涠洲11—1N油田管柱结垢机理及除垢剂性能评价

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

涠洲11—1N油田管柱结垢机理及除垢剂性能评价

颜明 梁玉凯 宋立志 于东中海石油（中国）有限公司湛江分公司

涠洲11—1N油田结垢优势成分为硫酸钡。油井见水后，近井地带复杂的渗流环境，造成注入水中硫酸根离子与地层水中钡离子的强烈混合，形成大量硫酸钡结垢，并随生产进入井筒和流程。新型聚羧酸盐类除垢剂SA—07对硫酸钡垢具有较强的溶垢能力，且对于硫酸钡垢具有极强的分散作用。两种机理协同作用，不仅会增加垢样与药剂接触的比表面，增加药剂处理性能，还有利于处理后垢样从管柱、储层中返出。新型除垢剂推荐用量体积浓度为40%，除垢时间24 h，反应温度80℃，pH值为6。

硫酸钡结垢；结垢机理；除垢剂；浓度；温度

涠洲11—1N油田为构造岩性油藏、边底水能量弱，采用早期注水（海水）开发。A2油井投产初期产液305m3/d，含水0%；油井见水后，产量持续下降，降至目前产液82m3/d，含水18%。在修井检泵作业过程中，发现结垢卡泵，管柱内部存在大量结垢。经取样分析，结垢优势成分为硫酸钡。

不同于碳酸盐垢，硫酸钡等酸不溶垢对油田的伤害是灾难性的，用一般方法很难去除。1993年J. M.Paul等研发出新型有机络合剂DTPA，DTPA的每个分子能与8个金属离子络合，且在pH=12时，Ba—DTPA络合物稳定性最好。以此为基础，国内研发出一系列除垢剂。

1 结垢成分分析

将现场取样垢物洗油烘干后，分别采用X衍射和能谱分析对其组分进行了检测。X衍射分析结果表明，各衍射峰值均能与重晶石标准图谱对应，但其最高主峰值由于杂质的影响，较标准图谱中略高。BaSO4分子中Ba2+的摩尔质量分数为56.39%，垢样的能谱分析结果表明其Ba2+质量分数为53.84%，且质量分数较大的元素还有O、S、Sr、Ca。综上，所取垢样中优势成分为BaSO4，含极少量的SrSO4、CaSO4。

2 结垢机理

硫酸钡结垢在注水开发的国内外油田[1-3]普遍存在，特别是在实施注海水开发的油田。一般认为，注入水中富含的SO42-与储层中的Ba2+易形成硫酸钡结垢。对取样注入海水、A2井采出水的离子分析表明，A2井硫酸钡结垢是在油田注水过程中形成的。注入水沿高渗层突破后，由于注入流体与储层流体不配伍，且由钻完井、增产措施及储层非均质性在近井地带造成的复杂渗流环境，在油井近井地带形成大量硫酸钡结垢，并随着流体产出进入井筒和流程。

3 除垢药剂评价

SA-07除垢剂为有机铵盐络合剂，含有多基配位体，为淡黄色透明液体，密度1.30～1.32 g/cm3，

式中S为溶蚀率（%）；W1为除垢前垢样重量（g）；W2为除垢后垢样重量（g）。

3.2结果及分析

（1）浓度对除垢性能影响。分别配制体积浓度为10%、20%、30%、40%、60%的SA—07除垢剂，在80℃水浴锅中放置24 h，实验结果见图1、图2。从图1、图2可以看出，随着浓度的增加，除垢剂对垢样的溶蚀、分散效果也明显增加，当体积浓度为40%后对垢样溶蚀率的增加并不明显，在体积浓度为40%时，对垢样溶蚀率已达28%；当体积浓度为30%后对垢样的分散效果增加也并不明显，体积浓度为30%时，溶蚀后垢样中值粒径已降至12μm。综合除垢率、分散效果及经济效益，推荐除垢剂用量浓度为40%。黏度为28mPa·s，pH=6，凝固点低于-25℃。

3.1实验方法

取去离子水，配制50mL除垢剂，添加洗油、烘干、充分研磨后的油田垢样2 g，置于恒温水/油浴箱中一定时间后取出，对处理后垢样进行过滤、烘干，通过式（1）计算垢样溶垢率，并测其处理前后中值粒径的变化。

图1 除垢剂浓度对除垢率影响

图2 除垢剂浓度对分散效果影响

（2）温度对除垢性能影响。配制体积浓度为40%的SA—07除垢剂，在分别置于40、60、80、100、120℃水/油浴锅中放置24 h。从实验结果可以看出，随着温度的增加，除垢剂对垢样的溶蚀率、分散能力均呈先增加后减小的趋势，这是由络合反应常数随温度的变化特征所决定，较低温度条件下反应常数较小，有效螯合能力较低；较高温度条件下，反应常数并不是最大值。除垢剂在60℃时，性能最佳，但在目标井况（80℃）下，该除垢剂仍具有良好的除垢效果。

（3）时间对除垢性能影响。配制体积浓度为40%的SA—07除垢剂，置于80℃水浴锅中，分别放置4、8、12、24、48 h。从实验结果可以看出，较短时间内（8 h）除垢剂已能充分对结垢进行分散，但仍需随着时间的增加，才能达到对垢样的有效溶蚀。综合考虑除垢效果及海上施工条件，推荐施工时间为24 h。

（4）pH值对除垢性能影响。配制体积浓度为40%的SA—07除垢剂，测其pH值为6，再分别采用HCl、NaOH将pH值调为4、8、12，置于80℃水浴锅中24 h。从实验结果可以看出，药剂仅在pH=6时，除垢效果良好，在偏酸/碱性条件下除垢效果降低。

4 结论

（1）涠洲11—1N油田结垢优势成分为硫酸钡。油井见水后，近井地带复杂的渗流环境，造成注入水中硫酸根离子与地层水中钡离子的强烈混合，形成大量硫酸钡结垢，并随生产进入井筒和流程。

（2）新型聚羧酸盐类除垢剂SA—07对硫酸钡结垢具有较强的溶垢能力，且对于硫酸钡结垢具有极强的分散作用。两种机理协同作用，不仅会增加垢样与药剂接触的比表面，增加药剂处理性能，还有利于处理后垢样从管柱、储层中返出。

（3）新型除垢剂推荐用量体积浓度为40%，除垢时间24 h，反应温度80℃，pH值为6。

[1]王守虎，张明霞，陆小兵，等．长庆超低渗透油藏华庆油田硫酸钡锶垢的防治[J]．石油天然气学报，2011，33（5）：269-270.

[2]于恒彬，周国宝，韩鑫，等．姬塬油田硫酸钡锶垢的结垢成因分析[J]．辽宁化工，2013，42（1）：86-88.

[3]崔付义，马兴芹，靳保军，等．新型复合硫酸钡锶防垢剂[J]．油气田地面工程，2005，24（5）：57.

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.008