形成沉淀。而注入水中的悬浮物、胶体以及腐蚀产物等，将碳酸盐晶粒凝聚或絮凝在一起，加速沉淀。经过聚合凝聚长大的成垢物，在重力作用下沉降，最终附着在金属表面[3]。
(1)
2 渤中34-2/4油田注入水相容性综合评价
表1 渤中34-2/4油田注入水与地层水离子分析Table 1 Ion analysis of injection water and formation water form BZ34-2/4 oilfield
下面采用结垢软件进行预测，该软件在结垢预测中涉及到单个水样在不同的温度压力下的结垢趋势分析、不同比例混合水样的结垢分析。在数据分析中出现结垢指数ST，根据ST的大小来判断水样结垢的程度。当ST<1时，只有很小的结垢趋势，可以认为不会产生影响；当1
2.1软件预测注入水及其与地层水的结垢趋势
渤中34-2/4油田注入水与地层水按不同的比例混合后，以地层参数条件为基础(135 ℃、33 MPa)，分别预测了海水和污水注入地层后的结垢趋势，结果如图1所示。
由图1可以看出，渤中34-2/4油田注入水与地层水在地层条件下有较大的结垢量(结垢量在285～1 649 mg/L)，其相容性较差；海水、污水与地层水的配伍性预测中生成的垢物只有碳酸钙垢，其它垢如碳酸镁、硫酸钙等的结垢指数均远小于1，表明没有结垢趋势；污水与地层水、海水与地层水、污水与海水存在不同程度的不相容。整体而言，海水与地层水两者的不相容程度>污水、海水与地层水三者的不相容程度>污水与地层水两者的不相容程度；预测结垢量，海水与地层水混合达1 077～1 649 mg/L，污水、海水与地层水混合达432～1 482 mg/L，污水与地层水混合达810～831 mg/L。
图1 注入水与地层水混合的结垢趋势预测
Fig.1Scalingtendencypredictionofthemixedwaterbetweeninjectionwaterandformationwater
2.2静态实验评价注入水及其与地层水的相容性
静态法是在一定的温度和压力条件下，将两种水(如地层水和注入水)在容器内混合，观察混合后颗粒沉淀情况，并进行离子分析。通过实验不仅可以判别两种水的配伍性以及混合后可能产生的水垢类型及结垢量，而且还可以通过不同时间的离子分析对结垢沉淀的形成速度进行研究[4]。
(1) 实验方法：实验方法参照SY/T5523—2006标准执行[5]；
(2) 实验流体：模拟地层水、模拟产出污水和现场海水(经0.45 μm纤维滤膜精细过滤)；
(3) 实验环境：渤中34-2/4油田考虑温度和压力对结垢影响的大小，用软件预测得到结果见图2。从图2中可见，压力降低、温度升高，碳酸钙生成量增加。当压力为0.1 MPa，温度为95 ℃时的预测结垢量与在实际地层温度压力条件下的预测结垢量最相近；故选择0.1 MPa、95 ℃为渤中34-2/4油田注入水配伍性的静态实验环境；每组实验时间为8 d。
图2 不同条件下的预测结垢量
Fig.2Predictionofscalingamountunderdifferentcondition
不同配比下清污混合水与地层水的静态实验结果见图3。从图3中可见，渤中34-2/4油田注入水与地层流体混合后出现结垢；静态实验结垢量，海水与地层水混合达695～1 011 mg/L，污水、海水与地层水混合达541～1 199 mg/L，污水与地层水混合达452～702 mg/L。静态实验结果与软件预测结果基本一致。
2.3动态实验评价注入水结垢对岩心渗透率的伤害程度
动态法也称驱替法，在模拟靶场条件(如温度、压力等)的情况下，将两种水连续注入岩心或装有填充砂的管式模型中，其目的是了解两种不相容水在岩心或填充砂中混合后产生的垢对储层渗透率的伤害程度。
图3 静态实验评价结果
Fig.3Staticevaluationresults
为评价清污混注结垢对储层渗透率的影响，综合考虑渤中34-2/4油田地层条件(温度136 ℃、压力33 MPa)，以现场海水、回注污水和沙河街组模拟地层水按不同比例用人造岩心进行了岩心流动实验，实验结果见图4。结果显示，纯海水对岩心渗透率的伤害程度在10%～27%；当V(污水)/V(海水)/V(沙河街地层水)达到2.5∶2.5∶5时，混合水对岩心渗透率的伤害程度约21%～32%。以上研究显示，渤中34-2/4油田海水与地层水的相容性较差，结垢对渗透率造成较大伤害。
图4 注入水与地层水混合时结垢对岩心渗透率的伤害
Fig.4Damageofcorepermeabilitycausedbythemixedwaterscaling
