摘 要

　　　　　　　　　　　——以四川盆地邛西氣田為例摘　要：氣田開(kāi)發(fā)進(jìn)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(huán)保的方法，但管線結(jié)垢導(dǎo)致通徑變小，嚴(yán)重

　　　　　　　　　　　——以四川盆地邛西氣田為例

摘　要：氣田開(kāi)發(fā)進(jìn)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(huán)保的方法，但管線結(jié)垢導(dǎo)致通徑變小，嚴(yán)重影響了回注效率，注水泵高負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)也存在較大的安全隱患。為此，對(duì)氣田水樣及管道垢樣進(jìn)行了化驗(yàn)分析，找到了結(jié)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(chǎn)物(如Fe2O3)和一些地層砂粒及少許.有機(jī)物，分析發(fā)現(xiàn)輸送地層水壓力降低及懸浮物超標(biāo)是形成無(wú)機(jī)結(jié)垢物的主要原因。進(jìn)而選擇了4種緩蝕阻垢劑，對(duì)四川盆地邛西氣田白馬8井的回注水樣進(jìn)行了緩蝕性能及阻垢性能的測(cè)試篩選，結(jié)果顯示XH-442B型緩蝕阻垢劑性能相對(duì)較好。進(jìn)而對(duì)該型試劑在不同濃度下的性能進(jìn)行了進(jìn)一步的測(cè)試，發(fā)現(xiàn)濃度大于40mg／L時(shí)可以起到有效的阻垢作用。在白馬8井的2臺(tái)注水泵出口在相同工況下進(jìn)行了長(zhǎng)達(dá)6個(gè)月的現(xiàn)場(chǎng)對(duì)比試驗(yàn)，結(jié)果表明XH-442B型緩蝕阻垢劑濃度在40～50mg／L時(shí)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(tǒng)運(yùn)行時(shí)效。

關(guān)鍵詞：四川盆地  邛西氣田  氣田水  回注  管道  結(jié)垢  分析  篩選  回注壓力  運(yùn)行時(shí)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(tǒng)中重要的回注井之一，該回注井接收來(lái)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(guò)450m³。在該氣田水回注系統(tǒng)中，管線結(jié)垢導(dǎo)致通徑變小、水流阻力增大，注水壓力升高，不僅嚴(yán)重影響了回注效率且注水泵高負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)存在較大的安全隱患。為解決氣田水回注系統(tǒng)管線結(jié)垢給邛西氣田氣井正常生產(chǎn)帶來(lái)的影響，對(duì)邛西氣田白馬8井回注站回注系統(tǒng)水質(zhì)及垢樣進(jìn)行了調(diào)查、分析，找出了造成管線結(jié)垢主要原因并進(jìn)行了阻垢劑篩選及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1　管道結(jié)垢機(jī)理及原因分析

1．1　管道結(jié)垢機(jī)理

一般來(lái)說(shuō)，氣田采出水結(jié)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(jié)垢機(jī)理如下：

碳酸鈣的化學(xué)溶解平衡^[1]可用以下可逆反應(yīng)來(lái)表示：

Ca²⁺+2HCO3?CaCO3¯+CO2­+H2O

由該溶解平衡反應(yīng)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(jié)垢趨勢(shì)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(lèi)濃度的增大而減少。在氣井開(kāi)采過(guò)程中，壓力與溫度變化較大，容易形成碳酸鈣等，與泥砂、有機(jī)物、腐蝕產(chǎn)物等附著在管線內(nèi)壁從而形成垢^[2-4]。

1．2　回注水水質(zhì)分析

為分析白馬8井回注系統(tǒng)管線結(jié)垢腐蝕原因，抽取其中2個(gè)主要的來(lái)水單井水樣和該回注井混合水樣進(jìn)行了水質(zhì)調(diào)查，水質(zhì)分析^[5-6]結(jié)果見(jiàn)表1所示。

 

從表1可看出，白馬8井與單井水樣水質(zhì)分析結(jié)果相似，即回注水礦化度較高，水質(zhì)硬度高，結(jié)垢趨勢(shì)明顯。

1．3　垢樣成分分析

在對(duì)白馬8井氣田水罐清洗后發(fā)現(xiàn)，罐內(nèi)已形成大塊片狀垢樣，垢樣顏色呈棕黃色；而在注水管線內(nèi)垢樣的橫截面上大多是顏色較深的層狀細(xì)條紋，有明顯的界面痕跡，分布均勻，垢樣內(nèi)表面大都粗糙不平，有豆?fàn)铑w粒，垢樣較硬，滴鹽酸發(fā)生少量起泡，由此可以判斷結(jié)垢物主要成分不是常見(jiàn)的碳酸鹽層狀垢樣。

通過(guò)對(duì)垢樣進(jìn)行高溫灼燒以及濃鹽酸加熱溶解，分析結(jié)果如表2所示。

 

從表2垢樣分析結(jié)果可以看出，白馬8井氣田水罐內(nèi)的垢樣以腐蝕產(chǎn)物及碳酸鹽垢為主，注水管線內(nèi)的垢樣鹽酸溶蝕率不高，說(shuō)明造成管線縮徑的結(jié)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(chǎn)物(如Fe2O3)，一些地層砂粒及少許有機(jī)物。

1．4　回注系統(tǒng)結(jié)垢原因分析

通過(guò)前期的現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查及系統(tǒng)結(jié)垢原因的全面分析，認(rèn)為造成白馬8井管線結(jié)垢主要原因有以下幾點(diǎn)：

