3.长庆油田分公司第二采油厂西峰二区；4.长庆油田分公司第十一采油厂培训站；
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摘要：随着油田的开采进入中后期，注水驱替提高采收率是大多数陆地油田的主要手段之一。但这种方法在注水的过程中，外来注入的流体与油田油气层的岩石和地下原有水体接触，会发生各种物理、化学变化，造成产出水的水质变化，再注入井下时产生了严重的结垢趋势，严重影响了油田的正常连续生产，因此研究油田注水系统结垢的趋势和应对措施对油气田的生产有重要实际应用价值。
关键词：油田注水系统；结垢；应对措施
引言
低渗油藏在向下注水过程中有注水启动压力过高，渗流阻力较大；储层敏感性比较强，注水井下能量扩散很慢，注水的压力持续下降等问题；从而致使低渗油气藏的注水开发方式开发效果不理想，地层的能量不能有效补充，油井产量下降较快，油田内油层的动用状况差。对注入水的水质控制是使油田长期高产稳产的重要手段，课题研究具有重要的意义。在油田注水的过程中，外来水与油田内地层岩石的接触，会发生各种物理变化和化学变化，极大的造成了地层的损害。同时，在注水过程中，注水管线的中的流体由于地层温度和压力的变化，某些成分析出，在注水管线中形成垢层，堵塞注水管线，对油田开采作业产生十分不利的影响。本课题拟研究胜利油田注水井筒结垢的趋势、缓蚀阻垢剂对实验模拟注水管线结垢的抑制作用等内容，为胜利油田注水及薄互层低渗油藏的高效稳定注水开发提供相关的技术支持。
1.结垢概述
按垢形成机制，可将壁面上结出的垢分为颗粒垢、结晶垢、腐蚀垢、化学反应垢、凝固垢以及微生物垢等，这些基本结垢机制中以结晶垢最常见。结晶垢是溶解度较小的无机盐成分，由于物理或化学因素的变化，如温度压力变化等，从过饱和的溶液中析出，并沉积于各种设备壁表面而形成，其中最普遍的是难溶的盐类如碳酸钙、硫酸钙、硫酸锶、硫酸钡等。溶液的过饱和是形成结晶垢的必要条件，即只有当水溶液中有某些成分过饱和时，热力学上才具备结垢的可能。在实际工程中，结垢过程十分复杂，且形态各异。油田管线结垢主要由两种原因产生，一是由于注入水体的温度、压力等热力学相关条件发生改变，致使水体中离子平衡的状态发生改变，形成过饱和的溶液，结垢组分析出，结晶变大后沉淀；二是由于结垢离子组成不相容的水体之间相互混合，导致结垢组分过饱，从而产生沉淀。在油田注水开发生产过程中，在油田地下储层，采油井井筒内，各部分的输送管线，都有可能产生各种形式的垢层；结构问题严重影响油田生产在国内外有很多案例，我国的胜利油田砂岩油藏的开采开发就受到严重的Ca CO3结垢危害，处理之前，日产量仅有5吨，处理之后日产量几乎翻倍增长，提升至9.7吨。
2.油田结垢机理
油田结垢的原因主要是介质中离子浓度的变化，引起介质中离子浓度变化的主要因素是温度、压力和p H值等的改变。垢形成是个复杂过程，主要分为以下几个阶段：⑴过饱和的溶液中，结垢组分结合形成难溶的盐分子；⑵难溶盐分子按规则排列，形成垢的微晶体；⑶形成后的微晶体长大，在壁面或其他部位上沉积，形成了垢层。油田垢主要分为酸溶性的碳酸盐垢和酸不溶性的硫酸盐垢，大多数情况下，碳酸盐或硫酸盐与腐蚀产物混杂在一起，形成了所看见的垢。在垢形成的开始，不能观察到壁面有明显的垢形成，此时期也叫做成垢的诱导期。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆先前的研究结果表明，成垢诱导期的长短有以下几个影响因素：⒈水体过饱和度⒉水体离子强度⒊水体中杂质⒋水体温度⒌管线等壁面材料特性。在以碳酸钙为例的研究中表明，诱导期溶液成核的几率远大于在器壁表面成核的几率，是主要的成核机制，且晶粒在器壁表面出现的时间远后于Ca2+浓度下降的时间，只有较大的晶粒与壁面的结合力才可能大于水分子的撞击力，从而被稳定的吸附在器壁表面。之后由于注水作业，不断有新的晶粒产生，加之腐蚀作用，水中杂质，温度压力变化等因素，在器壁表面形成垢层。
