石油与天然气化工  2023, Vol. 52 Issue (2): 104-109
引用本文
李洪建, 刘文举, 叶浩, 代星, 秦芳, 石闯军. 青西油田地面注水管线结垢影响因素及阻垢效果研究[J]. 石油与天然气化工, 2023, 52(2): 104-109.   DOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2023.02.017
青西油田地面注水管线结垢影响因素及阻垢效果研究
李洪建1 , 刘文举1 , 叶浩2 , 代星1 , 秦芳3 , 石闯军2     
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;
3. 中国石油玉门油田分公司
收稿日期：2022-05-08
作者简介：李洪建，1963年生，本科，副教授，硕士研究生导师，长期从事油气田开发生产过程中的油气层保护技术与油田注水工艺研究。E-mail：445760863@qq.com.
摘要：目的 解决青西油田地面注水管线结垢问题。方法 使用软件预测及室内实验研究了结垢的影响因素，选用合适的阻垢剂开展阻垢实验及阻垢剂复配实验研究。结果 从结垢预测结果得到，青西油田地面注水管线的结垢垢型主要为CaCO3垢，并含有微量的BaSO4垢。阻垢实验结果表明，阻垢剂DTPMPA、DF-501、GY-405对注水管线混合水样均具有良好的阻垢效果，且与注入水的配伍性良好。正交实验结果表明，pH值对CaCO3阻垢效果的影响最为显著，压力对CaCO3阻效果的影响最小。在复配阻垢剂总质量分数为100 mg/L的条件下，阻垢剂DTPMPA、GY-405以1∶1的质量比复配时，阻垢率为92.54%；阻垢剂DTPMPA、GY-405与DF-501以0.5∶1.0∶1.5的质量比进行复配时，阻垢率为95.76%。结论 复配后的阻垢剂将通过阻垢剂间的协同作用提高阻垢剂的阻垢性能。
关键词：青西油田    注水管线    结垢预测    阻垢效果    正交实验    阻垢剂复配    
Influencing factors of scale formation and scale inhibition effect of surface water injection pipeline in Qingxi Oilfield
Li Hongjian1 , Liu Wenju1 , Ye Hao2 , Dai Xing1 , Qin Fang3 , Shi Chuangjun2     
1. College of Oil and Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, China;
2. Shixi Operation Area, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Karamay, Xinjiang, China;
3. PetroChina Yumen Oilfield Company, Jiuquan, Gansu, China
Abstract: Objective The aim is to solve the problem of scale formation of surface water injection pipelines in Qingxi Oilfield. Methods The influencing factors of scaling were studied by software prediction and indoor laboratory experiments, and the scale inhibition and compounding of scale inhibitor experiment were carried out by selecting the appropriate scale inhibitors. Results The scaling prediction results show that the scaling type of surface water injection pipeline in Qingxi Oilfield is mainly calcium carbonate scale, and contains a trace amount of barium sulfate scale. The scale inhibition experiment results show that these scale inhibitors (DTPMPA, DF-501, GY-405) have good scale inhibition effect on the mixed water of the water injection pipeline, and have good compatibility with the injected water. The orthogonal test results show that pH value has the most significant effect on the scale inhibition and pressure has the least effect on the scale inhibition effect of calcium carbonate. When the total concentration of the compound scale inhibitor is 100 mg/L and the scale inhibitors DTPMPA and GY-405 are compounded with the mass ratio of 1:1, the scale inhibition rate is 92.54%; When the scale inhibitors DTPMPA, GY-405 and DF-501 are compounded with the mass ratio of 0.5:1.0:1.5, the scale inhibition rate is 95.76%. Conclusion After the scale inhibitors are compounded, the scale inhibition performance of the scale inhibitor will be improved through the synergy between the scale inhibitors.
Key words: Qingxi Oilfield    water injection pipeline    scaling prediction    scale inhibition effect    orthogonal test    scale inhibitor compound    

