深水J油田结垢预测及专用防垢剂开发

邢四骏 张 颖 张 勇 程 艳 张国欣 张 浩(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）



深水J油田结垢预测及专用防垢剂开发

邢四骏 张 颖 张 勇 程 艳 张国欣 张 浩
(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

摘 要：J油田开发井深7700～8450m，属于超深水油气田，产出水矿化度高，随油气产出温度压力的急剧下降，存在结垢风险。本文采用Scalchem软件预测了J油田的结垢趋势，分析了J油田产出水无机垢结垢量随温度、压力变化规律，指明了防垢剂开发的方向；分别采用静态沉淀法及动态沉淀法，对所开发防垢剂进行了防垢效果评价。

关键词：深水油气田 结垢 结垢预测软件 动态结垢仪

0 前言

原油采出过程中，液流沿井筒向上流动时，温度、压力都会发生变化，所以油井结垢也是常见问题，尤其在深水油气田开发过程中，高矿化度水随温度、压力的降低，极易形成水垢附着在井筒内壁上，从而堵塞开发管道[1]。J油田是一个典型的超深井、高矿化度环境，其开发井深7700～8450m，产出水矿化度达到150000mg/L以上，其压力范围1000～1500atm，温度范围100～150℃，具有非常强的结垢风险。

在这样高温度、压力条件下，J油田的结垢情况如果室内几乎不能模拟，只有采用结垢预测软件进行预测。本文就是在J油田结垢预测基础上，对其结垢趋势进行室内模拟实验，并开发出1种专用复合防垢剂，以期抑制井下强烈的结垢倾向。

1 结垢预测

1.1 结垢预测软件介绍

采用美国OLI和荷兰SHELL公司共同开发的结垢预测软件ScaleChem对J油田结垢情况进行预测。ScaleChem软件可以在不同的温度和压力下，在一种或多种地层水中计算出多达54种固体的结垢及沉积情况。

1.2 J油田水质分析

J油田井深8736m,地层温度122℃，井底压力1330atm；总矿化度163941mg/L, 如下表1所示。

实验过程中模拟水配制按照表1水质分析计算并配制模拟水，水质配方如下表2：

1.3 J油田气相组成分析

天然气中的酸性气体如CO2、H2S是影响水质结垢的重要因素，J油田天然气组分见表3。

由表3看出，现场CO2、H2S含量均不高。

表1 J油田地层水质分析 单位:mg/L

表2 J油田模拟水配方表 单位:mg/L

表2 J油田天然气分析结果

2.4 结垢趋势预测结果

在对比J油田现场高矿化度水从高温高压沿生产管柱输送到地面过程中，随压力温度降低，结垢情况的变化情况，选取4组条件进行预测：选取井底温度122℃，井底压力范围1000 ～1500atm；井口温度95℃，井口压力范围0.9～1.2atm ，在温度一定、压力变化时预测结垢量。同样选取井底压力1350atm、温度范围100～150℃,井口压力1atm、温度范围80～100℃，在压力一定、温度变化时预测结垢量。预测结果见图1(a)～ (d)：

从图1(a)可以看出，在温度122℃时，压力在1000～1500atm，只有两种结垢物，ALOOH结垢量随压力的升高而增加，CaCO3的结垢量随压力的升高而降低，在135Mpa时，ALOOH结垢量约为7.685mg/L，CaCO3结垢量约为180mg/L。

从图1（b）可以看出，在95℃，压力在0.9～1.2atm，结 垢 物 出 现3种，AL(OH)3、BaSO4、CaCO3，AL(OH)3结垢量随压力的升高而增加，BaSO4和 CaCO3的结垢量随压力的升高而降低，在1atm时，AL(OH)3结垢量约为10.0285mg/L，BaSO4结垢量约为38.572mg/L ，CaCO3结垢量约为270mg/L。

从图1(c)可以看出，在压力1350atm，温度在100～150℃范围内，AL(OH)3的结垢量随温度的升高而降低，ALOOH结垢量随温度的升高先增加后降低，CaCO3的结垢量随温度的升高而增加，在122℃时，ALOOH结垢量约为7.7mg/L，CaCO3结垢量约为181mg/L。

从图1(d)可以看出，在压力1atm，温度在80～100℃范围内，CaCO3和AL（OH）3的结垢量随温度的升高而增加，BaSO4和NaAlCO3OH2的结垢量随温度的升高而降低，在95℃时，AL(OH)3结垢量约为10.03mg/L，BaSO4结垢量约为38.6mg/L ，CaCO3结垢量约为270mg/L。

