大庆油田有限责任公司第一采油厂第四油矿163000
摘要：随着油田进入高含水开发阶段，为了提高采收率，三元复合驱驱油方式应运而生，三元复合体系注入地层后，在碱的作用下，OH-、CO32-、SiO32-的含量大幅度上升，与地层水和矿物岩石中的Ca2+、Mg2+离子反应生产无机盐，在温度、压力等热力学条件改变时，成垢组分因溶解度降低而析出结晶沉淀。由于结晶的作用，采出井设备会结垢，导致卡泵，为了解决这一问题，三元采出井必须加药减少卡泵井发生。从而加药现场管理存在问题就会增多，为了减少对加药的影响，对加药现场出现的问题要得到解决。
关键词：三元；结垢；加药；问题分析；
前言
三元复合驱是一种非常有效的三次采油方法，通过聚合物、碱、表面活性剂等三种物质协同作用，能更大程度地提高油层的最终采收率。碱与原油中的酸性和极性物质形成表面活性物质，这些活性物质与外加表面活性剂产生协同作用，从而降低油水间的界面张力，并大大降低了表面活性剂的用量；转变岩石的润湿性；乳化携带；溶解界面膜，降低界面膜的强度，使油滴易于聚并；扩大波及效率。三元复合体系注入地层后，在碱的作用下，反应生产无机盐，在温度、压力等热力学条件改变时，成垢组分因溶解度降低而析出结晶沉淀。为了解决出现结晶沉淀，我们就要通过加药防止出现结晶沉淀，从而达到防垢的目的。
1三元阻垢剂加药
1.1阻垢剂阻垢作用机理
目前阻垢剂分无机盐阻垢剂、硅阻垢剂和缓蚀阻垢剂。
1.1.1无机盐阻垢剂
无机盐阻垢剂通过人工合成药剂分子与采出液中化学成分发生螯合增溶作用，使垢质晶格发生畸变作用，起到吸附分散作用，防止垢质的形成，从而达到防垢的目的。
因为主要通过螯合增溶作用起到阻碍结垢的目的，因此又可以称为螯合增溶剂，目前现场应用此药剂。
1.1.2硅阻垢剂
硅阻垢剂所含带正电荷的半刚性或刚性高化学分子对硅酸（离子）的阻聚作用，并对硅酸胶团的吸附分散作用，同时对无定型SiO2的溶蚀作用而达到防止硅垢成分的形成，而达到阻硅垢的作用。
硅阻垢剂主要通过吸附分散作用起到阻碍硅垢形成的目的，因此又可以称为吸附分散剂。
1.1.3缓蚀阻垢剂
缓蚀阻垢剂将三元复合驱采出水由过饱和态转变为欠饱和态，抑制采出水中新生矿物微粒的析出，防止碳酸盐沉降结垢，降低了采出水处理难度，使采出水中悬浮固体含量稳定持续达标，同时可解决地面掺水设备和管线结垢问题，由于螯合剂与碱土金属离子形成水溶性的复合离子，降低碱土金属碳酸盐和硅酸盐的过饱和度，因此也具有良好的防垢作用。
1.2单井药剂浓度设计
1.2.1化学防垢单井加药浓度的设计
化学防垢单井加药浓度的设计主要依据采出液的PH值、钙镁离子、硅含量等数据来确定。
加药浓度随卡泵次数增加逐次递增50mg/L。
1.2.2东区缓蚀阻垢剂防垢浓度设计（集中加药）
依据化验中心的室内评价结果，进行防垢剂浓度设计
缓蚀阻垢剂防垢浓度设计表
结合现场实际结垢情况，见垢井即使按ph值计算不需要加药，也应设计为100mg/L，二次见垢井设计为150mg/L，逐次增加50mg/L。
2三元阻垢剂加药设备和方法
在三元复合驱大规模推广过程中，油井结垢问题日趋严重。经统计，某油田强碱三元复合驱区块的结垢井数达70%以上。频繁垢卡作业导致检泵周期远低于水驱、聚驱机采井，严重影响了工作时率，增加了操作成本，已经成为制约三元复合驱技术工业化应用的瓶颈问题，如何有效的添加化学防垢剂，预防油井结垢，是目前急需研究和完善的重点技术。
