石南油田注水储层结垢影响因素及阻垢效果评价研究

李洪建， 刘文举， 倪 斌， 石 鹤， 宋文宇， 宋文超

1西南石油大学石油与天然气工程学院 2中国石油新疆油田公司石西作业区

0 引言

我国大多数油气田已经到了开采中后期，主要采用注水开发的方式提高采收率。在注水过程中，若注入水与地层水不配伍，将导致注水储层结垢，造成储层渗透率降低，为油气开采增加难度。与此同时，结垢也会引起注水压力增大，甚至无法正常注水，最终使得油井产量降低[1- 2]。为预防石南油田注入水注入储层后结垢对生产造成的不利影响，文中应用Scale-Chem结垢预测软件对石南油田注入水与地层水混合水样的结垢趋势、结垢量及结垢垢型进行预测，并通过室内静态实验研究了注入水与地层水的混合比、温度、压力及pH值对结垢量的影响。针对石南油田注入水与地层水混合水样的结垢垢型，开展了阻垢剂筛选及影响阻垢效果因素的实验研究，得到了针对石南油田注入水与地层水混合水样阻垢效果最好的阻垢剂及最佳使用浓度。

本文的研究结果为石南油田注水储层的化学防垢提供了科学依据与指导性建议。

1 石南油田注入水与地层水离子成分分析

按照我国环保部颁布的环境保护标准HJ776—2015《水质32种元素的测定电感耦合等离子体发射光谱法》，用电感耦合等离子体发射光谱仪与ICS- 5000多功能离子色谱仪对石南油田注入水与地层水离子成分进行了分析。分析结果见表1、表2。

表1 石南油田注入水离子成分分析数据

表2 石南油田地层水离子成分分析数据

由石南油田注入水及地层水离子成分分析结果可知，注入水中Ca2+含量为1 029.4 mg/L、HCO3-含量为679.7 mg/L、SO42-含量为210.0 mg/L，地层水中Ca2+含量为1 117.6 mg/L、HCO3-含量为366.8 mg/L、SO42-含量为1 129.3 mg/L，因此，当注入水进入地层并与地层水混合后，并且在环境条件的作用下，有可能会生成碳酸盐垢或硫酸盐垢。

2 石南油田注水储层结垢理论预测研究

在油气田生产过程中，结垢已经成为了不容忽视的问题之一，要采取相应的防垢、除垢措施，首先要对油田的结垢趋势及结垢量进行科学、准确的预测[3]。文中主要以Scale-Chem结垢预测软件为工具，开展了混合比、温度、压力及pH对结垢量影响的预测研究，通过预测数据得到了混合比、温度、压力以及pH对结垢量影响的变化趋势及结垢类型。

2.1 混合比对结垢影响理论预测

根据石南油田注水储层的工况，在温度为75 ℃、压力为10 MPa、pH值为7.8的条件下，预测了注入水与地层水的混合比对结垢趋势及结垢量的影响。注入水与地层水的混合比分别为1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1。预测结果见图1。

图1 混合比对结垢影响预测曲线

由图1预测曲线可知，注入水与地层水混合后生成的垢为CaCO3垢；当两者的混合比例增大时，CaCO3的结垢量逐渐增大，当混合比为9∶1时，结垢量达到了最大，为338.15 mg/L。

2.2 温度对结垢影响理论预测

在注入水与地层水的混合比为9∶1、压力为10 MPa、pH值为7.8的条件下，预测温度对结垢趋势及结垢量的影响，温度从45～95 ℃。预测结果如图2所示。

由图2预测曲线可知：混合水样的结垢类型为CaCO3垢，并且随着温度的升高，CaCO3的结垢量逐渐增大，当温度达到95 ℃时，结垢量达到了最大值、为382.44 mg/L。其原因是温度升高使得碳酸钙的溶解度降低，导致碳酸钙从溶液中的结晶析出量增大[4]，并随着温度的升高，结垢量逐渐增大。

图2 温度对结垢影响预测曲线

2.3 压力对结垢影响理论预测

在混合比为9∶1、温度为75 ℃、pH值为7.8的条件下，预测压力对结垢量的影响。压力为5～25 MPa。预测结果如图3所示。

图3 压力对结垢影响预测曲线

由图3预测曲线可知：混合水样的结垢类型主要为CaCO3垢，随着压力的增大，CaCO3的结垢量逐渐降低，当压力从5 MPa增大到25 MPa时，混合水样结垢量从338.65 mg/L降低到314.27 mg/L。分析认为，随压力升高，CaCO3的结垢量逐渐减少。这是因为压力升高使得碳酸钙的溶解度增大，从而导致碳酸钙的结垢量随压力的升高而不断减少[5]。

