李洪建， 劉文舉， 倪 斌， 石 鶴， 宋文宇， 宋文超

1西南石油大學石油與天然氣工程學院 2中國石油新疆油田公司石西作業(yè)區(qū)

0 引言

我國大多數(shù)油氣田已經(jīng)到了開采中后期，主要采用注水開發(fā)的方式提高采收率。在注水過程中，若注入水與地層水不配伍，將導致注水儲層結垢，造成儲層滲透率降低，為油氣開采增加難度。與此同時，結垢也會引起注水壓力增大，甚至無法正常注水，最終使得油井產(chǎn)量降低[1- 2]。為預防石南油田注入水注入儲層后結垢對生產(chǎn)造成的不利影響，文中應用Scale-Chem結垢預測軟件對石南油田注入水與地層水混合水樣的結垢趨勢、結垢量及結垢垢型進行預測，并通過室內(nèi)靜態(tài)實驗研究了注入水與地層水的混合比、溫度、壓力及pH值對結垢量的影響。針對石南油田注入水與地層水混合水樣的結垢垢型，開展了阻垢劑篩選及影響阻垢效果因素的實驗研究，得到了針對石南油田注入水與地層水混合水樣阻垢效果最好的阻垢劑及最佳使用濃度。

本文的研究結果為石南油田注水儲層的化學防垢提供了科學依據(jù)與指導性建議。

1 石南油田注入水與地層水離子成分分析

按照我國環(huán)保部頒布的環(huán)境保護標準HJ776—2015《水質(zhì)32種元素的測定電感耦合等離子體發(fā)射光譜法》，用電感耦合等離子體發(fā)射光譜儀與ICS- 5000多功能離子色譜儀對石南油田注入水與地層水離子成分進行了分析。分析結果見表1、表2。

表1 石南油田注入水離子成分分析數(shù)據(jù)

表2 石南油田地層水離子成分分析數(shù)據(jù)

由石南油田注入水及地層水離子成分分析結果可知，注入水中Ca2+含量為1 029.4 mg/L、HCO3-含量為679.7 mg/L、SO42-含量為210.0 mg/L，地層水中Ca2+含量為1 117.6 mg/L、HCO3-含量為366.8 mg/L、SO42-含量為1 129.3 mg/L，因此，當注入水進入地層并與地層水混合后，并且在環(huán)境條件的作用下，有可能會生成碳酸鹽垢或硫酸鹽垢。

2 石南油田注水儲層結垢理論預測研究

在油氣田生產(chǎn)過程中，結垢已經(jīng)成為了不容忽視的問題之一，要采取相應的防垢、除垢措施，首先要對油田的結垢趨勢及結垢量進行科學、準確的預測[3]。文中主要以Scale-Chem結垢預測軟件為工具，開展了混合比、溫度、壓力及pH對結垢量影響的預測研究，通過預測數(shù)據(jù)得到了混合比、溫度、壓力以及pH對結垢量影響的變化趨勢及結垢類型。

2.1 混合比對結垢影響理論預測

根據(jù)石南油田注水儲層的工況，在溫度為75 ℃、壓力為10 MPa、pH值為7.8的條件下，預測了注入水與地層水的混合比對結垢趨勢及結垢量的影響。注入水與地層水的混合比分別為1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1。預測結果見圖1。

圖1 混合比對結垢影響預測曲線

由圖1預測曲線可知，注入水與地層水混合后生成的垢為CaCO3垢；當兩者的混合比例增大時，CaCO3的結垢量逐漸增大，當混合比為9∶1時，結垢量達到了最大，為338.15 mg/L。

2.2 溫度對結垢影響理論預測

在注入水與地層水的混合比為9∶1、壓力為10 MPa、pH值為7.8的條件下，預測溫度對結垢趨勢及結垢量的影響，溫度從45～95 ℃。預測結果如圖2所示。

由圖2預測曲線可知：混合水樣的結垢類型為CaCO3垢，并且隨著溫度的升高，CaCO3的結垢量逐漸增大，當溫度達到95 ℃時，結垢量達到了最大值、為382.44 mg/L。其原因是溫度升高使得碳酸鈣的溶解度降低，導致碳酸鈣從溶液中的結晶析出量增大[4]，并隨著溫度的升高，結垢量逐漸增大。

圖2 溫度對結垢影響預測曲線

2.3 壓力對結垢影響理論預測

在混合比為9∶1、溫度為75 ℃、pH值為7.8的條件下，預測壓力對結垢量的影響。壓力為5～25 MPa。預測結果如圖3所示。

圖3 壓力對結垢影響預測曲線

由圖3預測曲線可知：混合水樣的結垢類型主要為CaCO3垢，隨著壓力的增大，CaCO3的結垢量逐漸降低，當壓力從5 MPa增大到25 MPa時，混合水樣結垢量從338.65 mg/L降低到314.27 mg/L。分析認為，隨壓力升高，CaCO3的結垢量逐漸減少。這是因為壓力升高使得碳酸鈣的溶解度增大，從而導致碳酸鈣的結垢量隨壓力的升高而不斷減少[5]。

