聚驅注入流程管道結垢的分析與處理

鄭斌，喬方，孫鳳林，張繼光，劉福雙，姜光宏，曹新

(中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

0 引言

聚驅自誕生以來一直是油田的一項有效提高采收率措施，是油井降水增油的重要措施之一。但隨著聚驅注入時間的增長，流程管道中產生的結垢問題一直未得到有效的解決，使得聚驅高壓注入流程受到了嚴重的影響。目前國內外大部分處理流程管道結垢的方式為定期更換法，這種方式需投入的人員較多、檢查項目繁瑣、成本較大及作業周期較長。其主要步驟為[1]：

利用拆除或查驗的方式，拆開各段閥門或管道連接處，檢查整段注入流程管線流程；確定和區分結垢不嚴重和嚴重的結垢管道，列出非換和必換的管道；安排大量人員進行熱工作業，更換結垢嚴重的管段，而結垢不嚴重的管道可繼續使用。

這種方式代價較大，同時存在較大隱患。由于只更換了結垢較為嚴重的管道，其他未更換的管道中仍存在結垢，故隱患被保留下來。這些管道經過繼續使用，結垢繼續被日積月累逐步增大至必須被更換，在這個過程中，一旦結垢脫落，造成管道跑冒滴漏，易產生安全隱患。若結垢進入井底，則造成井底堵塞，危害較大。因此，如何高效合理的處理聚驅流程管道中的結垢，已成為困擾聚驅油田瓶頸問題之一。

1 渤海油田聚驅流程管道結垢原因分析

結垢就是指在一定條件下，水中的某些鹽類出現因過飽和出現的析出和積累沉淀，故而在流程管道中產生垢。結垢導致的鹽類物質主要是水中溶解度小的Ca、Mg 等無機鹽。

結垢形成分為三步，即垢的析出、垢的發育和垢的積累沉淀。這期間的作用機理為結晶作用和沉降作用。

渤海油田自2006 年開始大規模聚驅作業，其中油多個油田區塊實施了聚驅。其中部分油田聚驅流程管道長期作業后出現結垢的問題。

經過查閱相關文獻，并對渤海某油田聚驅管道垢樣的取樣，利用采用XRD 定性分析、ICP 無標樣半定量、焙燒等方法進行室內實驗分析，渤海某油田聚驅管線結垢主要成分為36.02%的有機垢、60.54%的無機垢、2.55%的二氧化硅、3.44%的含水(如表1 所示)[2]。其中無機垢主要成分是氧化鐵和碳酸亞鐵。同時對垢樣單一元素進行分析化驗，其中Fe 含量最高，但Ca、Mg 等元素含量也較高。

表1 垢樣單一元素分析表

該油田配聚用水為水源井產出的清水，礦化度較高，而該油田高壓注入系統采用清污混注技術，不同單井生產污水同水源井水混合后會產生不同的物理化學反應，造成管線的腐蝕和結垢問題，同時不同種類藥劑(包括殘余聚合物)的加入也會影響結垢和腐蝕，導致流程管道中出現嚴重的結垢問題。2018 年對該油田現場注入管線調研得知，其管線內壁含有大量沉淀，且包含少量鐵銹說明管線內腐蝕較為嚴重。

2 油田聚驅及水結垢的重要類型及影響要素

油田水結垢通常只有幾種鹽，大部分見到的垢有碳酸鈣、碳酸鎂、硫酸鈣等。

2.1 碳酸鈣

碳酸鈣(CaCO3) 是海洋石油流程管道中最容易碰到的結垢物，在水中碳酸鈣的溶解度很低。它由碳酸根或碳酸氫根離子與鈣離子合成的。反應式如下所示：

2.1.1 二氧化碳的影響

碳酸是CO2在水中溶解形成的，電離反應如下所示：

在特定的pH 值下，電離成氫離子和碳酸根離子的碳酸氫根只有很少一部分，如圖1 所示。

圖1 碳酸氫根電離示意圖

一般而言，碳酸根離子的數目比碳酸氫鹽離子少得多，可以視為碳酸鈣沉淀，主要表現為碳酸鈣沉淀。當CO2在水中的濃度加大時，碳酸鈣沉積減少；當油田水中CO2的濃度變小時，則碳酸鈣的沉積加大[3]。