3 渤中34-2/4油田阻垢剂的选择与效果评价
对于油田水结垢，常用的阻垢方法是向注入水中添加阻垢剂。
3.1阻垢剂的阻垢机理
常见阻垢剂对水垢的抑制机理主要有以下3种[6-7]：
(1) 螯合作用，即阻垢剂的阴离子与水中成垢阳离子形成五元或六元螯合环，阻止金属离子和水中其他阴离子接触生成结垢物质，增加微溶盐在水中的饱和溶解度。
(2) 分散作用，主要是大分子的聚合物的阻垢机理。带电的大分子吸附在颗粒表面形成双电层，改变晶粒表面原来的电荷状况，避免颗粒碰撞后长大聚集和沉积，而处于分散状态，随水流动。
(3) 晶格畸变作用，是阻垢机理的主要部分。当水中产生结垢物的微小晶核时，阻垢剂吸附在晶体的界面上，或掺杂在晶格的点阵当中，破坏晶体正常成长，其产物为结构疏松的软垢，在搅动或温度变化时破裂，易被水流冲走。
3.2阻垢剂类型
油气田所用阻垢剂一般分为无机磷酸盐、有机磷酸盐和聚合物3类。
3.2.1 无机磷酸盐阻垢剂 无机磷酸盐的缺点是受潮而部分水解生成正磷酸盐，与二价金属离子反应而结垢。同时正磷酸盐又是藻类的营养物，若长期使用聚磷酸盐，对杀菌灭藻又不采取有效措施的话，必然会促进系统中藻类的繁殖。此时，硬垢虽解决了，软垢又会发生。因此，单纯用聚磷酸盐作阻垢剂已逐渐被淘汰了[8]。
3.2.2 有机磷酸类阻垢剂 有机磷酸盐分子结构中的C—P键比无机磷酸盐中的P—O—P键牢固，因此它的化学稳定性好，不易水解、耐高温；具有临界值效应和较好的协同效应。市场上提供的有机磷酸类阻垢剂繁多，油田注水系统常用的几种阻垢剂HEDP、ATMP、PBTCA的阻垢机理分别是螯合作用、晶格畸变作用、螯合作用。
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3.2.3 聚合物类阻垢剂 聚合物类阻垢剂也称为高分子阻垢剂，其典型特征是具有分散性，不仅能阻碳酸钙等无机盐垢，而且具有分散氧化铁、黏土、颗粒物的作用[9-10]。油田注水系统常用的聚合物类阻垢剂MA/AA、PAA、HPMA的性质为螯合作用、分散作用。
3.3阻垢效果
3.3.1 静态阻垢效果 静态阻垢实验的操作同前的静态评价实验，实验液为V(污水)/V(海水)/V(沙河街地层水)为2.5∶2.5∶5的混合水样，在实验液中分别加入不同的阻垢剂，加药浓度按厂家提供数据。式(2)是阻垢率的计算公式，实验结果见图5。
(2)
式中：A为阻垢率；ρ0为实验前钙离子质量浓度；ρ1为空白液在相同实验条件下的钙离子质量浓度；ρ2为加有阻垢剂的实验液实验后的钙离子质量浓度。
图5 不同阻垢剂的阻垢效果
Fig.5Inhibitingeffectsofdifferentscaleinhibitors
碳酸钙晶体常见有3种晶形：方解石、球霰石和文石；其中方解石的形貌为菱面体状，球霰石主要为六角状或圆球状，文石则常见为集束状；3种晶相中，方解石的形态最稳定，球霰石和文石为亚稳态结构[11-14]。图6是注入水中添加阻垢剂前后垢样被放大5 000倍的SEM图像[15]。分析结果显示，注入水与地层水混合会产生碳酸钙垢，其晶体形状多为规则的立方体、结构紧密、表面光滑、棱角边界清晰，并且体积较大，结垢量较大；加入的阻垢剂起到了一定的阻垢效果，但各不相同，具体情况见表2。
图6 注入水中加入阻垢剂前后垢样SEM电镜图
Fig.6Scanningelectronmicroscopeofthescaleinthewaterwithdifferentinhibitors
表2 不同阻垢剂作用后水样中垢物的形态Table 2 Effects of different inhibitors on scale’s morphological characters
综合而言，以上阻垢剂对碳酸钙垢的阻垢效果PBTCA>ATMP>PAA> HEDP=MA/AA > HPMA。
3.3.2 动态阻垢效果 动态阻垢实验的操作同前，只是在驱替液中加入PBTCA阻垢剂，加药浓度按厂家提供数据。实验中驱替液是V(污水)/V(海水)/V(沙河街地层水)为2.5∶2.5∶5的混合水，结果见图7。加入PBTCA阻垢剂后，驱替液结垢对岩心渗透率的伤害程度在19%以内；添加阻垢剂前后的动态实验结果对比见表3。
图7 加入PBTCA阻垢剂后岩心渗透率的伤害
Fig.7CorepermeabilitydamageafteraddingthePBTCAinhibitor
表3 添加阻垢剂前后岩心渗透率伤害程度对比Table 3 The contrast of core permeability damage before and after adding inhibitors
