七個泉油田集輸管道結垢原因及防垢

韓晉偉 彭蓮 李學志 王海江 雷剛 青海油田采油三廠

1 結垢原因

1.1 采出水自身因素

七個泉油田主力產層地層水礦化度較高，部分井采出水礦化度高達100 000mg/L以上，pH值在5.3左右，水性偏弱酸性。地層水中硫酸根離子、碳酸氫根離子、鈣離子含量普遍較高，這些成垢離子的存在，為碳酸鹽垢和硫酸鹽垢的形成提供了有利條件。在油氣開采過程中，當溫度、壓力等外界條件改變時，地層水的化學平衡也被改變，從而使井下和生產管線易結垢。

1.2 外部影響因素

（1）溫度和壓力的影響。采出液溫度越高，碳酸鈣在水中的溶解度就越低，其結垢速率隨采出液溫度的上升而增加。當采出液溫度低于50℃時，結垢速率小于0.28mm/a；當采出液溫度高于50℃時，結垢速率上升為0.77mm/a[1]?，F場試驗表明，碳酸鈣的溶解度隨壓力增加而增大。當溫度較高時，碳酸鈣溶解度隨壓力變化不明顯；當溫度較低時，壓力變化對碳酸鈣溶解度的影響很大。

（2）含鹽量的影響。采出液的含鹽量對垢類的溶解度有較大的影響。含鹽的地層水會使垢的溶解度大幅度增加，在含鹽量高的高礦化度地層水中管道很難結垢。當注入水與地層水混合后會使含鹽量降低，造成井下和集輸管道結垢。試驗表明，碳酸鈣垢在氯化鈉水溶液中的溶解度隨氯化鈉濃度的增高而增大，當氯化鈉濃度達到110mg/L時，碳酸鈣垢的溶解度達到最大。隨著氯化鈉濃度的繼續增加，碳酸鈣垢的溶解度開始逐漸降低。

（3）pH值的影響。七個泉油田油井采出液pH值較高時，通常會產生大量的碳酸鈣沉淀；當pH值較低時，則產生的碳酸鈣沉淀較少?，F場試驗表明：當地層水pH值增大時會降低氫離子濃度，氫的去極化作用減弱，致使結垢趨勢增強，結垢量增多。油田注入水pH值在5.0~5.8之間，地層水pH值在5.2~5.6之間，兩者均呈弱酸性。由于注入水中含有的碳酸氫根離子濃度較高，故當pH值增加時，碳酸氫根離子便會轉化為碳酸根離子，從而容易產生碳酸鈣沉淀[2]。

2 防垢試驗

七個泉油田主要結垢物為碳酸鹽垢，因此選用阻碳酸鹽垢性能較好的T—1系列防垢劑進行防垢試驗研究。

2.1 防垢劑優選

取七6—12井、七3—3井和H1井水樣，調節pH值為8，50℃條件下恒溫48 h進行防垢試驗。測定加防垢劑前、后的鈣離子量，計算防垢率，試驗結果見表1。由表1可以看出，T—1系列5種防垢劑在pH值為8的條件下對七6—12井、七3—3井和H1井垢樣均有較好的抑制效果（防垢率＞90%），其中T—1—3和T—1—5防垢劑的防垢效果最佳，且T—1—5防垢劑優于T—1—3防垢劑。

表1 T—1系列5種防垢劑的防垢率

2.2 防垢劑耐溫試驗

試驗考察了不同溫度條件下（30、50、70、90℃）加藥量為15mg/L時T—1—3和T—1—5防垢劑防垢性能，試驗結果見表2。由表2可以看出，隨著溫度的升高，防垢劑T—1—3和T—1—5的防垢率均有下降。相對而言，T—1—3防垢劑耐溫效果好于T—1—5防垢劑，但當溫度達到90℃時，T—1—5防垢率仍高達90%以上。

表2 防垢劑在不同溫度條件下的防垢率

2.3 防垢劑溶解性能測試

如果防垢劑的水溶性差將會影響防垢效果，同時也容易傷害地層。因此，要求防垢劑必須具有良好的水溶性。目測法評價結果表明，T—1—3和T—1—5防垢劑在采油污水中都為均勻透明溶液，在油中不溶解，在油水混合溶劑中油水界面清晰，這說明T—1—3和T—1—5防垢劑為水溶性良好的防垢劑。

2.4 防垢劑乳化傾向測試

選擇乳化傾向小的防垢劑可防止防垢劑與污水混合后產生乳化現象。在l0mL的比色管中，依次加入采油污水5mL、煤油4.5mL、T—1—3和T—1—5防垢劑各100mg/L。將該比色管上下振搖200次，振搖幅度由大減小，振搖頻率不斷加快。試驗結果表明，10min時，油水界面清晰；60min時水層比空白水層高，說明T—1—3和T—1—5防垢劑乳化傾向很小。

3 結論

（1）青海油田七個泉油田主力油層具有較強的碳酸鈣結垢趨勢。

（2）青海油田七個泉油田井下和管道結垢物主要為碳酸鈣，其形成原因主要是受采出水自身因素地層水礦化度高、成垢離子含量高的影響，以及受外部因素溫度、壓力、含鹽量和pH值的影響。

（3）首選T—1—5和T—1—3防垢劑，其中T—1—5防垢劑水溶性好，乳化傾向小，具有很好的防垢性能，防垢率高達90%以上。

[1]涂乙，汪偉英，吳萌，等．注水開發油田結垢影響因素分析[J]．油氣儲運，2010，29（2）：97-99.

[2]賈海波，郭焱，李昱江，等．陜北油田集輸系統結垢機理研究[J]．油氣田地面工程，2009，28（10）：9-10.