七个泉油田集输管道结垢原因及防垢

韩晋伟 彭莲 李学志 王海江 雷刚 青海油田采油三厂

1 结垢原因

1.1 采出水自身因素

七个泉油田主力产层地层水矿化度较高，部分井采出水矿化度高达100 000mg/L以上，pH值在5.3左右，水性偏弱酸性。地层水中硫酸根离子、碳酸氢根离子、钙离子含量普遍较高，这些成垢离子的存在，为碳酸盐垢和硫酸盐垢的形成提供了有利条件。在油气开采过程中，当温度、压力等外界条件改变时，地层水的化学平衡也被改变，从而使井下和生产管线易结垢。

1.2 外部影响因素

（1）温度和压力的影响。采出液温度越高，碳酸钙在水中的溶解度就越低，其结垢速率随采出液温度的上升而增加。当采出液温度低于50℃时，结垢速率小于0.28mm/a；当采出液温度高于50℃时，结垢速率上升为0.77mm/a[1]。现场试验表明，碳酸钙的溶解度随压力增加而增大。当温度较高时，碳酸钙溶解度随压力变化不明显；当温度较低时，压力变化对碳酸钙溶解度的影响很大。

（2）含盐量的影响。采出液的含盐量对垢类的溶解度有较大的影响。含盐的地层水会使垢的溶解度大幅度增加，在含盐量高的高矿化度地层水中管道很难结垢。当注入水与地层水混合后会使含盐量降低，造成井下和集输管道结垢。试验表明，碳酸钙垢在氯化钠水溶液中的溶解度随氯化钠浓度的增高而增大，当氯化钠浓度达到110mg/L时，碳酸钙垢的溶解度达到最大。随着氯化钠浓度的继续增加，碳酸钙垢的溶解度开始逐渐降低。

（3）pH值的影响。七个泉油田油井采出液pH值较高时，通常会产生大量的碳酸钙沉淀；当pH值较低时，则产生的碳酸钙沉淀较少。现场试验表明：当地层水pH值增大时会降低氢离子浓度，氢的去极化作用减弱，致使结垢趋势增强，结垢量增多。油田注入水pH值在5.0~5.8之间，地层水pH值在5.2~5.6之间，两者均呈弱酸性。由于注入水中含有的碳酸氢根离子浓度较高，故当pH值增加时，碳酸氢根离子便会转化为碳酸根离子，从而容易产生碳酸钙沉淀[2]。

2 防垢试验

七个泉油田主要结垢物为碳酸盐垢，因此选用阻碳酸盐垢性能较好的T—1系列防垢剂进行防垢试验研究。

2.1 防垢剂优选

取七6—12井、七3—3井和H1井水样，调节pH值为8，50℃条件下恒温48 h进行防垢试验。测定加防垢剂前、后的钙离子量，计算防垢率，试验结果见表1。由表1可以看出，T—1系列5种防垢剂在pH值为8的条件下对七6—12井、七3—3井和H1井垢样均有较好的抑制效果（防垢率＞90%），其中T—1—3和T—1—5防垢剂的防垢效果最佳，且T—1—5防垢剂优于T—1—3防垢剂。

表1 T—1系列5种防垢剂的防垢率

2.2 防垢剂耐温试验

试验考察了不同温度条件下（30、50、70、90℃）加药量为15mg/L时T—1—3和T—1—5防垢剂防垢性能，试验结果见表2。由表2可以看出，随着温度的升高，防垢剂T—1—3和T—1—5的防垢率均有下降。相对而言，T—1—3防垢剂耐温效果好于T—1—5防垢剂，但当温度达到90℃时，T—1—5防垢率仍高达90%以上。

表2 防垢剂在不同温度条件下的防垢率

2.3 防垢剂溶解性能测试

如果防垢剂的水溶性差将会影响防垢效果，同时也容易伤害地层。因此，要求防垢剂必须具有良好的水溶性。目测法评价结果表明，T—1—3和T—1—5防垢剂在采油污水中都为均匀透明溶液，在油中不溶解，在油水混合溶剂中油水界面清晰，这说明T—1—3和T—1—5防垢剂为水溶性良好的防垢剂。

2.4 防垢剂乳化倾向测试

选择乳化倾向小的防垢剂可防止防垢剂与污水混合后产生乳化现象。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防垢剂各100mg/L。将该比色管上下振摇200次，振摇幅度由大减小，振摇频率不断加快。试验结果表明，10min时，油水界面清晰；60min时水层比空白水层高，说明T—1—3和T—1—5防垢剂乳化倾向很小。

3 结论

（1）青海油田七个泉油田主力油层具有较强的碳酸钙结垢趋势。

（2）青海油田七个泉油田井下和管道结垢物主要为碳酸钙，其形成原因主要是受采出水自身因素地层水矿化度高、成垢离子含量高的影响，以及受外部因素温度、压力、含盐量和pH值的影响。

（3）首选T—1—5和T—1—3防垢剂，其中T—1—5防垢剂水溶性好，乳化倾向小，具有很好的防垢性能，防垢率高达90%以上。

[1]涂乙，汪伟英，吴萌，等．注水开发油田结垢影响因素分析[J]．油气储运，2010，29（2）：97-99.

[2]贾海波，郭焱，李昱江，等．陕北油田集输系统结垢机理研究[J]．油气田地面工程，2009，28（10）：9-10.