油田采出水结垢趋势及工艺优化技术研究

2020-10-27路遥军刁永强王婷婷刘亚静

石油工程建设 2020年5期

关键词：絮凝剂结垢岩心

路遥军，石美，刁永强，李娟，王婷婷，刘亚静

1.中国石油华北油田公司第五采油厂，河北辛集 052360

2.中国石油华北油田公司第一采油厂，河北任丘 062552

3.中国石油华北油田公司二连分公司，内蒙古锡林浩特 026000

4.中国石油华北油田公司储气库管理处，河北廊坊 065000

5.华北石油管理局有限公司江苏储气库分公司，江苏镇江 212000

随着油田的深入开发，油井采出液的含水率不断上升，采出水的处理量不断增加。对于非均质性较强的低渗和特低渗透油藏，注水开发仍然是通过补充地层能量从而提高采收率的重要措施之一[1-2]。一旦回注水与地层水或不同回注水之间的配伍性出现问题，会导致地层渗透性变差，注水压力上升，从地面管网到井筒发生腐蚀结垢现象，增加流动阻力，影响注水开发效果[3-5]。

华北油田公司留17水处理站于2008年建成投产，用于留17、留18、留416采出水的处理及回注，采出水处理能力为1 200 m3/d，采用沉降+两级精细过滤的处理工艺。根据留17、留18、留416断块的平均空气渗透率，目前工艺处理效果不能达到此三个断块的注水水质要求，即注水水质指标需达到SY/T 5329—2012的推荐水质要求（含油≤6 mg/L、悬浮物≤2 mg/L、粒径中值≤1.5 μm）。

目前，对于油田水结垢趋势的预测通常参照SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测》进行，该标准给出了常见碳酸盐和硫酸盐的结垢趋势预测方法，但在进行多区块配伍性试验时，工作量较大，且试验室通常为常温常压条件，无法模拟井筒中不同温度、压力梯度条件下的结垢量[6-7]。因此，本项目采用美国OLI的ScaleChem结垢趋势预测软件，根据水质分析结果，分析造成结垢的原因，筛选出合适的阻垢剂和絮凝剂，并对加药流程和加药点进行优化，以期为改善水质、提高注水系统效率提供参考。

1 试验部分

（1）试验仪器。UV5200型紫外-可见分光光度计、KYKY-EM8100型扫描电子显微镜SEM、Sartorius BSA224S型电子天平（精度0.01 mg）、LDY-2型多功能岩心驱替试验装置、人造岩心（φ20 mm×50 mm，平均渗透率10～50 mD），阻垢剂和絮凝剂均为分析纯级别。

（2）水质分析。参照SY/T 5523—2016《油田水分析方法》对水质进行全组分分析，参照SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》对水质中的含油量、悬浮物含量进行测定，SRB的测定采用绝迹稀释法。

（3）结垢预测。ScaleChem软件可以根据电荷平衡和pH值对水样进行自动调和，模拟不同温度、压力和酸碱度变化条件下的热力学结垢情况，最高可预测315℃、150 MPa、70 000 mg/L质量浓度下的结垢趋势。采用该软件，对两种注入水在地面处理设备和注水井筒中的结垢量和结垢类型进行预测，井筒深度3 000 m。

（4）注水伤害试验。参照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》对人工岩心进行注水伤害试验，首先用地层水饱和人工岩心，在设定温度下测定水相渗透率K1，随后用注入水进行驱替试验，测得伤害后的水相渗透率为K2，采用（1-K2/K1）计算岩心渗透率的下降率C，当C≥30%时，认为注入水对地层的伤害很大，不能进行注入[8-9]。

2 结果与讨论

2.1 采出水水质分析及结垢的预测与分析

（1）采出水水质分析。取留17、留18、留416三个断块典型油井的采出液（采出水），在试验室进行采出水水质分析，结果见表1。

表1 不同来源采出水水质分析

通过水质分析可知，不同断块的采出水矿化度均较高，Cl-含量达到了矿化度的一半，普遍为弱碱性水质，主要为CaCl2水型，水中的Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等成垢阳离子和等成垢阴离子的质量浓度较高，采出水的结垢趋势明显。

（2）采出水在注水井筒中结垢的预测。当采出水量不能满足油田地质的要求时，需要补充部分浅层地下水进行清污混注。以留17断块的采出水为例，与浅层地下水进行9∶1混合后，利用ScaleChem的“Mixing”模拟在注水井筒中的结垢趋势，温度从井口40℃增加到井底90℃，压力随井深变化从井口20 MPa增加到45 MPa，预测结果见图1。

由图1可知，回注水在注水井筒内存在结垢现象，以CaCO3垢样为主，随着井深的增加，CaCO3、BaSO4的结垢量呈下降趋势，但对比井口和井底的条件，结垢量变化不大，在井筒底部的CaCO3的结垢量为488 mg/L，BaSO4的结垢量为154 mg/L，CaCO3垢样的颗粒较大，如不经过处理回注到地层中，会导致储层渗透率下降，对储层造成不可逆的伤害。

