酒东油田注水结垢预测及阻垢剂优选

常菁铉，张旭，张作鹏，张静

（玉门油田公司酒东采油厂，甘肃酒泉735019）

酒东油田注水结垢预测及阻垢剂优选

常菁铉，张旭，张作鹏，张静

（玉门油田公司酒东采油厂，甘肃酒泉735019）

玉门油田酒东采油厂目前用处理后的采出水作为注入水水源。针对注入水及地层水的离子成分特点，开展结垢类型研究，并主要根据混合比、温度、pH值、压力等因素开展结垢影响因素分析，得出垢型为CaCO3和BaSO4垢，主要为前者、注入水与地层水以9：1的比例混合时结垢量最大、结垢量与pH值和温度成正比，与压力影响较小。通过实验结果选定阻垢剂，优选出阻垢剂GY-405，并确定最佳浓度120 mg/L，弱酸性阻垢效果最宜，阻垢率可达到91.91%。

酒东油田；注入水；地层水；结垢

为实现零排放的环保要求，目前油田采出水多处理达标后进行回注，以构成主要注入水水源。而处理后注入水注入到地层后与原始地层水混合，由于两者之间的不配伍，会产生无机垢结垢。在地层压力、温度、压力及盐度合适的条件下，一些矿物溶于水中的浓度达到最大，若其温度、压力等热力学条件发生变化，平衡状态就会遭到破坏，或由于固液界面的压力场吸附平衡状态发生变化时，都会形成过饱和现象，导致产生沉淀而结垢。

1 油田注水结垢类型及影响因素

目前油田注水结垢主要有含钙量高（通常采出水中钙离子和碳酸氢根离子的含量是冷却循环水中含钙量的5倍以上），且含有钡锶离子和硫酸根离子，容易形成硫酸钡锶垢[1]。

油田无机盐结垢大体上可分为一是化学组分不相溶的水相互混合后，由于不配伍而产生沉淀。无机垢的形成过程可简略表示如下：水溶液→溶解度→过饱和度→晶体析出→结垢；二是温度、压力等热力学条件改变，导致水中离子平衡发生改变，从而使成垢组分溶解度降低而析出结晶沉淀[2]。在垢形成过程中，最主要的几个关键因素包括溶液过饱和状态、结晶的沉淀与溶解以及与表面的接触时间等。其中过饱和度是无机垢能否形成的首要条件[3]。过饱和度除了与无机盐的溶解度有关外，同时还受到热动力学、结晶动力学、流体动力学等诸多因素的影响。

2 注入水结垢主要阻垢方式

一般而言，晶体成长进而形成垢的过程为形成过饱和溶液，后生成晶核进而晶核成长，形成晶体。如果破坏了上述三个步骤中的任何一步，那么无机盐垢的成长过程就会被抑制或减缓。化学阻垢剂的作用机理就是控制以上三个步骤中的一个或几个，以达到阻垢的目的。

化学法除垢技术主要有：（1）加酸或注入二氧化碳防止碱性垢。在油田水中加入适量的盐酸等酸液，将水的pH值降至6.5~7.2，这样可防止碱性垢的生成。防止碱性垢的另一种方法是注入二氧化碳，这在现场防垢时常采用。油田水溶入二氧化碳可使水呈弱酸性，从而阻止碱性垢的生成。即使二氧化碳过量也不致于引起酸过量和pH值降低过大，并且，可将过量的二氧化碳再循环，能降低水处理费用。

（2）加入阻垢剂防止各种垢。在可能产生垢的各种流体中加入螯合型阻垢剂或抑制型阻垢剂，可有效地防止垢的生成。20世纪90年代以来发展的聚合物阻垢剂，具有阻垢效果好、热稳定性好、无毒、与其他药剂相溶性好、对生态环境污染小等特点，同时兼有优异的缓蚀及其他性能，因此发展很快，品种多，应用越来越广。

物理阻垢法主要有[4，5]：（1）晶种技术，利用晶种在溶液中产生一个极大的表面，以利于无机盐垢物能够在这个表面上首先结晶，把有可能形成于金属设备表面的沉积物转嫁到晶种上，起到阻垢的作用。

（2）超声激波阻垢，利用高强声激波强大的震动作用，把即将形成的无机盐微晶、晶体或沉淀震掉或击碎成松散垢物，使之更加易于被流体携带出系统。

（3）磁防垢技术，利用磁场影响结晶过程中的晶核生成，减缓晶粒长大的速度，避免垢物的产生。

对于酒东油田现场工艺和技术实现而言，在注入水中加入阻垢剂相对较为经济且易于实现。

3 酒东注入水结垢及影响因素分析

3.1 结垢类型分析

从处理后污水水样的水分析结果可知，酒东油田注入水中HCO3-含量高达1 408.6 mg/L，当向地层中注入该注入水后，HCO3-与地层中的Ca2+接触，有可能产生碳酸盐垢。当结垢沉积在储层内小喉道处时，将产生堵塞损害，降低储层渗透率，增加注入压力，影响注入井吸水能力导致注不进，甚至注水井报废等情况（见表1）。