我国80%的油田是通过注水方法开采的[1-2]，在注水过程中，由于注入水与地层水不配伍，在温度、压力、pH值等的影响下，水体系中的成垢阳离子与成垢阴离子发生反应，导致储层、井筒及管线结垢[3-6]。储层结垢会导致渗透率降低，从而影响储层的吸水能力与产油能力；井筒结垢会造成油管过流面积减小，流体流动阻力增大，泵压增加，甚至导致关井；管线结垢将引起压力损失，严重时将发生爆管现象。因此，储层结垢是目前国内外油田生产过程中面临的重大挑战之一[7]。

阻垢方法主要有物理阻垢法、工艺阻垢法及化学阻垢法。物理阻垢法主要是通过电场或磁场使水的性质发生变化，使附着于管线处的垢脱落，但无法阻止垢的生成，阻垢效率低、运行成本高[8-9]。工艺阻垢法主要是通过工艺措施去除或减少水中的成垢离子，降低结垢几率，但该方法控制难度大、运行成本高[10-11]。化学阻垢法主要是向水体系中加入阻垢剂，阻止垢的形成。该方法具有用量少、阻垢效果好、作用时间长等优点。因此，化学阻垢法在国内外油田中得到了广泛的使用[12-14]。目前，对阻垢剂的研究主要集中在3个方面：一是阻垢剂阻垢机理的研究，包括螯合增溶、分散吸附、晶格畸变等理论，但对于高温下阻垢剂阻垢机理的研究较少[15]；二是绿色环保型阻垢剂的研发，阻垢剂研究向无磷、易降解的方向发展，但由于绿色环保型阻垢剂阻垢效果较差，大多数国内外学者现致力于聚环氧琥珀酸的研究与应用中[16-20]；三是阻垢剂的复配研究，由于单一阻垢剂阻垢效果欠佳，基于阻垢剂间的协同作用，选取阻垢效果较好的阻垢剂进行复配[21]，该方法具有实际工程应用价值。

为解决青西油田地面注水管线结垢问题，采用结垢理论预测与室内实验相结合的方法对青西油田注水管线结垢问题开展了研究，并提出了科学有效的阻垢措施。本研究结果为青西油田注水管线的化学防垢提供了科学依据。

1 注入水离子成分分析

青西油田是将鸭儿峡油田注入水与青西油田注入水混合作为注入水源，为了研究鸭儿峡油田注入水与青西油田注入水混合水样的结垢情况，按HJ 776-2015《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鸭儿峡油田与青西油田注入水进行离子成分分析，结果见表 1和表 2。

表 1    鸭儿峡油田注入水离子成分分析数据 

表 2    青西油田注入水离子成分分析数据 

由表 1和表 2可知，鸭儿峡油田与青西油田注入水中存在不同质量浓度的成垢阴离子与成垢阳离子，当两种水样混合后，在温度、压力、pH值等因素的影响下，有可能生成碳酸盐垢与硫酸盐垢。

2 地面注水管线结垢影响因素预测及垢样分析
2.1 地面注水管线结垢影响因素理论预测

根据现场实际情况，鸭儿峡油田注入水与青西油田注入水的混合比为4∶6(体积比，下同)，在此条件下，应用Scale-Chem结垢预测软件预测温度、压力及pH值对结垢的影响。

2.1.1 温度对结垢的影响

表 3为温度对结垢量影响预测数据。由表 3可看出，当鸭儿峡油田注入水与青西油田注入水以4∶6的比例混合时，结垢垢型主要为CaCO3垢，同时含有微量的BaSO4垢。随着温度的升高，CaCO3的结垢量逐渐增加，BaSO4的结垢量逐渐减少。其原因是温度升高，CaCO3的溶解度降低，使得更多的CaCO3晶体从溶液中析出[14]。BaSO4的溶解度随着温度的升高而增大，当溶液温度较高时，BaSO4晶体成核阻力变大，不易成核，且晶核生长速率下降，从而使结垢量减少[22]，由于水中Ba2+含量很低，因此BaSO4结垢量很少。

表 3    温度对结垢量影响预测数据

2.1.2 压力对结垢影响理论预测研究

表 4为压力对结垢量影响预测数据。从表 4可看出：在上述条件下，CaCO3的结垢量随压力的升高而减小，其原因是压力增大，CaCO3的溶解度升高，使得更多的CaCO3晶体溶解，CaCO3的结垢量降低[14]；BaSO4的溶解度随压力的升高而略有增大[11]，但水中Ba2+含量很低，因此，BaSO4结垢量很少。