（3）采出水在水处理设备中结垢的预测。采出水与浅层地下水混合后在采出水处理站进行处理时，同样会在过滤器、沉降罐、调节罐、弯头及阀门的滞留区形成垢样[10-11]，在此通过模拟外界气温变化，对设备和附件中的结垢趋势进行预测，预测结果见图2。

图2 采出水在水处理设备中的结垢量

由图2可知，随着温度的上升，在5～20℃的条件下，CaCO3垢样大量形成，成垢趋势明显，之后结垢量略微下降；BaSO4垢样随着温度的上升呈下降趋势；SrCO3垢样在5～20℃的条件下，迅速减小，随后趋于平稳。

（3）采出水在水处理设备中结垢的SEM和EDS分析。分别对10℃和25℃的沉积垢样进行电镜扫描观察，10℃条件下垢样表面不平整，主要为棱角分明的六方晶系形式，颗粒之间无明显的连接，为典型的CaCO3晶体结构，此外垢样表面较为疏松，还存在其他颗粒状、三角状物质，推测可能由多种垢样形成（见图3（a））；25℃条件下，CaCO3迅速生长，小的六方晶体不断聚并，晶体之间出现明显的丝状和带状连接物，晶体之间化学连接键的作用加强，晶核尺寸迅速生长，晶粒数和尺寸逐渐稳定（见图3（b））；对25℃的垢样进行能谱分析，得知Ca、Ba、C和O元素的含量较高，Sr元素含量较低，与之前的ScaleChem预测吻合（见图3（c））。

图3 垢样的扫描电镜与能谱分析

2.2 阻垢剂优选

（1）单一阻垢剂的阻垢效果。分别选取两种有机膦系阻垢剂DTPMPA（二乙烯三胺五甲叉磷酸钠）、EDTMPS（乙二胺四甲叉磷酸钠）和两种聚合物类阻垢剂PASP（聚天冬氨酸）、PESA（聚环氧琥珀酸）进行阻垢性能筛选，评定方法参照SY/T 5673—2006进行，试验温度70℃。在低浓度下，观察4种阻垢剂对水样的阻垢率，见图4。

图4 低浓度下4种阻垢剂的阻垢效果

由图4可知，在低浓度加药量下，4种阻垢剂的阻垢率均不高，在质量浓度40 mg/L的条件下，EDTMPS、PASP和PESA的阻垢率超过了60%，DTPMPA的阻垢率仅为38.2%，且阻垢趋势变化较大，证明阻垢效果不稳定。

（2）总浓度一定时，不同比例复配阻垢剂的阻垢效果。根据试验结果，选择阻垢效果较好的3种阻垢剂进行两两复配试验，总质量浓度为40 mg/L，结果见图5。

图5 阻垢剂复配效果

由图5可知，EDTMPS和PESA的复配效果最差，与单独使用的阻垢率相差不多，通过检查广口瓶中的水样发现存在大颗粒的悬浮垢和部分沉积垢，说明阻垢效果较差；EDTMPS与PASP在2∶1的条件下阻垢效果最好，可达90.5%，观察广口瓶中只有少量的悬浮垢存在于水中，阻垢机理主要为分散作用和晶格畸变作用；PASP与PESA在3∶1的条件下阻垢效果最好，可达92.1%，观察广口瓶中只有少量的沉积垢附着在瓶底，阻垢机理主要为络合增溶作用和阈值效应。

（3）在不同阻垢剂浓度、温度、水质矿化度和pH值条件下，两种复配阻垢剂（EDTMPS与PASP复配比例为2∶1、PASP与PESA复配比例为3∶1）的阻垢效果稳定性分析。分析结果见图6。

图6 不同因素对复配阻垢剂阻垢效果的影响

从图6（a）可以看出，两种复配阻垢剂的性能差异较为显著，随着浓度的增加，PASP与PESA复配的阻垢率曲线波动较大，EDTMPS与PASP复配后曲线趋势平缓，阻垢率均呈现先增大后缓慢减小趋势。

从图6（b）可以看出，随着温度的升高，阻垢率均呈现先增大后减小趋势，在70℃时阻垢效果最好，这是由于随着温度升高，分子间运动增强，活化反应加快，但随着温度继续上升，阻垢剂束缚成垢阳离子结晶成核的动力学作用减弱，影响了阻垢效果。

从图6（c）可以看出，随着NaCl含量的增加，阻垢率均呈现先明显增加后缓慢降低趋势，两条曲线较为平稳，这是由于随着溶液中NaCl含量的增加，垢样的成核速度减小，溶解度增大，当NaCl为30 g/L时，溶解度达到最大，随后溶解度有所下降，故阻垢率缓慢下降。