表1 酒东油田处理后污水离子成分分析

同时从地层水样离子成分分析结果可知酒东油田的地层水中含有Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢阳离子和SO42-、HCO3-成垢阴离子，其中Ca2+含量高达1 354.00 mg/L，在地层中可能形成碳酸盐垢和硫酸盐垢（见表2）。

注入水进入地层与地层水混合结垢受多种因素影响，如注入水pH值、地层压力、注入水与地层水混配比、地层温度等。

在注水过程中，注入水进入油藏，与水、油、气及地层岩石等组分构成了复杂多相体系。在注水初期，产出水的主要组分与地层水相近；随着油井含水上升，产出水变为混合水，组分不断发生变化，且受注入水的影响愈来愈大。按照酒东油田地温梯度及油藏平均埋深折算出油藏中部温度约为75℃，因此实验温度选定在75℃进行评价。

此外，根据水分析资料，酒东油田的地层水中Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢阳离子，与注入水中的SO42-以及HCO3-接触有可能形成碳酸盐垢或硫酸盐垢。

3.2 注入水与地层水混合比对结垢影响

根据注入水与地层水的水分析资料可知，注入水与产出水中存在很多成垢离子，例如注入水中的HCO3-含量达到1 408.6 mg/L，地层水中的Ca2+含量达到1 354.00 mg/L，当注入水与地层水混合后会发生结垢。

在75℃、常压条件下，将注入水与地层水按不同比例（注入水：地层水=1：9、2：8、3：7、4：6、5：5、6：4、8：2、9：1）混合，预测垢型及结垢量（见表3）。

表3 注入水与地层水不同混合比下结垢量预测结果

表4 注入水与地层水在不同混合比下结垢量实验数据

在75℃下，常压下将注入水与地层水按不同比例混合，通过过滤、烘干，研究注入水与地层水在不同混合比例下的结垢量及其变化趋势（见图1）。不同混合比例下的结垢量实验数据（见表4）。

图1 注入水与地层水在不同混合比下结垢量实验曲线

由预测可知，酒东油田注入水与地层水混合后会产生CaCO3结垢和少量的BaSO4结垢，根据实际测定结果，注入水与地层水以9：1的比例混合时结垢最严重，此时的结垢量为707.33 mg/L。因此取结垢量最大的混合比（注入水：地层水=9：1）为研究对象。

3.3 温度对结垢影响理论预测

为了考察温度对结垢量的影响，实验时将注入水与地层水按9∶1的比例混合，分别在45℃、55℃、65℃、75℃、85℃、95℃下预测结垢量及其变化规律（见表5）。

表5 注入水与地层水在不同温度下结垢预测结果

图2 注入水与地层水在不同温度下结垢预测曲线

从图2看出，随着温度的升高，BaSO4的溶解度增大，而CaCO3的溶解度减小，由于温度对CaCO3的影响比对BaSO4的影响大得多，因此，结垢量在整体上呈现出增加的趋势。

通过不同温度下实测其结垢量，实验数据（见表6），可知主要形成CaCO3垢，其次是BaSO4垢，BaSO4的溶解度随温度的升高而增加，CaCO3的溶解度随温度的升高而减小，由于温度对CaCO3的影响远大于对BaSO4的影响，因此，随着温度升高总结垢量逐渐增加，当温度从55℃升高到95℃时，结垢量从608 mg/L增加到966.67 mg/L。

表6 注入水与地层水混合在不同温度下结垢量实验数据

3.4 压力对结垢影响理论预测研究

为了考察压力对结垢量的影响，实验在75℃下，将注入水与地层水按9：1的比例混合，在2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa、12 MPa下预测结垢量及变化规律（见表7）。

表7 注入水与地层水混合在不同压力下结垢预测结果

从预测结果可以看出，随着压力的升高，BaSO4和CaCO3的结垢量均呈现出减小趋势，但减小的幅度不大。当压力从2 MPa增加到12 MPa的过程中，结垢量从667.33 mg/L减小到600.30 mg/L。可见压力对结垢量的影响并不大。通过不同压力下实测其结垢量，实验数据（见表8）。

表8 注入水与地层水混合在不同压力下结垢量实验数据

图3 注入水与地层水混合在不同压力下结垢量实验曲线

从图3可以看出，压力对其结垢量有一定的影响，当温度为75℃、注入水与地层水以9：1的比例混合时，压力从2 MPa上升到10 MPa的过程中，结垢量从667.33 mg/L减小到635 mg/L。这是因为随着压力的增大，HCO3-与Ca2+结合生成CaCO3沉淀的反应向相反的方向移动。因此，总结垢量呈现出逐渐减小的趋势，但与预测结果吻合，影响程度不大。

