長慶油田某作業(yè)區(qū)集輸系統(tǒng)結(jié)垢機理與防控措施研究

成杰，張小龍，崔熙，李自力

（1.西安長慶科技工程有限責(zé)任公司，西安 710018；2.中國石油大學(xué)（華東）山東省油氣儲運安全省級重點實驗室，山東 青島 266580）

近年來，隨著經(jīng)濟的快速發(fā)展，我國對石油的需求越來越大，但是我國的許多油田都己進入開發(fā)中后期，普遍采用注水采油工藝。在上述生產(chǎn)過程中，由于壓力、溫度等條件的變化及水的熱力學(xué)不穩(wěn)定性和化學(xué)不相容性，油田結(jié)垢已成為影響原油生產(chǎn)的重要原因之一。油田結(jié)垢的原因可總結(jié)為注入水進入到地層后，與地層水混合，由于兩者之間的不配伍，會產(chǎn)生無機垢。在溫度、壓力、pH 值等因素變化時，流體容易發(fā)生不等量無機鹽的沉淀，產(chǎn)生結(jié)垢現(xiàn)象[1-7]。

長慶油田開發(fā)層系復(fù)雜，地層水礦化度高，且水質(zhì)不穩(wěn)定、工況突變及不同層系間水的配伍性較差，導(dǎo)致現(xiàn)場集輸系統(tǒng)結(jié)垢嚴(yán)重。隨著長慶油田開發(fā)的進行，采出液的含水量持續(xù)上升，結(jié)垢問題日益突出，已經(jīng)成為長慶油田原油生產(chǎn)的關(guān)鍵問題。因此有針對性地進行結(jié)垢原因和防垢措施分析，既是油田注水、集輸系統(tǒng)高效穩(wěn)定的需要，又是維持油田正常生產(chǎn)和提高油田開發(fā)綜合效益的重要途徑。

目前，可選擇的防垢方法有多種，如化學(xué)防垢、磁防垢、超聲波防垢、超音頻脈沖防垢除垢、電子感應(yīng)防垢、通球除防垢以及多金屬特殊合金除垢防垢等[8-11]。根據(jù)目前應(yīng)用的綜合效果而言，比較成熟的方法還是采取添加化學(xué)劑的防治方法[12-13]。

1 實驗

參考GB 8538—2016、GB/T 5750.6—2006、GB/T 5750.5—2006、SL 79—1994、SY/T 5523—2000、SY/T 5523—2006 等標(biāo)準(zhǔn)進行水質(zhì)分析。

用去離子水多次清洗現(xiàn)場取回的垢樣，隨后用研磨皿研磨成標(biāo)準(zhǔn)粉末。制樣后，利用X' pert PRO MPD 型X 射線儀檢測垢樣的主要成分?，F(xiàn)場采出液經(jīng)多級過濾除油、除雜質(zhì)處理后，采用電感耦合等離子體發(fā)射光譜儀、原子吸收光譜儀、離子色譜儀及化學(xué)滴定法對水樣的礦化度、pH 以及結(jié)垢性離子含量進行測量。利用ScaleChem 軟件對兩種采出水進行配伍性結(jié)垢模擬，隨后進行兩種水樣的室內(nèi)靜態(tài)結(jié)垢配伍性實驗研究。對比模擬及實驗結(jié)果，結(jié)合現(xiàn)場資料分析，得到現(xiàn)場結(jié)垢的主要原因。

對現(xiàn)場提供的四種不同類型的阻垢劑進行加藥制度評價，確定加藥濃度及加藥點，對比得到阻垢效果及經(jīng)濟性更優(yōu)的加藥制度。

2 結(jié)果及討論

2.1 結(jié)垢原因分析

2.1.1 水質(zhì)分析

結(jié)垢問題與水樣理化性質(zhì)有關(guān)。文中采用電感耦合等離子體發(fā)射光譜儀、原子吸收光譜儀及離子色譜儀等設(shè)備對現(xiàn)場油井采出液進行水質(zhì)分析，檢測水樣中的鈣離子、鎂離子、鍶離子、鋇離子、碳酸氫鹽、碳酸鹽、硫酸鹽、pH 以及礦化度等共計9 個指標(biāo)[14]。檢測結(jié)果見表1。由表1 可知，兩種水樣礦化度過高，pH 接近中性。其中1#采出液水樣鈣離子和硫酸鹽含量較高，其他結(jié)垢性離子含量較少；2#采出液水樣幾乎不含結(jié)垢性陰離子，但是結(jié)垢性陽離子Ca2+及Sr2+含量較高。

