中原油田文72块油井防垢技术研究

闫方平

(承德石油高等专科学校石油工程系，河北 承德 067000)

油田注水开发过程中经常遇到结垢导致的油层伤害、生产能力下降、注水压力升高、注水井作业周期缩短、设备磨损或垢蚀等问题，影响油气正常生产和油田开发效益。

中原油田文72块油藏具有埋藏深(－3 300～－3 800 m)，高温(120～140℃)，高压(原始地层压力57 ～72 MPa，压力系数 1.69 ～1.96)，井深(3 900 m)，低渗(渗透率 15.0 ×10－3μm2)，高饱和压力(43.93 MPa)，高气油比(原始气油比451.8 m3/m3，559.05 m3/t)等特点，是一个复杂断块异常高压低渗透挥发性油藏，在注水过程中存在较为严重的结垢问题，目前已不同程度地影响了注水开发的正常进行。

文72块注入水及地层水组成如表1所示，从表中的化学组成来看，油田开发过程中存在碳酸钙结垢和硫酸钙结垢的可能。

表1 中原油田文72块注入水和地层水成分

1 生产井结垢趋势预测

根据计算机预测法［1-8］，采用预测软件OFISTP3.0对现开发阶段生产井的碳酸钙、硫酸钙结垢趋势进行预测。预测结果表明，在生产井近井地带有碳酸钙、硫酸钙结垢的问题，且硫酸钙结垢量大于碳酸钙结垢量，现场经验与理论预测基本相符。

表2 现开发阶段生产井近井带结垢趋势预测结果表

2 油井防垢实验研究

2.1 实验用水的配制

实验采用中原油田实际注入水和模拟地层水进行结垢实验研究。实验用水成分如表3所示，实验条件及该条件下的结垢趋势如表4所示。

模拟注入水:模拟注入水是不含成垢离子的注入水。根据注入水的成分，用等量的Na+替代Ca2+，等量的Cl－替代SO2－4和HCO－3配制模拟注入水;

模拟地层水1:在实际注入水样中加入0.001 065 mol/L的NaHCO3和0.002 5 mol/L的Na2SO4，即1L注入水中加入89.47 mg NaHCO3和355.1 mg Na2SO4;

模拟地层水2:在实际注入水样中加入0.001 065 mol/L的NaHCO3和0.010 4 mol/L的Na2SO4，即1L 注入水中加入89.47 mg NaHCO3和 1 477.22 mg Na2SO4。

表3 中原油田文72块实验用水成分

表4 文72块油水井防垢岩心流动实验条件

2.2 油井防垢岩心流动实验

2.2.1 实验流程

1)抽真空，并饱和模拟注入水;

2)注入模拟注入水:调整回压为10 MPa，设定恒温箱温度120℃，注入模拟注入水，注水过程监测流量、压力等参数，每隔0.5个PV记录一次数据，并计算渗透率，直到渗透率稳定是结束;

3)注入模拟地层水:注入模拟地层水，注水过程监测流量、压力等参数，每隔0.5个PV记录一次数据，并计算渗透率，直到渗透率变化较小时结束;

4)注入加防垢剂的模拟地层水:在模拟地层水中加入一定量的防垢剂SA1320C(20、10 mg/L)，注入加防垢剂模拟地层水，注水过程监测流量、压力等参数，每隔0.5个PV记录一次数据，并计算渗透率，确定最低有效浓度。

2.2.2 实验结果分析

按照上述实验流程在设计实验条件下(见表4)开展了油井防垢岩心流动实验研究，实验分强结垢趋势(油井防垢实验1、结垢量1 781 mg/L)和弱结垢趋势结垢(油井防垢实验2、结垢量408 mg/L)两种。

模拟注入水注入时间为0～2个孔隙体积(PV)倍数，模拟地层水注入时间为2～5.5个孔隙体积(PV)倍数，加入20 mg/L防垢剂SA1320C注入时间为5.5～7.5个孔隙体积(PV)倍数，加入10 mg/L防垢剂SA1320C注入时间为7.5～9.5个孔隙体积(PV)倍数。实验结果如图1、图2所示。