2.4 pH值對結垢影響理論預測

在注入水與地層水的混合比為9∶1、溫度為75 ℃、壓力為10 MPa的條件下，預測pH值對結垢量的影響。pH值分別為5.5、6、6.5、7、7.5、8。實驗結果如圖4所示。

圖4 pH值對結垢影響預測曲線

由圖4預測曲線可知：石南油田注入水與地層水混合水樣的結垢類型為CaCO3垢，隨著pH值的升高，結垢量逐漸增大，且pH值對CaCO3結垢量的影響較為顯著。這是因為在pH值從6變化為8的過程中，CaCO3的溶解度降低，另一方面，在堿性條件下部分HCO3-轉化為CO32-，使得更多的CO32-與Ca2+發(fā)生反應生成沉淀，增強了碳酸鈣的結垢趨勢，從而導致更多的碳酸鈣晶體從溶液中析出[6]。

綜合以上結垢理論預測數(shù)據(jù)及預測曲線，認識如下：石南油田注水儲層的結垢類型只有CaCO3垢，不含硫酸鹽垢。盡管注入水與地層水中均含有SO42-，當注入水與地層水混合后，有可能生成碳酸鹽垢或硫酸鹽垢，但是，由于碳酸鈣的溶度積常數(shù)遠小于硫酸鈣的溶度積常數(shù)，當注入水與地層水混合后，碳酸鈣會優(yōu)先結垢，使得SO42-無法與Ca2+結合而形成硫酸鹽垢。因此，石南油田注入水與地層水混合水樣中僅有碳酸鈣垢。當注入水與地層水的混合比為9∶1時，結垢量達到了最大；隨溫度的升高，CaCO3的結垢量逐漸增加；隨著壓力的升高，CaCO3的結垢量逐漸減少；且壓力對CaCO3的結垢量影響較?。浑S著pH值的增大，CaCO3的結垢量逐漸的增加，且pH值對CaCO3的結垢量影響較大。

根據(jù)上述結垢預測結果可知，石南油田注入水與地層水混合后，產(chǎn)生碳酸鈣垢，為了減緩結垢對注水的影響，需要開展防垢措施研究。

3 石南油田注水儲層阻垢效果評價

防止油田水結垢的方法有化學阻垢法、物理阻垢法及工藝阻垢法?；瘜W阻垢法是在結垢的水體系中加入阻垢劑阻止垢的生成。由于在生產(chǎn)實際中，阻垢劑的用量可調(diào)、阻垢效果好、應用范圍廣，因此，化學阻垢法是目前全世界石油工業(yè)防止油田無機垢結垢的最常用的方法。

文中根據(jù)石南油田注水儲層結垢類型，選用了PESA、TH- 607B、DTPMPA、GY- 405四種阻垢劑，在結垢量最大的混合比條件下，開展了阻垢效果影響實驗研究。通過實驗優(yōu)選出阻垢效果最好的阻垢劑及其最佳使用濃度。

PESA是一種可生物降解的綠色環(huán)保型阻垢劑，主要是通過晶格畸變作用影響垢的生長，進而達到阻垢效果[7]；TH- 607B是一種新型高效的阻垢劑，能夠克服高溫、高礦化度的影響，更好的抑制碳酸垢和硫酸垢的生成[8]；DTPMPA是一種有機磷酸類的阻垢劑，該阻垢劑無毒、溶于酸且耐溫效果好，該類阻垢劑分子的主要作用為晶格畸變作用和分散作用[9]；GY- 405是一種共聚物類阻垢劑，該類阻垢劑分子的主要作用與有機磷酸類阻垢劑的作用相同，均為晶格畸變作用和分散作用[10- 11]。

3.1 阻垢劑優(yōu)選實驗

選擇合適的阻垢劑及其濃度能夠更好的發(fā)揮其阻垢作用。因此，需要對阻垢劑類型及其濃度進行優(yōu)選[11- 13]。在混合比為9∶1、溫度為75 ℃、壓力為1 MPa、pH值為7.8的條件下，對PESA、TH- 607B、DTPMPA、GY- 405四種阻垢劑及濃度進行優(yōu)選,實驗結果如圖5～圖8所示。實驗方法參照(SY/T—1993)《油田用阻垢劑性能評價方法》行業(yè)標準[14]。

圖5 PESA阻垢劑濃度對阻垢效果影響曲線

圖6 TH- 607B阻垢劑濃度對阻垢效果影響曲線

由圖5～圖8中實驗曲線可以看出，四種阻垢劑的阻垢率均隨阻垢劑濃度的增大先升高后降低。分析認為，阻垢劑能與Ca2+形成性質(zhì)穩(wěn)定的絡合物，隨阻垢劑濃度的增加，混合水樣中絡合物的數(shù)量增加，降低了成垢Ca2+的數(shù)量，使得阻垢率升高；當阻垢劑濃度繼續(xù)增加時，由于阻垢劑與Ca2+的反應速率小于Ca2+的成垢速率，使得阻垢率降低[15]。

