油田注水管线结垢机理及模型预测.pdf

第32卷第3期(2013．03)(试验研究)油田注水管线结垢机理及模型预测肖荣鸽周加明潘杰刹、雪姣西安石油大学石油工程学院摘要：油田水质结垢的根本原因是注入水中存在一定浓度的结垢离子。地处鄂尔多斯盆地的某油田常出现的是碳酸盐类结垢，一般表现为caco和MgCO居多。对该油田5口井进行了跟踪试验．从不同温度下油田结垢预测数据可以看出，这5口井都有CaCO，类垢出现的趋势，其中个别井情况严重；而且随着温度升高，结垢现象的趋势越来越大。在大量的试验数据下，利用经典离子理论和非线性回归拟合方法推导出碳酸盐垢类在管线内的结垢模型。从建立的油田注水管线结垢数学预测模型和义衍射验证结果可以看出，所建立的模型预测可靠。关键词：结垢；矿化度；五敏试验；数学模型；预测doi：lO．3969／j．issn．1006—6896．2013．3．010随着油田进入二次采油和三次采油阶段，各大验、盐度评价实验、酸敏性评价实验及碱敏性评价油田注水管线都出现不同程度的结垢。在油田实施实验。由数据分析可知，该油田区块储层为弱速注水开发过程中，水质是决定注水效果的关键。如敏，弱水敏，酸敏、碱敏为弱敏性。盐敏各层的临果采出液未经处理直接注入地层就有可能破坏地界值矿化度：长6为12250mg／L，长8为5850mg／L，层，导致地层结垢严重，甚者与地层流体、岩石不延9为2200mg／L。配伍，损害油气储层，造成渗透率下降。油田地面水垢产生以后，结垢量同水中成垢离子的减少集输管线、设备等结垢严重，使得注水管线的寿命成正比。按不同比例将水源井的井水与净化污水混明显缩短，日常维修量增加，运行成本增加，影响合，测定混合水中各种离子的总含量，实验结果如油田正常生产工作n。针对某油田注水管线结垢现表1所示。象，分析结垢的原因及机理，建立了数学模型进行从表1可以看出：注入水与地层水混合比例不油田注水管线结垢预测。同，水质所呈现的总硬度差别很大，按照2：8的比例混合，长6层硬度达到8048mg／L，长8地层1水质分析硬度是8295mg／L；而将注入水比例逐渐加大的情地处鄂尔多斯盆地的某油田目前三套主力开发况下，水质总硬度逐渐降低，在8：2的情况下，层位分别是长6、长8和延9，采用注水开发。注水长6总硬度是2676mg／L，长8总硬度是2466mg／L，用水为处理后的油田采出水与来自于洛河组水源井延9总硬度是512mL。因此油田注水开采随着注水混合配注水。长期以来，注水管线结垢严重，管水量加大，必须解决地层水水质问题，需要分析结道局部出现堵塞。对管线结垢垢样进行实验分析可垢机理并预测结垢趋势。知，钙质含量为63％，铁质含量为37％。为了分析该油田注水管线结垢的原因，对注水3水质结垢趋势预测水质分析化验。从化验结果可知：长6层位属CaC13．1结垢机理水型，长8层位属CaCO。水型，延9层位属Na。SO油田水质结垢的根本原因是注入水中存在一定或NaHCO。水型，水源井水型属NaHCO。水型，其水浓度的结垢离子。该油田常出现的是碳酸盐类结质与延9水质相近，但与长6、长8水质差别很垢，一般表现为CaCO。和MgCO。居多。即水质中大。注入水与地层水配伍性较差，导致注水管线出Ca、M和CO。、HC03结合生成碳酸盐垢，其化现结垢堵塞情况。学反应式如下2配伍性分析Ca(HCO。)~CaCO。+CO2T+HzO(1)为了更好深入地研究注人水与地层水的配伍Mg(HCO3)2~MgCO。』+CO2f+H2O(2)性，对5口典型井砂岩岩样进了速敏实验、水敏实水质中存在沉淀离子是结垢的根本原因，外在基金论文：中国石油科技创新基金研究项目(2012D-5006—0603)和陕西省教育厅专项科研计划项目(11JK0787)联合资助。一20一油气田地面工程(http：／／www．yqtdmgc．corn)第32卷第3期(2013．03)(试验研究)的因素包括温度、压力及流动情况等。IS呻=lg(Ca+HCo、+pH—h+iT+、-『丁一kP一／Si。+L43．2注水管线结垢模型建立油田注水管线结垢模型的建立除了考虑水质的式中丁为管道内流体温度；h、i、，、、组成、温度、压力等热力学参数外，还应该考虑流、ffl为碳酸盐垢类非线性回归拟合系数；动过程中的流体动力、结晶力和附着剪切力等因pH为水质的pH值。若<0，则水质中CaCO。素。本研究构建的模型侧重于管线流动过程中及热还没有达到饱和状态，则不会形成结垢；若=力学条件下的预测定位。在大量的试验数据下，利0，则水质处于平衡状态，也不会出现结垢现象；用经典离子理论和非线性回归拟合方法推导出碳酸若>0，则水质中CaCO。处于饱和状态，结垢会盐垢类在管线内的结垢模型。假设流体在管道中慢慢形成。做一维流动，流体各相具有相同的温度，根据能量3．3结垢趋势预测守恒，传人控制体