图1说明， 随着温度压力的降低，结垢产物会在流体中逐渐增多，比较突出的就是CaCO3,在常压95℃情况下，其结垢量比1350atm 、122℃还要高很多，产液沿井筒喷出后，压力释放到常压，如果油田产水较多，势必引起管道堵塞，这在深水油田开发中需引起作业者的高度重视。

2 井下专用防垢剂开发

井下及近井地带地层结垢，可挤注高浓度的化学防垢剂[2]。井下尤其是超深井对化学防垢剂的要求包括：①防垢效率高，避免在油层的泄油带、射孔孔眼、油井管柱、油嘴及地面设备上形成结垢；②在油层温度、压力等条件下稳定性良好；③对地层及开发设备、管柱等无伤害；④与产出液及其它化学处理剂间的配伍性良好。

根据这种要求，室内开发出一种井下专用防垢剂，由溶剂、阻垢分散剂及缓蚀剂共同组成，按照不同组分比例，配制了9个防垢剂用于测试。阻垢分散剂选用聚羧酸与有机磷酸复配。聚羧酸类钙容忍度高,适合在高硬、高碱度、高温环境使用，一种组分为由AA/AMPS为丙烯酸与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）共聚而成。由于分子结构中含有阻垢分散性能好的羧酸基和强极性的磺酸基，能提高钙容忍度，对水中的磷酸钙、碳酸钙、锌垢等有显著的阻垢作用，并且分散性能优良。第二种组分选用含氮有机多元膦酸EDTMPS， EDTMPS在水溶液中能离解成8个正负离子，因而可以与多个金属离子螯合，形成多个单体结构大分子网状络合物，松散地分散于水中，使钙垢正常结晶被破坏。EDTMPS对硫酸钙、硫酸钡垢的阻垢效果好，能与水混溶，无毒无污染，化学稳定性及耐温性好，在200℃下仍有良好效果。

3 井下专用防垢剂效果评价

3.1 实验方法

3.1.1 静态沉淀法

其原理为两种盐水混合，某种成垢阳离子和阴离子可能形成垢沉淀，水中该成垢阳离子浓度显著下降；混合盐水中含有防垢剂，沉淀难以形成，成垢阳离子原始浓度的降低也受到抑制；在混合盐水中改变防垢剂类型、用量，保证形成沉淀所需时间，通过测定成垢阳离子浓度变化，可对防垢剂做性能评定和筛选。

在实验室中，则根据现场水质分析，分别配制成垢阳离子水及成垢阴离子水，采用现场作业温度，进行防垢剂性能评定。

式中：M2—加防垢剂后溶液中钙离子浓度，单位为毫克每升mg/L；

M1—未加防垢剂溶液中钙离子浓度，单位为毫克每升mg/L；

M0—模拟水或现场水样中钙离子浓度，单位为毫克每升mg/L。

3.1.2 动态沉淀法

在实验室中，则根据现场水质分析，分别配制成垢阳离子水及成垢阴离子水，注入实验设备流程中，在一定的温度压力条件下（系统温度不超过90℃，压力不高于140atm），保持一定流速（8mL/min），测定在流程中滤膜上的结垢量。实验过程中观察实验压力变化情况，并每隔100mL记录压力及累积注入量。当压力急剧增加时，停止实验。若压力变化不明显，累计注入5L后，结束实验。恒重管线及滤膜,通过质量差计算结垢量。

3.2 设备和材料

(1)仪器

a.动态结垢仪；

b.天平：感量0.0001g；

c.控温烘箱：±2℃；

d.瓶装二氧化碳：纯度在99.9%以上；

e.具塞磨口比色管：100mL；

f.微量加药器：2μL～20μL; 20μL～200μL

g.玻璃漏斗、移液管、滴定管、三角瓶等；

(2)药品

a.氯化钠；

b.无水氯化钙；

c.氯化镁（MgCl2·6H2O）；

d.碳酸氢钠；

e.氢氧化钠；

f.乙二胺四乙酸二钠（EDTA）；

g.盐酸；

h.钙试剂羧酸钠；

i.防垢剂，工业品；

(3)动态结垢模拟装置示意图如图2所示；

3.3 评价结果与分析

图2 动态结垢实验流程图

3.3.1 静态评价结果

从结垢预测看，J油田在常压95℃的条件下的结垢量远远大于其在1350atm、122℃情况下的结垢，且结垢以碳酸钙垢为主，因此采用J油田模拟水在常压95℃进行防CaCO3垢实验。将100mL实验介质加入具塞比色管中，加入防垢剂，加药浓度为100mg/L、50mg/L，在实验温度95℃下保温24h，待温度冷却，观察比色管内介质结垢情况，若有结垢，将介质摇匀后过滤，进行滴定实验，滴定参考GB 7476-87《水质 钙含量的测定 EDTA滴定法》，EDTA浓度为0.05mol/L。实验结果如表4所示；