圖7 DTPMPA阻垢劑濃度對阻垢效果影響曲線

圖8 GY- 405阻垢劑濃度對阻垢效果影響曲線

在濃度為100 mg/L時，阻垢劑PESA與DTPMPA的阻垢率均達到最大值，分別為82.74%、86.88%，阻垢劑DTPMPA的阻垢效果較好；在濃度為80 mg/L時，阻垢劑TH- 607B與GY- 405的阻垢率均達到了最大值，分別為80.29%、89.37%，由此可見，阻垢劑GY- 405的阻垢效果最好，通過比較阻垢劑DTPMPA與GY- 405的最高阻垢率可知，阻垢劑GY- 405的阻垢率最高，對混合水樣能夠達到較好的阻垢效果。因此，選擇濃度為80 mg/L的阻垢劑GY- 405開展阻垢效果評價實驗。

3.2 溫度對阻垢效果影響實驗研究

在注入水與地層水的混合比為9∶1、壓力為10 MPa、pH值為7.8、阻垢劑濃度為80 mg/L的條件下，研究溫度對油田阻垢效果的影響。溫度變化范圍為45～95 ℃。實驗結果如圖9所示。

圖9 溫度對阻垢效果影響實驗曲線

由圖9實驗曲線可知：隨著溫度的升高，阻垢率先升高后降低；當溫度為75 ℃時，阻垢率達到了最大值，為85.27%。分析認為，當溫度較高時，阻垢劑分子的穩(wěn)定性逐漸減弱，部分阻垢劑分子發(fā)生分解，阻垢效果變差；同時，隨溫度的升高，CaCO3的溶解度降低，使更多的CaCO3晶體從溶液中析出，進一步影響了阻垢劑的阻垢效果[16- 17]。因此，隨溫度的升高，阻垢率呈現(xiàn)出先升高后降低的趨勢。

3.3 壓力對阻垢效果影響實驗研究

在混合比為9∶1、溫度為75oC、pH為7.8、阻垢劑的濃度為80 mg/L的條件下，研究阻垢劑的濃度對碳酸鈣阻垢效果的影響。壓力的變化范圍為2～10 MPa。實驗結果如圖10所示。

圖10 壓力對阻垢效果影響實驗曲線

從圖10實驗曲線可以看出，在一定壓力范圍內(nèi)，隨著壓力的升高，阻垢率逐漸增大；當壓力為2 MPa時，阻垢率為83.76%，當壓力為10 MPa時，阻垢率為86.37%。其原因是隨著壓力的增加，溶液中的離子擴散速度減慢，結垢量減小；同時，隨壓力升高，碳酸鈣的溶解度增大。以上兩種原因的共同作用，使得阻垢劑對混合水樣的阻垢率隨壓力的升高而增大[17- 18]。

3.4 pH值對阻垢效果影響實驗研究

在混合比為9∶1、溫度為75℃、阻垢劑的濃度為80 mg/L、壓力為1 MPa的條件下，研究pH值的變化對阻垢效果影響。pH值分別為6、6.5、7、7.5、8。實驗結果如圖11所示。

圖11 pH值對阻垢效果影響實驗曲線

由pH值對阻垢效果影響實驗數(shù)據(jù)得到，當pH值從6升高到8的過程中，阻垢率先增加后減小。當pH值為7時，阻垢率達到最大值、為85.72%。分析原因認為，在酸性條件下，溶液中存在大量的H+，影響了阻垢劑的穩(wěn)定性，從而降低了阻垢效果；過堿條件下，溶液中存在大量的OH-，過多的OH-會使得大量的HCO3-電離成CO32-，與溶液中的Ca2+反應生成沉淀，影響了阻垢劑的阻垢效果[18]。

4 結論

(1)由石南油田注入水及地層水離子成分分析結果可知，注入水中Ca2+含量為1029.4 mg/L、HCO3-含量為679.7 mg/L、SO42-含量為210.0 mg/L，地層水中Ca2+含量為1 117.6 mg/L、HCO3-含量為366.8 mg/L、SO42-含量為1129.3 mg/L；當注入水進入地層后，水體系的溶解平衡將被打破，可能產(chǎn)生碳酸鹽垢或硫酸鹽垢。

(2)由結垢影響因素理論預測得出，石南油田注水儲層的結垢類型為CaCO3垢，當注入水與地層水的混合比例為9∶1時，CaCO3的結垢量最大；并隨著溫度的升高，結垢量逐漸增加；pH值對CaCO3結垢量的影響較大。

(3)通過對阻垢劑的優(yōu)選及阻垢效果影響因素評價實驗得到，對石南油田注入水與地層水混合水樣阻垢效果最好的阻垢劑為GY- 405，最佳使用濃度為80 mg/L。

(4)阻垢劑GY- 405適應的溫度范圍較廣且具有較強的耐酸堿性，當溫度為45～95 ℃的范圍內(nèi)，其對混合水樣的阻垢率均能達到85.07%以上；在pH值為6～8的范圍內(nèi)，其對混合水樣的阻垢率均能達到82%以上。因此，針對石南油田注水儲層，阻垢劑GY- 405能夠滿足其化學防垢的需求。本文的研究結果為預防石南油田注水儲層的結垢，提出了指導性建議。