滨南油田注水井解堵除垢体系研究

赵俊桥

(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司，山东东营257000)

1 概述

滨927区块是一个中低渗透、中低黏度的复杂断块油藏。在开发过程中存在的一个突出问题就是水井欠注严重，30%注水井达不到配注，日欠注956 m3。由于欠注，造成区块油井供液不足，稳产基础变差，给油田的生产带来了很大的损失。目前的主要增注措施是酸化解堵和高压水射流，但是从现场应用结果来看，处理有效期短，效果不佳，达不到增注的目的［1］。

本文通过室内试验，对滨南注入水的水质和垢样进行了全面分析，找出造成堵塞原因。针对原因，制定解堵除垢方法。在此基础上优选出溶垢率高、溶垢速率快的除垢剂，同时还优选、添加缓蚀剂和阻垢剂，达到除垢、防垢一体化，进而增加解堵除垢体系的有效期。本研究对探索完善解堵、增注、除垢工艺技术有现实意义。

2 结垢类型分析及注水井结垢堵塞机理研究

首先选择了滨927区块具有代表性的三口井，对其注入水水样进行了离子分析。分析结果如下:

表1 注入水离子分析Table 1 Ion analysis of injected water mg/L

由分析结果看出，能产生沉淀的阳离子主要是钙离子。

由PTB预测公式来计算CaCO3的最大结垢量［2］。最大结垢量指的是在产出水中离子在井口条件下达到平衡时单位体积内所能产生的结垢数量。

PTB=17500 ×［G －(X2+4 ×10K－pH)1/2］

式中:PTB为结构指数

当PTB＜0时无垢;当0＜PTB＜100时产生很少的垢;当100＜PTB＜260时产生的垢较多且比较硬;当PTB＞260时，产生严重的垢。

利用结垢公式预测软件，分别计算了这三口井水样的结垢趋势，滨104-2、35-9、滨5-13结垢指数分别为:297，338，324。

从计算结果来看，三口井水质都是结垢严重的水质。

同时采用X射线的衍射分析，对注水井不同的垢样进行了分析［3］。分析结果见表2。

表2 垢样组分分析Table 2 Analysis of fouling samples %

由表2可以看出，垢的组分主要是方解石，钙镁垢是主要的垢类。与水质分析结果相吻合。

针对不同结垢部位的垢样分析结果可以看出，对于104-2井来说，各个部位均存在着石英。油管外壁的垢质中石英最少。石英、钾长石、斜长石都是典型的粘土矿物和地层砂，这些物质的存在说明该水井套管有一定的破损现象。

油管外壁和油管上部均存在大量的含镁方解石。由于注入水属于严重结垢水质，因此，注入水在水井中形成了严重的结垢现象。

铁类垢质主要是由于腐蚀引起的，针铁矿和磁铁矿的出现说明注入水中仍然存在着溶解氧。菱铁矿的出现，说明水质存在一定的电化学腐蚀，腐蚀后的铁离子进入水中，与碳酸氢根作用形成了菱铁矿。35-9井中还存在着硫铁矿，硫铁矿是细菌或者硫化氢气体腐蚀的产物，在注水井中出现，主要是细菌引起的。滨5-13的两种不同的垢样中均存在腐蚀产物。

综上所述，造成堵塞的主要问题是，注入水的水质引起的碳酸钙结垢和腐蚀造成的结垢堵塞。

3 解堵除垢体系研究

针对碳酸盐类和腐蚀铁类垢质，优选出溶垢能力高的除垢剂，达到提高注入能力的目的;同时为了巩固解堵除垢的效果，延长除垢周期，优选、添加缓蚀剂和阻垢剂，达到除垢、防垢一体化，进而增加有效期。

3.1 除垢剂的优选

除垢剂的优选主要依据两个方面的指标进行优选:溶垢能力、腐蚀速度。通过试验对所选定的6种阻垢剂进行试验，试验结果如下:

表3 不同除垢剂的性能评价Table 3 Performance evaluation of different disincrustant

溶垢能力决定了最终的除垢剂使用量，而腐蚀速率决定了除垢剂对管柱的伤害程度，综合起来考虑，选用2号除垢剂配方。

利用上述方法，并应用所选择的2号除垢剂配方，测定了两组垢样的溶解量随时间的变化情况。

图1 不同垢样的溶解速率ig．1 Dissolution rate of different fouling samples

由上面6个图可以看出:

