胡四联采出水回注系统结垢性和配伍性研究及治理对策

来源 :中国石油和化工标准与质量 | 被引量 : 0次 | 上传用户:ernest5
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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,故对现有的两种鋇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。
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