2.4 pH值对结垢影响理论预测

在注入水与地层水的混合比为9∶1、温度为75 ℃、压力为10 MPa的条件下，预测pH值对结垢量的影响。pH值分别为5.5、6、6.5、7、7.5、8。实验结果如图4所示。

图4 pH值对结垢影响预测曲线

由图4预测曲线可知：石南油田注入水与地层水混合水样的结垢类型为CaCO3垢，随着pH值的升高，结垢量逐渐增大，且pH值对CaCO3结垢量的影响较为显著。这是因为在pH值从6变化为8的过程中，CaCO3的溶解度降低，另一方面，在碱性条件下部分HCO3-转化为CO32-，使得更多的CO32-与Ca2+发生反应生成沉淀，增强了碳酸钙的结垢趋势，从而导致更多的碳酸钙晶体从溶液中析出[6]。

综合以上结垢理论预测数据及预测曲线，认识如下：石南油田注水储层的结垢类型只有CaCO3垢，不含硫酸盐垢。尽管注入水与地层水中均含有SO42-，当注入水与地层水混合后，有可能生成碳酸盐垢或硫酸盐垢，但是，由于碳酸钙的溶度积常数远小于硫酸钙的溶度积常数，当注入水与地层水混合后，碳酸钙会优先结垢，使得SO42-无法与Ca2+结合而形成硫酸盐垢。因此，石南油田注入水与地层水混合水样中仅有碳酸钙垢。当注入水与地层水的混合比为9∶1时，结垢量达到了最大；随温度的升高，CaCO3的结垢量逐渐增加；随着压力的升高，CaCO3的结垢量逐渐减少；且压力对CaCO3的结垢量影响较小；随着pH值的增大，CaCO3的结垢量逐渐的增加，且pH值对CaCO3的结垢量影响较大。

根据上述结垢预测结果可知，石南油田注入水与地层水混合后，产生碳酸钙垢，为了减缓结垢对注水的影响，需要开展防垢措施研究。

3 石南油田注水储层阻垢效果评价

防止油田水结垢的方法有化学阻垢法、物理阻垢法及工艺阻垢法。化学阻垢法是在结垢的水体系中加入阻垢剂阻止垢的生成。由于在生产实际中，阻垢剂的用量可调、阻垢效果好、应用范围广，因此，化学阻垢法是目前全世界石油工业防止油田无机垢结垢的最常用的方法。

文中根据石南油田注水储层结垢类型，选用了PESA、TH- 607B、DTPMPA、GY- 405四种阻垢剂，在结垢量最大的混合比条件下，开展了阻垢效果影响实验研究。通过实验优选出阻垢效果最好的阻垢剂及其最佳使用浓度。

PESA是一种可生物降解的绿色环保型阻垢剂，主要是通过晶格畸变作用影响垢的生长，进而达到阻垢效果[7]；TH- 607B是一种新型高效的阻垢剂，能够克服高温、高矿化度的影响，更好的抑制碳酸垢和硫酸垢的生成[8]；DTPMPA是一种有机磷酸类的阻垢剂，该阻垢剂无毒、溶于酸且耐温效果好，该类阻垢剂分子的主要作用为晶格畸变作用和分散作用[9]；GY- 405是一种共聚物类阻垢剂，该类阻垢剂分子的主要作用与有机磷酸类阻垢剂的作用相同，均为晶格畸变作用和分散作用[10- 11]。

3.1 阻垢剂优选实验

选择合适的阻垢剂及其浓度能够更好的发挥其阻垢作用。因此，需要对阻垢剂类型及其浓度进行优选[11- 13]。在混合比为9∶1、温度为75 ℃、压力为1 MPa、pH值为7.8的条件下，对PESA、TH- 607B、DTPMPA、GY- 405四种阻垢剂及浓度进行优选,实验结果如图5～图8所示。实验方法参照(SY/T—1993)《油田用阻垢剂性能评价方法》行业标准[14]。

图5 PESA阻垢剂浓度对阻垢效果影响曲线

图6 TH- 607B阻垢剂浓度对阻垢效果影响曲线

由图5～图8中实验曲线可以看出，四种阻垢剂的阻垢率均随阻垢剂浓度的增大先升高后降低。分析认为，阻垢剂能与Ca2+形成性质稳定的络合物，随阻垢剂浓度的增加，混合水样中络合物的数量增加，降低了成垢Ca2+的数量，使得阻垢率升高；当阻垢剂浓度继续增加时，由于阻垢剂与Ca2+的反应速率小于Ca2+的成垢速率，使得阻垢率降低[15]。

