姬塬油田H3區塊清防垢技術研究

閆懷榮，賈艷麗，茍利鵬，喻 方

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

姬塬油田H3區塊清防垢技術研究

閆懷榮，賈艷麗，茍利鵬，喻 方

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

姬塬油田位于鄂爾多斯盆地西部，屬多層系開發油田，地層水礦化度高，主要為CaCl2水型，洛河層注入水為Na2SO4水型，注入水與地層水不配伍，導致系統結垢日趨嚴重。為了解決多層系開發中的結垢問題，以姬塬油田最具代表性的多層系H3區塊為研究對象，進行地層、井筒及地面集輸系統結垢機理及防垢技術研究，探索極為有效的清防垢技術。

姬塬油田；注入水；地層水；結垢；防垢；結垢機理

H3區塊開發層位主要為C6、C8、C9，地層水水型為CaCl2，注入水水型為Na2SO4，注入水與地層水普遍不配伍，隨著油田開發的深入，綜合含水不斷上升，導致系統結垢日趨嚴重。本文全面深入研究了H3區塊結垢現狀、水質分析、垢樣分析，總結了該區塊結垢機理及結垢特征，并開展H3區塊阻垢劑適應性研究，優選姬塬油田H3區塊的清防垢技術，并開展現場實驗，取得了一定的效果。

1 H3區塊結垢現狀

H3區塊開采層系有C6、C8、C9油層，屬于三套層系開發疊合區，結垢油井65口，其中C6結垢油井31口，C8結垢油井22口，C9結垢油井12口。結垢多發生在油井泵掛以上400 m內，垢型分析主要是碳酸鹽垢，同時含有BaSO4等物質的混合垢。

H3區塊集輸系統中集輸站點25座，集輸管線共有225條，結垢站點13座，其中：C6結垢站點7座，C8結垢站點4座，混進結垢站點2座，結垢物主要是硫酸鋇鍶垢。結垢管線23條，其中站點輸油管線6條，集油管線19條。

2 室內分析研究

2.1 水質分析

實驗方法：依據SY/T 5523-2016《油田水分析方法》對H3區塊采出水及注入水進行檢測分析（見表1）。

表1 H3區塊注入水與采出水水質分析結果（mg/L）

表2 集輸站點及油水井垢樣X衍射分析結果

水質分析結果顯示：H3區塊注入水富含SO42-，高達1 819 mg/L，未見水的油井采出水富含Ca2+、Ba2+、Sr2+，其中Ca2+含量264 mg/L～9 880 mg/L，Ba2+、Sr2+含量124 mg/L～1 744 mg/L。

2.2 垢樣分析

實驗方法：采用X衍射分析方法對H3區塊油井垢樣及站點垢樣進行分析（見表2）。

站點垢樣分析結果顯示：集輸系統站內管線、設備結垢以BaSO4、SrSO4為主，油水井自然結垢以CaCO3為主，見水井結垢以BaSO4、SrSO4為主。

2.3 結垢機理

姬塬油田H3區塊采出水水型為CaCl2，注入水為Na2SO4型，且采出水中富含Ca2+、Ba2+、Sr2+，注入水富含SO42-，兩種水相遇后易生成BaSO4、SrSO4垢，因此導致集輸系統結垢嚴重。

油井結垢原因主要為地層流體從油層通過射孔孔眼進入井底時，壓力和溫度的突然降低，破壞了流體在地層內部的HCO3－化學平衡，于是在整個采油井段的井筒中發生CaCO3結垢。見水井結垢機理同集輸系統結垢機理。

3 清防垢技術研究

3.1 阻垢劑室內研究

3.1.1 結垢站點阻垢劑優選 實驗方法：依據Q/ SY126-2014《油田水處理用緩蝕阻垢劑技術要求》，室內模擬配制H3區塊水質[3-5]。評價4種阻垢劑的鋇鍶阻垢效果。

實驗室用BaCl2·2H2O和NaCl模擬油田地層水，用Na2SO4和NaCl模擬油田注入水，通過加入NaCl調節礦化度以及成垢陰陽離子平衡，水質離子含量。

室內實驗結果（見圖1）表明：室內分別模擬注入水與地層水體積1：1和注入水與地層水體積2：1混合情況下，4種阻垢劑投加濃度100 mg/L，TH-607B鋇鍶阻垢效果好于其他3種阻垢劑。

3.1.2 結垢油井阻垢劑優選 實驗方法：依據Q/ SY126-2014《油田水處理用緩蝕阻垢劑技術要求》，室內模擬配制H3區塊水質[6-9]。評價5種阻垢劑的碳酸鈣垢阻垢效果。

實驗室用CaCl2模擬地層水，用Na2CO3模擬注入水，兩種水質以一定的比例混合，通過阻垢劑加入前后Ca2+含量的變化，評價阻垢劑對碳酸鈣垢的阻垢效果。室內實驗結果（見圖2）表明：室內模擬注入水與地層水體積1：1混合情況下，5種阻垢劑投加濃度120 mg/L和150 mg/L，在50℃下恒溫靜止反應16 h，PBTCA阻垢效果好于其他4種阻垢劑。

