適用于伊拉克某油田耐溫抗鹽型阻垢劑性能研究

任坤峰，舒福昌，邢希金，羅 剛，林科雄，向興金

（1. 長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北荊州 434023；2. 中海油研究總院，北京 100027；3. 荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北荊州 434000）

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適用于伊拉克某油田耐溫抗鹽型阻垢劑性能研究

任坤峰1，舒福昌1，邢希金2，羅 剛3，林科雄3，向興金3

（1. 長江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院，湖北荊州 434023；2. 中海油研究總院，北京 100027；3. 荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北荊州 434000）

摘 要：注水是目前很多油田中后期開發(fā)最為廣泛應(yīng)用的方法，注水過程中易結(jié)無機(jī)垢堵塞注水管線和地層，當(dāng)?shù)貙訙囟容^高或注入水礦化度較高時(shí)這種損害更為嚴(yán)重。針對伊拉克某油田儲(chǔ)層溫度高達(dá)120 ℃，注入水礦化度達(dá)到20×104mg/L，注水結(jié)垢現(xiàn)象嚴(yán)重，優(yōu)選了復(fù)合型的耐溫抗鹽型阻垢劑體系，并對阻垢劑的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。結(jié)果表明，在高溫高礦化度鹽水溶液中，改性多胺縮聚物阻垢劑單體和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配時(shí)防垢效果最好，靜態(tài)和動(dòng)態(tài)防垢率均可以達(dá)到90%以上，能夠滿足目標(biāo)油田長期注水作業(yè)的要求。

關(guān)鍵詞：阻垢劑；耐溫抗鹽；高溫；高礦化度；防垢率

伊拉克某油田是典型的碳酸鹽巖孔隙型油藏，儲(chǔ)層物性差，開發(fā)難度較大。注水開發(fā)是維持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)必經(jīng)之路，但油田所在地區(qū)水資源有限，生產(chǎn)污水礦化度高，并且地層溫度較高（約120 ℃），回注存在結(jié)垢等配伍性問題。在注水過程中，由于注入水中含有大量的成垢陽離子、、和成垢陰離子、，在較高的地層溫度下極易形成無機(jī)垢堵塞，注水作業(yè)對阻垢劑的性能要求較高。研制高效、耐溫抗鹽型阻垢劑防止注水過程中無機(jī)垢堵塞地層，以降低注水壓力，提高注水效率，延長注水有效期[1-2]。

1 目標(biāo)油田資料分析

1.1 地層特征分析

目標(biāo)油田主要巖性為白云巖、灰?guī)r、砂巖、粉砂質(zhì)白云巖、膏質(zhì)白云巖、泥巖等，主要以碳酸鹽巖為主。儲(chǔ)層平均孔隙度在3.8%~18.13%之間，平均滲透率在0.40×10-3～10.63×10-3μm2之間，屬于低孔低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層平均孔喉半徑在1 μm左右，以晶間孔、晶間溶孔及粒間孔、粒間溶孔為主，并發(fā)育基質(zhì)微孔，體腔孔及鑄?？?，微裂縫較發(fā)育。目標(biāo)油田溫度梯度為2.3 ℃/100 m，儲(chǔ)層溫度可以達(dá)到120 ℃左右。綜合以上分析，目標(biāo)油田在注水過程中容易造成注水層的堵塞。

1.2 水樣離子組成分析

由于目標(biāo)油田所處區(qū)域嚴(yán)重缺水，地層水礦化度高，在開采和注入的過程中都有可能結(jié)垢，堵塞油氣流通通道，并造成儲(chǔ)層傷害。目標(biāo)油田注入水和地層水離子組成數(shù)據(jù)見表1。

表1 注入水和地層水離子組成

由注入水和地層水離子組成可知，礦化度均在20×104mg/L左右，含有大量成垢陽離子Ca2+、Mg2+和成垢陰離子HCO3-和SO42-，同時(shí)還含有少量Sr2+。在地層溫度條件下，隨著注入水和地層水混合，極易形成各種無機(jī)垢堵塞，從分析來看，成垢的類型可能為碳酸鈣、硫酸鍶、硫酸鈣等。并且結(jié)垢量較大，所以對注水過程中的防垢工作提出了更高的要求。

