樊学油田多层混输结垢原因及治理措施探讨

刘 宁 ，周 佩 ，张振云 ，董 俊 ，宋玉荣

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021；2.中国石油长庆油田低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

樊学油田多层混输结垢原因及治理措施探讨

刘 宁1，2，周 佩1，2，张振云1，2，董 俊1，2，宋玉荣1，2

（1.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710021；2.中国石油长庆油田低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021）

针对樊学油田地面集输系统结垢问题，开展了不同层位的注入水、地层水水质分析，配伍性研究及垢样分析等系列实验；明确了结垢机理及垢样组成，并优选出阻垢剂，阻垢率达到86%以上。现场进行了4个增压点和1个转油站加药试验，跟踪结果表明：加药后结垢速率降低8～10倍，防垢率80%以上，防垢效果明显。

碳酸钙垢；硫酸钡锶垢；结垢

注水开发是目前保持地层压力和提高采收率的主要手段之一，已为国内外广泛采用，我国大部分油田也都采用注水开发的方式。然而我国的油田注水开发过程中存在许多亟待解决的问题，其中集输系统结垢就是在油田注水开发中常见的严重问题之一。

樊学油田属于典型的低渗、特低渗油田，由于地层水间或地层水与注入水的不配伍性，以及在注水采油过程中热力学条件的改变，导致已投入注水开发的各区块集输系统管线都存在不同程度的结垢问题，造成注水油层、采油管柱、集输系统的结垢和堵塞，垢物沉积在地层深部会堵塞油层孔隙，使地层渗透性遭受不可逆转的伤害；沉积在油田集输系统可引起设备的磨损或垢蚀，严重的造成管道报废，影响油田正常生产和原油采收率的提高。

1 结垢现状

樊学油田包括联合站1座，计量接转站1座，增压点11座，注水站2座，集输及原油处理采用多层混输的开发模式，地面工艺系统结垢严重，结垢部位主要在总机关、收球筒、加热炉进出口管线、加热炉盘管、管线闸门、弯头和输油泵叶轮及站点的站内流程管线、外输管线。截止2010年底，结垢严重站点占6座，地面工艺系统结垢造成站内压力突升、阀门失灵，直接影响到原油正常生产，并存在严重的安全隐患。

2 结垢原因分析

2.1 水质分析

樊学油田主要开发层系是三叠系延长组长2、长4+5、长6和侏罗系延安组延9、延10。

由水质分析结果可知，地层水为CaCl2水型，矿化度普遍较高，最高达 115 g/L，富含 Ca2+、Sr2+、Ba2+等离子。注入水为Na2SO4水型，SO42-、HCO3-含量也较高。

2.2 结垢趋势预测

用ScalmChem OLI结垢软件预测了上述地层水的配伍性及结垢类型。

表1 樊学油田不同层位采出水水质分析表 单位：mg/L

由预测结果可知：

（1）洛河层水与长6层结垢量大，严重不配伍；

（2）地层水长6、长2、延9与延10体系不配伍，有大量BaSO4垢生成；

（3）延9、延10与长2体系主要结CaCO3垢，最大结垢量达1100 mg/L；

（4）长6、长2与长4+5体系严重不配伍，主要结CaCO3垢。

图1 洛河/长6层结垢趋势预测

图2 长6/长2/延9/延10结垢趋势预测

图3 延9/延10/长2结垢趋势预测

图4 长6/长2/长4+5结垢趋势预测

表2 洛河/长2配伍性实验结果

表3 洛河/长6配伍性实验结果

表4 长2/延10配伍性实验结果

2.3 配伍性实验

将洛河水分别与长2、长6，长2与延10以不同比例混配，于60℃恒温烘箱中静置24 h，测定结垢量。

由表1可知，配伍实验结果与ScalmChem OLI结垢软件预测结果基本相符。注入水(洛河层)与地层水长2、长6严重不配伍，层间水长2和延10不配伍，混注均有大量垢生成。

表2表明，洛河水与长2体积比为6：4时，结垢最严重，BaSO4垢生成量达1436 mg/L，CaCO3垢的生成量达1 131mg/L；

表3中，洛河水与长6层的BaSO4垢最大生成量达1471 mg/L，CaCO3垢的最大生成量达784 mg/L；

表4显示，长2与延10体系的BaSO4垢的最大结垢量为613 mg/L，CaCO3垢的最大生成量达1168 mg/L。

2.4 结垢产物分析

现场取学2增外输泵垢样进行X衍射分析，如图5所示。

由图5可知：在已结晶的物相中，硫酸盐含量较高，其次为碳酸钙。结晶物中硫酸钡约占80%，碳酸钙占20%。非晶态物质主要是铁的氧化物、铁盐等。

由此，可得出樊学油田结垢原因主要为：

（1）注入水与延长组长4+5，长6地层水严重不配伍，混合立刻出现大量的白色沉淀，结垢以钡锶垢为主，并含有一定量碳酸钙垢。

（2）不同开采层也存在不配伍，侏罗系延安组与三叠系延长组之间都不配伍，生成以钡锶垢为主，含有碳酸钙垢的混合垢。

（3）增压集输站管汇接单井来油，个别井有注入水窜出，加热炉对原油加热，很快站内加热炉、集输管网产生结垢。

3 阻垢剂优选复配

3.1 学5增、学一转阻垢剂筛选评价

学5增、学一转混采层位比较简单，这两个站主要结碳酸钙垢。按照《SY/T 5673-93油田用防垢剂性能评定方法》标准规定的方法，筛选了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ型4种阻垢剂对碳酸钙垢阻垢性能的影响，试验结果如图6所示。

