延长油田长2储层采出水回注结垢研究

畅 平 张群正 郭王钊 柯从玉 郝西鹏 逯 毅

1.西安石油大学化学化工学院 2.延长油田股份有限责任公司

延长油田长2储层采出水回注结垢研究

畅 平1张群正1郭王钊1柯从玉1郝西鹏1逯 毅2

1.西安石油大学化学化工学院 2.延长油田股份有限责任公司

以延长油田长2储层采油厂的采出水为研究对象，采用Scalechem软件对采出水及其与地表水、地层水的配伍进行了结垢预测。结果表明，在地面管线中，ρ(BaSO4垢)为176 mg/L，ρ(CaCO3垢)为540 mg/L；在井筒水平段，ρ(BaSO4垢)为168 mg/L，ρ(CaCO3垢)为526 mg/L，不符合油田回注水要求。需进行絮凝复配工艺处理，ρ(PAC)为60 mg/L，ρ(CPAM)为1.2 mg/L，最佳加药间隔为30 s，搅拌时间为5 min，处理后采出水透光率为88.1%，配伍性较好。采用Scalechem软件进行结垢预测，BaSO4结垢率降低超过75%，CaCO3结垢率降低甚至达到99%，降低了采水负荷，符合油田回注水要求。

采油污水 絮凝 回注 结垢预测

目前，结垢是油田采出水集输及回注时常遇到的问题，给油田带来了极大的经济损失。现场对水处理絮凝剂用量难以精确添加，对经过絮凝剂处理后采出水在地层和设备管线中的成垢量不能准确测定。Scalechem结垢预测软件可以预测任何油田采出水的结垢情况，可以有效地预防油田采出水结垢，减少经济损失。中海油刘永杰等[1]运用Scalechem结垢预测软件对海上油田加热器结垢趋势作了准确预测。

本研究基于油田采出水水质分析，采用Scalechem结垢预测软件，絮凝工艺深度处理，将处理后的水同地表水或浅层水相调和、配伍，跟踪各成垢离子的浓度。探索了比较合理的药剂投料，降低配伍水结垢离子含量。

1 实验

1.1 实验仪器和药品

882型离子色谱，瑞士万通中国有限公司；UV-2600型紫外-可见分光光度计，日本岛津；ZR4-6混凝搅拌器，深圳中润水工业技术发展有限公司；JED-2200 Series型能谱仪，日本电子株式会社；聚合氯化铝(PAC，A.R.)，阳离子聚丙烯酰胺(CPAM，相对分子质量1 200万)，延长油田某采油厂长2储层采出水，浅层地下水，地表水。

1.2 水质分析和结垢表征

依据SY/T 5163-2010《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》，对垢体进行扫描电镜观察，放大倍数分别为10倍、100倍和1 100倍，并选取合适的结垢区域进行能谱分析[4]。

1.3 絮凝工艺

取采出水，用NaOH溶液将其pH值调至7.5左右，量取采出水20 mL置于100 mL锥形瓶中，先加入PAC(10 mg/L、20 mg/L、40 mg/L、60 mg/L、80 mg/L)，间隔加药时间(0 s、5 s、10 s、30 s、40 s)，再加入CPAM 1.2 mg/L，充分搅拌(1 min、2 min、3 min、5 min、10 min)混匀，静置15 min。取上清液于1 cm比色皿中，以蒸馏水为对照，用分光光度计在波长680 nm处测定上清液的透光率；重复测定3次，取平均值。

1.4 结垢预测

Scalechem油田结垢预测软件可处理温度、压力和矿化度上限分别为315 ℃、150 MPa和700 000 mg/L的体系，能够模拟生产过程[5]。

采用Scalechem软件，在“Brine”下构建水质模型，通过“Balance”平衡电荷，在“Scaling”或“Mixing”下分别模拟在井筒和设备的工艺，参数为井筒最深3 000 m，设备压力为405.3 kPa，流量为400 m3/d，对采出水或混合水的预测结垢类型与结垢量进行预测。

