油水井防腐防垢技术在杏子川油田的应用

2017-12-20，，，

地下水 2017年6期

关键词：防垢阻垢杏子

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(延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西延安 717400)

油水井防腐防垢技术在杏子川油田的应用

魏繁荣，马江波，许尧，师静静

(延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西延安 717400)

杏子川油田的地层水普遍矿化度比较高，随着油田开发时间的延长，油井综合含水率不断提高，到中高含水期后，油井管柱结垢严重，造成机采井故障增加。因此防止油井结垢的发生，降低油井结垢对生产设备的危害，减少油井结垢对采油正常生产造成的损失，加强对油井结垢的预防和治理成为当务之急。本次在杏子川油田使用的防腐剂是聚环氧琥珀酸盐，其阻垢整体效果好、绿色环保型防垢剂，适用于延长油田的地层水的防垢工艺技术体系。

含水率；矿化度；防腐剂；聚环氧琥珀酸盐

注水开发是目前油田开发中保持地层压力和提高采油率的主要手段之一，已为国内外广泛采用，我国大部分油田也都采用注水开发的方式。然而我国的油田注水开发过程中存在许多亟待解决的问题，其中的油层结垢伤害就是在油田注水开发中常见的严重问题之一。因此，防垢、除垢、防腐成为油田注水开发中亟待解决的问题。其中，阻垢缓蚀剂的研发与应用，成为解决结垢伤害问题的主要手段。

1 油井结垢机理及原因分析

1.1 油井结垢机理

油田注水系统中的结垢是油田生产中一个越来越突出的问题，结垢会给油田生产带来巨大危害。

油田结垢大体上可分为两种情况：温度、压力等热力学条件改变，导致水中多种离子平衡改变，成垢组分溶解度降低而析出结晶沉淀；离子组成互不相溶的溶液混合而产生沉淀成垢。垢的形成过程可简略的表示为：水溶液→溶解度→过饱和度→结晶析出→结垢。在垢的形成过程中，溶液过饱和状态、结晶的沉淀和溶解、与表面的接触时间等是关键因素。过饱和度除与溶解度有关外，还受热动力学、结晶动力学、流体动力学等多种因素的影响。

1.2 油井成垢原因分析

1.2.1 油井成垢类型

杏子川油田地层水为碳酸氢钠型或氯化钙型水，富含大量的成垢离子(Ca2+、Ba2+、Sr2+、CO32-、SO42-)，具备产生碳酸盐垢硫酸盐垢的潜在因素。采用强采方式生产,油井流压低,当地层液流入井底和汲入泵筒时，由于压力温度的变化等原因，井筒中的成垢阴离子与成垢阳离子结合产生不溶或微溶与水的化学物质，附着到井筒上形成垢。

同时由于液柱压力远低于地层水溶解二氧化碳气体的分压，导致二氧化碳气体逸出,碳酸氢钙在水中的平衡方程式向有利于生成碳酸钙垢的方向移动，形成盐垢。

在成垢过程中,垢晶体吸附周围环境的泥砂、腐蚀物、原油等物质一起沉积增大, 形成无机垢混和物。

1.2.2 影响油井井筒垢形成的因素

一是有富含成垢离子的内因,如钙、镁、钡、锶、碳酸根、碳酸氢根、硫酸根等离子。二是有影响结垢的外因，如温度、压力、矿化度、pH值等发生变化。

1.3 油井结垢防护现状

目前所采用的物理阻垢法、化学阻垢法、工艺阻垢法具有不同的性质，因而就会有根据不同的垢物和不同的结垢环境而选取不同的方法。其中化学阻垢法的机理同防腐机理基本一致，只是在药剂的处理应用和处理方法上略有不同；工艺阻垢法除垢原理就是采用改变工艺流程使不同来源的油田水不相混合生成沉淀。

1.4 聚环氧琥珀酸盐(PESA)的阻垢机理

实验说明PESA对硫酸钙垢的沉积具有溶限效应，其阻垢率随着加药量的增加而增加，到达一定浓度时，阻垢能力不再明显增加。PESA的主要阻垢机理如下：

(1)螯合作用：阻垢剂中的部分活性基团对成垢阳离子具有一定的螯合力，发生了螯合作用，所以加入PESA后，可封锁部分成垢阳离子，抑制其与阴离子的反应，从而阻止结垢。

(2)低剂量效应：指加入相对水中结垢成分的阳离子浓度低得多的药剂，即可抑制大量成垢离子的结晶作用，达到阻垢效果。这是因为在过饱和溶液中，存在大量小于临界半径的小晶体垢，由于所加入的阻垢剂对小晶体中的晶核和晶体的活性点有特殊的吸附能力，并可通过物理或化学作用，吸附在上面，使界面能大大增加，界面能越高，晶体的临界半径越大，小晶体从水中析出就越困难，从而实现了宏观的低剂量效应。

(3)晶格畸变作用：晶体在生长时，首先在晶体的扭折位置生长晶格，而且扭折位置是晶体界面上最稳定的位置．当溶液为过饱和液时，微溶盐分子到达扭折位置的几率最大，因而晶体可正常地生长；而当溶液中存在阻垢剂，将吸附在晶体扭折位置，占据了晶体正常生长的晶格位置，抑制晶体有规律生长，从而大大破坏结晶的规整性，使晶格变形。由于发生畸变的晶体形状很不规则，难以通过有序紧密排列形成坚硬的垢块，即使生成垢块，也只能是疏松的软垢，从而达到阻垢目的。

