适用于伊拉克某油田耐温抗盐型阻垢剂性能研究

任坤峰，舒福昌，邢希金，罗 刚，林科雄，向兴金

（1. 长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023；2. 中海油研究总院，北京 100027；3. 荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000）



适用于伊拉克某油田耐温抗盐型阻垢剂性能研究

任坤峰1，舒福昌1，邢希金2，罗 刚3，林科雄3，向兴金3

（1. 长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434023；2. 中海油研究总院，北京 100027；3. 荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 434000）

摘 要：注水是目前很多油田中后期开发最为广泛应用的方法，注水过程中易结无机垢堵塞注水管线和地层，当地层温度较高或注入水矿化度较高时这种损害更为严重。针对伊拉克某油田储层温度高达120 ℃，注入水矿化度达到20×104mg/L，注水结垢现象严重，优选了复合型的耐温抗盐型阻垢剂体系，并对阻垢剂的性能进行了评价。结果表明，在高温高矿化度盐水溶液中，改性多胺缩聚物阻垢剂单体和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配时防垢效果最好，静态和动态防垢率均可以达到90%以上，能够满足目标油田长期注水作业的要求。

关键词：阻垢剂；耐温抗盐；高温；高矿化度；防垢率

伊拉克某油田是典型的碳酸盐岩孔隙型油藏，储层物性差，开发难度较大。注水开发是维持高产稳产必经之路，但油田所在地区水资源有限，生产污水矿化度高，并且地层温度较高（约120 ℃），回注存在结垢等配伍性问题。在注水过程中，由于注入水中含有大量的成垢阳离子、、和成垢阴离子、，在较高的地层温度下极易形成无机垢堵塞，注水作业对阻垢剂的性能要求较高。研制高效、耐温抗盐型阻垢剂防止注水过程中无机垢堵塞地层，以降低注水压力，提高注水效率，延长注水有效期[1-2]。

1 目标油田资料分析

1.1 地层特征分析

目标油田主要岩性为白云岩、灰岩、砂岩、粉砂质白云岩、膏质白云岩、泥岩等，主要以碳酸盐岩为主。储层平均孔隙度在3.8%~18.13%之间，平均渗透率在0.40×10-3～10.63×10-3μm2之间，属于低孔低渗储层。储层平均孔喉半径在1 µm左右，以晶间孔、晶间溶孔及粒间孔、粒间溶孔为主，并发育基质微孔，体腔孔及铸模孔，微裂缝较发育。目标油田温度梯度为2.3 ℃/100 m，储层温度可以达到120 ℃左右。综合以上分析，目标油田在注水过程中容易造成注水层的堵塞。

1.2 水样离子组成分析

由于目标油田所处区域严重缺水，地层水矿化度高，在开采和注入的过程中都有可能结垢，堵塞油气流通通道，并造成储层伤害。目标油田注入水和地层水离子组成数据见表1。

表1 注入水和地层水离子组成

由注入水和地层水离子组成可知，矿化度均在20×104mg/L左右，含有大量成垢阳离子Ca2+、Mg2+和成垢阴离子HCO3-和SO42-，同时还含有少量Sr2+。在地层温度条件下，随着注入水和地层水混合，极易形成各种无机垢堵塞，从分析来看，成垢的类型可能为碳酸钙、硫酸锶、硫酸钙等。并且结垢量较大，所以对注水过程中的防垢工作提出了更高的要求。

2 耐温抗盐型阻垢剂优选与性能评价

针对目标油田高温高矿化度的特征，单一阻垢剂很难满足防垢性能的要求，在调研分析国内外常用阻垢剂的特点及优缺点的基础上[3]，优选出了复合型的耐温抗盐型阻垢剂体系，并对阻垢剂的性能进行了评价。

2.1 阻垢剂体系的优选

室内对改性多胺缩聚物阻垢剂与有机磷酸盐类阻垢剂进行复配，按体积比为3︰1、2︰1、1︰1、1︰2、1︰3分别进行防垢性能的评价。

2.2 阻垢剂性能评价

2.2.1 配伍性实验

将改性多胺缩聚物与有机磷酸盐类阻垢剂的复配产物分别与注入水、地层水、注入水︰地层水= 5︰5进行配伍性实验，评价阻垢剂体系与水样的配伍性。实验结果表明，复配的耐温抗盐型阻垢剂体系与各种水样均具有良好的配伍性。

2.2.2 静态防垢率评价

阻垢剂静态防垢性能评价参照石油天然气行业标准SY/T 5673—1993《油田用阻垢剂性能评价方法》，室内选用注入水︰地层水=5︰5作为静态防垢率实验用水样，采用成垢离子滴定法评价静态防垢率，不同质量浓度阻垢剂在不同温度下的静态防垢率结果见图1、图2。

