海上油田新型防垢剂的研制及性能评价

廖仲毅 罗玄 郭耀 李逵 王伟

摘      要： 针对海上A油田采用生产污水回注时存在比较严重的结垢现象等问题，室内以丙烯酸、阳离子单体、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和次亚磷酸钠为原料，通过水溶液聚合法研制出了一种新型防垢剂HFJ-S。在分析研究了目标油田水样离子组成及静态结垢量的基础上，评价了新型防垢剂HFJ-S的防垢效果。实验结果表明，防垢剂HFJ-S的加量为50 mg/L时，对混合水样的防垢率能够达到90%以上;随着实验温度的升高和实验时间的延长，防垢剂的防垢效率逐渐下降，当实验温度为100 ℃时，防垢率仍能达到88.7%，当实验时间为96 h时，防垢率仍能达到81.6%;在相同的加量条件下，新型防垢剂HFJ-S的防垢效果优于常用防垢剂。岩心动态驱替实验结果表明，使用加入防垢剂HFJ-S的生产污水驱替目标油田储层天然岩心至100 PV时，岩心的渗透率保留率能够保持在90%以上，而使用未加防垢剂的生产污水驱替100 PV时，岩心渗透率保留率仅为50%左右。说明研制的新型防垢剂HFJ-S对目标油田生产污水和地层水具有良好的防垢效果。

关  键  词：海上油田;结垢;防垢剂;性能评价;防垢率

中图分类号：TE 343         文献标识码： A         文章編号： 1671-0460（2019）10-2339-04

Abstract： Aiming at the serious scaling problem of production sewage reinjection in offshore A oilfield， a new scale inhibitor HFJ-S was developed in laboratory by aqueous solution polymerization using acrylic acid， cationic monomer， 2-acrylamide-2-methylpropionic sulfonic acid and sodium hypophosphite as raw materials. Based on the analysis and study of ion composition and static scaling amount of target oilfield water samples， the anti-scaling effect of new scale inhibitor HFJ-S was evaluated. The experimental results showed that the anti-scaling efficiency of the scale inhibitor HFJ-S was more than 90% when the dosage of HFJ-S was 50 mg/L. With the increase of the experimental temperature and the extension of the experimental time， the anti-scaling efficiency of the scale inhibitor gradually decreased. When the experimental temperature was 100 C， the anti-scaling rate still reached 88.7%， and when the experimental time was 96 h， the anti-scaling rate still reached 81.6%. The anti-scaling effect of the new scale inhibitor HFJ-S was better than that of common scale inhibitors. The results of core dynamic displacement experiment showed that the core permeability retention rate was maintained above 90% when the production sewage containing scale inhibitor HFJ-S was used to displace the natural core of the target reservoir to 100 PV， while the core permeability retention rate was only about 50% when the production sewage without scale inhibitor was used to displace 100 PV. The results showed that the new scale inhibitor HFJ-S had good scale control effect on the production sewage and formation water of the target oilfield.

Key words： Offshore oilfield; Scaling; Scale inhibitor; Performance evaluation; Scale inhibitory rate

海上A油田主要采用注水开发，注水储层段渗透率较低，注入水源主要为生产污水，经过一段时间的注水开发后，部分注水井出现注入压力升高、注水量下降的现象，逐渐达不到配注要求[1-3]。分析原因认为生产污水在注入储层时，在储层温度和压力条件下容易出现结垢，从而堵塞注水储层，造成注水压力升高、注水量下降[4-6]。因此，为解决生产污水结垢的问题，室内通过水溶液聚合法合成了一种新型防垢剂HFJ-S，在分析了海上A油田生产污水和地层水的离子组成后，对生产污水和地层水不同比例混合后的静态结垢量进行了测定，并在此基础之上，评价了防垢剂HFJ-S的防垢效果，并与常用防垢剂进行了性能对比。为解决海上A油田生产污水回注结垢问题提供一定的技术支持和保障。

1  实验部分

1.1  实验药剂与仪器

实验药剂：海上A油田生产污水、地层水、丙烯酸（AA）、阳离子单体（HC-2）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、次亚磷酸钠、过硫酸铵、缓冲溶液（氨水-氯化铵）、氢氧化钠、乙二胺四乙酸二钠（EDTA）、钙指示剂、无水乙醇、铬黑T。