圖1 四種阻垢劑鋇鍶阻垢率柱狀圖

圖2 五種阻垢劑碳酸鈣垢阻垢率柱狀圖

3.2 納濾膜脫硫酸根技術

技術原理：納濾是最精密的膜法液體分離技術，它能有選擇性的截流價位高、半徑大的離子，但允許水和低價位、低半徑的離子透過。納濾系統一般由預處理部分、膜處理部分和后處理部分組成。經預處理后的水進入高壓泵增壓后送至納濾系統作脫鹽處理。納濾處理后的水進入過濾水罐，有選擇性的脫去硫酸根等分子量高的離子。

3.3 防腐防垢內涂層處理技術

技術原理：采用涂、渡、注、滲、化學轉化、熱流強化等措施，改變材料表面的化學成分、組織結構、力學狀態等理化和機械性能，使材料表面獲得一層保護性的覆蓋層或強化層，可以避免金屬集體與介質的直接接觸，有的覆蓋層還具有電化學保護作用或緩蝕作用。從而達到防腐防垢的目的。

3.4 高壓水氣數控脈沖除垢技術

技術原理：高壓水氣數控脈沖除垢是指以高壓氣體做為介質，經數控脈沖發生儀產生高壓脈沖波，利用空氣的可壓縮性，在數控脈沖的控制下，使高壓氣體以一定的頻率和脈寬進入管道內，在管道內形成間斷的氣-水流，隨著空氣的壓縮和擴張，使管內的紊流加劇，水流的橫向剪切應力增大，高流速脈沖波在沖蝕、剝層、水楔等作用下，使堅硬污垢從基體表面脫離。

4 現場應用

4.1 結垢站點投加阻垢劑

選擇C55-18橇、S15橇、J28轉開展TH-607B型阻垢劑現場實驗，投加濃度100 mg/L，投加方式：連續投加，投加周期：6個月，安裝觀察短節（見表3）。

實驗效果：由表3可見，C55-18橇、S15橇、J28轉三座站點投加TH-607B型阻垢劑后結垢速率延長1倍以上，實驗效果明顯。

4.2 納濾膜脫硫酸根技術

J5站注入水中硫酸根含量在2 000 mg/L以上，地層水中鈣離子含量在7 000 mg/L以上，并且含有鋇鍶離子，注入水與地層水嚴重不配伍。在J5站投運注水系統納濾脫硫酸根技術（見表4）。

表3 結垢站點鋇鍶阻垢劑投加統計表

表4 J5站脫硫酸根實驗水質離子檢測表（mg/L）

表5 結垢油井阻垢劑投加統計表

表6 H3區塊防腐防垢內涂層處理管線統計表

表7 結垢站點物理清垢實驗效果統計表

實驗效果：由表4可見，J5站納濾膜脫酸根技術硫酸根離子脫除率達到79%，可以有效減少注入水中硫酸根離子的含量，減緩地層結垢。

4.3 結垢油井投加阻垢劑

在H3區塊Y54-87等5口結垢油井開展油套環空投加PBTCA型阻垢劑，投加PBTCA，投加量：5 kg/d，投加方式：每天兌水投加（1:5），投加周期：6個月（見表5）。實驗效果：由表5可見，現場5口結垢油井投加PBTCA型阻垢劑后結垢速率延長1倍，實驗效果明顯。

4.4 結垢管線防腐防垢內涂層

選擇對結垢嚴重的C48-31至S18增、Y40-97至S14橇管線清垢后進行防腐防垢內涂層處理實驗。

實驗效果（見表6）：經過防腐防垢內涂層處理的管線結垢速率延長1倍，實驗效果較為明顯。

4.5 高壓水氣數控脈沖除垢技術

對整橇結垢嚴重的S15橇、S17橇進行高壓水氣數控脈沖除垢（見表7）。

實驗效果：由表7可見，S15橇、S17橇兩座站點進行高壓水氣數控脈沖除垢后，系統壓力下降明顯，整橇運行正常，除垢效果明顯。

5 結論

5.1 地層防垢治理

H3區塊應用的納濾膜脫硫酸根技術能夠大量減少注入水中硫酸根離子含量，從源頭上控制注入水中成垢離子，減緩注入水對地層的結垢傷害。

5.2 油井防垢治理

H3區塊結垢油井開展的油套環空投加PBTCA，能夠有效延長結垢油井結垢速率，延緩油井的結垢程度。

5.3 集輸系統清防垢治理

H3區塊結垢站點采用系統投加阻垢劑、高壓水氣數控脈沖除垢技術，現場應用效果明顯，能夠達到清防垢目的。結垢管線采用的防腐防垢內涂層處理技術能夠有效延緩結垢速率。

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大港油田注底水開發增產量

5月7日記者獲悉，針對天然能量開發單元底水錐進嚴重的難題，大港采油六廠創新實施注底水開發模式，水驅采收率提高2.4%，開創大港油田非常規油藏注水先河。

采油六廠羊三木油田開采已有40余年，主力開發單元羊三斷塊館一油組屬于典型的依靠邊底水能量開發的普通稠油油藏，底水厚度是油層厚度的7至10倍，增油潛力大，但存在底水錐進嚴重、含水上升快、遞減大等問題。

針對開發難點，采油六廠成立科技攻關小組進行人造邊底水、改變驅動方式技術研究，在目前注采井網條件下，以油藏數值模擬技術為支撐，以平衡天然能量和人工補充能量為主攻方向，對注水量、注水層位等關鍵參數進行優化預測，先后選取4個井組開展大排量注底水開發先導試驗，開發效果明顯。

（摘自中國石油新聞中心2017-05-10）

TE358.5

A

1673-5285（2017）05-0053-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.012

2017－03-07