北海油田高硫海水结垢规律与临界防垢剂浓度

杨依依，孙召勃，翟 迪

（中国海洋石油国际有限公司，北京 100028）

注水开发是目前被全世界广泛采用的简单、成熟且经济有效的油气田开发技术，是油田长期高产稳产的一项重要措施，也是油田提高原油采收率的主要二次采油方法。在注水开发过程中，由于地层水与注入水配伍性差，导致混合液体在近井储层、井筒或地面管线结垢，从而增加流体流动阻力，造成管线垢下腐蚀[1-3]，进而导致管线及井下管柱损坏；与此同时，在储层结垢，会引起孔渗物性下降，显著降低油井产量。因此，研究地层水和注入水的结垢规律，并对防垢效果开展实验研究，将对油田注水开发起到极其重要的作用[4，5]。

北海区域海上油田注水开发主要应用海水，呈高盐硫特征，硫酸根离子体积浓度高达3 000 mg/L，垢沉积以最难清除的硫酸钡和硫酸锶为主。随着注入水不断注入地层，结垢问题已经逐渐影响到油田的正常生产。笔者以北海B 油田注入海水为研究对象，研究该油田注入水和地层水的结垢规律，提出防垢方法，以期对该油田及类似高硫海上油田高效开发起到指导意义。

1 注入水和地层水组成

B 油田高硫海水和地层水离子组成（见表1）。从表1 可以看出，该油田注入的海水含有大量成垢阴离子SO42-、HCO3-，而地层水含有大量的成垢阳离子Ba2+、Sr2+和Mg2+。由于MgSO4是溶于水的，从离子类型分析来看，该油田成垢类型以硫酸钡和硫酸锶等难溶垢沉淀为主。

表1 北海B 油田注入海水与地层水离子组成

2 油田结垢趋势预测

为了研究注入水与地层水结垢规律及机理，采用本油田结垢预测模型SCALEUP 对油田在海水和地层水不同混合比例、温度、压力和成垢离子体积浓度等关键影响因素下的结垢趋势进行了预测，可对现场除垢技术提供理论指导[6-9]。

2.1 混合比例对硫酸盐结垢的影响

对于硫酸钡垢形成过程，当溶液中的硫酸钡含量超过其溶解度时，溶液变为过饱和溶液，此时硫酸钡晶体会析出，进一步形成固体垢。溶液的过饱和度是影响垢形成的最主要因素之一。为考察注入水与地层水混合比例对地层结垢的影响，模拟真实油藏条件，选择温度为90 ℃，压力为31.5 MPa 进行预测，研究结果（见图1）。当海水和地层水混合比为8:92 时，结垢量最大，达到346 mg/L；当海水和地层水混合比为55:45 时，过饱和度达到最大值17.1，该情况下需要更高的防垢剂临界浓度值（MIC）才能实现较好的防垢效果[10-12]。

图1 混合比例与过饱和度及BaSO4 结垢量变化曲线

2.2 温压对硫酸盐结垢的影响

在全部注海水的弱酸条件下（pH=5.7）研究了温度（20 ℃，40 ℃，50 ℃，70 ℃和90 ℃）对结垢趋势的影响。由图2 可看出，压力31.5 MPa、20 ℃时过饱和度为35.7%，随着温度升高，过饱和度逐渐降低且降幅逐渐变小，在温度90 ℃时降低为17.1%。这是因为温度升高，硫酸钡溶解度变大，使得硫酸钡形核阻力变大，不易形核成垢，相应的结垢量也会变小[13，14]。不同压力下，温度对结垢的影响也存在差异。低压条件0.1 MPa，过饱和度由20 ℃时的42.9%降低为90℃时的20.6%；高压条件31.5 MPa，过饱和度由20 ℃时的35.7%降低为90 ℃时的17.1%，以上结果说明，压力的升高使硫酸钡溶解度增大，结垢量降低，且低压条件下过饱和度随温度变化的幅度较高压条件更大。

图2 不同压力条件下过饱和度随温度变化曲线

2.3 SO42-质量浓度对硫酸盐结垢的影响

在特定压力（31.5 MPa）下研究了注入水中SO42-质量浓度（100 mg/L，1 000 mg/L，2 800 mg/L）对结垢趋势的影响。不同注入水的SO42-质量浓度随温度的变化曲线（见图3）。模拟地层温度90 ℃条件下，随着SO42-质量浓度的升高，过饱和度由100 mg/L 时的3.2%增大为2 800 mg/L 时的17.1%，增加了近6 倍，这是因为成垢离子浓度越高，成垢的可能性就越大，结垢量越大，说明SO42-质量浓度的升高将导致结垢问题变得非常严重[4]。

图3 不同SO42-质量浓度条件下过饱和度随温度变化曲线

3 油田临界防垢剂浓度确定

通过B油田注入水结垢规律可以看出，该油田主要可能结硫酸盐垢，且结垢量较大。针对该油田结垢类型和结垢特征，开展室内化学防垢技术研究，优选适合于该油田注入水的化学防垢剂。由于海上深水高硫油田所需防垢剂加量大，长期持续注入成本高，因此需确定防垢剂临界浓度，控制开发成本，实现油田经济有效开发。

