水質結垢的化學因素分析

田嘉琛

摘 要：注入水的水質變化以及不同井段的油、套管間污水水質成分，是造成部分油井水質結垢的主要原因。文章運用相關的化學基本原理、結垢趨勢預測、垢樣分析等確定結垢的影響因素，以期為改善水質、減緩結垢提供理論依據。

關鍵詞：水質；結垢；腐蝕

勝利油田自60年代開發至今，已有半個多世紀的歷史，目前注水井多，能正常注水的井占相當的比例且綜合含水高。作者在2014年高考結束并被西安工程大學環境與化學工程學院應用化學專業錄取后，到一家油田單位實習并在師傅的指導下，通過對近期作業油水井的調查，發現油管內外壁結垢現象嚴重，且有垢下腐蝕。

1 沿線水質分析

該座污水站始建于1990年，采用斜板除油加過濾流程，污水處理能力為1.1×104m3/d，并在2007年5月改造完畢，采用預氧化污水處理綜合技術，水質可達到B2級。改造后污水處理主要流程是油站來水→電化學預氧化→1次除油罐→混合反應器→混凝沉降罐→緩沖罐→污水提升泵→陶瓷濾料過濾器→1注，沿程水質的情況如下：

預氧化前：溫度52℃、pH值6.7、溶解氧<0.01mg/L、總鐵18.4mg/L、SRB為2.5個/mL、含油182mg/L、懸浮物13mg/L、Cl-為23057mg/L、HCO3-為508mg/L、Ca2+為1585mg/L、Mg2+為240mg/L、Na++K+為12877mg/L、礦化度38268mg/L、水型CaCl2。

預氧化后：溫度52℃、pH值6.78、溶解氧<0.01mg/L、總鐵7.1mg/L、含油3mg/L、懸浮物8mg/L、Cl-為21121mg/L、HCO3-為726mg/L、Ca2+為1545mg/L、Mg2+為264mg/L、Na++K+為11703mg/L、礦化度35361mg/L、游離CO2為58mg/L、水型CaCl2。

注水站：溫度54℃、pH值6.55、溶解氧<0.01mg/L、總鐵10.7mg/L、含油60mg/L、懸浮物3.89mg/L、Cl-為22881mg/L、HCO3-為654mg/L、Ca2+為1466mg/L、Mg2+為288mg/L、Na++K+為12863mg/L、礦化度38153mg/L、游離CO2為55mg/L、水型CaCl2。

配水間：溫度50℃、pH值6.38、溶解氧<0.03mg/L、總鐵10.4mg/L、含油25mg/L、懸浮物5.13mg/L、Cl-為22881mg/L、HCO3-為617mg/L、Ca2+為1347mg/L、Mg2+為385mg/L、Na++K+為12804mg/L、礦化度38035mg/L、游離CO2為45mg/L、水型CaCl2。

注水井口：溫度48℃、pH值6.49、總鐵14.2mg/L、含油2.5mg/L、懸浮物6.26mg/L、Cl-為22881mg/L、HCO3-為581mg/L、Ca2+為1823mg/L、Mg2+為409mg/L、Na++K+為12199mg/L、礦化度37893mg/L、游離CO2為38mg/L、水型CaCl2。

從上述數據看：預氧化前、后離子濃度變化不大，沿線礦化度高、懸浮物含量高，CO2含量呈降低趨勢，總鐵含量高且呈升高趨勢，這些因素都對管線的結垢腐蝕有影響。

根據水質分析情況，按照SY/T0600-1997《油田水結垢趨勢預測》，對沿線的結垢趨勢進行了預測，從下面可看出沿線水質無硫酸垢結垢趨勢，但有嚴重的碳酸鹽結垢趨勢。

預氧化前：pH=6.7，K=2.43，μ=0.35，pAlK=1.96，pCa=1.43，50℃ 碳酸鈣結垢趨勢（SI=1.65、SAI=5.12、有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=35.92、K=8×10-4，S=0.0437，無趨勢預測）。

