姬塬油田H3区块清防垢技术研究

闫怀荣，贾艳丽，苟利鹏，喻 方

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

姬塬油田H3区块清防垢技术研究

闫怀荣，贾艳丽，苟利鹏，喻 方

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地西部，属多层系开发油田，地层水矿化度高，主要为CaCl2水型，洛河层注入水为Na2SO4水型，注入水与地层水不配伍，导致系统结垢日趋严重。为了解决多层系开发中的结垢问题，以姬塬油田最具代表性的多层系H3区块为研究对象，进行地层、井筒及地面集输系统结垢机理及防垢技术研究，探索极为有效的清防垢技术。

姬塬油田；注入水；地层水；结垢；防垢；结垢机理

H3区块开发层位主要为C6、C8、C9，地层水水型为CaCl2，注入水水型为Na2SO4，注入水与地层水普遍不配伍，随着油田开发的深入，综合含水不断上升，导致系统结垢日趋严重。本文全面深入研究了H3区块结垢现状、水质分析、垢样分析，总结了该区块结垢机理及结垢特征，并开展H3区块阻垢剂适应性研究，优选姬塬油田H3区块的清防垢技术，并开展现场实验，取得了一定的效果。

1 H3区块结垢现状

H3区块开采层系有C6、C8、C9油层，属于三套层系开发叠合区，结垢油井65口，其中C6结垢油井31口，C8结垢油井22口，C9结垢油井12口。结垢多发生在油井泵挂以上400 m内，垢型分析主要是碳酸盐垢，同时含有BaSO4等物质的混合垢。

H3区块集输系统中集输站点25座，集输管线共有225条，结垢站点13座，其中：C6结垢站点7座，C8结垢站点4座，混进结垢站点2座，结垢物主要是硫酸钡锶垢。结垢管线23条，其中站点输油管线6条，集油管线19条。

2 室内分析研究

2.1 水质分析

实验方法：依据SY/T 5523-2016《油田水分析方法》对H3区块采出水及注入水进行检测分析（见表1）。

表1 H3区块注入水与采出水水质分析结果（mg/L）

表2 集输站点及油水井垢样X衍射分析结果

水质分析结果显示：H3区块注入水富含SO42-，高达1 819 mg/L，未见水的油井采出水富含Ca2+、Ba2+、Sr2+，其中Ca2+含量264 mg/L～9 880 mg/L，Ba2+、Sr2+含量124 mg/L～1 744 mg/L。

2.2 垢样分析

实验方法：采用X衍射分析方法对H3区块油井垢样及站点垢样进行分析（见表2）。

站点垢样分析结果显示：集输系统站内管线、设备结垢以BaSO4、SrSO4为主，油水井自然结垢以CaCO3为主，见水井结垢以BaSO4、SrSO4为主。

2.3 结垢机理

姬塬油田H3区块采出水水型为CaCl2，注入水为Na2SO4型，且采出水中富含Ca2+、Ba2+、Sr2+，注入水富含SO42-，两种水相遇后易生成BaSO4、SrSO4垢，因此导致集输系统结垢严重。

油井结垢原因主要为地层流体从油层通过射孔孔眼进入井底时，压力和温度的突然降低，破坏了流体在地层内部的HCO3－化学平衡，于是在整个采油井段的井筒中发生CaCO3结垢。见水井结垢机理同集输系统结垢机理。

3 清防垢技术研究

3.1 阻垢剂室内研究

3.1.1 结垢站点阻垢剂优选 实验方法：依据Q/ SY126-2014《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术要求》，室内模拟配制H3区块水质[3-5]。评价4种阻垢剂的钡锶阻垢效果。

实验室用BaCl2·2H2O和NaCl模拟油田地层水，用Na2SO4和NaCl模拟油田注入水，通过加入NaCl调节矿化度以及成垢阴阳离子平衡，水质离子含量。

室内实验结果（见图1）表明：室内分别模拟注入水与地层水体积1：1和注入水与地层水体积2：1混合情况下，4种阻垢剂投加浓度100 mg/L，TH-607B钡锶阻垢效果好于其他3种阻垢剂。

3.1.2 结垢油井阻垢剂优选 实验方法：依据Q/ SY126-2014《油田水处理用缓蚀阻垢剂技术要求》，室内模拟配制H3区块水质[6-9]。评价5种阻垢剂的碳酸钙垢阻垢效果。

实验室用CaCl2模拟地层水，用Na2CO3模拟注入水，两种水质以一定的比例混合，通过阻垢剂加入前后Ca2+含量的变化，评价阻垢剂对碳酸钙垢的阻垢效果。室内实验结果（见图2）表明：室内模拟注入水与地层水体积1：1混合情况下，5种阻垢剂投加浓度120 mg/L和150 mg/L，在50℃下恒温静止反应16 h，PBTCA阻垢效果好于其他4种阻垢剂。

图1 四种阻垢剂钡锶阻垢率柱状图

图2 五种阻垢剂碳酸钙垢阻垢率柱状图

3.2 纳滤膜脱硫酸根技术

技术原理：纳滤是最精密的膜法液体分离技术，它能有选择性的截流价位高、半径大的离子，但允许水和低价位、低半径的离子透过。纳滤系统一般由预处理部分、膜处理部分和后处理部分组成。经预处理后的水进入高压泵增压后送至纳滤系统作脱盐处理。纳滤处理后的水进入过滤水罐，有选择性的脱去硫酸根等分子量高的离子。