3.1 防垢实验方法

防垢剂防垢性能评价参照石油天然气行业标准《SY/T5673-93 油田用防垢剂性能评价方法》中规定的化学防垢法对硫酸盐阻垢剂进行性能评价及临界浓度确定[5]。

3.2 防垢剂优选

防垢剂类型及其浓度对硫酸盐沉淀防垢效果具有较大影响，不同类型防垢剂的防垢机理及适用条件是有所差异的。单剂选择以防垢率＞90%作为评判标准，通过防垢剂的浓度和防垢率关系选出最佳的防垢剂，实验时将注入水中SO42-浓度定于2 800 mg/L，地层水中Ba2+浓度235 mg/L，海水与地层水混合比为55:45，温度为90 ℃，各防垢剂实验结果（见表2 和图4）[15-17]。

图4 多种防垢剂的防垢浓度与防垢率关系曲线

表2 多种防垢剂抑制硫酸盐垢效果评价

由表2 和图4 可以看出，7 种防垢剂防垢率初期随防垢剂的浓度升高而增加，RX、ABP、Aquarite 和Briquest 系列对硫酸钡垢的防垢效果相对较差，而EC6300A 对硫酸钡垢的防垢效果相对最为理想，当防垢剂浓度为8 mg/L 时，防垢率达90%以上，当浓度超过8 mg/L 时，防垢率呈略微下降趋势，故下面实验中选择了该防垢剂进行实验研究以确定不同混合比例注入水的防垢剂临界浓度[18]。

3.3 不同混合比例注入水临界防垢剂浓度

结合油田实际防垢需求，考虑可能生产中后期对平台除硫设备进行升级改造，设计以下实验方案确定不同混合比例注入水下的临界防垢剂浓度。

3.3.1 高硫海水：地层水质量比例为55：45 临界防垢剂浓度 选取海水与地层水混合质量比为55：45，高硫海水SO42-浓度2 800 mg/L，温度90 ℃，pH=5.5 的弱酸条件下进行实验，基于前面分析结果显示该条件下过饱和度达到最大值17.1，可能需要更大的临界防垢剂浓度。由图5 可以看出，防垢剂EC6300A 在浓度为8 mg/L 时达到峰值，随着浓度增加防垢效果反而变差，基于此趋势可以确定8～10 mg/L 为该高温条件下的临界防垢浓度，防垢效果为91%左右[9]。

图5 高硫海水：地层水质量比例为55:45 条件下防垢剂浓度与防垢率关系

3.3.2 脱硫海水：地层水质量比例为60:40 临界防垢剂浓度 选取海水与地层水混合质量比为60:40，部分脱硫海水SO42-浓度50 mg/L，温度90 ℃，pH=5.4 的弱酸条件下进行实验。由图6 可以看出，在注入部分脱硫海水条件下，防垢剂浓度范围由2 mg/L 升高至50 mg/L时，防垢率无明显变化，维持在80% 的高水平范围。该条件下临界防垢浓度低于2 mg/L，可知后期油田除硫平台升级改造后海水处理标准SO42-浓度为50 mg/L 范围即可以忽略垢沉淀对油田生产的影响。

图6 脱硫海水：地层水质量比例为60:40 条件下防垢剂浓度与防垢率关系

3.3.3 高硫海水：高钙地层水质量比例为55:45 临界防垢剂浓度 在特定SO42-体积浓度（2 800 mg/L）和Ca2+体积浓度（2 000 mg/L）下研究了对防垢剂的影响，旨在进一步确定B 油田地层水中较低的Ca2+浓度水平是否是影响防垢剂效果的重要因素之一，实验结果（见图7 和表3）。

图7 高钙地层水条件下防垢剂EC6300A 防垢效率对比

表3 临界防垢剂浓度对比表

由表3 可知，注入水中混合高钙地层水后所需防垢剂临界浓度明显低于原始地层水。这说明注入水中Ca2+浓度的升高有助于降低临界防垢剂浓度值，这是一种钙效应，尤其对于磷酸盐类防垢剂，使得硫酸钡形核抗力变大，效果更为明显。因此，在注入水中适当提高Ca2+浓度更有利于抑制硫酸盐垢类的形成，达到预期防垢效果[19，20]。

4 结果与讨论

（1）北海B 油田在弱酸条件下注入海水中的高浓度SO42-与地层水中的Ba2+、Sr2+等阳离子在地层温压下产生硫酸盐类沉淀，当高硫海水和地层水混合比例为55:45 时，过饱和度达到最大值17.1，需要更高的临界防垢剂浓度（MIC）才能实现预期防垢效果。

（2）当模拟水样为纯高硫海水时，温度为20 ℃时模拟水样的过饱和度为35.7%，90 ℃时过饱和度下降至17.1%，降幅高达1 倍；当SO42-体积浓度由100 mg/L增至2 800 mg/L 时，过饱和度由3.2%增大至17.1%，提高了近6 倍。

（3）北海B 油田结垢类型以难清除的硫酸盐类为主，实验结果表明，磷酸盐类防垢剂的性能较聚羧酸类防垢剂更能满足本油田的防垢要求。

（4）高硫海水和地层水混合比例为55:45 时，过饱和度达到最大值17.1，其临界防垢剂浓度为8 mg/L。

（5）高硫海水脱硫至50 mg/L 安全范围时，可忽略结垢现象对油田生产的影响。

（6）当注入水为高硫海水和地层水的混合样时，适当增加Ca2+浓度能明显降低临界防垢浓度值，降低幅度为30%～50%，更有助于控制成本，发挥较好防垢效果。