隴東油田結(jié)垢現(xiàn)狀及對策研究

賈永剛 梁惠萍 李華 賈昊衛(wèi)

（中國石油長慶油田公司第二采油廠 甘肅慶城 745100）

1 概況

1.1 結(jié)垢現(xiàn)狀

截至2018年12月底，隴東油田發(fā)現(xiàn)結(jié)垢油井524口，約占全廠油井正常開井?dāng)?shù)的21.5%，其中結(jié)垢嚴(yán)重的井有98口，約占結(jié)垢總井?dāng)?shù)的18.7%。集輸系統(tǒng)共有46座結(jié)垢，30座嚴(yán)重。結(jié)垢區(qū)塊主要分布在華49區(qū)、華152、悅22區(qū)、華78區(qū)、環(huán)47區(qū)、華64區(qū)、中一區(qū)、北三區(qū)、南梁西等侏羅系油藏和華152、白馬中區(qū)等三疊系區(qū)塊，其中侏羅系油藏開發(fā)區(qū)塊有結(jié)垢井443口，占結(jié)垢井的84.5%，三疊系油藏有結(jié)垢井81口，占結(jié)垢井的15.5%。

1.2 結(jié)垢原因分析

垢物的形成過程一般可分成以下三個階段：一是水中離子結(jié)合形成溶解度很小的鹽類分子，如；二是分子結(jié)合形成微晶體；三是大量的微晶體堆積、長大、沉積成垢。這一過程常受配伍性、溫度、壓力、pH值、含鹽量等因素的影響。

1.2.1 注入水與地層水不配伍

隴東油田開采層位多達(dá)十幾個，常見有三疊系的C1、C3、C8，侏羅系的Y8、Y9、Y10等，地層水水型差異較大，礦化度較高。近幾年水型分析結(jié)果表明， C1、C3主要水型為CaCl2，C8主要水型為NaHCO3，Y8、Y9、Y10主要水型為Na2SO4、NaHCO3，同時各種水型中都普遍富含Ca2+、HCO3-、SO42-成垢離子。注入水大部分為洛河水，Na2SO4水型。由于部分區(qū)塊存在地層水與注入水的不配伍（如華152區(qū)、西峰油田、南梁油田），使混合水在地層、井筒、集輸管線等部位緩慢形成垢晶，進而產(chǎn)生大量的垢物。

1.2.2 層間地層水不配伍導(dǎo)致結(jié)垢

部分區(qū)塊兼有侏羅系和三疊系兩個開發(fā)層系，不同層系的采出水存在嚴(yán)重不配伍性，在地面流程中相混后導(dǎo)致結(jié)垢，主要集中在華池油田和南梁油田。如華152區(qū)油藏是以延長組C3為主、C1和延安組Y8、Y9、Y10為輔的多層開發(fā)區(qū)塊。各層位地層水由于成垢離子種類、含量不同以及受各種因素的影響，混合后不配伍，從而使合采井及集輸系統(tǒng)結(jié)垢。

1.2.3 壓力、溫度突變引起結(jié)垢

油田開發(fā)進入中高含水期后，由于同層水中也含有一定濃度的成垢陰陽離子，當(dāng)成垢陰陽離子濃度之積低于溶度積時并不結(jié)垢，在水中垢物的形成與溶解是一種動態(tài)平衡，當(dāng)外界條件（如壓力、溫度、pH值等）突變時，原有的平衡被打破，趨于達(dá)到一種新的平衡，于是就產(chǎn)生結(jié)垢現(xiàn)象。溶度積小的垢物沉在底層，溶度積大的垢物沉在上層。

2 清防垢對策研究

2.1 垢樣分析與清防垢劑的評價

2.1.1 垢樣分析

通過對單井、集輸站收集垢質(zhì)堵塞物進行化驗分析，為油水井措施及結(jié)垢治理提供了第一手資料，截至2006年9月共分析評價垢樣914個。分析結(jié)果表明，隴東油田結(jié)垢物垢型以CaCO3為主，平均占78.3%，其他垢型（如CaSO4、BaSO4、SrSO4垢）主要集中在南二區(qū)、華152區(qū)、中一區(qū)、北二區(qū)、樊中區(qū)的部分井上，因此，防垢要以防CaCO3垢為主。

2.1.2 清防垢劑篩選與評價

目前最常見的阻垢劑有無機磷酸鹽類、有機磷酸酯、高分子、表面活性劑等，防垢原理是通過絡(luò)合、晶核分散、靜電斥力等起作用，為了提高防垢效果，本著清防垢效率高，作用時間長，與地層水、注入水的配伍性好、經(jīng)濟實用的原則，對油田內(nèi)外的部分阻垢劑、清垢劑進行了篩選評價。

