南海西部油田井下硫酸鋇鍶垢防治技術研究與應用

程利民， 梁玉凱， 李彥闖， 謝思宇， 宋吉鋒

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司)

2009年1月至2018年5月底，南海西部油田共發現約90井次存在結垢問題，結垢類型以硫酸鋇鍶垢為主(約70%)。結垢的主因是地層水和注入水不配伍，同時還受溫度、壓力、管柱結構及流速等因素影響[1-4]。

硫酸鋇鍶垢在水中的溶解度極小，且不溶于酸、堿及有機溶劑[5]，因此，一旦生成，很難清除，嚴重影響油井正常生產，同時大幅增加修井和測試作業難度[6-8]，受結垢影響，保守估計每天降低油田產量約650 m3。前期針對油井結硫酸鋇鍶垢難題，在除垢方面，進行了機械刮管除垢，嘗試了超聲波除垢措施；在防垢方面，嘗試了在油井及注水井井下連續加注化學防垢劑等手段，結垢井治理效果甚微。為此，開展了化學螯合除垢+擠注緩釋防垢工藝研究，現場應用5井次，取得了較好的穩產增油效果。

一、前期除防垢存在問題

1. 除垢方面

機械刮管除垢。一般只有修井時，起完生產管柱，然后在套管及射孔段附近刮管洗井將垢清除。只有動管柱修井作業時，才能實施，且對于有分層開采管柱井，需將分層管柱撈出井筒，作業成本較高，由于硫酸鋇鍶垢極易生成，措施有效期短。

超聲波物理除垢。超聲波介質處理器在應用過程中會產生空化噪聲，會給長期處于這種工作環境中的工作人員帶來健康問題；此外，超聲波除垢設備一般需要電源控制，很難安裝到井下使用。

這兩種除垢手段均只對井筒有效，無法實現地層除垢。

2. 防垢方面

井下藥劑管線加注防垢藥劑。在定期擠注藥劑到地層時，由于加藥管線尺寸較小、耐磨性不夠，會導致加藥管線在入井過程中容易發生磨損；同時，由于加藥管線在井底附近受到的沖蝕較大，容易發生穿孔破裂問題。

注水井加注化學防垢劑。該方式通過加注防垢劑隨注入水進入目的產層。由于流體從注水井到采油井目的層距離較遠，藥劑早已稀釋失效，故該工藝防垢效果得不到保證。

二、可行性除防垢工藝研究

1. 化學螯合除垢

1.1 作用原理

除垢劑旳陰離子與溶液中的Ba2+、Sr2+等成垢陽離子能夠形成較為穩定的可溶性螯合物，從而將成垢陽離子封鎖起來，阻止成垢陽離子和溶液中的成垢陰離子接觸而產生沉淀，相對來說就是增加了微溶鹽在溶液中的溶解度，以起到除垢作用[9]。

該除垢工藝作業時無需動管柱、可隨時施工、作業時間短，且對地層及全井筒均能有效除垢。

1.2 除垢劑優選及評價

1.2.1 溶垢效果

配制不同濃度的除垢劑溶液，40℃、60℃、80℃及98℃實驗條件下，分別考察3種除垢劑CG1、CG2及SD302對硫酸鋇垢的溶垢率與溫度及除垢劑質量濃度之間的關系，實驗結果如表1所示，其中，不同質量濃度的除垢劑溶液與垢樣質量比均100∶1，反應時間均為24 h。

表1 三種除垢劑分別在不同溫度及濃度下的溶垢率

由表1可知,除垢劑質量濃度一定，當溫度升高時，其溶垢率逐漸增大；而相同溫度下，同一種除垢劑濃度增大時，其溶垢率呈現先增大后略微減小的趨勢。對比3種除垢劑的除垢效果可知,SD302除垢效果最好，98℃實驗條件下，質量濃度為40%時，溶垢率最大，可達95%。

1.2.2 巖心傷害實驗

開展巖心流動實驗，評價除垢劑SD302對目標區塊巖心的傷害程度，表2為相應實驗結果。

表2 除垢后水相油相滲透率恢復率

表2實驗結果表明,除垢劑對巖心傷害程度較小，可滿足目標區塊除垢作業需求。

1.3 工藝要求

(1)所用除垢劑一般為強堿性藥劑，藥劑配制及除垢作業過程中需穿戴好勞保，保證人員安全。

(2)一般使用酸化泵將藥劑泵入目的儲層。泵注藥劑前，需對相關管線及設備按要求和規定進行試壓和調試，保證管線不刺不漏及設備運轉正常；藥劑泵注過程中，理論最大泵注壓力可根據目的儲層的地層破裂壓力梯度數據求得，同時還需參考各井下工具的耐壓要求。