从图中可以看出：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种阻垢剂对碳酸钙阻垢率随阻垢剂浓度的变化规律相近，在30～70 mg/L范围阻垢率取得较大值，在相同阻垢剂浓度下，阻垢剂阻垢率：Ⅳ＞Ⅱ＞Ⅰ＞Ⅲ，Ⅳ阻垢率最好。因此，选定Ⅳ阻垢剂进一步对学5增和学一转进行阻垢效果评价。

按照学5增、学一转站内实际出情况，学5增（延9/长 2=4/1），学一转（延 10/长 2=2/1）比例配制成混合水。评价不同浓度阻垢剂Ⅳ对上述体系的阻垢效果，试验结果（见表5）。

由表5可以看出；Ⅳ阻垢剂的阻垢率随其浓度的增加而增加。综合考虑，当这两个站的阻垢剂用量都为50 mg/L时，阻垢剂对CaCO3垢的阻垢效果理想，阻垢率分别为72.53%和88.61%。

3.2 学2增、学4增、吴6增阻垢剂复配评价

3.2.1 钡锶阻垢剂筛选 考察了A、B、C、D四种钡锶垢阻垢剂对学2增体系阻垢性能影响，当阻垢剂浓度均为50 mg/L时，阻垢效果都不理想，并且溶液迅速产生絮凝，生成乳白色沉淀，最高阻垢率只有21.7%，如表6所示。

根据试验结果筛选了相对较好的B阻垢剂。

学2增、学4增、吴6增这三个站由于混采层位多，地层水中 Ca2+、Sr2+、Ba2+含量都很高，主要结硫酸钡锶垢，其余是碳酸钙垢。常规单一的钡锶垢阻垢剂会产生絮凝，加速钙离子沉淀。考虑将阻垢剂B和钙阻垢剂进行复配，按照学2增、学4增、吴6增站内各层位地层水实际比例配制成混合水，评价试验效果。

3.2.2 阻垢剂复配效果评价 将钡锶阻垢剂B与钙阻垢剂Ⅲ复配成ZBC-10阻垢剂，测定了ZBC-10对不同站点阻垢效果，试验结果（见表7）。

由表7可以看出阻垢剂ZBC-10对学2增、学4增、吴6增的阻垢效果良好；当阻垢剂ZBC-10浓度为100 mg/L时，钙垢的阻垢率分别为：86.55%、86.63%和82.96%；钡锶垢的阻垢率分别为：89.26%、92.38%和71.94%。

表5 Ⅳ阻垢剂对学5增、学一转阻垢剂试验结果

表6 钡锶垢阻垢剂阻垢性能

表7 学2增、学4增、吴6增阻垢剂试验结果

表8 樊学油田阻垢剂现场加注效果统计

4 现场试验结果

针对樊学油田结垢的严重问题，通过现场调研，选定了学2增、学4增、学5增、学一转、吴6增5个试验站点钡锶阻垢剂加注试验。试验效果统计见表8，从表8可以看出：缓蚀效果达到80%以上，防垢效果显著。

图7 学2增阻垢剂现场加注效果对比图

图7 为阻垢剂加注前后效果对比图，由图可知，加注阻垢剂后，防垢效果较理想。

5 防治措施及建议

结垢主要是由于集输及原油处理采用多层混输，不同层位间水质配伍性差，以及地层水的总矿化度较大，Ca2+、Sr2+、Ba2+离子的含量都很高，不但导致樊学油田结垢严重，而且其结垢速度也很快。在今后的研究和生产实践中必须引起重视。针对樊学油田注水系统结垢现状，应在如下几个方面对注水系统进行工艺改进。

（1）在增压点建立阻垢剂加药流程，针对增压点三叠系延长组与侏罗系延安组混层油井直接进入集输系统的现状，应在增压点建立加药系统，定期加注阻垢剂，确保加药连续性，防止垢的生成。并根据石油行业标准《SY/T 5673-93油田用阻垢剂性能评定方法》，室内优先出阻垢率>85%的钡锶垢阻垢剂已在现场加注，阻垢效果显著，结垢速率降为原来的2%～20%。

（2）在接转站进行就地分层脱水、采出水就近回灌，在接转站新增三相分离器配套双层集输工艺，将侏罗系和长2层含水油脱水，脱水后净化油与长2层以下含水油混输至联合站。在学一转、学二转、学三转新建污水回注系统，采出的混合污水在上游分层回注或回灌。

[1] 侯振宇.油井高钙、锶、钡环境下高效阻垢剂的制备[D] .西北工业大学，2006.

The causes and control measures of Fanxue oilfield's multi-scale mixed transportation

LIU Ning，ZHOU Pei，ZHANG Zhenyun，DONG Jun，SONG Yurong
（1.Changqing Oilfield Company Oil&gas Technology Research Institute，Xi'an Shanxi 710021，China；2.National Engineering Laboratory of Tight Oil&Gasfield Exploration and Development，shanxi Xi'an Shanxi 710021，China）

According to the Fanxue oilfield's scaling problem of surface gathering system,carried out different horizons of injected water,formation water,water quality analysis,research of the compatibility and fouling sample analysis such as a series of experiments;clear the scaling mechanism and scale,and optimize the scale inhibitor,scale inhibition rate reached more than 86%.Site of the 4 pressure points and 1 oil transferring station chemical test,tracking results show that:dosing after scaling rate to reduce 8～10 times,antiscale rate above 80%,scale effect is obvious.

calcium carbonate scale；barium strontium sulfate scale；scaling

TE832.2

A

1673-5285（2012）07-0080-05

2012－03-22