表1 水質(zhì)分析結(jié)果

2.1.2 垢樣分析

采用X' pert PRO MPD 型X 射線儀對垢樣進行分析，所分析的垢樣為某作業(yè)區(qū)現(xiàn)場取回垢樣，分析結(jié)果見表2 和如圖1 所示。由表2 可知，兩種垢樣的主要成分為含鍶重晶石和少量天青石，即鍶鋇垢。結(jié)合水質(zhì)分析結(jié)果可知，由于熱力學(xué)不穩(wěn)定及水質(zhì)不相容的原因，導(dǎo)致鍶鋇離子與硫酸根離子大量結(jié)合生成鍶鋇垢沉淀。

2.1.3 配伍性研究

1）單一水結(jié)垢模擬。采用ScaleChem 軟件對兩種單一水樣結(jié)垢情況進行模擬。該作業(yè)區(qū)油井單一水從井口采出后，溫度一般低于65 ℃，進站溫度為25 ℃左右，因此模擬溫度范圍為25～65 ℃。該溫度區(qū)間涵蓋了采出液從井口到站場的沿程溫度，模擬結(jié)果反應(yīng)了單一水管線結(jié)垢情況。模擬結(jié)果如圖2 所示，其中左圖為軟件模擬單一水樣隨溫度變化的結(jié)垢情況，包含結(jié)垢種類和每種垢的結(jié)垢量曲線等信息；右圖為總結(jié)垢量隨溫度變化曲線。

圖1 垢樣XRD 分析結(jié)果

表2 垢樣成分及含量

如圖2a 所示，1#采出液水樣的主要垢種為CaCO3和極少量的BaSO4，在65 ℃時出現(xiàn)CaSO4。隨溫度的升高，CaCO3的結(jié)垢量上升，BaSO4的結(jié)垢量略有降低?？偨Y(jié)垢量隨溫度升高而緩慢上升，直到65 ℃時，因CaSO4的出現(xiàn)而驟增?？傮w上來說，總結(jié)垢量較低，可認(rèn)為單一水樣不結(jié)垢。

如圖2b 所示，2#采出液水樣的主要垢種為SrCO3和CaCO3。在25～45 ℃時，只存在SrCO3；在50～65 ℃時，只存在CaCO3。二者均隨溫度的升高而上升?？偨Y(jié)垢量隨溫度的升高而升高，但在45～50 ℃之間存在突降，呈Z 字型上升。在現(xiàn)場實際工況中，只有硫酸鍶、硫酸鋇、碳酸鈣和硫酸鈣，并無碳酸鍶及碳酸鋇垢型存在，因此這里認(rèn)為2#水樣實際只結(jié)極少量的碳酸鈣垢。

圖2 水樣結(jié)垢預(yù)測

2）混合水配伍性模擬。采用ScaleChem 軟件對1#和 2#兩種采出液水樣混合后的結(jié)垢情況進行模擬?，F(xiàn)場站內(nèi)溫度范圍為25～65 ℃，站內(nèi)來液量會出現(xiàn)不規(guī)則的波動，導(dǎo)致不同層系水的比例也隨時間波動，因此模擬的溫度范圍為25～65 ℃，比例范圍為0～1。該模擬參數(shù)可涵蓋現(xiàn)場實際工況，模擬結(jié)果具有針對性。模擬結(jié)果見表3 和圖3，圖3 為四種溫度下混合水結(jié)垢情況隨兩種水樣比例的變化規(guī)律，表3 為混合水樣在不同溫度下隨比例變化的總結(jié)垢量。