2 耐溫抗鹽型阻垢劑優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)

針對目標(biāo)油田高溫高礦化度的特征，單一阻垢劑很難滿足防垢性能的要求，在調(diào)研分析國內(nèi)外常用阻垢劑的特點(diǎn)及優(yōu)缺點(diǎn)的基礎(chǔ)上[3]，優(yōu)選出了復(fù)合型的耐溫抗鹽型阻垢劑體系，并對阻垢劑的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

2.1 阻垢劑體系的優(yōu)選

室內(nèi)對改性多胺縮聚物阻垢劑與有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑進(jìn)行復(fù)配，按體積比為3︰1、2︰1、1︰1、1︰2、1︰3分別進(jìn)行防垢性能的評(píng)價(jià)。

2.2 阻垢劑性能評(píng)價(jià)

2.2.1 配伍性實(shí)驗(yàn)

將改性多胺縮聚物與有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑的復(fù)配產(chǎn)物分別與注入水、地層水、注入水︰地層水= 5︰5進(jìn)行配伍性實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)阻垢劑體系與水樣的配伍性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，復(fù)配的耐溫抗鹽型阻垢劑體系與各種水樣均具有良好的配伍性。

2.2.2 靜態(tài)防垢率評(píng)價(jià)

阻垢劑靜態(tài)防垢性能評(píng)價(jià)參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5673—1993《油田用阻垢劑性能評(píng)價(jià)方法》，室內(nèi)選用注入水︰地層水=5︰5作為靜態(tài)防垢率實(shí)驗(yàn)用水樣，采用成垢離子滴定法評(píng)價(jià)靜態(tài)防垢率，不同質(zhì)量濃度阻垢劑在不同溫度下的靜態(tài)防垢率結(jié)果見圖1、圖2。

圖1 溫度100 ℃、注入水︰地層水=5︰5時(shí)阻垢劑的靜態(tài)防垢率

由圖1、圖2可以看出：當(dāng)溫度為100 ℃、實(shí)驗(yàn)溶液為注入水︰地層水= 5︰5時(shí)，改性多胺縮聚物阻垢劑單體和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配，在質(zhì)量濃度為10 mg/L時(shí)防垢率可以達(dá)到87%以上；按2︰1比例復(fù)配，質(zhì)量濃度在15 mg/ L時(shí)防垢率也可以達(dá)到86%左右；當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度升高至120 ℃時(shí)，改性多胺縮聚物和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配，質(zhì)量濃度在15 mg/L時(shí)防垢率可以達(dá)到88%左右；按2︰1復(fù)配，質(zhì)量濃度在20 mg/L時(shí)防垢率可以達(dá)到86%左右。

圖2 溫度120 ℃、注入水︰地層水=5︰5時(shí)阻垢劑的靜態(tài)防垢率

2.2.3 動(dòng)態(tài)防垢率評(píng)價(jià)

動(dòng)態(tài)防垢性能評(píng)價(jià)參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》中單相工作液評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法，實(shí)驗(yàn)儀器為巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置。室內(nèi)選擇注入水︰地層水= 5︰5作為動(dòng)態(tài)防垢率實(shí)驗(yàn)用水樣，為了排除水質(zhì)因素影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果，本次實(shí)驗(yàn)用水樣全部采用0.45 μm濾膜過濾，分別進(jìn)行了加入阻垢劑的水樣自身結(jié)垢及累積結(jié)垢評(píng)價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2和表3。

表2 溫度100 ℃時(shí)阻垢劑動(dòng)態(tài)防垢效果評(píng)價(jià)