2 结果与讨论

2.1 采油污水水质和成垢分析

要对油田进行精细注水，实行差异化的水处理方案，首先要分析回注水水质。油田采出水、浅层水和地表水的水质见表1。

表1 采出水、浅层水和地表水水质分析Table1 Analysisofproducedwater,shallowwaterandsurfacewaterρ/(mg·L-1)组成采出水浅层水地表水Ca2+3517.1234.4026.61Mg2+773.5124.7128.53Ba2+579.610.340.22Sr2+786.450.500.64SO2-472.318.5416.78Cl-46406.42197.85244.76HCO-30.000.000.00CO2-3327.6722.7231.92

由图1可见，回注水存在形成BaSO4结垢和CaCO3结垢的可能，随着温度升高，结垢量逐渐下降，其中BaSO4在井筒水平段处结垢的质量浓度约为168 mg/L，CaCO3的则能达到526 mg/L。CaCO3堵塞物微粒的数量庞大，若污水未经处理直接回注储层，会导致注水压的上升、储层渗透率的下降或注不进水等问题[6]。相比而言，BaSO4质量浓度偏低，但其性质稳定，一旦在注水井中形成堵塞，采用常规酸化难以解除，且其粒径细小，容易进入到储层细微孔喉当中而伤害地层[7]。

采出水不足以维持注水需求，还需另外补充一些清水，但现场仅能获取少量浅层水和地表水。将未处理的采出水和浅层水或地表水混合后直接回注，往往会由于结垢问题导致堵塞注水管线和伤害地层[8-9]。这几种不同来源的水在设备中的结垢预测见图2。

由图2可看出，模拟气温变化对设备中成垢的影响，在温度区间10～35 ℃，管线中会产生BaSO4、CaCO3和SrCO3沉淀。其中，BaSO4垢在低温时最多，近井口地面管线处质量浓度达到近176 mg/L，CaCO3垢质量浓度随温度升高增加到540 mg/L，表明一旦开始结垢，其成垢速度迅猛，这与管路中观察到的现象吻合，与CaCO3结垢相反，SrCO3垢质量浓度随温度微升而降低，当温度超过20 ℃则几乎无SrCO3沉淀形成。

回注水和地层水在井筒结垢，大粒径悬浮物等在反复回注作业中均会造成油气通道堵塞，注水压力升高，设备损耗严重，影响产能。垢体的致密性和构型对堵塞均有影响，利用扫描电镜对管线中的25 ℃下的垢样进行分析[10]，垢体的微观形貌与能谱见图3。

由图3(a)可见，管线25 ℃下结垢表面较为集中，突起不平整，有较大起伏，与预测中结垢处沉淀生成迅速增长的预测符合，垢体形貌较为疏松，可能为数种沉淀相互覆盖混合[11-13]；图3(b)显示部分垢体呈鳞片镶嵌状接触，见部分孔隙，表明沉淀累积速度较快，铺排致密性较差；图3(c)显示垢体局部呈微晶结构，紧密排列，密度大，形状规则，少量毛发状垢体附着于晶体边缘，见部分孔隙；图3(d)显示对区域垢体做能谱分析发现，Ca峰、Ba峰、O峰、C峰均较突出，见较低S峰和Sr峰，表明结垢中主要有BaSO4和CaCO3存在，与Scalechem软件预测一致。

2.2 絮凝工艺的优化

絮凝是采出水处理的核心，絮凝剂投料过低，采出水不能达到回注要求，需要补偿的地表水较多，采水负荷重，絮凝剂加量过大，未必取得好的沉降效果，违背了油田开采降本增效的要求[14]。从絮凝罐中取污水，分别加入PAC，使系统质量浓度达到10 mg/L、20 mg/L、40 mg/L、60 mg/L和80 mg/L，考察絮凝剂对透光率及成垢离子浓度的影响，结果如图4所示。