圖3 混合水樣在不同溫度下隨比例變化的結(jié)垢規(guī)律

表3 混合水樣在不同溫度下隨比例變化的總結(jié)垢量mg

1#采出液與2#采出液共同輸送至同一個撬站，其中1#采出水代表Y9 層系，2#采出水代表C6 層系。該撬站來液主要為C2、C6、C7、Y9 四個層系，但是C2、C7 地層來液量極少，Y9 地層來液量較大，C6 地層次之，因此導(dǎo)致結(jié)垢的主要因素為Y9 地層采出液和C6 地層采出液不配伍。根據(jù)現(xiàn)場資料分析可知，Y9 層系采出液日來水量為19.45 m3，C6 層系采出液為35.62 m3，Y9 層系采出液來水量占總水量的35%。根據(jù)ScaleChem 模擬結(jié)果，按照現(xiàn)場實際來液量分析可知，主要結(jié)大量的鍶鋇垢和少量的鈣垢，且溫度變化對總結(jié)垢量的影響較小。當(dāng)兩種水樣的質(zhì)量比接近1︰1 時，配伍性最差；當(dāng)1#采出液比例增大，且超過50%時，鍶鋇垢含量迅速降低，鈣垢趨于穩(wěn)定，且含量依然較少。

3）混合水配伍性實驗研究。配伍性實驗研究是根據(jù)現(xiàn)場集輸系統(tǒng)實際流程，將不同采出水混合，通過離子濃度的變化判斷兩種水樣之間的配伍性。采用室內(nèi)靜態(tài)結(jié)垢實驗方法，溫度選取25、35、45、55 ℃。該溫度區(qū)間涵蓋了現(xiàn)場集輸系統(tǒng)一年四季溫度的變化范圍，包括站內(nèi)總機關(guān)、加熱爐、管道及泵等，實驗結(jié)果見表4。

將1#與2#采出液水樣按照不同比例混合后靜置，發(fā)現(xiàn)在各個溫度下水樣中均出現(xiàn)大量白色不溶物沉淀，兩種水樣配伍性極差，根據(jù)水質(zhì)及垢樣分析結(jié)果，兩種水樣中都含有較少的碳酸氫鹽，但2#采出液水樣含有較多鍶離子而1#采出液水樣含有較多硫酸鹽，因此可判定沉淀主要為硫酸鍶伴隨少量碳酸鈣。同時發(fā)現(xiàn)，隨著溫度的升高，各比例下的結(jié)垢率總體上呈增大趨勢，證明1#與2#采出液水樣的配伍性隨溫度的升高而稍微變差；同時，隨著2#采出液水樣比例升高，結(jié)垢率顯著增大，當(dāng)溫度為55 ℃、1#采出液水樣與2#采出液水樣比例接近1：1 時，結(jié)垢率達到最大。混合水配伍性實驗研究結(jié)果與ScaleChem 軟件模擬結(jié)果吻合。

表4 混合水樣在不同溫度及比例下的總結(jié)垢率 %

2.1.4 結(jié)垢原因

2015 年該撬站總機關(guān)至橇裝、總機關(guān)至事故罐管線堵，已全部進行更換；2016 年3 月、6 月、10月對總機關(guān)至收球筒、收球筒至撬裝進口管線人工拆卸清垢；2016 年6 月對加熱爐結(jié)垢腐蝕盤管進行更換。由水質(zhì)分析結(jié)果結(jié)合模擬及配伍性實驗結(jié)果可知，長慶油田某作業(yè)區(qū)集輸系統(tǒng)結(jié)垢主要原因為C6和Y9 地層水不配伍，且當(dāng)C6 與Y9 地層水的質(zhì)量比為1︰1 時，結(jié)垢量達到最大。分析現(xiàn)場資料可知，Y9 層系采出液日產(chǎn)水量占總水量的35%。根據(jù)實驗結(jié)果可知，在現(xiàn)場實際工況下，總結(jié)垢量約為1200 mg/L，極易造成站內(nèi)總機關(guān)至收球筒、收球筒至撬裝進口管線結(jié)垢嚴(yán)重，主要垢型為鍶鋇垢。硫酸鍶垢和硫酸鋇垢是比碳酸鈣垢更堅硬的礦物質(zhì)垢，且不易去除，現(xiàn)場結(jié)垢成分主要為含鍶重晶石和天青石。綜上可知，現(xiàn)場集輸系統(tǒng)管網(wǎng)極易結(jié)堅硬的鍶鋇垢，現(xiàn)場日常運行應(yīng)該以防垢為主，因此篩選出效果優(yōu)秀的阻垢劑及加藥制度顯得尤為重要。

