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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1、胡四联釆出水回注系统结垢性和配伍性研究及治理对策胡四联采出水回注系统结垢性和配伍性研究及治理对策【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层原油脱岀水，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：该站冋注采出水屮含有大量成垢离子（Ca2+、Mg2+、Ba2++Sr2+和S042-、HCO-）,形成的垢的主要成分为酸不溶垢（以B&S04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：现有领總阻垢剂Z

2、G-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-558SW-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耍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CaC12水型。随着采出水的不断冋注，该站系统结垢日趋严重，硫酸顿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索，对现有的顿總阻垢剂SW-188和ZG-558阻垢率进行室内评价，得出有效治

3、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350m3o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

4、子，但有较多量的S042-离子；采出水水质特点：高矿化度，高成垢离了含量，尤其是Ba2++Sr2+离了，少部分油井采出水中含有S042-离子。该片区结垢主要成份为酸不溶垢，故对现有的两种锁總阻垢剂按照行业标准《Q/SY126-2005》进行了评价和筛选实验，如下表3。由表3可以看出，在60mg/L吋，两种阻垢剂的硫酸顿阻垢率均远远大于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顿结垢趋势；注入清水中无碳酸钙

5、和硫酸锁结垢趋势，其中安83长7碳酸钙结垢倾向最大，而安201长6钞!卡思垢结垢量最大。(2)该片区注入清水与采出水(安83长7除外)不配伍，混合后有锁铠垢生成；安83长7与A17长4+5、安201长6、安30长8和新22长9采岀水之间配伍性差。(3)胡四联站内结垢主要成份为酸不溶垢，同吋含有较多量的碳酸盐、硫化物及铁氧化物。(4)在60mg/L时，两种阻垢剂的硫酸锁阻垢率均远远大于*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

6、长9层采出水混合，见水井采出水在胡十一转卸油。(1)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。(2)基于经济效益考虑，在胡十转外输系统加入顿總阻垢剂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，木科,油田化学。