4 结论
(1) 通过软件预测、静态评价实验、动态评价实验，确定了渤中34-2/4油田注入水与地层水不相容。整体而言，海水与地层水两者的不相容程度>污水、海水与地层水三者的不相容程度>污水与地层水两者的不相容程度；垢物为碳酸钙垢。静态实验结果与软件预测结果基本一致；软件预测结垢量，海水与地层水混合达1 077～1 649 mg/L，污水、海水与地层水混合达432～1 482 mg/L，污水与地层水混合达810～831 mg/L；静态实验结垢量，污水与地层水混合达452～702 mg/L，海水与地层水混合达695～1 011 mg/L，污水、海水与地层水混合达541～1 199 mg/L。动态实验显示：纯海水作为驱替液时，岩心渗透率的伤害程度在10%～27%；驱替液为V(污水)/V(海水)/V(沙河街地层水)为2.5∶2.5∶5.0的混合水样时，岩心渗透率的伤害程度21%～32%。
(2) 有机磷酸盐阻垢剂和聚合物阻垢剂对渤中34-2/4油田注入水与地层水混合具有较好的阻垢效果；其中PBTCA的阻垢效果最佳，静态阻垢率达85%，动态阻垢实验显示，PBTCA将注入水结垢对岩心渗透率的伤害程度从21%～32%降低到8%～19%。
(3) 渤中34-2/4油田注入水与地层水的相容性较差，为保护储层，推荐该油田注水过程中加入有机磷酸类阻垢剂。
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(编辑 宋官龙)
Compatibility between the Injection Water and Formation Water in Bozhong 34-2/4 Oilfield
Zhang Mei1, Li Haitao1, Shan Jincheng2, Qiao Wenbo1, Li Longfei1
(1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,SouthwestPetroleumUniversity,ChengduSichuan610500,China; 2.TianjinBranchofCNOOCChinaLimited,Tianjin300452,China)
Comprehensive evaluation in Bozhong 34-2/4 oilfield has been made via software, static and dynamic scaling experiments. The results show that incompatibility between the injection water and formation water and calcium carbonate scale would produce during injection process, it’s scaling reached 1 199 mg/L. When scaling of 800 mg/L, core permeability damage up to 32%. Scale studies of the six kinds of inhibitors suggest that, for this oilfield, inhibitor PBTCA has better anti-scaling effect, static-scaling reduced by 85% and core permeability damage reduced approximately by 13%.
Injection water; Formation water; Compatibility; Scale; Core permeability damage; Inhibitor
1006-396X(2014)01-0029-06
2013-08-27
：2013-09-15
中国海洋石油(中国)有限公司项目“中国近海低孔低渗油气藏勘探开发关键技术与实践 ”(CNOOC-SY-001)和“低渗透油田注水水质综合评价与注水剖面均衡控制研究”(CCL2012TJPZTS0380)。
张美(1986-)，女，硕士研究生，从事采油工程研究；E-mail：759613504@qq.com。
李海涛(1965-)，男，博士，教授，从事完井工程、采油工程研究；E-mail：swpilht@sina.com。
TE39
： A
10.3969/j.issn.1006-396X.2014.01.006
