北海油田高硫海水結(jié)垢規(guī)律與臨界防垢劑濃度

楊依依，孫召勃，翟 迪

（中國海洋石油國際有限公司，北京 100028）

注水開發(fā)是目前被全世界廣泛采用的簡單、成熟且經(jīng)濟(jì)有效的油氣田開發(fā)技術(shù)，是油田長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的一項重要措施，也是油田提高原油采收率的主要二次采油方法。在注水開發(fā)過程中，由于地層水與注入水配伍性差，導(dǎo)致混合液體在近井儲層、井筒或地面管線結(jié)垢，從而增加流體流動阻力，造成管線垢下腐蝕[1-3]，進(jìn)而導(dǎo)致管線及井下管柱損壞；與此同時，在儲層結(jié)垢，會引起孔滲物性下降，顯著降低油井產(chǎn)量。因此，研究地層水和注入水的結(jié)垢規(guī)律，并對防垢效果開展實驗研究，將對油田注水開發(fā)起到極其重要的作用[4，5]。

北海區(qū)域海上油田注水開發(fā)主要應(yīng)用海水，呈高鹽硫特征，硫酸根離子體積濃度高達(dá)3 000 mg/L，垢沉積以最難清除的硫酸鋇和硫酸鍶為主。隨著注入水不斷注入地層，結(jié)垢問題已經(jīng)逐漸影響到油田的正常生產(chǎn)。筆者以北海B 油田注入海水為研究對象，研究該油田注入水和地層水的結(jié)垢規(guī)律，提出防垢方法，以期對該油田及類似高硫海上油田高效開發(fā)起到指導(dǎo)意義。

1 注入水和地層水組成

B 油田高硫海水和地層水離子組成（見表1）。從表1 可以看出，該油田注入的海水含有大量成垢陰離子SO42-、HCO3-，而地層水含有大量的成垢陽離子Ba2+、Sr2+和Mg2+。由于MgSO4是溶于水的，從離子類型分析來看，該油田成垢類型以硫酸鋇和硫酸鍶等難溶垢沉淀為主。

表1 北海B 油田注入海水與地層水離子組成

2 油田結(jié)垢趨勢預(yù)測

為了研究注入水與地層水結(jié)垢規(guī)律及機(jī)理，采用本油田結(jié)垢預(yù)測模型SCALEUP 對油田在海水和地層水不同混合比例、溫度、壓力和成垢離子體積濃度等關(guān)鍵影響因素下的結(jié)垢趨勢進(jìn)行了預(yù)測，可對現(xiàn)場除垢技術(shù)提供理論指導(dǎo)[6-9]。

2.1 混合比例對硫酸鹽結(jié)垢的影響

對于硫酸鋇垢形成過程，當(dāng)溶液中的硫酸鋇含量超過其溶解度時，溶液變?yōu)檫^飽和溶液，此時硫酸鋇晶體會析出，進(jìn)一步形成固體垢。溶液的過飽和度是影響垢形成的最主要因素之一。為考察注入水與地層水混合比例對地層結(jié)垢的影響，模擬真實油藏條件，選擇溫度為90 ℃，壓力為31.5 MPa 進(jìn)行預(yù)測，研究結(jié)果（見圖1）。當(dāng)海水和地層水混合比為8:92 時，結(jié)垢量最大，達(dá)到346 mg/L；當(dāng)海水和地層水混合比為55:45 時，過飽和度達(dá)到最大值17.1，該情況下需要更高的防垢劑臨界濃度值（MIC）才能實現(xiàn)較好的防垢效果[10-12]。

圖1 混合比例與過飽和度及BaSO4 結(jié)垢量變化曲線

2.2 溫壓對硫酸鹽結(jié)垢的影響

在全部注海水的弱酸條件下（pH=5.7）研究了溫度（20 ℃，40 ℃，50 ℃，70 ℃和90 ℃）對結(jié)垢趨勢的影響。由圖2 可看出，壓力31.5 MPa、20 ℃時過飽和度為35.7%，隨著溫度升高，過飽和度逐漸降低且降幅逐漸變小，在溫度90 ℃時降低為17.1%。這是因為溫度升高，硫酸鋇溶解度變大，使得硫酸鋇形核阻力變大，不易形核成垢，相應(yīng)的結(jié)垢量也會變小[13，14]。不同壓力下，溫度對結(jié)垢的影響也存在差異。低壓條件0.1 MPa，過飽和度由20 ℃時的42.9%降低為90℃時的20.6%；高壓條件31.5 MPa，過飽和度由20 ℃時的35.7%降低為90 ℃時的17.1%，以上結(jié)果說明，壓力的升高使硫酸鋇溶解度增大，結(jié)垢量降低，且低壓條件下過飽和度隨溫度變化的幅度較高壓條件更大。