从防垢率结合目测结垢情况可看出，空白水样，在恒温24h后，结垢严重，管壁可见硬垢，水表面浮有浮垢如图3所示；加入防垢剂水质比空白结垢情况稍好，但仍能看到结垢现象，YFFG-039、YFFG-038、YFFG-040、YFFG-041四种药剂的防垢效果比其他几种要好很多，PM15I结垢现象最轻。还可看到，加入防垢剂YFFG-038、YFFG-040后的结垢垢型发生变化，垢型成松针状，而YFFG-039为大片状，浮于表面；这两种类型的垢利于分散，被水流冲走。加入防垢剂YFFG-041的垢开始也结在水表面，结垢硬，轻摇则沉于管底部。药剂加入50mg/L的防垢效果与加入100mg/L的防垢效果相差不多，说明防垢剂的加药浓度含有一个平台区，达到这个平台区，加药浓度增加很多但防垢效果相差不大。

YFFG-038、YFFG-040防垢剂为晶体修改型防垢剂，通过螯合、分散、晶格畸变对水中离子起作用,防止金属沉淀微晶(如Ca+CO3=CaCO3)生成；分子中同时含有磷酸基和羧基，消除、抑制或防止水中盐类成垢沉积，在高温、高硬、高碱度的条件下具有较好的防垢性能。

3.3.2 动态结垢实验结果

结合静态评价结果，防垢剂YFFG-038及YFFG-041效果较好，因此进行动态结垢验证，实验温度为85℃，实验压力为100atm，验证结果见表5：

表4 J油田水样95℃防垢剂静态实验结果

图3 未加防垢剂的空白实验照片

图4 加防垢剂后的实验照片

表5 85℃ 两种药剂在J油田地层水中的动态结垢测试

由表5中动态结垢测试结果显示：防垢剂YFFG-041的防垢性能优于YFFG-038，空白水样在不加防垢剂条件下低压结垢趋势明显，防垢剂加入可缓解该现象。

4 结论与展望

（1)通过Scalechem结垢预测可知，J油田地层产出水存在较严重的结垢倾向，且以结CaCO3垢为主，在122℃时、1350atm时，结垢量约为181mg/L；在95℃、1atm时，结垢量约为270mg/L，可见随温度、压力的下降，CaCO3结垢量迅速增加，所开发防垢剂以抑制高温高压下CaCO3垢为主，兼顾对其它无机垢的分散作用；

（2)通过静态沉淀评价实验，在95℃、常压条件下，采用J油田模拟地层水，进行结垢及防垢实验测试，实验结果表明：J油田水空白结垢严重；加入防垢剂YFFG-041 、YFFG-039、YFFG-038、YFFG-040后的结垢垢型发生变化，浮于表面，防垢效果较好；几种防垢剂的防垢效果随浓度增加防垢剂效果有增加但不明显，建议使用浓度不超过100mg/L；

（3)通过动态沉淀评价实验，在85℃、100atm条件下，加药浓度为100mg/L时防垢剂YFFG-041效果略优于YFFG-038；

（4)为确保深水J油田的顺利开发，需在井下加注防垢剂进行防垢处理；防垢剂与地层、井筒及其它药剂的配伍性需在药剂加注前进行确认实验。

参考文献

[1] 何宁，王桂林，段梦兰等.深水油气田开发中深水输送概念[J].石油工程建设，2010年6月，36（3）：33～37.

[2] 闫方平，任韶然，樊泽霞等.井下挤注用防垢剂选择及实验方法[J].石油天然气化工，2007年，36（6）：495～499.

中图分类号：TE58

文献标识码：A

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

基金项目：国家重大专项子课题（2011ZX05026-004-05）

作者简介：邢四骏（1968-），男，天津人，本科，工程师，主要从事油气田开发工作。

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