表 4    压力对结垢量影响预测数据

2.1.3 pH值对结垢的影响

表 5为pH值对结垢量的影响预测数据。由表 5可看出，随pH值的升高，CaCO3的结垢量逐渐增加，且pH值对CaCO3垢的影响较为显著。其原因是pH值升高，CaCO3的溶解度降低，使得更多的CaCO3晶体从溶液中析出，同时，在碱性条件下，部分HCO3-转化为CO32-，与更多的Ca2+发生反应，生成CaCO3，使得CaCO3的结垢量增加[12]；对于BaSO4而言，随着溶液pH值的增大，体系中的OH-质量浓度逐渐增大，容易生成Ba(OH)2，而由于同离子效应的影响，使得BaSO4的溶解度逐渐降低，从而使其结垢量有所增加[20]，由于水中Ba2+含量很低，导致BaSO4结垢量几乎无变化。

表 5    pH值对结垢量的影响预测数据

2.2 地面注水管线垢样X射线衍射分析

在温度为45 ℃、常压条件下，将鸭儿峡油田注入水与青西油田注入水以4∶6混合，开展结垢实验，用X射线衍射分析仪分析制备的垢样, 结果见表 6。

表 6    垢样X射线衍射全岩定量分析数据

由表 6可知，垢样中含有文石和方解石，文石的质量分数为57.7%，方解石的质量分数为42.3%。文石与方解石均为CaCO3晶体的不同形态。因此，青西油田地面管线结垢类型主要为CaCO3垢。

3 地面注水管线阻垢效果及影响因素
3.1 阻垢剂优选
3.1.1 阻垢剂类型优选

根据前期的研究结果，选用对CaCO3垢阻垢效果较好的5种阻垢剂DTPMPA、EDTMPS、DF-501、TH-607B、GY-405。DTPMPA及EDTMPS是一种磷酸类阻垢剂，该类阻垢剂分子主要是通过分散作用对垢样达到较好的阻垢效果；DF-501是一种螯合分散剂，对Ca2+具有极强的络合作用，该类分子的作用主要为螯合增溶；TH-607B是一种新型高效的阻垢剂，能够抑制碳酸垢及硫酸垢；GY-405是一种共聚物类阻垢剂，该类阻垢剂分子主要作用为晶格畸变作用和分散作用。

在45 ℃、常压、阻垢剂质量浓度为80 mg/L、注入水混合比为4∶6的条件下，参照SY/T 5673-2020开展阻垢效果实验，结果见表 7。

表 7    阻垢剂类型对阻垢效果影响实验数据

从表 7可知，在上述实验条件下，DTPMPA、DF-501、GY-405对混合水样均具有较好的阻垢效果。同时，实验发现，DTPMPA、DF-501、GY-405与注入水混合后，无沉淀、气泡等现象发生，说明其配伍性良好。因此，选用以上3种阻垢剂开展阻垢剂含量优选实验研究。

3.1.2 阻垢剂质量浓度优选实验

在45 ℃、常压、注入水混合比为4∶6的条件下，进行阻垢剂质量浓度对阻垢效果的影响实验，结果见图 1。

图 1     阻垢剂质量浓度对阻垢效果影响实验曲线

由图 1可知，当阻垢剂的质量浓度为100 mg/L时，DTPMPA、DF-501、GY-405对结垢水样的阻垢率均达到了90%以上，对结垢水样均具有良好的阻垢效果。