3.3 防腐防垢内涂层处理技术

技术原理：采用涂、渡、注、渗、化学转化、热流强化等措施，改变材料表面的化学成分、组织结构、力学状态等理化和机械性能，使材料表面获得一层保护性的覆盖层或强化层，可以避免金属集体与介质的直接接触，有的覆盖层还具有电化学保护作用或缓蚀作用。从而达到防腐防垢的目的。

3.4 高压水气数控脉冲除垢技术

技术原理：高压水气数控脉冲除垢是指以高压气体做为介质，经数控脉冲发生仪产生高压脉冲波，利用空气的可压缩性，在数控脉冲的控制下，使高压气体以一定的频率和脉宽进入管道内，在管道内形成间断的气-水流，随着空气的压缩和扩张，使管内的紊流加剧，水流的横向剪切应力增大，高流速脉冲波在冲蚀、剥层、水楔等作用下，使坚硬污垢从基体表面脱离。

4 现场应用

4.1 结垢站点投加阻垢剂

选择C55-18橇、S15橇、J28转开展TH-607B型阻垢剂现场实验，投加浓度100 mg/L，投加方式：连续投加，投加周期：6个月，安装观察短节（见表3）。

实验效果：由表3可见，C55-18橇、S15橇、J28转三座站点投加TH-607B型阻垢剂后结垢速率延长1倍以上，实验效果明显。

4.2 纳滤膜脱硫酸根技术

J5站注入水中硫酸根含量在2 000 mg/L以上，地层水中钙离子含量在7 000 mg/L以上，并且含有钡锶离子，注入水与地层水严重不配伍。在J5站投运注水系统纳滤脱硫酸根技术（见表4）。

表3 结垢站点钡锶阻垢剂投加统计表

表4 J5站脱硫酸根实验水质离子检测表（mg/L）

表5 结垢油井阻垢剂投加统计表

表6 H3区块防腐防垢内涂层处理管线统计表

表7 结垢站点物理清垢实验效果统计表

实验效果：由表4可见，J5站纳滤膜脱酸根技术硫酸根离子脱除率达到79%，可以有效减少注入水中硫酸根离子的含量，减缓地层结垢。

4.3 结垢油井投加阻垢剂

在H3区块Y54-87等5口结垢油井开展油套环空投加PBTCA型阻垢剂，投加PBTCA，投加量：5 kg/d，投加方式：每天兑水投加（1:5），投加周期：6个月（见表5）。实验效果：由表5可见，现场5口结垢油井投加PBTCA型阻垢剂后结垢速率延长1倍，实验效果明显。

4.4 结垢管线防腐防垢内涂层

选择对结垢严重的C48-31至S18增、Y40-97至S14橇管线清垢后进行防腐防垢内涂层处理实验。

实验效果（见表6）：经过防腐防垢内涂层处理的管线结垢速率延长1倍，实验效果较为明显。

4.5 高压水气数控脉冲除垢技术

对整橇结垢严重的S15橇、S17橇进行高压水气数控脉冲除垢（见表7）。

实验效果：由表7可见，S15橇、S17橇两座站点进行高压水气数控脉冲除垢后，系统压力下降明显，整橇运行正常，除垢效果明显。

5 结论

5.1 地层防垢治理

H3区块应用的纳滤膜脱硫酸根技术能够大量减少注入水中硫酸根离子含量，从源头上控制注入水中成垢离子，减缓注入水对地层的结垢伤害。

5.2 油井防垢治理

H3区块结垢油井开展的油套环空投加PBTCA，能够有效延长结垢油井结垢速率，延缓油井的结垢程度。

5.3 集输系统清防垢治理

H3区块结垢站点采用系统投加阻垢剂、高压水气数控脉冲除垢技术，现场应用效果明显，能够达到清防垢目的。结垢管线采用的防腐防垢内涂层处理技术能够有效延缓结垢速率。

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大港油田注底水开发增产量

5月7日记者获悉，针对天然能量开发单元底水锥进严重的难题，大港采油六厂创新实施注底水开发模式，水驱采收率提高2.4%，开创大港油田非常规油藏注水先河。

采油六厂羊三木油田开采已有40余年，主力开发单元羊三断块馆一油组属于典型的依靠边底水能量开发的普通稠油油藏，底水厚度是油层厚度的7至10倍，增油潜力大，但存在底水锥进严重、含水上升快、递减大等问题。

针对开发难点，采油六厂成立科技攻关小组进行人造边底水、改变驱动方式技术研究，在目前注采井网条件下，以油藏数值模拟技术为支撑，以平衡天然能量和人工补充能量为主攻方向，对注水量、注水层位等关键参数进行优化预测，先后选取4个井组开展大排量注底水开发先导试验，开发效果明显。

（摘自中国石油新闻中心2017-05-10）

TE358.5

A

1673-5285（2017）05-0053-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.05.012

2017－03-07