钡锶防垢剂在盘古梁油田的应用效果分析.docx

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钡锶防垢剂在盘古梁油田的应用效果分析钡锶防垢剂在盘古梁油田的应用效果分析钡锶垢防治技术在盘古梁油田的应用及效果分析编写：

谢剑强马宏鞠宏文毛志高陈永勃刘建杰前言油田生产时，只要有水存在，那么采油过程处于各种环境和条件下的油田水都可能存在着某些化学变化和物理变化，导致生成沉淀物，它们沉积或聚集在地层中，油套管上以及地面各种设备的表面上即是结垢。

结垢会造成油气产量下降，注水压力上升，井下及地面设备报废，甚至使油气井停产。

碳酸盐垢是油田生产中最为常见的垢物，但易被酸化去除，危害相对较小，而硫酸盐垢用一般方法很难清除，危害很大。

因此，油田防硫酸盐垢应坚持“以防为主”的主导思想，通过利用防垢剂的络合增溶、分散、晶体畸变作用阻止硫酸盐垢的物形成，这种化学防硫酸盐垢技术目前在我油田得到了最为广泛的应用。

一、钡锶垢对油田集输、注水系统的影响盘古梁油田从2001年开发，集输工艺为单井增压点接转站联合站净化油外交，污水处理回注。

至2003年集输、回注系统结垢问题逐渐暴露，主要表现为：

集输环节中增压点、接转站加热炉盘管、输油泵叶轮和污水回注环节中注水管线、井筒结垢严重，当时采用常规的清垢技术均难以奏效，只有频繁更换，严重制约着油田的正常生产。

1、输油泵叶轮结垢2003年上半年在盘一接转站、盘三接转站、盘四接转站、盘一转油点等四个站内外输泵叶轮有不同程度的结垢现象，厚度在38mm之间不等，结垢周期为23个月，常规酸浸无效。

2、加热炉盘管结垢盘60-21增、盘3631、盘3433、盘3838、盘3928等5个增压点加热炉盘管最为严重，垢层厚度在510mm之间不等，分别在2003年8月份、11月份更换了作者：

1976年10月出生，1998年毕业于北京石油大学，采油工程专业，现为盘古梁采油作业区副经理。

加热炉的盘管。

盘60-21增压点2003年10月3日投运，同年11月24日由于加热炉进出压差大技术人员现场打开加热炉盘管，发现内壁结垢达812mm，随之采取在上游盘55-21井口添加当时的ZG930阻垢剂，但无效，只有更换。

见下图1-1：

图1-1盘60-21增压点加热炉盘管结垢图片（2003年11月拍摄）。

3、回注注水管线结垢靖三联合站沉降罐所脱污水经添加杀菌剂SJ66和SJ99，以及絮凝剂和助凝剂，再经过三级改性纤维球过滤器处理实施回注，根据上游的结垢情况，当时我们判断下游回注环节也应该存在结垢。

2005年5月份技术人员分别对5口注水井注水管线锯断检查结垢情况，结果发现结垢严重，个别管线基本被垢堵实。

见下图1-2所示：

图1-2回注水管线结垢照片（2005年5月拍摄）4、回注井井筒结垢因测吸水剖面仪器频繁遇阻，2006年2月对遇阻注水井检串，发现井筒均结垢严重，见下图1-3所示：

图1-3井筒结垢照片（2006年2月拍摄）二、垢样分析及结论1、垢样分析针对盘古梁油田的结垢严重性，对几个结垢严重的接转站和增压点取样分析。

1）、取样部位：

外输泵叶轮表2-1盘古梁部分站点垢物质成分分析通过表2-1可以看出四个接转站垢样的酸不溶物含量都很高，且垢物中酸不溶物平均值为70，其它为碳酸盐和氧化铁。

酸不溶物经碳酸盐转型，溶解后进行分析，结果表明硫酸钡占33，硫酸锶占62，其它为硫酸钙。

2）、取样部位：

加热炉进口管线和盘管表2-2盘古梁部分站点垢物质成分分析垢样化学分析结果表明，硫酸钡和硫酸锶是主要结垢成份，并且较为普遍，含有少量碳酸钙和硫酸钙，并且多数是以上各组分形成的复合型结垢产物。