3.2 地面注水管线阻垢效果及影响因素

为探究各因素对阻垢效果的影响，选取对CaCO3垢阻垢效果最好的阻垢剂DF-501开展阻垢效果影响实验研究。

3.2.1 压力对阻垢效果影响实验

压力对阻垢效果影响的实验数据见表 8。

表 8    压力对阻垢效果的影响

从表 8可知，阻垢率随压力的升高而增大，其原因为：随着压力的升高，溶液中的离子扩散速度减慢，CaCO3的溶解度增大，阻垢剂的阻垢性能更好[23-26]。

3.2.2 温度对阻垢效果的影响

温度对阻垢效果影响的实验数据见表 9。

表 9    温度对阻垢效果影响实验数据

从表 9可知，阻垢率随温度的升高而增大。分析认为，在一定范围内温度升高，阻垢剂分子的活性增强，使得阻垢效果提高[21, 24]。

3.2.3 pH值对阻垢效果的影响

pH值对阻垢效果影响的实验数据见表 10。

表 10    pH值对阻垢效果影响实验数据

从表 10可知，阻垢率随pH值的增加先增大后减小。在pH值为7时，阻垢率达到了最大值，为92.04%。分析认为：阻垢剂偏碱性，过酸条件下，会影响阻垢剂的稳定性，从而降低阻垢效果；过碱条件下，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[25]。

3.2.4 影响阻垢效果的正交实验

在注入水混合比为4∶6的条件下，采用质量浓度为100 mg/L的DF-501开展正交实验，研究各因素对阻垢效果的影响顺序。实验中使用SPSS正交软件设计了三因素三水平正交试验，共进行了9组实验，实验数据见表 11。

表 11    正交实验数据

从表 11可知：在温度为65 ℃、压力为2 MPa、pH值为7时，阻垢剂对混合水样的阻垢效果最佳; pH值对阻垢效果的影响最大, 其次是温度, 压力对阻垢效果的影响最小。

为了进一步地提高阻垢剂的阻垢性能，开展了复配阻垢剂对混合水样阻垢效果的实验研究。

4 复配阻垢剂对阻垢效果的影响

基于阻垢剂间的协同增效原理，选取具有不同阻垢机理的阻垢剂DTPMPA、DF-501、GY-405，开展复配实验，结果见表 12和表 13。

表 12    两种阻垢剂复配的阻垢效果实验数据

表 13    3种阻垢剂复配的阻垢效果实验数据

从表 12可知，当复配阻垢剂的总质量浓度为100 mg/L时，阻垢剂DTPMPA与GY-405以1∶1的质量比复配，阻垢率最大，为92.54%，比阻垢剂单独使用时效果更佳。分析发现，阻垢剂DTPMPA与阻垢剂GY-405具有不同的阻垢机理，当两种阻垢剂复配时，复配后的阻垢剂兼具两种阻垢剂的阻垢机理，因而，复配后的阻垢剂具有更好的阻垢效果。

由表 13可知，在温度为45 ℃、阻垢剂质量浓度为100 mg/L时，阻垢剂DTPMPA、GY-405及DF-501以0.5∶1.0∶1.5的质量比复配时阻垢效果最好，阻垢率达到95.76%。分析发现，阻垢剂DF-501具有螯合增溶作用、GY-405具有晶格畸变及分散作用、DTPMPA具有分散作用，当3种阻垢剂复配时，复配后的阻垢剂会通过螯合增溶作用、晶格畸变作用及分散作用提高阻垢剂的阻垢性能。

5 结论

(1) 由注入水离子成分分析数据可知，鸭儿峡油田注入水与青西油田注入水混合后，在温度、压力、pH值等条件发生变化时，有可能生成碳酸盐垢和硫酸盐垢。根据结垢预测软件预测结果以及实验垢样X射线衍射分析结果可知，青西油田地面注水管线结垢垢型主要为CaCO3垢，同时含有微量的BaSO4垢。

(2) 通过阻垢剂优选实验结果得到：DTPMPA、DF-501、GY-405 3种阻垢剂在质量浓度为100 mg/L的条件下，阻垢率均可达90%以上，阻垢剂与注入水混合水样的配伍性较好。

(3) 从青西油田地面注水管线阻垢效果及影响因素研究结果可知：阻垢剂的阻垢率随压力的升高而增大；随温度的升高而增大；随pH值的增加先增大后减小；正交实验研究表明，阻垢率受pH值的影响最大，受压力的影响最小。

(4) 在温度为45 ℃，总质量浓度为100 mg/L情况下，阻垢剂DTPMPA、GY-405及DF-501以0.5∶1.0∶1.5的质量比进行复配时，阻垢率最高，达到95.76%。

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