我队2017年5月5日开始注入三元，2017年5月25日中7-SE103卡泵，热洗处理无效后检泵，作业起出发现见垢。由于我队见垢较快，初期地面加药设施不完善，目前现场加药方式有套管批加、动力泵井口点滴加药工艺和转油站集中加药三种工艺，我队井口加药经历人工批加、动力泵井口加药箱、转油站集中加药过程。就三种加药形式，现场管理存在问题进行探讨
2.1套管批加工艺
需事先预制一个类似漏斗的管路，待套管内气体放掉后，通过卡箍固定在套管测试闸门上，再进行人工加药
2.1.1存在问题及影响因素
（1）套管批加需放套气，该工作存在安全隐患，易伤人。
（2）套气大井放气时间较长，浪费时间。
（3）工作强度较大，得人提着药桶向管内倒药。
由于工作量大，工作强度大，该加药方式适用于见垢初期，井数较少，未及时采取井口加药或集中加药存在问题的情况下。
2.2有动力泵井口点滴加药工艺
在井口使用加药罐、加药泵等设备，将药剂连续定量的加入井下，药剂浓度更加稳定，防垢效果大幅度提高。
目前现场有动力泵井口点滴加药工艺分单柱塞泵加药工艺和双柱塞泵加药工艺。
2.2.1存在问题及影响因素
（1）设备投入较高，井口动力设备存在维护及防盗、防爆问题
（2）冬季温度低，掺水伴热器、掺水和加药管线过滤网易堵，易发生冻堵现象，影响加药连续性
（3）受套压及液面情况影响，易发生冻堵
2.2.2处理对策
（1）通过增加加药泵起停次数。一般是30分钟周期，可调小周期，保证掺水连续性，冬季不易冻堵
（2）增加掺水伴热器直径、周期清理过滤网、频繁冻堵井通井口加热带等方式初步解决冬季冻堵问题
（3）对液面井口套压较高井如具备上调参条件，及时上调参，液面不在井口套压较高井，加强定压放气管理
2.3转油站集中加药工艺
在转油站将防垢剂加入掺水汇管，在保留地面正常掺水（10-15m3/d）的前提下，在井口使用流量控制水嘴分流出3-20m3/d的含药掺水加入井下，通过便携式电磁流量计准确计量入井水量。
转油站工艺：加药装置（1000L、0-115L/h）将防垢剂加入掺水泵入口，经掺水泵混合后，通过掺水管线输送到计量间。
井口工艺：井口掺水分流出一部分经流量控制器进入油套环空，更换流量控制器内的水嘴可控制单井药剂量，利用便携式电磁流量计（0.1-3.0m3/h）计量入井流量。
2.3.1问题及影响原因
（1）水质因素影响较大，过滤网易堵，对加药量产生影响
（2）掺水压力对加药量影响非常大，并与地面掺水互相牵制，尤其冬季掺水压力控制难度大
（3）每日采油工巡检只能判断是否加药，而不能确认加药量是否合格
（4）闸门因结垢和腐蚀原因，易出现关闭不严情况
2.3.2处理对策
一是定期冲洗水嘴
先按取样周期冲洗，然后根据结垢情况及时调整周期
二是严格控制掺水压力
掺水压力必须控制在1.8MPa-2.0MPa之间
三是定期检测加药量
及时调整入井水量，确保加药量
2.3.3集中加药现场管理的注意事项
（1）保持转油站总掺水量和掺水压力的稳定；
（2）严禁使用含药掺水冲洗地面管线，避免药剂损失，可使用热洗泵冲洗；
（3）严格控制单井地面掺水量和计量间采暖水量，减少掺水中药剂浓度损失；
3、认识
根据加药的方法不同，采取相应的问题处理对策，确保加药的连续性。
参考文献：
[1]波特曼.1998.化学驱原理.杨普华译.北京：石油工业出版社
[2]李华斌.2014.三元复合驱新进展及矿场试验.北京：科学出版社
[3]李宗石，徐明新.1980.表面活性剂合成与工艺.轻工业出版社