3.结垢影响因素
产生垢的因素很多，不同体系也各有差别，难以全部涵盖，其中成垢因素主要有以下这几个方面：溶液的组分，成垢组分的浓度，温度，压力，矿化度，流体动力学，润湿与粘附等。
3.1温度对结垢的影响
有研究已经对注水开发进行了相关的模拟实验，观察溶液温度条件对形成Ca CO3垢的影响，得出介质温度越高，水体稳定的时间就越短，碳酸钙结垢趋势就越强。另有学者对新疆克拉玛依油田，西部的某油田进行研究，对温度影响结垢有了进一步认识。得到的结果表明温度对结垢影响明显。温度越高，其结垢速度越快，介质温度低于45℃时结垢速率0.25 mm/a以下；温度高于45℃时结垢速率高于0.77mm/a。其中原因一方面由于注入的流体中的成垢离子反应活性随温度增加而增强，离子之间相互结合反应加快，沉积也随之加速；另一个方面，相同的二氧化碳分压下，流体温度越高，Ca CO3溶解度越低，沉淀出晶体变多。由上面的例子可说明，温度的上升，会导致注水管线的结垢量增加，但是注水地层的温度很难由人为控制，所以减少注入水中结垢离子浓度，才能从根本上杜绝结垢发生。
3.2压力对结垢的影响
以Ca CO3结垢为例，在温度相同情况下，压力增大，Ca CO3溶解度增大，有关学者在研究中发现在低温下，Ca CO3溶解度随压力的变化趋势较为明显，而在高温下不明显。压力变大将减少CO2生成，使此平衡向等式左边移动，碳酸钙的生成量变小，管线结垢的趋势得到了抑制。
3.3流速流态结垢的影响
一般情况下，较低流速下，有利于垢的沉积，垢层之间较为疏松，晶核之间充斥着较多其他的成分，随着流速增加，理论上是成垢离子结合的速率加快，宏观上结垢加速，但由于流速增大后，流体剥蚀力也相应增大，易冲走部分结合不紧密的垢，结垢速率下降，产生致密垢层。例如在克拉玛依油田，经过40多年开发，在一致的流体介质，温度情况下，生产现场测得了不同的流速下成垢的速率，在流体流速为0.6 m/s条件下，现场水中结垢的速率达到最高的2 mm/a；在管道流速不足0.6 m/s情况下，管线成垢速率随流体介质流速的增加而增大；流体介质流速大于0.6 m/s时，管线的结垢速率随着流体流介质速增大而变小。另外，随着生产时间的增加，设备的老旧化，注水管内不一定是光滑的表面，由于腐蚀冲刷等因素使管道表面不均，凹凸不平，产生流态紊乱，使局部成垢离子过饱和度变大而产生结垢。流态紊乱也促进流体内成垢组分的互相混合以及传质，有利于管线壁面晶核的产生，井底区流态更加紊乱，结垢趋势更大。在地面输送系统中，管道的弯曲区域，阀门区域等流态复杂区域结垢趋势也很大。
结语：
本文研究油田注水井筒结垢的原理以及影响因素，希望在实际的生产过程中能够时刻注意存在的这些问题，进而能够有效促进油田的整体生产。
参考文献：
[1]李军，孙天祥，刘亮，等.樊学油田注水系统结垢分析研究及预防措施[J].化学工程与装备，2017（12）：126-128.
[2]王婷，赵怀涛，张小刚.陕北油田地面系统结垢原因分析及对策[J].油气田地面工程，2016，35（3）：84-87.
论文作者:白萍1,邵珠龙2,刘美萍3,张伊鲜4,赵峰5
论文发表刊物:《防护工程》2019年8期
论文发表时间:2019/7/29
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