实验仪器：电感耦合等离子体光谱仪、FA2004B型电子分析天平、HH-2型电热数显恒温水浴锅、DHG-9240A型台式鼓风干燥箱、08-2G型恒温磁力搅拌器、多功能岩心驱替实验装置、四口烧瓶、温度计。

1.2  新型防垢剂HFJ-S的合成

在装有温度计、冷凝管的四口烧瓶中加入一定量的丙烯酸（AA）和蒸馏水，升高至一定温度后，搅拌混合均匀，完全溶解后，再加入一定量的阳离子单体（HC-2）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）和次亚磷酸钠，继续搅拌混合均匀，使用氢氧化钠溶液调节pH值至6左右，最后再加入引发剂过硫酸铵，保持温度恒定，反应一段时间后，即得到淡黄色透明液体产品，继续使用无水乙醇洗涤提纯，烘干后即得固体新型防垢剂HFJ-S。

1.3  实验方法

1.3.1  水樣离子组成检测方法

使用电感耦合等离子体光谱仪，参照石油天然气行业标准SY/T 5523-2016《油田水分析方法》，对海上A油田生产污水和地层水的离子组成进行分析。

1.3.2  静态结垢量测定方法

参照石油天然气行业标准SY/T 5523-2016《油田水分析方法》中的络合滴定法，使用EDTA滴定水样混合水样成垢实验前后的钙离子浓度的变化情况，来计算不同混合水样的静态结垢量。

1.3.3  防垢率测定方法

参照石油天然气行业标准SY/T5673-1993《油田用防垢剂性能评定方法》，测定加入防垢剂前后，水样中成垢离子的浓度变化情况，来评价防垢剂的防垢效果。

防垢率计算公式如下：

1.3.4  模拟岩心驱替实验方法

选取海上A油田注水储层段天然岩心，洗油、烘干后饱和地层水，测定孔隙度和孔隙体积;使用多功能岩心驱替实验装置在储层温度下测定天然岩心的初始渗透率，然后注入一定PV数的生产污水，记录驱替压力变化情况，并计算岩心的渗透率保留率;另外选取一块渗透率相近的天然岩心，使用加入防垢剂的生产污水驱替一定PV数，记录岩心驱替压力变化情况，并计算岩心的渗透率保留率，以此评价防垢剂的动态防垢效果。

2  结果与讨论

2.1  水样离子组成分析结果

参照1.3.1中的实验方法，对海上A油田生产污水和地层水的离子成分进行了分析，实验结果见表1。由表1可知，目标油田生产污水中成垢阳离子Ca2+和Mg2+的含量较高，水型为CaCl2型，总矿化度为25 000 mg/L左右;而地层水中成垢阴离子HCO3-的含量较高，水型为NaHCO3型，总矿化度为20 000 mg/L左右。两种水样的pH值均偏碱性。

2.2  水样静态结垢量测定结果

参照1.3.2中的实验方法，对海上A油田生产污水和地层水按不同混合后的静态结垢量进行了评价，实验温度为30～90 ℃，实验结果见表2。

由表2实验结果可以看出，生产污水和地层水按不同比例混合后，在不同温度下（30～90 ℃）均会形成碳酸钙垢沉淀，且随着温度的升高，结垢量有逐渐增大的趋势。另外，随着混合水样中生产污水的比例增大，结垢量呈现出先上升后下降的趋势，其中当生产污水和地层水的比例为5∶5，结垢量达到最大。当实验温度为90 ℃时，结垢量最大可以达到400 mg/L左右，结垢程度较为严重。

2.3  防垢剂加量对防垢率的影响

参照1.3.3中的实验方法，评价了新型防垢剂HFJ-S加量对防垢率的影响，实验用水样为海上A油田生产污水与地层水按5∶5混合，实验温度为90 ℃，实验时间为12 h。实验结果见图1。