圖2 不同壓力條件下過飽和度隨溫度變化曲線

2.3 SO42-質(zhì)量濃度對硫酸鹽結(jié)垢的影響

在特定壓力（31.5 MPa）下研究了注入水中SO42-質(zhì)量濃度（100 mg/L，1 000 mg/L，2 800 mg/L）對結(jié)垢趨勢的影響。不同注入水的SO42-質(zhì)量濃度隨溫度的變化曲線（見圖3）。模擬地層溫度90 ℃條件下，隨著SO42-質(zhì)量濃度的升高，過飽和度由100 mg/L 時的3.2%增大為2 800 mg/L 時的17.1%，增加了近6 倍，這是因為成垢離子濃度越高，成垢的可能性就越大，結(jié)垢量越大，說明SO42-質(zhì)量濃度的升高將導(dǎo)致結(jié)垢問題變得非常嚴(yán)重[4]。

圖3 不同SO42-質(zhì)量濃度條件下過飽和度隨溫度變化曲線

3 油田臨界防垢劑濃度確定

通過B油田注入水結(jié)垢規(guī)律可以看出，該油田主要可能結(jié)硫酸鹽垢，且結(jié)垢量較大。針對該油田結(jié)垢類型和結(jié)垢特征，開展室內(nèi)化學(xué)防垢技術(shù)研究，優(yōu)選適合于該油田注入水的化學(xué)防垢劑。由于海上深水高硫油田所需防垢劑加量大，長期持續(xù)注入成本高，因此需確定防垢劑臨界濃度，控制開發(fā)成本，實現(xiàn)油田經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

3.1 防垢實驗方法

防垢劑防垢性能評價參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《SY/T5673-93 油田用防垢劑性能評價方法》中規(guī)定的化學(xué)防垢法對硫酸鹽阻垢劑進(jìn)行性能評價及臨界濃度確定[5]。

3.2 防垢劑優(yōu)選

防垢劑類型及其濃度對硫酸鹽沉淀防垢效果具有較大影響，不同類型防垢劑的防垢機(jī)理及適用條件是有所差異的。單劑選擇以防垢率＞90%作為評判標(biāo)準(zhǔn)，通過防垢劑的濃度和防垢率關(guān)系選出最佳的防垢劑，實驗時將注入水中SO42-濃度定于2 800 mg/L，地層水中Ba2+濃度235 mg/L，海水與地層水混合比為55:45，溫度為90 ℃，各防垢劑實驗結(jié)果（見表2 和圖4）[15-17]。

圖4 多種防垢劑的防垢濃度與防垢率關(guān)系曲線

表2 多種防垢劑抑制硫酸鹽垢效果評價

由表2 和圖4 可以看出，7 種防垢劑防垢率初期隨防垢劑的濃度升高而增加，RX、ABP、Aquarite 和Briquest 系列對硫酸鋇垢的防垢效果相對較差，而EC6300A 對硫酸鋇垢的防垢效果相對最為理想，當(dāng)防垢劑濃度為8 mg/L 時，防垢率達(dá)90%以上，當(dāng)濃度超過8 mg/L 時，防垢率呈略微下降趨勢，故下面實驗中選擇了該防垢劑進(jìn)行實驗研究以確定不同混合比例注入水的防垢劑臨界濃度[18]。

3.3 不同混合比例注入水臨界防垢劑濃度

結(jié)合油田實際防垢需求，考慮可能生產(chǎn)中后期對平臺除硫設(shè)備進(jìn)行升級改造，設(shè)計以下實驗方案確定不同混合比例注入水下的臨界防垢劑濃度。