（1）阻垢劑評價。利用成垢離子平衡法，對CaCO3、CaSO4垢配礦，對BaSO4垢采用注入水與地層水（富含Ba2+）相配比，進行滴定分析。則防垢率為：

式中：C0—原水樣中成垢離子含量，mg/L；

C1—未加阻垢劑溶液中成垢離子含量，mg/L；

C2—加入阻垢劑溶液中成垢離子含量，mg/L；

表1 阻垢劑防垢率評價結(jié)果

從表1可見，對CaCO3垢防垢率高的有ZG-558、ZG-108阻垢劑；對CaSO4垢，ZG-108、RX-211效果好；對BaSO4垢，ZG-108、AD43-3效果較好。

（2）清垢劑評價。將一定量的垢物浸泡于清垢劑溶液中放置一段時間，烘干稱重，計算清垢率，試驗結(jié)果見表3。

表2 清垢劑清垢率評價結(jié)果

可見AD43-3對Ba垢、ZD-108對Ca垢的清率較高。

2.2 現(xiàn)場防垢技術(shù)研究與應(yīng)用

現(xiàn)場防垢體現(xiàn)從源頭治理、以治本為主的工作思路，重點在注水系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)、井筒進行了防垢治理，取得了一定效果。

2.2.1 注水系統(tǒng)地層防垢

控制油田地層結(jié)垢，主要途徑有三個方面：一是控制pH值，降低水的pH值會增加鐵化合物和碳酸鹽垢的溶解度，但過低的pH值會出現(xiàn)腐蝕現(xiàn)象；二是消除注入水與地層水、不同產(chǎn)層間的不配伍性，這方面可從降低水堿度來實現(xiàn)，但水質(zhì)處理、降礦化度所需投資大、工藝復(fù)雜，不符合實際；三是加阻垢劑抑制垢物形成，成本較低，因此加藥防垢是一項經(jīng)濟可行的防治措施，直接將防垢劑隨注入水?dāng)D入地層，與成垢離子發(fā)生絡(luò)合反應(yīng)，穩(wěn)定成垢離子，具有長效的防垢作用。

2.2.2 地面集輸系統(tǒng)防垢

隴東油田集輸系統(tǒng)站內(nèi)結(jié)垢嚴(yán)重，垢型為CaCO3、CaSO4等，常集中在加熱爐、換熱器、收球包等溫度壓力變化較大的設(shè)施及各井來油的管匯、彎頭等處，防垢工藝選用聚馬來酸酐、有機磷酸鹽、表面活性劑等復(fù)配而成的阻垢劑，在不同產(chǎn)出液匯合前，采取連續(xù)計量加入的方式投加，一般投加濃度為10～35ppm。

根據(jù)各站結(jié)垢程度分別對21個集輸站及轉(zhuǎn)油站進行了加藥，通過加藥前后對比，發(fā)現(xiàn)結(jié)垢速度減緩，結(jié)垢周期延長，站內(nèi)年除垢處理措施次數(shù)降低，且結(jié)成的垢物變?yōu)槭杷蔂?，易于清除。如城壕作業(yè)區(qū)城55轉(zhuǎn)，從1992年開始加阻垢劑，加藥前年均站內(nèi)清垢次數(shù)2次，加藥后3～4年清洗一次。

2.2.3 油井井筒環(huán)空防垢

對于井筒結(jié)垢嚴(yán)重、產(chǎn)液量較高、含水高、套管未損壞、結(jié)蠟量較少、產(chǎn)油量下降的油井，篩選了適用的阻垢劑，采取從環(huán)形空間投加的防垢措施，加藥濃度為50ppm（產(chǎn)液量低于10m3時，日加藥量按0.5kg計），并規(guī)范了加藥方式。2006年對嶺北、嶺南、城壕、華池結(jié)垢嚴(yán)重的175口油井加阻垢劑，從現(xiàn)場投加效果看，起到了一定的防垢作用，如城3-1、城側(cè)3-3井、城46-6平均最大結(jié)垢速度由投加前的0.9mm/月降低到投加后的0.5mm/月。

3 結(jié)論與建議

下一步清防垢治理措施：（1）對于已能解決的碳酸鹽垢的清防技術(shù)，要加大投入，體現(xiàn)規(guī)模效應(yīng)；（2）對硫酸鹽垢的治理，要深入研究適用性強的清防垢技術(shù)，同時要從質(zhì)量檢驗、管理體系入手，重點建立行之有效的管理鏈條、管理網(wǎng)絡(luò)。