2、取得认识盘古梁油田地面集输系统结垢类型主要为硫酸钡、硫酸锶垢。

同时在各大油田检索，该垢是国内的顽疾，对该物均发表了尚不乐观的论谈：

“大量的Ba2+和Sr2+由于压力、温度等条件的变化、水的热力学不稳定性和化学不相容性，地层、油套管、井下及地面设备、集输管线常会发生结垢。

在几种易结垢盐中，钡锶垢的溶解度小，垢质坚硬，再加上镭、钍等放射性元素可吸附在硫酸钡垢上，形成天然放射性物质（NORM），引起环境问题，威胁人类健康。

”，“无论在什么温度下，BaSO4和SrSO4的溶解度都非常小，BaSO4是油田水中最难溶解的物质，在许多情况下，Ba2+和Sr2+一同沉淀，形成硫酸钡锶垢。

一般情况下，BaSO4垢中约含有SrSO41.2%15.9%。

目前尚未有效办法。

”三、结垢机理分析1、水质情况分析

（1）盘古梁油田长6地层水质离子组成情况靖安油田盘古梁区从1999年正式投产开发，主产层即为长6，共开采长6层油井378口，产液1694t/d，产油1262t/d，综合含水25.5。

注水井146口，注水能力3696方/d，注入水为洛河水。

表3-1为长6地层采出水质离子组成情况。

表3-1盘古梁长6地层采出水质离子组成情况通过表3的水质数据分析，靖安油田盘古梁区长6层采出水均富含Ca2+、Mg2+离子，同一层离子组成亦不尽相同，部分井富含Ba2+、Sr2+离子，另一部分则有SO42-存在。

2、水质配伍性分析

（1）注入水与地层水配伍实验实验选择的注入水为盘3728注水井的水样，含SO42-为350.66mg/l，水中Ca2+、Mg2+含量低。

地层水为盘3840的水样，其中含钡锶总量2055mg/l含量中等，而含钙高达21504.8mg/l，详见表3-2。

表3-2盘3728注入水与盘3840采出水配伍实验结果（70，恒温6h）试验结果表明，注入水与地层水之间不配伍。

（2）同层水体配伍试验盘56-21和盘58-22井同进盘6021增压点，对这两个井采出的水样进行配伍实验，其中盘56-21高含Ca2+和SO42-，有少量锶离子；而盘58-22含钡锶达2586.3mg/l，配伍结果详见表3-3。

表3-3盘56-21与盘58-22水体配伍实验结果（70，恒温6h）实验结果表明,即使是同层采出水也存在不配伍现象。

3、硫酸盐结垢机理油田硫酸盐垢主要是有CaSO4、BaSO4和SrSO4，其反应式为：

Ca2+SO42-=CaSO4Ba2+SO42-=BaSO4Sr2+SO42-=SrSO4硫酸盐垢形成主要由于两种不相容水的混合，即在富含成垢阳离子的油层中注入含SO42-的注入水，致使在油层、近井地带或井筒生成硫酸盐垢。

有时同一口油井，采出不同层位的产出液，或不同水型的油井产出液在计量（集油）站混合，都可能产生硫酸盐结垢。

四、盘古梁油田钡锶垢防治技术1、投加LSB-III高效钡锶阻垢剂1）、技术原理结垢过程由成垢晶核析出、垢晶长大和垢晶沉积等阶段组成，投加我厂自主开发的LSB-III高效钡锶阻垢剂是将结垢过程控制，使其终止在以上三个阶段的前两个阶段从而达到防垢目的。