2.2 結(jié)垢防控措施研究

圖4 四種阻垢劑在不同濃度下阻垢率

按照SY/T 5673—93《油田用防垢劑性能評定方法》篩選阻垢劑，篩選結(jié)果如圖4 所示。由結(jié)果可知，各阻垢的阻垢率都隨用量的增加而升高。在質(zhì)量濃度為120 mg/L 時，阻垢劑A、B、C、D 的阻垢率都達到最大值，分別為51.8%、59.7%、91.5%、12.2%。阻垢劑C 在90 mg/L 時，阻垢率高于85%；在30 mg/L時，阻垢率僅為6.5%。相比于高濃度，其阻垢效果較差。對于阻垢劑D 而言，在各實驗濃度下，其阻垢效果較其他三種阻垢劑而言不明顯。

該站近幾年分別使用兩種其他類型鋇鍶阻垢劑，加藥質(zhì)量濃度為100 mg/L。2017 年至今使用C 型阻垢劑，加藥量為4 kg，質(zhì)量濃度為50 mg/L。投加C型阻垢劑以來，結(jié)垢周期由2 個月延長至9 個月。由實驗結(jié)果可知，該情況下阻垢率僅為45%。基于配伍性實驗數(shù)據(jù)可知，在不加阻垢劑的情況下，最大結(jié)垢量為1678 mg/L，結(jié)垢量較大，加藥制度需優(yōu)先考慮高阻垢率。依據(jù)Q/SY TZ 0177—2007《阻垢劑技術(shù)要求及試驗方法》標(biāo)準(zhǔn)中的規(guī)定：阻垢劑的阻垢率應(yīng)大于85%[15]。綜上所述，結(jié)合經(jīng)濟性及效益性原則，考慮到現(xiàn)場主要結(jié)鍶鋇垢，很難去除，要以預(yù)防為主，可適當(dāng)提高阻垢劑加注濃度，建議加注C 阻垢劑，加藥質(zhì)量濃度為90 mg/L，加注方式為稀釋后連續(xù)加注。該加注方案下，阻垢率高達86.1%，比原方案阻垢率提高30%左右，最大結(jié)垢量可由1678 mg/L降為233 mg/L。

3 結(jié)論

通過水質(zhì)及垢樣分析、水樣配伍性研究及阻垢劑篩選評價，主要得到以下幾個結(jié)論。

1）1#和2#兩種水樣礦化度均過高，pH 接近中性。其中1#水樣鈣離子和硫酸鹽含量較高，其他結(jié)垢性離子含量較少；2#水樣幾乎不含結(jié)垢性陰離子，但是結(jié)垢性陽離子Ca2+及Sr2+含量較高。

2）長慶油田某作業(yè)區(qū)集輸系統(tǒng)結(jié)垢主要原因為C6 和Y9 層系的采出液不配伍，現(xiàn)場主要結(jié)鍶鋇垢。溫度對總結(jié)垢量影響不大，但隨著1#水樣比例升高，結(jié)垢量顯著增大。在現(xiàn)場實際工況下，總結(jié)垢量較大（1200 mg/L）。

3）選擇加注C 阻垢劑，加注質(zhì)量濃度為90 mg/L，加注方式為稀釋后連續(xù)加注，阻垢率可達86.1%，比原方案阻垢率提高 30%左右，最大結(jié)垢量可由1678 mg/L 降為233 mg/L，阻垢效果優(yōu)秀。