摘 要

　　　　　　　　　　　——以四川盆地邛西氣田為例摘　要：氣田開發進入中后期采用廢棄井回注方式處理排出的地層水是一種較環保的方法，但管線結垢導致通徑變小，嚴重

　　　　　　　　　　　——以四川盆地邛西氣田為例

摘　要：氣田開發進入中后期采用廢棄井回注方式處理排出的地層水是一種較環保的方法，但管線結垢導致通徑變小，嚴重影響了回注效率，注水泵高負荷運轉也存在較大的安全隱患。為此，對氣田水樣及管道垢樣進行了化驗分析，找到了結垢物的主要成分——以碳酸鈣、硫酸鋇及硫酸鍶為主，其余成分包括少量腐蝕產物(如Fe2O3)和一些地層砂粒及少許.有機物，分析發現輸送地層水壓力降低及懸浮物超標是形成無機結垢物的主要原因。進而選擇了4種緩蝕阻垢劑，對四川盆地邛西氣田白馬8井的回注水樣進行了緩蝕性能及阻垢性能的測試篩選，結果顯示XH-442B型緩蝕阻垢劑性能相對較好。進而對該型試劑在不同濃度下的性能進行了進一步的測試，發現濃度大于40mg／L時可以起到有效的阻垢作用。在白馬8井的2臺注水泵出口在相同工況下進行了長達6個月的現場對比試驗，結果表明XH-442B型緩蝕阻垢劑濃度在40～50mg／L時具有良好的緩蝕阻垢作用，可降低回注壓力并提升回注系統運行時效。

關鍵詞：四川盆地  邛西氣田  氣田水  回注  管道  結垢  分析  篩選  回注壓力  運行時效

Scaling mechanism and descaling measures in the reinj ection system of the Qiongxi Gas Fieid，Sichuan Basin

Abstract：When a gas field comes to its mid-or late-stage development，the discharged formation water will be re-injected into those abandoned wells，which is an environmental-friendly waste water treatment in the field．However，pipe scaling will seriously influence the re inj ection efficiency and those inj ection pumps running under a bigger load will also pose threats to safetv．In view of this．the field water and pipe scaling samples，collected from Well Baima 8 in the Qiongxi Gas Field，Sichuan Basin，were analyzed and the scaling deposits were found to be mainly composed of calcium carbonate，barium sulfate and strontium suIfate，with the rest of the ingredients containing a small amount of corrosion products，such as Fe2O3 and some formation sand and some organic matters．Above all，it was pointed out that the major cause of the inorganic scaling deposits is the decreasing pressure in pumping the forma“on water back into wells and the suspended matters exceeding the standard．On this basis，four kinds of scale inhibitors were selected and applied respectively to descaling in the above samples，and the restdts showed that the scale inhibitor XH-442B was the best one in descaling performance．Furthermore，its descaling effects at different concentrations were also tested and the optimal concentration was found to be more than 40mg／L．Through a field contrast test performed on the pipe outlets of two water injection pumps in Well Baima 8 after 6 months，the good descaling effect of the scale inhibitor XH-442B at the concentrations of 40-50mg／L was validated．

Keywords：Sichuan Basin，Qiongxi Gas Field，gas-field water，pipeline scaling analysis，selection，re injection pressure，operation efficiency

白馬8井是四川盆地邛西氣田回注系統中重要的回注井之一，該回注井接收來自邛西氣田邛西6井、邛西14井、大4井等6口氣井采出的氣田水混合注入地層，日回注量超過450m³。在該氣田水回注系統中，管線結垢導致通徑變小、水流阻力增大，注水壓力升高，不僅嚴重影響了回注效率且注水泵高負荷運轉存在較大的安全隱患。為解決氣田水回注系統管線結垢給邛西氣田氣井正常生產帶來的影響，對邛西氣田白馬8井回注站回注系統水質及垢樣進行了調查、分析，找出了造成管線結垢主要原因并進行了阻垢劑篩選及現場試驗。