2）、应用场点及技术规范目前盘古梁采油作业区有盘39-28增、盘38-38增、盘34-33增、盘60-21增投加钡锶阻垢剂，加药浓度按产进液量的130ppm投加，加药部位为各加药点收球桶处（如表4-1所示）。

表4-1盘古梁作业区阻垢剂投加统计表2、超声辅助化学防垢技术1）、技术原理超声波的“增溶”作用，能够提高物质的溶解度，防止垢晶体的析出；超声波的“粉碎”作用，能够减少和抑制垢晶体的生成和长大；超声波的“剪切”作用，能够抑制垢微粒在管壁的沉积。

2）、现场应用于2005年6月在盘古梁油田盘39-28、盘34-33、盘38-38、盘60-21增等4个钡锶阻垢剂投加点配套使用FSB-1型超声波阻垢器，工作电流为-0.10.2A。

图4-1超声波阻垢器3、解决水体不配伍问题防止不相容的水体混合1）、技术原理不相容的水是指两种水混合时，沉淀出水不溶性产物。

其主要原因是一种水含有高浓度的成垢阳离子，如Ba2+，Sr2+等，另一种水含有高浓度的成垢阴离子，如SO42-、CO32-等。

当两种水混合时，各相关离子的离子浓度的乘积超过了相应沉淀的Ksp，即离子的最终浓度达到过饱和状态，就会产生沉淀，导致垢的生成。

因此，在油田生产过程中，应当尽量避免不相容的水体相混合，这从很大程度上可以避免水体结垢。

2）、现场应用盘古梁油田除开采主产层长6层外还开采延9层，为了避免不相容的水体相混合，延9层所产原油经盘33-21转油站、新52转油站、新11转油站沉降脱水后净化油外输至靖三联合站，避免了水体结垢。

五、LSB-III型防垢剂的应用效果分析1、效果跟踪分析1）、加热炉进出口压力变化盘古梁采油作业区盘39-28等四个增压点防垢网络2005年06月份正式投用，到目前已经达21个月之久，目前加热炉进出口压力与防垢网络投用之出相比没有明显升高趋势，如表5-1所示。

表5-1：

加热炉进出口压力变化统计2）、加热炉出口观察管为了有效的监控盘39-28等增压点结垢情况以及验证钡锶防垢剂使用效果，作业区建立相应管理制度定期打开加热炉出口观察管目测结垢情况。

在2005年10月份打开加热炉出口管线观察管检查时发现各增压点均无结垢现象，观察管内壁光滑洁净，在06年5月份打开加热炉出口管线观察管检查时发现盘60-21、盘39-28、盘34-33、盘38-38均存在轻微结垢现象，其中盘39-28增观察管内壁存在颗粒装垢物质，盘34-33增察管内壁已经存在1mm厚、乳白色垢物质，但垢质松软，经技术人员分析认为是结垢初期阶段。

在06年10月份打开加热炉出口管线观察管检查时发现各钡锶垢投加点结垢情况与5月份检查情况一致，现场照片见下所示：

（1）、2005年10月份（半年期）现场拍摄观察管照片，观察管内壁洁净平滑，未发现结垢现象，现场照片见下图5-1。

39-2860-2134-3338-38图5-12005年10月份现场拍摄观察管照片

（2）、2006年5月份（一年期）现场拍摄观察管照片，盘34-33、盘60-21盘管内已经发现有轻微结垢现象（厚度：

0.51毫米、质松软、乳白色），盘38-38增结垢较为明显（厚度：

1.52毫米、质坚硬、乳白色），但结垢并不严重，未严重影响生产，现场照片见下图5-2。

盘60-21盘39-28图5-22006年5月份现场拍摄观察管照片（3）、2006年10月份（一年半期）现场拍摄观察管照片，盘34-33增垢质变硬、厚度未增加，盘38-38盘管内已经发现有明显结垢现象，厚度增加，盘39-28增、盘60-21增观察管内存在少量颗粒状垢片，现场照片见下图5-3。