3.3.1 高硫海水：地層水質(zhì)量比例為55：45 臨界防垢劑濃度 選取海水與地層水混合質(zhì)量比為55：45，高硫海水SO42-濃度2 800 mg/L，溫度90 ℃，pH=5.5 的弱酸條件下進(jìn)行實驗，基于前面分析結(jié)果顯示該條件下過飽和度達(dá)到最大值17.1，可能需要更大的臨界防垢劑濃度。由圖5 可以看出，防垢劑EC6300A 在濃度為8 mg/L 時達(dá)到峰值，隨著濃度增加防垢效果反而變差，基于此趨勢可以確定8～10 mg/L 為該高溫條件下的臨界防垢濃度，防垢效果為91%左右[9]。

圖5 高硫海水：地層水質(zhì)量比例為55:45 條件下防垢劑濃度與防垢率關(guān)系

3.3.2 脫硫海水：地層水質(zhì)量比例為60:40 臨界防垢劑濃度 選取海水與地層水混合質(zhì)量比為60:40，部分脫硫海水SO42-濃度50 mg/L，溫度90 ℃，pH=5.4 的弱酸條件下進(jìn)行實驗。由圖6 可以看出，在注入部分脫硫海水條件下，防垢劑濃度范圍由2 mg/L 升高至50 mg/L時，防垢率無明顯變化，維持在80% 的高水平范圍。該條件下臨界防垢濃度低于2 mg/L，可知后期油田除硫平臺升級改造后海水處理標(biāo)準(zhǔn)SO42-濃度為50 mg/L 范圍即可以忽略垢沉淀對油田生產(chǎn)的影響。

圖6 脫硫海水：地層水質(zhì)量比例為60:40 條件下防垢劑濃度與防垢率關(guān)系

3.3.3 高硫海水：高鈣地層水質(zhì)量比例為55:45 臨界防垢劑濃度 在特定SO42-體積濃度（2 800 mg/L）和Ca2+體積濃度（2 000 mg/L）下研究了對防垢劑的影響，旨在進(jìn)一步確定B 油田地層水中較低的Ca2+濃度水平是否是影響防垢劑效果的重要因素之一，實驗結(jié)果（見圖7 和表3）。

圖7 高鈣地層水條件下防垢劑EC6300A 防垢效率對比

表3 臨界防垢劑濃度對比表

由表3 可知，注入水中混合高鈣地層水后所需防垢劑臨界濃度明顯低于原始地層水。這說明注入水中Ca2+濃度的升高有助于降低臨界防垢劑濃度值，這是一種鈣效應(yīng)，尤其對于磷酸鹽類防垢劑，使得硫酸鋇形核抗力變大，效果更為明顯。因此，在注入水中適當(dāng)提高Ca2+濃度更有利于抑制硫酸鹽垢類的形成，達(dá)到預(yù)期防垢效果[19，20]。

4 結(jié)果與討論

（1）北海B 油田在弱酸條件下注入海水中的高濃度SO42-與地層水中的Ba2+、Sr2+等陽離子在地層溫壓下產(chǎn)生硫酸鹽類沉淀，當(dāng)高硫海水和地層水混合比例為55:45 時，過飽和度達(dá)到最大值17.1，需要更高的臨界防垢劑濃度（MIC）才能實現(xiàn)預(yù)期防垢效果。

（2）當(dāng)模擬水樣為純高硫海水時，溫度為20 ℃時模擬水樣的過飽和度為35.7%，90 ℃時過飽和度下降至17.1%，降幅高達(dá)1 倍；當(dāng)SO42-體積濃度由100 mg/L增至2 800 mg/L 時，過飽和度由3.2%增大至17.1%，提高了近6 倍。

（3）北海B 油田結(jié)垢類型以難清除的硫酸鹽類為主，實驗結(jié)果表明，磷酸鹽類防垢劑的性能較聚羧酸類防垢劑更能滿足本油田的防垢要求。

（4）高硫海水和地層水混合比例為55:45 時，過飽和度達(dá)到最大值17.1，其臨界防垢劑濃度為8 mg/L。

（5）高硫海水脫硫至50 mg/L 安全范圍時，可忽略結(jié)垢現(xiàn)象對油田生產(chǎn)的影響。

（6）當(dāng)注入水為高硫海水和地層水的混合樣時，適當(dāng)增加Ca2+濃度能明顯降低臨界防垢濃度值，降低幅度為30%～50%，更有助于控制成本，發(fā)揮較好防垢效果。