胡四联采出水回注系统结垢性和配伍性研究及治理对策

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【摘要】胡四联采出水回注水源为胡十转长4+5、长6、长7、长8和长9层原油脱出水，该回注采出水经过排污除油、大罐沉降、过滤后水质基本达标，由于水中成垢离子相互作用导致该站结垢严重，注水流量计结垢厚达5mm，影响正常运行。通过现场调研、水质分析、结垢趋势预测、配伍性实验和垢样分析得出：该站回注采出水中含有大量成垢离子（Ca2 +、Mg2 +、Ba2++Sr2+和SO42-、HCO -），形成的垢的主要成分为酸不溶垢（以BaSO4为主）和少量碳酸盐、硫化物及铁氧化物。阻垢剂性能评价结果表明：现有钡锶阻垢剂ZG-558和SW-188阻垢率均可达标，从其他站点使用情况来看，SW-188适应性更强，但ZG-558价格更便宜。

【关键词】油田采出水 水质分析 结垢趋势 配伍性 阻垢剂ZG-558 SW-188

结垢是油田采出水回注系统常见的严重问题之一。由于胡尖山油田油藏规模及全厂开发形式，胡四联站回注采出水主要为上游胡十转采出水，主要为长4+5层，另有长6、长7、长8和长9层，属CaCl2水型。随着采出水的不断回注，该站系统结垢日趋严重，硫酸钡结垢成为该站的重大问题。本文通过现场调研、水质分析、配伍性实验和垢样分析，确定结垢类型和结垢因素，对现有的钡锶阻垢剂SW-188和ZG-558阻垢率进行室内评价，得出有效治理对策。

1 现状及水质数据

胡四联接胡十转站产进A17长4+5层和其卸油台原油（卸油层系有安201长6、安83长7、安30长8以及新22长9），日均处理液量500m3，水量350m3。处理初期，由于层系较为单一（仅A17长4+5），见水井少，站内连续泵加碳酸盐阻垢剂SW-155，结垢轻微；随着卸油台的投运，处理层系复杂多样，见水井液量不断增加，虽然连续泵加阻垢剂SW-155，但是结垢仍然严重，从卸油台投运后4个月时间，注水流量计结垢厚达5mm。

对该片区注入清水和各层系部分油井采出水八项离子、pH值、矿化度和水型进行全面分析和计算，注入清水水质特点：矿化度低，成垢离子含量低，无Ba2++Sr2+离子，但有较多量的SO42-离子；采出水水质特点：高矿化度，高成垢离子含量，尤其是Ba2++Sr2+离子，少部分油井采出水中含有SO42-离子。

该片区结垢主要成份为酸不溶垢，故对现有的两种钡锶阻垢剂按照行业标准《Q/SY 126-2005》进行了评价和筛选实验，如下表3。

由表3可以看出，在60mg/L时，两种阻垢剂的硫酸钡阻垢率均远远大于45%（标准要求），而SW-188阻垢率更高，达到93%。

5 结论

综合水质分析、结垢趋势预测、配伍性实验和垢样分析，得出以下一些认识：

（1） A17长4+5、安201长6、安83长7、安30长8、新22长9层部分油井采出水有碳酸钙和硫酸钡结垢趋势；注入清水中无碳酸钙和硫酸钡结垢趋势，其中安83长7碳酸钙结垢倾向最大，而安201长6钡锶垢结垢量最大。

（2）该片区注入清水与采出水（安83长7除外）不配伍，混合后有钡锶垢生成；安83长7与A17长4+5、安201长6、安30长8和新22长9采出水之间配伍性差。

（3）胡四联站内结垢主要成份为酸不溶垢，同时含有较多量的碳酸盐、硫化物及铁氧化物。

（4）在60mg/L时，两种阻垢剂的硫酸钡阻垢率均远远大于45%（标准要求），而SW-188阻垢率更高，达到93%。

6 治理对策

综合上述分析，结合现场生产情况，提出以下治理对策。

（1）见水井治理。避免注入清水与A17长4+5、安201长6、安83长7、安30长8、新22长9层采出水混合，见水井采出水在胡十一转卸油。

（2）将进胡四联水处理系统的A17长4+5、安201长6、安30长8、新22长9层系油井在胡十转卸油，安83长7在胡十一转卸油。

（3）基于经济效益考虑，在胡十转外输系统加入钡锶阻垢剂SW-188，在胡四联采出水处理系统也加入ZG-558，及时追踪现场使用效果，并定期对阻垢剂性能进行评价。

作者简介

郑伟（1984-），男，陕西西安人，技术员，助剂工程师，本科，油田化学。