从图6（d）可以看出，两条曲线在pH值呈酸性或碱性的条件下，阻垢效果较差，在pH值为7时阻垢效果最好，这是由于pH较低时，会对设备和管道产生腐蚀作用，腐蚀产物阻碍阻垢剂在金属表面成膜，pH较高时促进了转化为，使结垢反应向正向移动，增大了结垢量。

综上所述，当PASP与PESA以3∶1复配时，阻垢效果起伏较大，稳定性较差；当EDTMPS与PASP以2∶1复配时，阻垢效果较为稳定。因此，选择EDTMPS与PASP以2∶1比例复配的阻垢剂。

2.3 絮凝剂优选

由水质分析可知，不同水样除了含有成垢离子外，悬浮物含量也超标，原工艺只添加了PAC（聚合氯化铝）一种无机絮凝剂，出水效果并不好。经研究表明，将无机絮凝剂和有机絮凝剂进行复配，在低浓度下即可产生较好的协同作用。对CPAM（阳离子聚丙烯酰胺）、APAM（阳离子聚丙烯酰胺）、QPVP（季铵化聚乙烯吡啶）、SZYA（烃基化阳离子玉米淀粉）4种有机絮凝剂的单剂效果进行评价，加药质量浓度1mg/L。试验结果表明：

（1）CPAM相对其他药剂具有絮团形成和沉降时间短、絮团相对尺寸大、上清液透光率高等特点[12]，因此选择CPAM为与无机絮凝剂PAC复配的有机絮凝剂。

（2）无机和有机絮凝剂的添加比例、搅拌时间以及加药间隔均会对絮凝效果产生影响，在此利用Designexpert8.0软件进行响应曲面设计（RSM），并将试验结果导入origin进行数据处理，每个因素设计5个水平，结果见图7。随着絮凝剂浓度的不断增加，透光率呈现先上升后降低的趋势，响应曲面呈网兜状分布，当PAC与CPAM的质量浓度分别为70 mg/L和1 mg/L时，透光率最高；搅拌时间主要影响絮凝剂的分子扩散和流体介质的湍动能[13]，加药间隔主要影响絮体的成形和脱稳[14]，当搅拌时间和加药间隔分别为5 min和30 s时，透光率最高。

3 现场工艺流程优化

3.1 工艺流程改造

留17站原采出水处理及注水系统的工艺为：油区来水先进入700 m3除油罐和沉降罐，然后进两级石英砂过滤器，最后经杀菌后进入注水罐，其流程如图8（a）所示。该工艺存在以下问题：

（1）只添加了PAC（聚合氯化铝）一种无机絮凝剂，絮团的形成和沉降时间较长，相对尺寸较小，加大了过滤器的负担，反洗周期较短。

（2）沉降罐前后流程没有缓冲罐和调节罐，油区来水与浅层地下水混合后沉降时间不够，出口水质悬浮物超标。

（3）除氧剂在过滤之前添加，水质经过滤后进入注水罐仍然有曝氧的可能。

（4）无罐底污泥处理装置。

针对存在的上述问题，对该工艺进行了改进，改进后的工艺流程如图8（b）所示：首先油区来水加入阻垢剂和缓蚀剂后进入除油罐，除去水中的浮油和分散油。随后与浅层地下水混合后进入调节罐，通过调节罐的液位调整不同水源水的配比，达到要求后进入沉降罐沉降1～2 h，与此同时先加入70 mg/L PAC，再加入1 mg/L CPAM，加药时间与沉降罐进水时间保持一致，保证药剂充分混合。此后沉降罐上清液进入缓冲罐进行二次沉降，沉降后经提升泵加压进入两级精细过滤器，过滤后进入注水罐，并分别在注水罐前端和后端进行杀菌和除氧；而沉降罐罐底污泥则排入生物反应池，对含油污泥中的油类和有机物进行降解，而后进入叠螺机进行调制-机械分离以降低污泥中的含水率，从而减少外运体积。

图7 不同因素对絮凝剂絮凝效果的影响

图8 采出水处理工艺流程

3.2 改造后工艺流程不同节点的水质分析评价

对改造后工艺流程的不同节点（油区来水、絮凝罐出口、过滤器出口、注水罐出口）进行水质分析，以此确定工艺优化效果。水质分析结果如表2所示，处理后水质的含油量、悬浮物含量均有大幅降低，三种细菌的含量也大幅降低，出水水质达到SY/T 5329—2012中的推荐水质指标。

表2 改造后工艺流程不同节点的水质变化

3.3 人工岩心伤害试验评价

取处理前后的采出水进行人工岩心伤害试验，以评价采出水中含油量、悬浮物含量、粒径中值、菌类和结垢产物对地层的伤害，评价结果见图9。随着注水倍数的增加，渗透率的下降幅度不断增加，当注水倍数为30倍的孔隙体积时，由处理前采出水引起的渗透率下降幅度为48.2%，而处理后的下降幅度则为21.7%，未超过30%，因此处理后采出水可以作为合格的采出水进行回注。