表1 杏子川采油厂日加药量计算结果表

图1 未加防垢剂混合垢的垢形

2 现场应用

2.1 室内评价试验

为了观察阻垢剂对垢形状的影响，我们从油井现场选取垢样，加入少量的阻垢剂，24 h后在电子显徼镜下观察垢的形状。图1为现场取回的致密垢样。图2为加入少量的阻垢剂放置24 h候垢的形态。

通过试验我们发现：首先，在晶形特征上，未加防垢剂前，形成的各种垢物(包括硫酸锶、硫酸钡、硫酸钙等)均为相对规则的晶体，且多种垢物晶体共存，晶型完整。加防垢剂之后，晶体形态发生很大变化。

图2 加入防垢剂混合垢的垢形

阻垢原因分析：加入阻垢剂后，垢垢晶体结构遭到的破坏、畸变、破损，以及垢物集合体出现的松散结构、垢物颗粒大小发生的变化等一系列现象的主要原因为：硫酸锶、硫酸钡等垢物的结晶成长过程中，聚环氧琥珀酸盐分子中的-COOH、-OH等官能团通过静电力吸附于致垢金属盐类正在形成的晶体(晶核)的表面活性点上所导致。当功能基团的空间排布与垢体晶面相关阳离子间距匹配时，则会产生极强的吸附行为，这种吸附行为阻碍了溶液中硫酸根离子与Ba2+、Sr2+、Ca2+等的正常结合，干扰了垢的晶格生长，并导致垢体晶格发生畸变，抑制了垢晶体的正常增长，使形成的许多垢晶体保持在微晶状态，这相当于增加了致垢金属盐类在水中的溶解度。与此同时，由于阻垢剂分子在晶体表面上的吸附，限制了晶体的正常生长，晶体即使长大，也只能以畸形方式生长，最终形成畸变晶体。畸变后的晶体一方面与设备表面间的粘附力减弱，使其不易沉积于设备表面，另一方面由于晶体生长过程中产生畸变，使晶体内部的应力增大，导致晶体破裂，从而防止微晶淀积成垢，达到阻垢的目的。

2.2 选井

根据聚环氧琥珀酸盐阻垢防垢机理和实施方案要求，在杏子川采油厂进行现场实施60口井。选井原则如下：

(1)结垢严重和垢腐蚀明显的生产井；

(2)近期经过检泵作业，抽油管、杆、泵经过更换，加药前后具有可对比性；

(3)井况完好，无套损；

(4)具备加药试验条件。

(5)根据上述要求，结合采油厂生产现状，确定井下结垢防治技术实验井。

2.3 井口加药量的确定

2.3.1 井口取样化验

2014年3-5月在杏子川采油厂三采区、四采区、五采区、六采区选取结垢严重的采油井进行聚环氧琥珀酸盐(PESA)阻垢防腐现场实施。通过现场取样化验结果表明：聚环氧琥珀酸盐(PESA)阻垢剂适应现场实际要求。

根据杏子川采油厂60口井产出液化验结果分析，其成垢组分主要为Ca2+、Ba2+、Sr2+，为硫酸垢和碳酸垢成分。根据PESA阻垢剂的阻垢机理分析，适合于该区块阻垢防垢机理。

2.3.2 现场加药量的确定

聚环氧琥珀酸盐在单种成垢离子存在时，阻垢剂的防垢能力较高；数种成垢离子混合在一起时，仍然具有良好的阻垢效果，只是由于总成垢离子浓度增大，需适当增加防垢剂用量，现场地层水为多种成垢离子混合在一起的水，要根据水体中的SO42-、CO32-、Ca2+、Ba2+、Sr2+等成垢离子分析，计算出需要投加的阻垢剂的量；聚环氧琥珀酸盐具有溶限效应，并非用量越大越好，当用量超过溶限效应的用量时，阻垢率反而会逐渐下降。

根据室内实验结果，当溶液中成垢离子浓度为7 mg/L时，聚环氧琥珀酸盐(PESA)最佳用量为10 mg/L，阻垢项目技术组结合现场化验数据，确定每口井日加药量。同时，根据方案实施区实际情况，加药周期初步定为3 d。

2.4 现场加药方式确定

现场采用周期加药的方式，每隔3 d为一个加药周期，编制单井周期加药实施方案。单井从套管加入聚环氧琥珀酸盐(PESA)阻垢剂(见表1)。

3 实验效果评价

该项目在实施过程中，聚环氧琥珀酸盐很好的体现了本身具有的性能和作用，既降低了油井结垢对生产设备的危害，同时减少油井结垢对采油正常生产造成的损失。在所选的试验进行加药试验之前，井下设备结垢腐蚀严重、检修周期短，同时因检修对采油正常生产造成了影响，在所选的试验进行加聚环氧琥珀酸盐阻垢剂后，根据化验结果分析，动态阻垢率达到85%以上(见表2)。