CO2含量的增大和壓力的上升，都會使得水中二氧化碳含量增大。

2.1.2 pH 值的影響

油田水中一般含有不同程度的碳酸，因為pH 值的不同，水中的CO2+H2CO3、HCO3-、CO32-在平衡時的濃度比例也不盡相同。根據pH 值可見，更多的碳酸鈣沉淀會因為水的pH 值較高時產生；反之，則不易產生沉淀。

2.1.3 溫度的影響

溫度是影響碳酸鈣結垢另一重要原因，隨著溫度提高而增大是大部分鹽類在水中的溶解度變化的正常情況。其中進入熱度較高的注水井地層時容易發生碳酸鈣結垢。

2.1.4 總壓力的影響

碳酸鈣的溶解則會在壓力增大時有利，反之則會促進沉淀。對于只有水的單相系統，只能從熱力學的觀點考慮，壓力增加會使碳酸鈣的溶解度加大。

2.1.5 水中所溶鹽類的影響

碳酸鈣的溶解度隨著水中含鹽量增加而增大。碳酸鈣在水中的溶解度大小取決于固體在水中的溶解總量(不包括鈣離子和碳酸根離子)，總量大則溶解度越大。

總的來說，溫度上升，pH 值提高，含鹽量減小等情況的出現，都會使碳酸鈣的結垢趨向增大。

2.2 碳酸鎂

分析從海上平臺取回的垢樣，經常發現在碳酸鈣垢中摻雜著少量的碳酸鎂垢，碳酸鎂沉淀反應如下：

影響碳酸鎂結垢的因素與碳酸鈣相似。溫度變高，CO2分壓降低，酸堿度升高，鹽含量降低，總壓降低，這些都會增加碳酸鎂的結垢趨勢。但碳酸鈣的溶解度比碳酸鎂低很多，當前提情況變化時，碳酸鈣首先析出。

海上采油平臺的生產中經常使用海水，鎂離子在海水中有很高的濃度，生產水會和地層水按比例混合使用，若地層水堿度很高，就會有極大的可能形成碳酸鎂垢。

菱鎂礦在水中很容易水解形成氫氧化鎂，菱鎂礦的水解反應如下：

水中的氫氧化鎂溶解度小，隨溫度的增加它的溶解度會下降。

2.3 硫酸鈣

海上油田中另一種常見的垢是硫酸鈣。碳酸鈣垢的晶體比硫酸鈣垢的大，碳酸鈣垢的硬度和密度通常是碳酸鈣垢的兩倍。當用酸處理硫酸鈣垢時，其并不易消融，因此除硫酸鈣垢困難。