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(dāng)?shù)貙铀诜忾]的集輸管網(wǎng)中輸送時(shí)，保持了一定的壓力環(huán)境，進(jìn)入敞開(kāi)式的氣田水罐后，罐內(nèi)壓力遠(yuǎn)低于地層水中二氧化碳的分壓，導(dǎo)致二氧化碳?xì)怏w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(dòng)。在結(jié)垢過(guò)程中，垢晶體吸附周?chē)h(huán)境的泥砂、腐蝕產(chǎn)物、有機(jī)物等物質(zhì)一起沉積增大，形成無(wú)機(jī)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(guò)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(yuǎn)高于SY／T 6596—2004《氣田水回注方法》^[10]中注入水質(zhì)中懸浮固體的推薦指標(biāo)，結(jié)垢產(chǎn)物、腐蝕產(chǎn)物、微生物粘泥、地層沙粒、有機(jī)物等成分均可能構(gòu)成管線的堵塞垢樣的主要成分。注入水流速較高時(shí)，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(shí)，這些懸浮物容易被混合吸附在管線內(nèi)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(nèi)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(nèi)壁的形成，將是白馬8井整個(gè)回注系統(tǒng)能否達(dá)到安全穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵所在。

2　除垢對(duì)策

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查結(jié)果及結(jié)垢原因分析，針對(duì)白馬8井的管線結(jié)垢具體情況，選出XH-432、XH-442A、XH-442B、XH-416四種對(duì)碳酸鹽垢、硫酸鹽垢均有優(yōu)良阻垢性能的藥劑。

2．1　阻垢劑的評(píng)價(jià)

2．1．1阻垢劑緩蝕性能測(cè)定

測(cè)試條件：靜態(tài)掛片，溫度50℃，時(shí)間10d，通氮?dú)獬?，根?jù)SY／T 5273—2000《油田采出水用緩蝕劑性能評(píng)價(jià)方法》^[11]進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)。緩蝕劑緩蝕率結(jié)果測(cè)定試驗(yàn)見(jiàn)表3。

 

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

2．1．2阻垢劑性能測(cè)定

測(cè)試條件：加藥量40mg／L，試驗(yàn)溫度70℃，恒溫24h，試驗(yàn)水樣按SY／T 5673—93《油田用防垢劑性能評(píng)價(jià)方法》^[12]要求進(jìn)行配制。阻垢劑評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)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(duì)阻垢性能的影響

測(cè)試條件：試驗(yàn)溫度70℃，恒溫24h，試驗(yàn)水樣為現(xiàn)場(chǎng)所取白馬8井混合水樣。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：當(dāng)阻垢劑XH-442B濃度等于或大于40mg／L時(shí)阻垢率達(dá)到93％以上，取得較好的阻垢效果(表5)。

 

2．2　阻垢劑現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

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

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)采用XH-442B阻垢劑，加注濃度為40～50mg／L。加注點(diǎn)選擇在2號(hào)注水泵進(jìn)水管線一側(cè)，對(duì)比觀察點(diǎn)位于泵出口單流閥處。在開(kāi)始進(jìn)行試驗(yàn)前，先將對(duì)比點(diǎn)拆開(kāi)后對(duì)垢層進(jìn)行清除，形成同樣的試驗(yàn)條件。通過(guò)一定藥劑加注周期后，對(duì)1號(hào)泵(未加注阻垢劑)和2號(hào)泵出口單流閥進(jìn)行拆開(kāi)觀察，從而直觀地對(duì)藥劑加注效果進(jìn)行評(píng)價(jià)。在啟用2號(hào)泵進(jìn)行注水作業(yè)時(shí)，同時(shí)進(jìn)行藥劑連續(xù)加注，并盡量保證注水過(guò)程中藥劑濃度穩(wěn)定性。

從圖1、2中可以看出，試驗(yàn)前，1號(hào)泵及2號(hào)泵出口單流閥處經(jīng)過(guò)一定時(shí)間的運(yùn)行后均有明顯結(jié)垢現(xiàn)象產(chǎn)生，二者厚度相當(dāng)，均超過(guò)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(jié)垢原因調(diào)查結(jié)果是相一致的。

 

 

試驗(yàn)前對(duì)1號(hào)泵及2號(hào)泵的管線結(jié)垢觀察點(diǎn)進(jìn)行了物理及化學(xué)除垢，使之滿足現(xiàn)場(chǎng)對(duì)比試驗(yàn)的需要。

2012年7月至2013年1月，對(duì)2號(hào)泵運(yùn)行時(shí)按既定濃度加注XH-442B，經(jīng)過(guò)6個(gè)月運(yùn)行，未加注藥劑的1號(hào)泵出口管線內(nèi)已形成2～3mm的棕黃色垢層(圖3)，但加注了藥劑的2號(hào)泵出口管線幾乎沒(méi)有結(jié)垢(圖4)。

 

 

試驗(yàn)結(jié)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(fā)生因管線結(jié)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(jié)約了生產(chǎn)成本且大大降低了安全風(fēng)險(xiǎn)。

3　結(jié)論

1)通過(guò)對(duì)回注水水質(zhì)及垢樣進(jìn)行分析，邛西氣田造成白馬8井回注管線結(jié)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(jié)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(duì)邛西氣田回注系統(tǒng)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(kāi)虎

作者單位：中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