盘60-21盘39-28图5-32006年10月份现场拍摄观察管照片（4）、2007年3月份（两年期）现场拍摄观察管照片，盘34-33、盘38-38增垢质变硬、厚度未增加，盘39-28增观察管内存在大量片状厚度为1mm的垢物质，盘60-21增结有1mm厚垢，现场照片见下图5-4。

盘34-33盘60-21盘38-38盘39-28图5-42007年2月份现场拍摄观察管照片通过上述情况，从加热炉进出口压力方面监测，2005年6月至今钡锶阻垢剂投加站点加热炉进出口压力没有明显升高的趋势，再没有更换过加热炉盘管。

从加热炉出口观察管结垢照片监测来看，半年期内效果十分明显，无结垢现象；一年期后开始轻微结垢，但人工机械法可清除；两年期后人工机械清除困难，用自主研发的LSB阻垢剂浸泡可脱落。

3）、钡锶阻垢剂与超声波阻垢器防垢效果对比分析盘古梁采油作业区钡锶阻垢剂在使用过程中与超声波阻垢器同时使用，但在评价防垢效果时不能依据现场情况判断出是钡锶阻垢剂或者超声波阻垢器防垢效果更为明显，为此在06年10月份将盘60-21增超声波阻垢器停止使用，通过观察加温炉进出口结垢情况来确定其中一种阻垢技术的使用效果。

（1）、加温炉进出口压力变化从06年10月停止使用盘60-21增超声波阻垢器至07年3月份加热炉进出口压力未有明显上升的趋势（如表5-2所示）。

表5-2加热炉进出口压力变化统计

（2）、加热炉出口观察管结垢情况变化于2007年3月份打开盘60-21增盘管已经发现盘管内有明显结垢现象，厚度为11.5mm，为乳白色硬质垢，判断为钡锶垢。

2006年10月照片2007年3月照片图5-52006年10月2007年3月份现场拍摄观察管照片结论：

在停止使用超声波阻垢器4个月后盘60-21便出现明显的结垢现象，超声波阻垢器对钡锶垢有一定的防治作用，但由于观察周期短不能就钡锶阻垢剂优于超声波阻垢器作出评价，建议继续试验。

2、整体效果评价：

通过对盘39-28增、盘38-38增、盘34-33增、盘60-21增压点在投加钡锶阻垢剂前后的加热炉进出口压力、观察管结垢照片对比分析，可以认定钡锶阻垢剂对钡锶垢的形成起到了有效的防治作用，虽然在盘34-33增、盘38-38增压点仍然没有完全杜绝钡锶垢的形成，但钡锶垢形成周期明显增长（在投加钡锶垢前35个月就需要更换一次加热炉盘管，一月之内检修输油泵更换叶轮导叶23次，在投加钡锶垢之后至今未更换过盘管）。

与传统机械清垢、更换管线配件等方式对比，显然使用钡锶阻垢剂更为实用、有效。

经济效益评价：

盘古梁采油作业区在没有防垢网络之前，盘60-21、盘34-33、盘38-38、盘39-28增四个增压点平均每个季度就要更换一次加热炉盘管以及站内部分管线，粗略计算直接发生费用30万元/年，更换泵配件8万元/年。

2005年6月份该四个点投加钡锶阻垢剂后，截至目前已经运行21个月，各个加药点未更换过加热炉盘管以及站内管线，下游各接转站也没有因为结垢严重更换过外输泵叶轮等。

该四个点钡锶阻垢剂投加量为8.82吨/年，发生费用为10.58万元/年，相比较可节约成本27万元/年，；累计节约费用47万元。

六、下步防垢工作设想1、防垢网络不健全,需要进一步增加加药站点盘古梁油田盘古梁区块防垢网络不够完善，盘一接转站、盘二接转站、盘三接转站、盘一转油点、盘二转油点、盘69-18增压点未建设防垢加药装置，建议下一步在上述各站点建立防垢点6个。