图7 DTPMPA阻垢剂浓度对阻垢效果影响曲线

图8 GY- 405阻垢剂浓度对阻垢效果影响曲线

在浓度为100 mg/L时，阻垢剂PESA与DTPMPA的阻垢率均达到最大值，分别为82.74%、86.88%，阻垢剂DTPMPA的阻垢效果较好；在浓度为80 mg/L时，阻垢剂TH- 607B与GY- 405的阻垢率均达到了最大值，分别为80.29%、89.37%，由此可见，阻垢剂GY- 405的阻垢效果最好，通过比较阻垢剂DTPMPA与GY- 405的最高阻垢率可知，阻垢剂GY- 405的阻垢率最高，对混合水样能够达到较好的阻垢效果。因此，选择浓度为80 mg/L的阻垢剂GY- 405开展阻垢效果评价实验。

3.2 温度对阻垢效果影响实验研究

在注入水与地层水的混合比为9∶1、压力为10 MPa、pH值为7.8、阻垢剂浓度为80 mg/L的条件下，研究温度对油田阻垢效果的影响。温度变化范围为45～95 ℃。实验结果如图9所示。

图9 温度对阻垢效果影响实验曲线

由图9实验曲线可知：随着温度的升高，阻垢率先升高后降低；当温度为75 ℃时，阻垢率达到了最大值，为85.27%。分析认为，当温度较高时，阻垢剂分子的稳定性逐渐减弱，部分阻垢剂分子发生分解，阻垢效果变差；同时，随温度的升高，CaCO3的溶解度降低，使更多的CaCO3晶体从溶液中析出，进一步影响了阻垢剂的阻垢效果[16- 17]。因此，随温度的升高，阻垢率呈现出先升高后降低的趋势。

3.3 压力对阻垢效果影响实验研究

在混合比为9∶1、温度为75oC、pH为7.8、阻垢剂的浓度为80 mg/L的条件下，研究阻垢剂的浓度对碳酸钙阻垢效果的影响。压力的变化范围为2～10 MPa。实验结果如图10所示。

图10 压力对阻垢效果影响实验曲线

从图10实验曲线可以看出，在一定压力范围内，随着压力的升高，阻垢率逐渐增大；当压力为2 MPa时，阻垢率为83.76%，当压力为10 MPa时，阻垢率为86.37%。其原因是随着压力的增加，溶液中的离子扩散速度减慢，结垢量减小；同时，随压力升高，碳酸钙的溶解度增大。以上两种原因的共同作用，使得阻垢剂对混合水样的阻垢率随压力的升高而增大[17- 18]。

3.4 pH值对阻垢效果影响实验研究

在混合比为9∶1、温度为75℃、阻垢剂的浓度为80 mg/L、压力为1 MPa的条件下，研究pH值的变化对阻垢效果影响。pH值分别为6、6.5、7、7.5、8。实验结果如图11所示。

图11 pH值对阻垢效果影响实验曲线

由pH值对阻垢效果影响实验数据得到，当pH值从6升高到8的过程中，阻垢率先增加后减小。当pH值为7时，阻垢率达到最大值、为85.72%。分析原因认为，在酸性条件下，溶液中存在大量的H+，影响了阻垢剂的稳定性，从而降低了阻垢效果；过碱条件下，溶液中存在大量的OH-，过多的OH-会使得大量的HCO3-电离成CO32-，与溶液中的Ca2+反应生成沉淀，影响了阻垢剂的阻垢效果[18]。

4 结论

(1)由石南油田注入水及地层水离子成分分析结果可知，注入水中Ca2+含量为1029.4 mg/L、HCO3-含量为679.7 mg/L、SO42-含量为210.0 mg/L，地层水中Ca2+含量为1 117.6 mg/L、HCO3-含量为366.8 mg/L、SO42-含量为1129.3 mg/L；当注入水进入地层后，水体系的溶解平衡将被打破，可能产生碳酸盐垢或硫酸盐垢。

(2)由结垢影响因素理论预测得出，石南油田注水储层的结垢类型为CaCO3垢，当注入水与地层水的混合比例为9∶1时，CaCO3的结垢量最大；并随着温度的升高，结垢量逐渐增加；pH值对CaCO3结垢量的影响较大。

(3)通过对阻垢剂的优选及阻垢效果影响因素评价实验得到，对石南油田注入水与地层水混合水样阻垢效果最好的阻垢剂为GY- 405，最佳使用浓度为80 mg/L。

(4)阻垢剂GY- 405适应的温度范围较广且具有较强的耐酸碱性，当温度为45～95 ℃的范围内，其对混合水样的阻垢率均能达到85.07%以上；在pH值为6～8的范围内，其对混合水样的阻垢率均能达到82%以上。因此，针对石南油田注水储层，阻垢剂GY- 405能够满足其化学防垢的需求。本文的研究结果为预防石南油田注水储层的结垢，提出了指导性建议。