从图2中可以看出，中原模拟地层水的渗透率变化明显，表明其结垢程度较大，模拟地层水2中加入了更多的Na2SO4，增加了结垢的程度。在模拟地层水中加入防垢剂后可以有效的抑制结垢物的生成，使岩心渗透率保持不变。实验表明，加入浓度为10 mg/L的SA1320C防垢剂可有效抑制垢生成，起到良好的防垢效果。

2.3 防垢剂与抑盐剂复配实验

由于文72块地层中含有大量的盐类，在现场生产中，需要加入抑盐剂防止盐类引起井筒堵塞，因此要对防垢剂与抑盐剂的配伍性进行研究。

1)配伍性实验

实验溶液为中原实际注入水，在温度为90℃，一个大气压的条件下，分别在浓度为300 mg/L，500 mg/L，1 000 mg/L，1%，2%，3%的防垢剂中加入0.25%的抑盐剂。实验结果表明，300 mg/L和500 mg/L的防垢剂与抑盐剂基本不产生沉淀，其余均产生明显的沉淀，说明二者配伍性不是很好。不能同时挤注进入地层，否则会堵塞地层，造成地层伤害。

2)静态防垢率实验

实验目的主要是为了检测抑盐剂对防垢剂防垢性能的影响，实验温度为90℃，实验结果如图3所示。

从图中可以看出，加入抑盐剂后防垢率有所上升，但总体相差不大，说明抑盐剂不影响防垢剂的防垢性能。

3)岩心驱替实验

实验是为了检验防垢剂与抑盐剂复配对地层的伤害性。首先在模拟岩心中注入120个岩心孔隙体积(PV)的前置液(NaCl+KCl溶液)，把岩心孔隙清洗干净;然后注入10～20个PV防垢剂与抑盐剂的混合溶液，充分饱和岩心后，关闭24 h;用后置液(NaCl+KCl溶液)对岩心中防垢剂和抑盐剂进行驱替。

通过监测流量和压力的变化，计算岩心的渗透率。如果岩心渗透率不降低，说明对地层无伤害;反之，说明二者不配伍，在地层条件下，对地层造成伤害。实验温度为90℃，实验结果如图4所示。

从图中可以看出，岩心的渗透率随着返排体积的增大而有所减小，说明对岩心造成了一定的伤害，不能同时挤注到地层，这也和前面所做的静态配伍性实验结果一致。建议采用防垢剂井下挤注，抑盐剂环空投加的方法。

3 结论

1)中原油田文72块油藏现开发阶段生产井近井带存在较为严重的结垢问题，碳酸钙结垢量为38.75 ～149.81 mg/L，硫酸钙结垢结垢量为156.86 ～1 240.63 mg/L。

2)油井防垢岩心流动实验结果表明，防垢剂SA1320C在浓度为10 mg/L时，可以起到良好的防垢效果。

3)防垢剂与抑盐剂复配实验结果表明，二者的配伍性较差，建议采用防垢剂井下挤注，抑盐剂环空投加的方法。

［1］闫方平，董双波，张红静，等.中原油田文72块注水井结垢趋势预测及实验研究［J］.油田化学，2008，25(3):221－223，231.

［2］朱义吾，赵作滋，巨全义.油田开发中的结垢机理及其防治技术［M］.西安:陕西科学技术出版社，1995.

［3］蒋伟，郑云萍，司先锋.油气田结垢预测技术研究进展［J］.试采技术，2006，27(2):44－48.

［4］Skillman H F，Mcdunald J P Jr，Stiff H A Jr.A simple，accurate，fast method for calculating calcium sulfate solubility inoilfield brine［A］.The Spring Meeting of the SouthwestenDistrict，API，Lubbock，Texas［C］.March，1969.

［5］罗明良，蒲春生，董经武，等.无机结垢趋势预测技术在油田开采中的应用［J］.油田化学，2000，17(3):208－209.

［6］Vetter O J，Farone W A.CaCO3scale prediction a practicalapproach［J］.SPE 17 000，1987.

［7］Ming Dong Yuan.Prediction of sulfate scaling tendency in oil fieldoperation ［J］.SPE 18 484，1989.

［8］贾红育.注水开发油藏水驱油机理及油层结垢机理研究［D］.西安:西北大学，1997.