1　管道結垢機理及原因分析

1．1　管道結垢機理

一般來說，氣田采出水結垢的主要成分是碳酸鈣垢，此外還有少量的硫酸鋇／鍶垢、硫酸鈣垢等。以碳酸鈣垢為例，結垢機理如下：

碳酸鈣的化學溶解平衡^[1]可用以下可逆反應來表示：

Ca²⁺+2HCO3?CaCO3¯+CO2­+H2O

由該溶解平衡反應可知，影響碳酸鈣生成的主要因素有：二氧化碳、溫度、pH值、含鹽量等。碳酸鈣在輸水管線中的結垢趨勢隨氣體中的二氧化碳分壓減少而增大；隨水溫的升高而增大；隨水的pH值上升而增大，隨著水中溶解鹽類濃度的增大而減少。在氣井開采過程中，壓力與溫度變化較大，容易形成碳酸鈣等，與泥砂、有機物、腐蝕產物等附著在管線內壁從而形成垢^[2-4]。

1．2　回注水水質分析

為分析白馬8井回注系統管線結垢腐蝕原因，抽取其中2個主要的來水單井水樣和該回注井混合水樣進行了水質調查，水質分析^[5-6]結果見表1所示。

 

從表1可看出，白馬8井與單井水樣水質分析結果相似，即回注水礦化度較高，水質硬度高，結垢趨勢明顯。

1．3　垢樣成分分析

在對白馬8井氣田水罐清洗后發現，罐內已形成大塊片狀垢樣，垢樣顏色呈棕黃色；而在注水管線內垢樣的橫截面上大多是顏色較深的層狀細條紋，有明顯的界面痕跡，分布均勻，垢樣內表面大都粗糙不平，有豆狀顆粒，垢樣較硬，滴鹽酸發生少量起泡，由此可以判斷結垢物主要成分不是常見的碳酸鹽層狀垢樣。

通過對垢樣進行高溫灼燒以及濃鹽酸加熱溶解，分析結果如表2所示。

 

從表2垢樣分析結果可以看出，白馬8井氣田水罐內的垢樣以腐蝕產物及碳酸鹽垢為主，注水管線內的垢樣鹽酸溶蝕率不高，說明造成管線縮徑的結垢物主要組分不是單一的碳酸鹽，而是以碳酸鈣、硫酸鋇／硫酸鍶為主，其余成分有少量腐蝕產物(如Fe2O3)，一些地層砂粒及少許有機物。

1．4　回注系統結垢原因分析

通過前期的現場調查及系統結垢原因的全面分析，認為造成白馬8井管線結垢主要原因有以下幾點：

1)碳酸鹽以及硫酸鍶／鋇是造成管線阻塞垢樣的主要成分。當地層水在封閉的集輸管網中輸送時，保持了一定的壓力環境，進入敞開式的氣田水罐后，罐內壓力遠低于地層水中二氧化碳的分壓，導致二氧化碳氣體逸出，碳酸氫鈣在水中的平衡方程式向有利于生成碳酸鈣垢的方向移動。在結垢過程中，垢晶體吸附周圍環境的泥砂、腐蝕產物、有機物等物質一起沉積增大，形成無機垢混合物^[7-9]。

2)回注井注水量較大。目前白馬8井注水量超過450m³／d，注入地層前幾乎未采取任何處理措施，注入前水樣中懸浮固體含量為50mg／L，已遠高于SY／T 6596—2004《氣田水回注方法》^[10]中注入水質中懸浮固體的推薦指標，結垢產物、腐蝕產物、微生物粘泥、地層沙粒、有機物等成分均可能構成管線的堵塞垢樣的主要成分。注入水流速較高時，懸浮固體的沉積量較小，一旦注入水流速降低或停止注入時，這些懸浮物容易被混合吸附在管線內已形成的致密垢樣表面，從而形成層狀垢樣。

3)其他因素。主要包括水中含有大量的氫氧化鐵膠體、微生物含量較高等，氫氧化鐵膠體懸浮在注入水中，由于其表面帶電有吸附作用，從而加速水中膠體微粒凝聚沉積在金屬管線內壁，而微生物粘泥的存在則加劇了管線中的堵塞。