图6-1：

盘古梁油田防垢网络需完善工艺流程2、油水井地层深部清防垢技术未开展随着油田开发时间的延续，油田含水不断升高，污水回注面积的扩大，导致油层近井地带结垢严重，直接影响油井正常生产，特别是三叠系和侏罗系合采、注水见效的油井结垢特别严重。

从盘古粱投入开发以来，先后对不同层位的采出水和注入水做了多次水质成份分析，注入水成分分析见表6-1：

表6-1盘古粱油田注入水水质成分分析从表6-1可以看出洛河层的水含有一定量的SO42-和HCO3-,而Ca2+、Mg2+等阳离子含量低，因而具有提供结垢阴离子的能力。

同时对盘古粱油田选取长6层油井，对采出水进行了全面的水质分析，特别是对水中的钡锶离子进行了定量分析，分析结果见表6-2：

表6-2盘古粱油田部分长6油井水质离子组成情况分析由表6数据分析看，长6地层水为CaCl2,化学成分组成具有以下特点：

成垢阳离子Ca2+、Ba2+、Sr2+含量较高。

由上述注入水和采出水成分分析可见，盘古梁油田注入水含有一定量的SO42-和HCO3-的成垢阴离子，而长6地层水成垢阳离子Ca2+、Ba2+、Sr2+含量较高，这样在水淹井、见水井同原油中的地层水混合，在一定压力和温度下，油水井地层深部必然会产生结垢现象，并且是碳酸盐垢、硫酸盐和一些杂质的复杂的混合物。

因此，如何开展和预防地层清防垢工艺技术，延长有效期，提高增油效果，提高投入产出比是盘古梁油田下一步的防垢的研究方向。

3、靖三联回注污水处理流程没有进行成垢离子监测与去除处理，污水回注下游结垢严重，建议采取措施对靖三联回注污水处理流程增加成垢离子监测与去除处理工艺。

4、对注入清水实施预处理除去注入水中的硫酸根等成垢离子注入水中的硫酸根是成垢离子中最主要、也是最难处理的阴离子。

若将注入水中的硫酸根脱除，就可大大缓解地层结硫酸钡和硫酸锶垢日趋严重的问题。

目前盘古梁注入水从洛河层开采出后未经任何处理便直接回注地层，这就导致注入水地层水混合后在地层、井筒、地面集输系统结垢现象发生，建议在盘古梁油田盘一注、盘二注、盘三注各增加除硫酸根等成垢离子工艺，以缓解盘古梁油田地层可能存在结垢现像。

5、进一步验证钡锶防垢剂的使用效果盘古梁采油作业区钡锶阻垢剂在使用过程中与超声波阻垢器同时使用，但在评价防垢效果时不能依据现场情况判断出是钡锶阻垢剂或者超声波阻垢器防垢效果更为明显。

建议在盘39-28增压点停止投加钡锶阻垢剂，单独使用超声波阻垢器35个月时间，以观察该增压点结垢现象（该项试验已经开始）。

6、钡锶阻垢剂地面加药管线防腐蚀问题在防垢网络应用6个月多月时，盘60-21、盘34-33、盘38-381、盘39-28等增压压点的加药管线虽然采用双金属复合管材，但仍不同程度出现腐蚀穿孔、破裂现象，给现场生产带来诸多不便，建议寻找更加耐腐蚀的管材制作加药管线，以保证钡锶阻垢剂的正常投加。

结论盘古梁油田注入水与地层水严重不配伍；同层采出水即使是同一井组也有严重不配伍的问题；由于注入水于地层水、部分同层水不配伍导致盘古梁油田存在普遍结垢现象，结垢类型为典型的钡锶硫酸盐垢，很难清除；通过使用LSB-钡锶防垢剂以及配套使用的超声波阻垢器后有效的防治了结垢现像。