絮凝处理中，絮凝剂需要一定时间发挥作用，后加入的CPAM有效地降低了水质中的表面电荷，脱稳絮凝，通过分子间的黏结桥架作用，起到缩短沉降的时间、压缩沉淀物的体积以及降低悬浮物浓度和含油量的作用，提高了絮凝效果，并降低处理成本[15-16]。采用NaOH调节采出水pH值至7.5，加60 mg/L的PAC，分别考察间隔0 s、5 s、10 s、30 s和40 s后，再加入1.2 mg/L的 CPAM对上清液的透光率的影响。同时在最佳投料间隔，转速为100 r/min条件下，分别考察搅拌1 min、2 min、3 min、5 min和10 min对絮凝效果的影响，结果如图5所示。

由图5可知，添加间隔时间为0～30 s时，随着添加间隔时间的逐渐增加，PAC充分与采油污水接触，极大限度地发挥其絮凝作用，将污水中的杂质絮凝成细小絮体，上清液愈加清亮，透光率在间隔时间为30 s时达到最高，为86.3%。当添加间隔时间大于30 s时，絮体倾向于破碎，且失稳胶体可能发生再稳定过程，表现为透光率逐渐减小，絮凝效果削弱；搅拌时间为0～10 min时，絮凝剂与污水通过扩散和湍流作用混合，透光率先快速上升而后渐趋平稳。搅拌时间为0～5 min时，絮凝剂通过吸附和桥联作用大幅度降低了污水中的杂质，透光率升高。搅拌时间大于5 min时，絮凝剂在污水中扩散均匀，絮体生成和沉降波动不大。搅拌时间为5 min时，絮凝效果即可达到最佳，此时透光率为88.1%。

2.3 配伍水的结垢预测

处理后采出水须与新补充的地表水或浅层地下水调和后实施回注作业[17-18]。在Scalechem的“Mixing”中，将处理后的长2采出水与地表水、浅层水以不同的比例(0.0、0.2、0.4、0.8、1.0)调和，并与未处理的回注水的配伍水加以比较，结垢预测模拟结果如图6所示，其中横坐标为采出水所占比例。

由图6的预测结果可以看出，在常温常压下进行预测，采出水与浅层水混合后结垢类型为CaCO3与BaSO4。由图6(a)可知，未处理采出水所得配伍水成垢量较多，且随地表水或浅层水用量的减少而线性增加。因此，如果要得到成垢较少的配伍水，对地表水或浅层水的用量需求很大，可能会引起采出水配伍成本较高，不宜采用。由图6(b)可知，经处理后的污水完全能达到SY/T 5329-2012要求。在与地表水配伍过程中，随着采出水所占比例的不断增加，BaSO4的结垢量先迅速上升至约25 mg/L，之后逐渐增加，但未能超过40 mg/L，且在地层中随着温度升高，结垢量呈现明显的降低趋势。而与浅层水配伍时，ρ(BaSO4垢)先迅猛增长至约40 mg/L，而后缓慢降低。由于离子成分差异较大，处理后采出调和水中CaCO3的结垢量均先随采出水所占比例的不断增加升高，分别在0.8和0.4处达到最高，之后迅速下降，且最高值也未超过45 mg/L。

与处理前相比，调和水BaSO4结垢率降低超过75%，CaCO3结垢率降低甚至达到99%。因此，采出水经处理后，仅根据实际需要补充少量浅层水或地表水就能够达到SY/T 5329-2012回注要求，降低了环境负荷，在环保政策日益趋紧的“十三五”时期，具有一定实际工业价值。新型采出水处理工艺更强调参数实时反馈和模型推演，具有智能化的前景。

2.4 现场应用

延长油田直罗区块是重要的开采区之一，其岩层构造特性为低渗砂岩储层、较强非均质性，且长2储层岩石呈中等偏弱速敏、弱水敏、弱酸敏和弱碱敏。现场对长2储层黄家岭黄21井(井深880.59 m)采出水进行加药处理，处理前后黄21井岩心驱替实验渗透率及现场注水井的回注水曲线如图7所示。