(1)溶解开始时很快，4 h以后，溶解速率基本为零，可以认为反应已经完毕。

(2)每50 mL除垢剂可以反应掉3g左右的垢

(3)尽管垢的组成成分是不同的，除了反应的初始速率有所降低外，最终反应量变化不大。

由垢样分析可知，有些垢样中存在着不溶垢(主要是石英)。由于石英本身没有黏结性，所以在碳酸钙垢清洗以后，采用快速返排的办法可以将其快速清除。

从上面的溶垢试验可以看出，不同的垢样其溶蚀率是不同的，与垢样的组分关系紧密。从上面的溶垢试验计算出各类垢的溶垢率。

表4 溶垢率Table 4 Scale sample dissolution rate %

由表可以看出，对于不同的井，溶垢率是不同的，但溶垢率几乎都在80%以上。现场选井时，应当通过垢样的分析和溶垢率的试验来进行选择。

3．2 缓蚀剂和阻垢剂的优选［4，5］

选出6种阻垢剂，在85℃条件下测定防碳酸钙垢的防垢率，实验结果如下表所示:

表5 阻垢剂的优选Table 5 Optimization of scale inhibitor %

由实验结果可以看出，针对碳酸钙垢，B阻垢剂的阻垢率最高，可以作为解堵除垢体配方首选。

选出6种缓蚀剂在85℃条件下测定N80钢片的缓蚀率，实验结果如表6所示:

表6 缓蚀剂的优选Table 6 Optimization of corrosion inhibitors

由实验结果，优选出缓蚀性能好的缓蚀剂a，作为解堵除垢体系配方。

并通过实验对优选出的2号除垢剂配方，与优选出的缓蚀剂a和阻垢剂B进行配伍性实验，其配伍性良好。

3.3 除垢解堵体系的岩心流动试验

用本除垢解堵体系对滨南油田区块欠注井长岩心进行了酸化流动模拟实验。实验结果见表7－8。

表7 岩心实验用液Table 7 Liquid of core experiments

表8 岩心实验结果Table 8 Core experimental results

由表7－8可知，第一段岩心，用活性水测得稳定的基准渗透率K为29.52×10－3μm2，注入解堵液后，K上升且上升的幅度较大。第二段岩心渗透率在主体液处理后岩心渗透率也有明显的升高。表中K4为顶替液渗透率;K1为前置液渗透率。

由岩心实验结果可以看出，此除垢解堵体系，对岩心有良好的提高渗透率的作用，而且对岩心还具有保护作用，达到预期的效果。

4 结论和认识

通过对滨南结垢欠注井解堵除垢技术的室内研究，对滨南注水井的结垢原因、结垢类型形成了较为完整的认识，在此基础上优选了溶垢率高、溶垢速率快的除垢体系，主要的结论和认识如下:

(1)找到了造成滨927区块堵塞的主要原因:由于水质不达标，造成严重的碳酸类结垢和腐蚀类结垢堵塞。

(2)针对堵塞原因，优选解堵除垢体系配方，研究确定解堵除垢工艺，达到除垢、防垢一体化，增加解堵除垢体系的有效周期。

(3)经室内模拟实验对体系进行评价，确定其解堵除垢效果良好，而且不伤害岩芯。

［1］ 姜毅，杨海恩，董小焕，等．油井管内腐蚀及防护［J］.石油化工腐蚀与防护，2007，24(2):20-22.

［2］ 李章亚．油气田腐蚀防护手册［M］．北京:石油工业出版社，1999:68-69．

［3］ 熊六一.采油井除垢解堵增油增注新技术［J］.清洗世界，2003，19(12):24-27.

［4］ 中国石油天然气总公司.SY/T5405—1996酸化缓蚀剂性能试验方法及评价指标［S］北京:石油工业出版社，1996.

［5］ 中国石油天然气总公司.SY/T5673—93油田用防垢剂性能评定方法［S］.北京:石油工业出版社，1993.