預氧化后：pH=6.8，K=2.48，μ=0.38，pAlK=1.92，pCa=1.41，50℃ 碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.96，SAI=4.86，結垢嚴重），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=38.63，K=9×10-4，S=0.0466，無趨勢預測）。

注水站：pH=6.6，K=2.45，μ=0.35，pAlK=1.97，pCa=1.44，50℃碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.69，SAI=5.16，有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=36.65，K=8×10-4，S=0.0437，無趨勢預測）。

配水間：pH=6.4，K=2.45，μ=0.35，pAlK=2，pCa=1.47，50℃碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.46，SAI=5.46，有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=33.68，K=8×10-4，S=0.0475，無趨勢預測）。

注水井口：pH=6.5，K=2.45，μ=0.35，pAlK=2.02，pCa=1.34，50℃碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.68，SAI=5.13，有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=45.58、K=8×10-4、S=0.0351、無趨勢預測）。

2 影響因素分析

2.1 腐蝕對結垢的影響

油田污水的腐蝕和結垢是一種互為促進的關系，由于腐蝕反應的發生，會消耗污水中的H+，導致HCO3-的電離平衡反應不斷向右移動，在不斷提供H+的同時，也增加了污水中CO32-濃度，這就打破了Ca2+和CO32-原有的平衡，即生成CaCO3垢，因此腐蝕可以促進結垢；反過來，結垢反應的發生會降低溶液中CO32-濃度，導致電離平衡反應不斷增加污水中H+濃度，促進腐蝕反應的發生，所以結垢也可以促進腐蝕。

2.2 pH值對結垢的影響

體系的pH值對垢的形成有很大影響，一般pH值升高結垢趨勢增強，pH值降低結垢趨勢減弱。當注入水pH值較高時，促使HCO3-離解成H+和CO32-，使CO32-濃度增加，促使碳酸鈣沉淀的生成，PH值較低時，則碳酸鈣不宜產生。從回注水中pH值6.4-6.8可知，這是易產生碳酸鈣沉淀垢的原因之一。

2.3 游離CO2對結垢的影響

據查，現場沿程管線內游離CO2逐漸較少，說明流動過程中CO2由游離狀態變為溶解狀態，進而轉變為HCO3-、CO32-，在pH值為7左右時容易產生CaCO3、FeCO3污垢堵塞地層。

2.4 壓力對結垢的影響

壓力包括總壓力和水中易揮發組分的分壓，壓力對硫酸鹽垢影響不大，主要是影響碳酸鹽垢。一般來講，結垢量隨壓力的增大而逐漸減小，CO2的分壓增加時CaCO3的溶解度增大；CO2分壓降低時容易結垢，這主要是垢樣成分CaCO3生成依賴的電離平衡為2HCO3-、CO32-+CO2+H2O，壓力增大將減少CO2氣體的生成，使電離平衡向左移動，減少CaCO3的生成，減小結垢趨勢。生產過程中的產出液在流出地層時壓力突然降低，導致CO2分壓下降，水中CO2逸出，打破了水中的Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-離子之間的平衡，垢晶析出、沉積，這是油井炮眼部位、篩管、抽油泵以及泵上幾十米管柱嚴重結垢的主因。

2.5 其它因素

溫度、離子濃度以及流速、流向的突然改變，也會導致結垢的加劇。

3 結論與對策

3.1 結論

（1）通過對廣利沿線的水質分析、結垢趨勢預測、現場垢樣分析，確定勝利油田主要是碳酸鹽垢。

（2）腐蝕、PH值、CO2含量、壓力、溫度、離子濃度等都是結垢的重要影響因素。

3.2 對策

（1）進行防垢，主要是盡量控制污水處理系統平穩運行，在盡量降低回注水中加入適宜的防垢劑。

（2）針對已經形成的垢，影響因素較多，建議改進預氧化，建立結垢監測系統，以便發現結垢問題，并及時采取除垢措施。

參考文獻

[1]SY/T0600-1997 油田水結垢趨勢預測[S].