图1 温度100 ℃、注入水︰地层水=5︰5时阻垢剂的静态防垢率

由图1、图2可以看出：当温度为100 ℃、实验溶液为注入水︰地层水= 5︰5时，改性多胺缩聚物阻垢剂单体和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配，在质量浓度为10 mg/L时防垢率可以达到87%以上；按2︰1比例复配，质量浓度在15 mg/ L时防垢率也可以达到86%左右；当实验温度升高至120 ℃时，改性多胺缩聚物和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配，质量浓度在15 mg/L时防垢率可以达到88%左右；按2︰1复配，质量浓度在20 mg/L时防垢率可以达到86%左右。

图2 温度120 ℃、注入水︰地层水=5︰5时阻垢剂的静态防垢率

2.2.3 动态防垢率评价

动态防垢性能评价参照石油天然气行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》中单相工作液评价实验方法，实验仪器为岩心驱替实验装置。室内选择注入水︰地层水= 5︰5作为动态防垢率实验用水样，为了排除水质因素影响实验结果，本次实验用水样全部采用0.45 µm滤膜过滤，分别进行了加入阻垢剂的水样自身结垢及累积结垢评价，实验结果见表2和表3。

表2 温度100 ℃时阻垢剂动态防垢效果评价

表3 温度120 ℃时阻垢剂动态防垢效果评价

实验结果表明：在排除水质对岩心损害的情况下，温度为100 ℃时添加阻垢剂后可使注入水驱替100 PV的渗透率保留值达到90%左右；温度为120℃时添加阻垢剂后可使注入水驱替100 PV的渗透率保留值达到85%左右；其中改性多胺缩聚物阻垢剂单体和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配时，温度在100 ℃、120 ℃时驱替100 PV的渗透率保留值均可达到90%以上，动态防垢效果最好。

参照低加量高效率的评价标准，在高温高矿化度盐水溶液中，改性多胺缩聚物阻垢剂单体和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配时防垢效果最好，其他比例复配时防垢效果均次之。

3 结论

（1）分析了目标油田的地层特征、水样离子组成，针对目标油田储层高温高矿化度的特征，优选了高效耐温抗盐型阻垢剂体系，并对阻垢剂的性能进行了评价。

（2）静态防垢率实验结果表明，改性多胺缩聚物阻垢剂和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配，在实验温度为120 ℃、阻垢剂质量浓度在15 mg/L时防垢率可以达到88%左右；动态防垢效果评价表明，复配比例为1︰1，实验温度为120 ℃、阻垢剂质量浓度为10 mg/L时驱替100 PV的渗透率保留值达到90%以上，动态防垢效果最好。

（3）综合阻垢剂性能评价结果，在高温高矿化度盐水溶液中，改性多胺缩聚物阻垢剂单体和有机磷酸盐类阻垢剂按1︰1比例复配时防垢效果最好，能够满足目标油田长期注水作业的要求。

参考文献：

[1]李海波，张舰．油田防垢技术及其应用进展[J]．化学工业与工程技术，2012，33（4）：40-43．

[2]高波，王勇，李冰，等．渤西油田污水回注储层损害评价研究及化学保护措施[J]．海洋石油，2010，30（1）：76-80．

[3]徐勇，王卫忠，高锋博，等．油田注水阻垢剂研究进展[J]．广州化工，2014，42（18）：43-44．

Study on the Performance of the Anti-temperature and Salt-resisting Scale Inhibitor for Oil Fields in Iraq

REN Kunfeng1, SHU Fuchang1, XING Xijin2, LUO Gang3, LIN Kexiong3, XIANG Xingjin3
（1. College of Chemistry and Environmental Engineering, Yangtze University, Hubei Jingzhou 434023, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China；3. Jingzhou Hanc New-Tec Research Institute, Hubei Jingzhou 434000, China）

Abstract：Water injection is the most widely used method for many oilfields during the later period of the development. However，during water injection process, inorganic scale might deposited, making water injection pipeline and formation being plugged. When the formation temperature is high， and salinity of injected water is high， the damage is very serious. In Iraq oilfield， the reservoir temperature is up to 120 ℃, and the salinity of injected water is up to 200×104mg/L, scale phenomenon is very serious. Therefore, composite types of temperature resistance and salt inhibitor systems have been selected, and evaluation has been conducted on the performance of scale inhibitors. The results indicated that in the high temperature and high salinity brine solution, the anti fouling effect is best when the ratio of mixture of changed polyamine condensation polymer scale inhibitor agent monomer and organic phosphate antisludging agent is 1︰1, and static and dynamic antiscale rate can reached more than 90%, which can meet the requirements for long-term water injection operations in oilfield.

Keywords：scale inhibitor; anti-temperature and salt-resisting; high temperature; high salinity; scale inhibition rate

中图分类号：TE358+.5

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.01.048

文章编号：1008-2336（2016）01-0048-04

收稿日期：2015-08-20；改回日期：2015-10-22

第一作者简介：任坤峰，男，1986年生，在读硕士研究生，从事油气田应用化学方面的研究。E-mail：476557367@qq.com。