由图7(a)可见，随着注入倍数的不断累积，水样对岩心的伤害率不断增大，未处理污水对岩心的伤害率明显高于处理后的伤害率。处理后水样与原水样在驱替至10 PV后，岩心的伤害率增长速度明显降低。由图7(b)可见，注水曲线平稳波动，压力曲线拟合线也整体平稳。由现场回注水统计分析，处理前平均日注入量与处理后基本保持不变，稳定平均注水压力由处理前的23.7 MPa下降到17.6 MPa。说明回注水未发生明显沉淀，未造成堵塞，现场处理效果显著。

3 结 论

(1) 该采油厂长2采出水属高矿化度的CaCl2水型，采用Scalechem软件进行结垢预测，在地层和设备中均有结垢趋势，主要成分为BaSO4垢、CaCO3垢，含少量SrCO3垢。用扫描电镜对采出水管线中25 ℃下稳定的垢样进行分析，与Scalechem软件预测一致，不能达到SY/T 5329-2012回注水水质要求。

(2) 采用复配絮凝工艺处理，当ρ(PAC)为60 mg/L、ρ(CPAM)为1.2 mg/ L、最佳加药间隔为30 s、搅拌时间为5 min时，处理后采出水透光率为88.1%，处理后的水质能够与地表水、地层水较好调和，在Scalechem软件的“Mixing”中，BaSO4结垢率降低超过75%，CaCO3结垢率降低甚至达到99%。采出水经复配处理后配伍性较好，成垢显著降低，达到SY/T 5329-2012回注水水质要求，适合回注。

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A study on produced water scaling during reinjection from Chang 2 reservoir in Yanchang Oilfield

Chang Ping1, Zhang Qunzheng1, Guo Wangzhao1, Ke Congyu1, Hao Xipeng1, Lu Yi2

1. College of Chemistry and Chemical Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an, Shaanxi, China 2. Yanchang Oilfield Co., Ltd, Yan'an, Shaanxi, China

In this study, taking produced water from oil production plant of Chang 2 reservoir, Yanchang Oilfield as a research object, scaling potential of the produced water, as well as the compatibility of produced water with surface water or formation water, were determined by the simulation tool Scalechem. The results showed that mass fraction of BaSO4and CaCO3scales in produced water would be 176 mg/L and 540 mg/L respectively in surface pipelines, while 168 mg/L of the BaSO4and 526 mg/L of the CaCO3was predicted to generate in horizontal section downhole, failing to meet the requirements of water reinjection in oil fields. Thus, it was necessary to treat the water with coagulation/flocculation process. The optimum operation parameters were identified to be with PAC dosage at 60 mg/L, CPAM dosage at 1.2 mg/L, the interval time between the above two chemicals was 30 s, and mixing time for flocculation was 5 min. Light transmittance of the treated produced water was 88.1% with better compatibility. According to Scalechem simulation, mass fraction of BaSO4scaling was reduced more than 75%, while CaCO3scaling was reduced almost 99% in reconciled water after treatment. The proposed treatment was proved to decrease the water production load and satisfy with the water reinjection requirements in oilfield.

oil wastewater, flocculation, reinjection, scale prediction

西安石油大学国家级大学生创新创业训练计划项目“多功能抗高温钻井液处理剂的合成研究”(1339)； 西安石油大学研究生创新与实践能力培养项目“聚合物压裂液返排液重复利用技术”(YCS16212074)。

畅平(1992-)，男，西安石油大学硕士研究生，主要研究方向为石油加工与化工工艺优化。E-mail:changping5828@163.com

张群正(1964-)，博士，教授，研究方向为有机合成、油田化学品的合成及应用。E-mail：qzzhang@xsyu.edu.cn

TE357.6

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2017.03.023

2016-09-19；编辑：钟国利