潿洲11—1N油田管柱結垢機理及除垢劑性能評價

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

潿洲11—1N油田管柱結垢機理及除垢劑性能評價

顏明 梁玉凱 宋立志 于東中海石油（中國）有限公司湛江分公司

潿洲11—1N油田結垢優勢成分為硫酸鋇。油井見水后，近井地帶復雜的滲流環境，造成注入水中硫酸根離子與地層水中鋇離子的強烈混合，形成大量硫酸鋇結垢，并隨生產進入井筒和流程。新型聚羧酸鹽類除垢劑SA—07對硫酸鋇垢具有較強的溶垢能力，且對于硫酸鋇垢具有極強的分散作用。兩種機理協同作用，不僅會增加垢樣與藥劑接觸的比表面，增加藥劑處理性能，還有利于處理后垢樣從管柱、儲層中返出。新型除垢劑推薦用量體積濃度為40%，除垢時間24 h，反應溫度80℃，pH值為6。

硫酸鋇結垢；結垢機理；除垢劑；濃度；溫度

潿洲11—1N油田為構造巖性油藏、邊底水能量弱，采用早期注水（海水）開發。A2油井投產初期產液305m3/d，含水0%；油井見水后，產量持續下降，降至目前產液82m3/d，含水18%。在修井檢泵作業過程中，發現結垢卡泵，管柱內部存在大量結垢。經取樣分析，結垢優勢成分為硫酸鋇。

不同于碳酸鹽垢，硫酸鋇等酸不溶垢對油田的傷害是災難性的，用一般方法很難去除。1993年J. M.Paul等研發出新型有機絡合劑DTPA，DTPA的每個分子能與8個金屬離子絡合，且在pH=12時，Ba—DTPA絡合物穩定性最好。以此為基礎，國內研發出一系列除垢劑。

1 結垢成分分析

將現場取樣垢物洗油烘干后，分別采用X衍射和能譜分析對其組分進行了檢測。X衍射分析結果表明，各衍射峰值均能與重晶石標準圖譜對應，但其最高主峰值由于雜質的影響，較標準圖譜中略高。BaSO4分子中Ba2+的摩爾質量分數為56.39%，垢樣的能譜分析結果表明其Ba2+質量分數為53.84%，且質量分數較大的元素還有O、S、Sr、Ca。綜上，所取垢樣中優勢成分為BaSO4，含極少量的SrSO4、CaSO4。

2 結垢機理

硫酸鋇結垢在注水開發的國內外油田[1-3]普遍存在，特別是在實施注海水開發的油田。一般認為，注入水中富含的SO42-與儲層中的Ba2+易形成硫酸鋇結垢。對取樣注入海水、A2井采出水的離子分析表明，A2井硫酸鋇結垢是在油田注水過程中形成的。注入水沿高滲層突破后，由于注入流體與儲層流體不配伍，且由鉆完井、增產措施及儲層非均質性在近井地帶造成的復雜滲流環境，在油井近井地帶形成大量硫酸鋇結垢，并隨著流體產出進入井筒和流程。

3 除垢藥劑評價

SA-07除垢劑為有機銨鹽絡合劑，含有多基配位體，為淡黃色透明液體，密度1.30～1.32 g/cm3，

式中S為溶蝕率（%）；W1為除垢前垢樣重量（g）；W2為除垢后垢樣重量（g）。

3.2結果及分析

（1）濃度對除垢性能影響。分別配制體積濃度為10%、20%、30%、40%、60%的SA—07除垢劑，在80℃水浴鍋中放置24 h，實驗結果見圖1、圖2。從圖1、圖2可以看出，隨著濃度的增加，除垢劑對垢樣的溶蝕、分散效果也明顯增加，當體積濃度為40%后對垢樣溶蝕率的增加并不明顯，在體積濃度為40%時，對垢樣溶蝕率已達28%；當體積濃度為30%后對垢樣的分散效果增加也并不明顯，體積濃度為30%時，溶蝕后垢樣中值粒徑已降至12μm。綜合除垢率、分散效果及經濟效益，推薦除垢劑用量濃度為40%。黏度為28mPa·s，pH=6，凝固點低于-25℃。

3.1實驗方法

取去離子水，配制50mL除垢劑，添加洗油、烘干、充分研磨后的油田垢樣2 g，置于恒溫水/油浴箱中一定時間后取出，對處理后垢樣進行過濾、烘干，通過式（1）計算垢樣溶垢率，并測其處理前后中值粒徑的變化。

圖1 除垢劑濃度對除垢率影響

圖2 除垢劑濃度對分散效果影響

（2）溫度對除垢性能影響。配制體積濃度為40%的SA—07除垢劑，在分別置于40、60、80、100、120℃水/油浴鍋中放置24 h。從實驗結果可以看出，隨著溫度的增加，除垢劑對垢樣的溶蝕率、分散能力均呈先增加后減小的趨勢，這是由絡合反應常數隨溫度的變化特征所決定，較低溫度條件下反應常數較小，有效螯合能力較低；較高溫度條件下，反應常數并不是最大值。除垢劑在60℃時，性能最佳，但在目標井況（80℃）下，該除垢劑仍具有良好的除垢效果。

（3）時間對除垢性能影響。配制體積濃度為40%的SA—07除垢劑，置于80℃水浴鍋中，分別放置4、8、12、24、48 h。從實驗結果可以看出，較短時間內（8 h）除垢劑已能充分對結垢進行分散，但仍需隨著時間的增加，才能達到對垢樣的有效溶蝕。綜合考慮除垢效果及海上施工條件，推薦施工時間為24 h。

（4）pH值對除垢性能影響。配制體積濃度為40%的SA—07除垢劑，測其pH值為6，再分別采用HCl、NaOH將pH值調為4、8、12，置于80℃水浴鍋中24 h。從實驗結果可以看出，藥劑僅在pH=6時，除垢效果良好，在偏酸/堿性條件下除垢效果降低。

4 結論

（1）潿洲11—1N油田結垢優勢成分為硫酸鋇。油井見水后，近井地帶復雜的滲流環境，造成注入水中硫酸根離子與地層水中鋇離子的強烈混合，形成大量硫酸鋇結垢，并隨生產進入井筒和流程。

（2）新型聚羧酸鹽類除垢劑SA—07對硫酸鋇結垢具有較強的溶垢能力，且對于硫酸鋇結垢具有極強的分散作用。兩種機理協同作用，不僅會增加垢樣與藥劑接觸的比表面，增加藥劑處理性能，還有利于處理后垢樣從管柱、儲層中返出。

（3）新型除垢劑推薦用量體積濃度為40%，除垢時間24 h，反應溫度80℃，pH值為6。

[1]王守虎，張明霞，陸小兵，等．長慶超低滲透油藏華慶油田硫酸鋇鍶垢的防治[J]．石油天然氣學報，2011，33（5）：269-270.

[2]于恒彬，周國寶，韓鑫，等．姬塬油田硫酸鋇鍶垢的結垢成因分析[J]．遼寧化工，2013，42（1）：86-88.

[3]崔付義，馬興芹，靳保軍，等．新型復合硫酸鋇鍶防垢劑[J]．油氣田地面工程，2005，24（5）：57.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.008