因此如何有效防止碳酸鹽垢、硫酸鹽垢在管線內壁的形成，將是白馬8井整個回注系統能否達到安全穩定運行的關鍵所在。

2　除垢對策

根據現場調查結果及結垢原因分析，針對白馬8井的管線結垢具體情況，選出XH-432、XH-442A、XH-442B、XH-416四種對碳酸鹽垢、硫酸鹽垢均有優良阻垢性能的藥劑。

2．1　阻垢劑的評價

2．1．1阻垢劑緩蝕性能測定

測試條件：靜態掛片，溫度50℃，時間10d，通氮氣除氧，根據SY／T 5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評價方法》^[11]進行對比試驗。緩蝕劑緩蝕率結果測定試驗見表3。

 

從表3可以看出，緩蝕劑XH-442B在40mg／L時具有很好的緩蝕性能，緩蝕率達86％左右。

2．1．2阻垢劑性能測定

測試條件：加藥量40mg／L，試驗溫度70℃，恒溫24h，試驗水樣按SY／T 5673—93《油田用防垢劑性能評價方法》^[12]要求進行配制。阻垢劑評價試驗結果見表4。

 

從表4可以看出，阻垢劑XH-442B在抑制硫酸鹽垢、碳酸鹽垢均能取得較好的效果。

2．1．3阻垢劑濃度對阻垢性能的影響

測試條件：試驗溫度70℃，恒溫24h，試驗水樣為現場所取白馬8井混合水樣。實驗結果表明：當阻垢劑XH-442B濃度等于或大于40mg／L時阻垢率達到93％以上，取得較好的阻垢效果(表5)。

 

2．2　阻垢劑現場試驗

白馬8井注水站每天注水約450m³，注水壓力4MPa，由于氣田來源于不同井站，混合后水溫為45～55℃。該站配備兩臺注水泵，排量為36.6m³／h，每天運行約13h，兩臺泵隔天交替使用，運行工況相同。

現場試驗采用XH-442B阻垢劑，加注濃度為40～50mg／L。加注點選擇在2號注水泵進水管線一側，對比觀察點位于泵出口單流閥處。在開始進行試驗前，先將對比點拆開后對垢層進行清除，形成同樣的試驗條件。通過一定藥劑加注周期后，對1號泵(未加注阻垢劑)和2號泵出口單流閥進行拆開觀察，從而直觀地對藥劑加注效果進行評價。在啟用2號泵進行注水作業時，同時進行藥劑連續加注，并盡量保證注水過程中藥劑濃度穩定性。

從圖1、2中可以看出，試驗前，1號泵及2號泵出口單流閥處經過一定時間的運行后均有明顯結垢現象產生，二者厚度相當，均超過10mm，垢樣呈層狀、棕黃色，較致密不易脫落，加酸后部分溶解，這與之前結垢原因調查結果是相一致的。

 

 

試驗前對1號泵及2號泵的管線結垢觀察點進行了物理及化學除垢，使之滿足現場對比試驗的需要。

2012年7月至2013年1月，對2號泵運行時按既定濃度加注XH-442B，經過6個月運行，未加注藥劑的1號泵出口管線內已形成2～3mm的棕黃色垢層(圖3)，但加注了藥劑的2號泵出口管線幾乎沒有結垢(圖4)。

 

 

試驗結束后，白馬8井一直使用XH-442B緩蝕阻垢劑至今，效果較好，未發生因管線結垢造成注水壓力升高的情況。由于注水壓力較低，注水泵故障率維持在較低水平，不僅節約了生產成本且大大降低了安全風險。

3　結論

1)通過對回注水水質及垢樣進行分析，邛西氣田造成白馬8井回注管線結垢的主要成分是碳酸鹽以及硫酸鍶／鋇垢，且回注井注水量較大，注入水中懸浮固體含量較高等是造成管線結垢的主要原因。

2)在管線中加入適量濃度范圍為40～50mg／L的XH-442B阻垢劑，對邛西氣田回注系統除垢起到了較好的作用效果。

 

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本文作者：趙清  王克瓊  周璩  張翼  王開虎

作者單位：中國石油西南油氣田公司川西北氣礦