2.3.1 溫度的影響

當溫度低于38 ℃時，石膏的溶解度隨溫度的升高而增加，而當溫度高于38 ℃時，石膏的溶解度隨溫度的升高而降低。

2.3.2 水中溶解鹽類的影響

當水中有NaCl 或不含鈣離子和硫酸根離子的其他鹽存在時，當濃度低于150 g/L 時，硫酸鈣或無水硫酸鈣的溶解度增加，鹽量的增大，使得硫酸鈣的溶解度降低。

2.3.3 壓力的影響

水中所有垢的溶解度隨壓力的上升而提高。

2.3.4 pH 值的影響

pH 值對硫酸鈣的溶解度作用極小。

2.4 鐵化合物

在水垢樣品的分析中，經常發現少量的鐵化合物。

含有二氧化碳的水會腐蝕鐵并形成碳酸亞鐵，而碳酸鐵沉淀取決于系統的pH 值，當pH 值高于7 時，碳酸鐵很容易沉淀。

水中含H2S，鐵會因腐蝕而生成硫化鐵。若鐵與氧接觸，則會出現Fe(OH)2、Fe(OH)3等腐蝕物，并出現沉積。

2.5 小結

該油田產生結垢是難溶或微溶鹽類，它們具有固定的晶格，垢較堅硬致密。過飽和度與管道表面粗糙度是關鍵，沉積附著在管壁內側，造成堵塞。

腐蝕管道管壁的垢物包括碳酸鐵、硫化亞鐵以及羥基氧化鐵等，造成管道腐蝕，對海上油田而言，對高壓注入系統造成較大腐蝕和損傷，且伴有較大生產安全隱患。

3 除垢方式的選擇

3.1 機械除垢

使用水力沖洗機等專業器材利用機械力來除垢的方法叫機械除垢法。但機械清洗無法做到完全除垢，彎頭、死角等部分無法除垢。

3.2 高壓水射流清洗技術

高壓水射流清洗是以水為介質，加壓系統使水產生高壓經過水路設備直到噴頭，根據作用力和反作用力的原理，高壓水將附著于管道表面垢剝離，但可能會造成腐蝕較為嚴重的管道部分出現漏點，形成安全隱患，不建議使用。

3.3 化學除垢技術

應用重垢清洗劑等緩蝕類藥劑對鈣、鎂等進行消除，并加入一定除鐵成分。首先對現場的垢樣進行分析，了解產狀及結垢原由，掌握垢的構成，以上述為據選用合適的除垢藥劑。化學除垢通過使用除垢劑將垢在流程中變松動，并且從管壁上脫落和溶解來達到最終目的，現場應用投入小，泵注設備簡單且占地較小，液體藥劑進入管線后停滯緩蝕，隨后用水沖洗排除即可。

4 復合清洗劑除垢法

根據現場調研各管線尺寸及長度，計算清洗劑經過的注水管線總容積，按管線堵塞為管線容積的10%，計算得出管線內污垢的總體積，取樣并實測垢樣密度，計算得出污垢總質量。

式中：M 為垢樣質量(g)；M1為干燥后垢樣質量(g)。

為提高清洗效果及注入過程平臺設施的安全性，預計分四個階段進行清洗劑注入，按注入點不同分別為單井試注、注水泵后試注、注水增壓泵后試注、核桃殼過濾器正式注入。

該返排工藝較傳統返排工藝主要有以下優點：

(1)只需小型泵注設備即可滿足注入，所用人員和占地空間小，作業成本少；

(2)分段清洗，除垢、清洗徹底；

(3)注入過程安全性較好；

(4)作業后，結垢物排出方便，易于收集，可防止污染。

5 現場試驗效果評價

該工藝已在渤海L 油田14 井除垢應用，效果良好。除垢排過程中，平臺其他生產井系統平穩，未發生問題。選定的注入井14 井內部縮頸33 mm，原3 吋SCH160 碳鋼管線內徑為57.14 mm，計算管壁最大結垢量為0.064 m3，計算污垢質量252 kg，根據藥劑的溶蝕率算得需要使用重垢清洗劑913 kg，將清洗劑注入并靜置于管道流程內，應用后，從排出口有大量結構物排出，應用效果良好。

對本文化學除垢思路的應用效果，證實了該工藝具有有效性。

6 結語

該方法針對目前渤海油田聚驅中流程管道內壁結垢問題提出了解決辦法，經過對垢樣的各種分析，合成適用于各類垢樣的復合型清洗劑。該新工藝可有效解決當前聚驅流程管壁結垢的問題，同時，由于對工藝的不斷優化，可推廣至油田平臺注水井水垢的清洗除垢，起到了“一法多用”的作業效果。現場試驗證明，該方法適用于渤海油田受限空間，利用較低的成本、較少的作業人員和設備即可完成作業。