3.5 pH值对结垢影响理论预测研究

为了考察pH值对结垢量的影响，实验在温度为75℃，压力为大气压下，将注入水与地层水按9：1的比例混合，在pH为6、7、8、9、10下预测结垢量及其变化规律（见表9）。

表9 注入水与地层水混合在不同pH值下结垢预测结果

从表9看出，结垢量随着pH值的升高而逐渐增加。当pH值从6升高到10时，结垢量从531.48 mg/L升高到1 053.23 mg/L，在溶液中形成的BaSO4和CaCO3的溶解度随着pH值的增加而减小，由于随着pH值升高，溶液中过剩的OH-与混合水中的Mg2+结合产生难溶的Mg（OH）2沉淀，从而最终使得总结垢量随pH值的增加逐渐增加。当pH值为10时，混合溶液中产生了氢氧化镁析出。

通过实测其结垢量，不同pH下结垢量实验数据（见表10）。

表10 注入水与地层水在不同pH下结垢量实验数据

表10 注入水与地层水在不同pH下结垢量实验数据（续表）

图4 注入水与地层水在不同pH下结垢量实验曲线

由图4可知，在一定温度、压力下，注入水与地层水按9：1的比例混合时，随着pH值的增加，结垢量呈现出增大的趋势。当pH从6增加到10的过程中，其结垢量从581.33 mg/L增加到1 121 mg/L。分析原因为结垢主要产生BaSO4和CaCO3垢，而二者的溶解度均随着pH值的增加而减小，因此，总结垢量随pH值的增大而增加。

表11 垢样X-射线衍射分析结果

3.6 X-射线衍射结果

为进一步确定酒东注入水结垢类型，对垢样进行X-射线衍射分析，可见地层结垢主要以CaCO3为主（见表11），其原因主要是因为注入水中的HCO3-含量高，而地层水中Ca2+含量高，两种不相溶的溶液混合后会产生大量的CaCO3垢。

4 阻垢剂优选研究

4.1 阻垢剂种类筛选实验研究

按照结垢量最大时所对应的混合比例进行研究，对EDTMPS、DTPMPA、PAPE、TH-607B、GY-405五种阻垢剂进行优选（见表12）。

表12 阻垢剂对注入水与地层水混合样的阻垢效果实验数据

DTPMPA、TH-607B、GY-405阻垢剂对注入水与地层水混合水样的阻垢效果均比较好，阻垢率均达到88%以上。因此综合考虑，选取以上三种阻垢剂进行浓度筛选。

4.2 阻垢剂浓度筛选实验研究

按照不同阻垢剂浓度进行实验研究，确定出最佳阻垢剂浓度（见表13，表14，表15）。由表13，表14，表15可知，阻垢剂浓度在120 mg/L时效果最佳，且从阻垢效果和经济效益两方面考虑，综合选择阻垢剂GY-405阻垢剂。

表13 阻垢剂DTPMPA浓度对注入水与地层水混合水样的阻垢效果实验数据

表14 阻垢剂TH-607B浓度对注入水与地层水混合水样的阻垢效果实验数据

表15 阻垢剂GY-405浓度对注入水与地层水混合水样的阻垢效果实验数据

4.3 阻垢剂与混合水样的配伍性评价研究

将GY-405阻垢剂进行配伍性实验研究。按照最佳浓度120 mg/L，观察实验现象（见表16）。

表16 阻垢剂与混合水样配伍性实验结果

由表16可知，GY-405阻垢剂与酒东油田注入水与地层水混合水样混合后，溶液均无沉淀产生，配伍性良好。

5 结论

（1）在酒东油田地层结垢中，主要垢型为CaCO3垢，当注入水与地层水以9：1的比例混合时结垢量最大。

（2）在一定的变化范围内：随着温度的增加BaSO4垢减少、CaCO3垢增加；随着压力的增加，BaSO4垢减少、CaCO3垢减少；随着pH的增加，BaSO4、CaCO3垢均增加。

（3）对酒东油田地层优选出阻垢剂GY-405，阻垢剂最佳使用浓度为120 mg/L，阻垢率可达到91.91%。

（4）优选出的阻垢剂最佳使用温度为75℃。压力对阻垢剂的阻垢性能影响较小。pH对阻垢剂的阻垢性能影响较大，弱酸性较为适宜。

［1］朱义吾，赵作滋，等.油田开发中的结垢机理及其防治技术［M］.西安：陕西科学技术出版社，1995.

［2］黄海啸，王凤春，石杰，赵雄虎.吐哈油田注水堵塞机理实验研究［J］.大庆石油地质与开发，2005，24（2）：62-63.

［3］路遥，等.油田水结垢问题［J］.油田化学，1995，12（3）：281-286.

［4］舒干，邓皓，王蓉沙.油气田防垢技术与应用［J］.油气地面工程，1996，15（4）：40-43.

［5］朱清泉.油田水有机防垢剂的结构与性能［J］.石油与天然气工业，1987，16（3）：45-53.

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