由图1实验结果可以看出，随着防垢剂HFJ-S加量的增大，防垢率逐渐增大，当防垢剂加量为50 mg/L时，防垢率能够达到90%以上，再继续增大防垢剂的加量，防垢率增加的幅度不大。因此，综合考虑经济方面的因素，推荐防垢剂HFJ-S的最佳加量为50 mg/L。

2.4  温度对防垢率的影响

参照1.3.3中的实验方法，评价了新型防垢剂HFJ-S在不同温度下对防垢率的影响，实验用水样为海上A油田生产污水与地层水按5∶5混合，防垢剂HFJ-S加量为50 mg/L，实验时间为12 h。实验结果见图2。

由图2实验结果可以看出，随着实验温度的增大，防垢剂HFJ-S在混合水样中的防垢效率逐渐下降，当温度为100 ℃时，防垢率仍能达到88.7%，说明防垢剂HFJ-S具有较好的耐温性能，在高温情况下仍能起到良好的防垢效果。

2.5  作用时间对防垢率的影响

参照1.3.3中的实验方法，评价了实验时间对防垢率的影响，实验用水样为海上A油田生产污水与地层水按5∶5混合，实验温度为90 ℃，防垢剂HFJ-S加量为50 mg/L。实验结果见图3。

由图3实验结果可以看出，随着实验时间的不断延长，防垢剂HFJ-S在混合水样中的防垢效率逐渐下降，当反应时间为96 h时，防垢率仍能达到80%以上，说明防垢剂HFJ-S具有较好稳定性，在较长时间的范围内仍能保持良好的防垢效果，能够增大防垢剂的作用范围，达到长效防垢的目的。

2.6  与常用防垢剂性能对比

参照1.3.3中的实验方法，评价了新型防垢剂HFJ-S与其他常用防垢剂在不同加量条件下的防垢性能，实验用水样为海上A油田生产污水与地层水按5∶5混合，实验温度为90 ℃，实验时间为12 h。实验结果见图4。

由图4实验结果可以看出，随着防垢剂浓度的增大，五种防垢剂的防垢率均呈现出逐渐上升的趋势，其中新型防垢剂HFJ-S在不同浓度条件下的防垢率均优于其他常用防垢剂，这说明研制的新型防垢剂HFJ-S对目标油田混合水样具有良好的防垢效果，能够满足海上A油田注水作业施工的需求。

2.7  模拟岩心驱替实验结果

参照1.3.4中的实验方法，在生产污水中加入50 mg/L的新型防垢剂HFJ-S，测定驱替不同PV数时的渗透率保留率，作为对比，在相同的实验条件下，测定未加防垢剂的生产污水对岩心渗透率的影响情况。实验结果见图5。

由图5实验结果可以看出，随着生产污水累积注入PV数的增大，未加入防垢剂的A1#岩心的渗透率呈现出逐渐下降的趋势，当驱替至100 PV时，A1#岩心的渗透率保留率仅为54.5%，岩心堵塞损害较为严重，分析原因认为，生产污水在动态注入过程中，与地层水混合产生了结垢沉淀，造成岩心渗透率下降。而加入HFJ-S的A2#岩心渗透率下降幅度较小，驱替至100 PV时，渗透率保留率为90.5%，说明加入新型防垢剂HFJ-S后，能够有效防止沉淀的生成，从而降低结垢对天然岩心的堵塞损害程度，起到良好的储层保护效果。

3  结 论

（1）针对海上A油田生产污水回注结垢现象严重等问题，室内通过水溶液聚合法合成了一种新型防垢剂HFJ-S。

（2）对目标油田水样离子组成及静态结垢量进行了分析和测定，并在此基础上评价了新型防垢剂HFJ-S的防垢性能。实验结果表明，防垢剂HFJ-S加量在50 mg/L时，对混合水样的防垢率能够达到90%以上，且随着温度的升高和實验时间的延长，防垢剂的防垢效率逐渐下降，但仍能满足防垢要求。与常用防垢剂相比，新型防垢剂HFJ-S具有更好的防垢效果。使用加入防垢剂HFJ-S的生产污水驱替天然岩心至100 PV时，岩心渗透率保留率能够达到90%以上，说明研制的新型防垢剂HFJ-S具有良好的防垢效果。

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