表3 溫度120 ℃時(shí)阻垢劑動(dòng)態(tài)防垢效果評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在排除水質(zhì)對巖心損害的情況下，溫度為100 ℃時(shí)添加阻垢劑后可使注入水驅(qū)替100 PV的滲透率保留值達(dá)到90%左右；溫度為120℃時(shí)添加阻垢劑后可使注入水驅(qū)替100 PV的滲透率保留值達(dá)到85%左右；其中改性多胺縮聚物阻垢劑單體和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配時(shí)，溫度在100 ℃、120 ℃時(shí)驅(qū)替100 PV的滲透率保留值均可達(dá)到90%以上，動(dòng)態(tài)防垢效果最好。

參照低加量高效率的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，在高溫高礦化度鹽水溶液中，改性多胺縮聚物阻垢劑單體和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配時(shí)防垢效果最好，其他比例復(fù)配時(shí)防垢效果均次之。

3 結(jié)論

（1）分析了目標(biāo)油田的地層特征、水樣離子組成，針對目標(biāo)油田儲(chǔ)層高溫高礦化度的特征，優(yōu)選了高效耐溫抗鹽型阻垢劑體系，并對阻垢劑的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

（2）靜態(tài)防垢率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，改性多胺縮聚物阻垢劑和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配，在實(shí)驗(yàn)溫度為120 ℃、阻垢劑質(zhì)量濃度在15 mg/L時(shí)防垢率可以達(dá)到88%左右；動(dòng)態(tài)防垢效果評(píng)價(jià)表明，復(fù)配比例為1︰1，實(shí)驗(yàn)溫度為120 ℃、阻垢劑質(zhì)量濃度為10 mg/L時(shí)驅(qū)替100 PV的滲透率保留值達(dá)到90%以上，動(dòng)態(tài)防垢效果最好。

（3）綜合阻垢劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果，在高溫高礦化度鹽水溶液中，改性多胺縮聚物阻垢劑單體和有機(jī)磷酸鹽類阻垢劑按1︰1比例復(fù)配時(shí)防垢效果最好，能夠滿足目標(biāo)油田長期注水作業(yè)的要求。

參考文獻(xiàn)：

[1]李海波，張艦．油田防垢技術(shù)及其應(yīng)用進(jìn)展[J]．化學(xué)工業(yè)與工程技術(shù)，2012，33（4）：40-43．

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Study on the Performance of the Anti-temperature and Salt-resisting Scale Inhibitor for Oil Fields in Iraq

REN Kunfeng1, SHU Fuchang1, XING Xijin2, LUO Gang3, LIN Kexiong3, XIANG Xingjin3
（1. College of Chemistry and Environmental Engineering, Yangtze University, Hubei Jingzhou 434023, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China；3. Jingzhou Hanc New-Tec Research Institute, Hubei Jingzhou 434000, China）

Abstract：Water injection is the most widely used method for many oilfields during the later period of the development. However，during water injection process, inorganic scale might deposited, making water injection pipeline and formation being plugged. When the formation temperature is high， and salinity of injected water is high， the damage is very serious. In Iraq oilfield， the reservoir temperature is up to 120 ℃, and the salinity of injected water is up to 200×104mg/L, scale phenomenon is very serious. Therefore, composite types of temperature resistance and salt inhibitor systems have been selected, and evaluation has been conducted on the performance of scale inhibitors. The results indicated that in the high temperature and high salinity brine solution, the anti fouling effect is best when the ratio of mixture of changed polyamine condensation polymer scale inhibitor agent monomer and organic phosphate antisludging agent is 1︰1, and static and dynamic antiscale rate can reached more than 90%, which can meet the requirements for long-term water injection operations in oilfield.

Keywords：scale inhibitor; anti-temperature and salt-resisting; high temperature; high salinity; scale inhibition rate

中圖分類號(hào)：TE358+.5

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.01.048

文章編號(hào)：1008-2336（2016）01-0048-04

收稿日期：2015-08-20；改回日期：2015-10-22

第一作者簡介：任坤峰，男，1986年生，在讀碩士研究生，從事油氣田應(yīng)用化學(xué)方面的研究。E-mail：476557367@qq.com。