2. 擠注緩釋防垢

2.1 作用原理

用油管正擠的方式將防垢劑擠注到地層內一定深度，防垢劑吸附滯留于地層巖石表面，或者與地層中的鈣離子反應產生沉淀滯留在多孔介質中。當油井開井后，防垢劑緩慢地解析或溶解于產出液中，從而起到防垢作用[8]。

該防垢工藝可有效避免井下藥劑管線加注藥劑防垢工藝中存在的管線穿孔破裂問題，可以實現地層及全井筒的有效防垢，同時具有有效期相對較長的優點。

2.2 防垢劑優選及評價

2.2.1 靜態有效性

為考察防垢劑SA308、SA701及CN201的靜態有效性，根據地層水離子組成，分別配制陰、陽離子溶液，兩種溶液混合前向其中一種溶液加入不同質量濃度的防垢劑，兩種溶液混合后放在90℃的恒溫箱中靜置24 h。采用ICP測定混合前后溶液中結垢陽離子含量，計算防垢率[8]。結果如圖1所示。

圖1 靜態有效性實驗結果

從圖1中可以看出,防垢劑濃度較低時，3種防垢劑SA308、SA701及CN201的防垢率比較接近且隨各自濃度的增加而增大;防垢劑濃度為5～10 mg/L時的防垢率達最大且相同濃度下SA308的防垢率要高于SA701及CN201的防垢率，當防垢劑濃度繼續增加時防垢率略有降低或基本不變。

2.2.2 動態有效性

90℃條件下進行動態環路實驗，測定3種防垢劑SA308、SA701及CN201的動態有效性：將模擬地層水的陽離子溶液和陰離子溶液，用兩個恒流泵分別從不同管線注入混合管線，監測混合管線兩端的壓差，壓差一旦上升即表明管線中已出現結垢，通過測定結垢時間來確定 MIC 值[8]，其中，陽離子溶液中加有不同質量濃度的防垢劑，兩個恒流泵的流量比為1∶1。結果如圖2所示。

圖2 動態環路實驗結果

從圖2看出，不加防垢劑時，混合管線兩端壓差上升時間為32 min;當加防垢劑時，混合管線兩端壓差上升所需時間為不加防垢劑時壓差上升所需時間的3～5倍時，所對應的防垢劑質量濃度被定為該防垢劑的MIC值。可知，防垢劑CN201質量濃度為5 mg/L時，混合管線兩端壓差上升所需時間為97 min，即該防垢劑MIC值為5 mg/L。而防垢劑SA701和SA308隨各自濃度的增加防垢效果不明顯。

2.2.3 吸附性能

開展巖心驅替實驗，實驗溫度為90℃，巖心滲透率304 mD，實驗流體為南海西部油田某井地層水及原油，評價防垢劑CN201的吸附性能，實驗結果如圖3所示。

由圖3可知，當注入孔隙體積倍數為800時，防垢劑CN201的質量濃度仍可達到5 mg/L(MIC值)，表明其在地層中吸附性能較好，可滿足目標區塊防垢作業需求。

2.3 工藝要求

防垢劑設計用量相對較大(一般大于200 m3)，由于海上平臺空間的限制，酸罐容積一般僅有35 m3，為保證防垢作業的連續性，防垢劑一般采用油田泥漿池配制，配制藥劑前需用熱水和高壓水槍將泥漿池內的油污反復清洗干凈。藥劑泵注前、泵注過程中及返排時的基本要求與除垢作業相同。

圖3 巖心驅替實驗結果

三、現場應用

截止到2018年5月底，南海西部油田成功實施5口井化學螯合除垢+擠注緩釋防垢作業，各單井措施效果如表3所示。

表3 5口除防垢井措施情況

從表3可以看出，截止2018年5月底，這5口井除防垢措施效果顯著，累計增油4.5×104m3。

四、結論

(1)針對南海西部油田井下硫酸鋇鍶垢防治存在的問題，開展了化學螯合除垢+擠注緩釋防垢工藝研究。

(2)實驗優選出的除垢劑SD302除垢效果最好，98℃實驗條件下，質量濃度為40%時，溶垢率最大為95%，巖心傷害實驗結果表明，除垢后水相滲透率恢復率可達110.5%、油相滲透率恢復率可達132.3%。優選出的防垢劑CN201防垢效果最佳，其最低有效濃度為5 mg/L，巖心驅替實驗結果表明，當注入孔隙體積倍數為800時，其質量濃度仍為MIC值，具有較好的吸附性能。

(3)成功實施5口井化學螯合除垢+擠注緩釋防垢作業，累計增油4.5×104m3。對海上及陸地油田結硫酸鋇鍶垢油井的治理具有借鑒和參考意義。