摘 要

　　　　　　　　　　　——以四川盆地邛西气田为例摘　要：气田开发进入中后期采用废弃井回注方式处理排出的地层水是一种较环保的方法，但管线结垢导致通径变小，严重

　　　　　　　　　　　——以四川盆地邛西气田为例

摘　要：气田开发进入中后期采用废弃井回注方式处理排出的地层水是一种较环保的方法，但管线结垢导致通径变小，严重影响了回注效率，注水泵高负荷运转也存在较大的安全隐患。为此，对气田水样及管道垢样进行了化验分析，找到了结垢物的主要成分——以碳酸钙、硫酸钡及硫酸锶为主，其余成分包括少量腐蚀产物(如Fe2O3)和一些地层砂粒及少许.有机物，分析发现输送地层水压力降低及悬浮物超标是形成无机结垢物的主要原因。进而选择了4种缓蚀阻垢剂，对四川盆地邛西气田白马8井的回注水样进行了缓蚀性能及阻垢性能的测试筛选，结果显示XH-442B型缓蚀阻垢剂性能相对较好。进而对该型试剂在不同浓度下的性能进行了进一步的测试，发现浓度大于40mg／L时可以起到有效的阻垢作用。在白马8井的2台注水泵出口在相同工况下进行了长达6个月的现场对比试验，结果表明XH-442B型缓蚀阻垢剂浓度在40～50mg／L时具有良好的缓蚀阻垢作用，可降低回注压力并提升回注系统运行时效。

关键词：四川盆地  邛西气田  气田水  回注  管道  结垢  分析  筛选  回注压力  运行时效

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

白马8井是四川盆地邛西气田回注系统中重要的回注井之一，该回注井接收来自邛西气田邛西6井、邛西14井、大4井等6口气井采出的气田水混合注入地层，日回注量超过450m³。在该气田水回注系统中，管线结垢导致通径变小、水流阻力增大，注水压力升高，不仅严重影响了回注效率且注水泵高负荷运转存在较大的安全隐患。为解决气田水回注系统管线结垢给邛西气田气井正常生产带来的影响，对邛西气田白马8井回注站回注系统水质及垢样进行了调查、分析，找出了造成管线结垢主要原因并进行了阻垢剂筛选及现场试验。

1　管道结垢机理及原因分析

1．1　管道结垢机理

一般来说，气田采出水结垢的主要成分是碳酸钙垢，此外还有少量的硫酸钡／锶垢、硫酸钙垢等。以碳酸钙垢为例，结垢机理如下：

碳酸钙的化学溶解平衡^[1]可用以下可逆反应来表示：

Ca²⁺+2HCO3?CaCO3¯+CO2­+H2O

由该溶解平衡反应可知，影响碳酸钙生成的主要因素有：二氧化碳、温度、pH值、含盐量等。碳酸钙在输水管线中的结垢趋势随气体中的二氧化碳分压减少而增大；随水温的升高而增大；随水的pH值上升而增大，随着水中溶解盐类浓度的增大而减少。在气井开采过程中，压力与温度变化较大，容易形成碳酸钙等，与泥砂、有机物、腐蚀产物等附着在管线内壁从而形成垢^[2-4]。

1．2　回注水水质分析

为分析白马8井回注系统管线结垢腐蚀原因，抽取其中2个主要的来水单井水样和该回注井混合水样进行了水质调查，水质分析^[5-6]结果见表1所示。

 

从表1可看出，白马8井与单井水样水质分析结果相似，即回注水矿化度较高，水质硬度高，结垢趋势明显。

1．3　垢样成分分析

在对白马8井气田水罐清洗后发现，罐内已形成大块片状垢样，垢样颜色呈棕黄色；而在注水管线内垢样的横截面上大多是颜色较深的层状细条纹，有明显的界面痕迹，分布均匀，垢样内表面大都粗糙不平，有豆状颗粒，垢样较硬，滴盐酸发生少量起泡，由此可以判断结垢物主要成分不是常见的碳酸盐层状垢样。

通过对垢样进行高温灼烧以及浓盐酸加热溶解，分析结果如表2所示。

 

从表2垢样分析结果可以看出，白马8井气田水罐内的垢样以腐蚀产物及碳酸盐垢为主，注水管线内的垢样盐酸溶蚀率不高，说明造成管线缩径的结垢物主要组分不是单一的碳酸盐，而是以碳酸钙、硫酸钡／硫酸锶为主，其余成分有少量腐蚀产物(如Fe2O3)，一些地层砂粒及少许有机物。

1．4　回注系统结垢原因分析

通过前期的现场调查及系统结垢原因的全面分析，认为造成白马8井管线结垢主要原因有以下几点：

1)碳酸盐以及硫酸锶／钡是造成管线阻塞垢样的主要成分。当地层水在封闭的集输管网中输送时，保持了一定的压力环境，进入敞开式的气田水罐后，罐内压力远低于地层水中二氧化碳的分压，导致二氧化碳气体逸出，碳酸氢钙在水中的平衡方程式向有利于生成碳酸钙垢的方向移动。在结垢过程中，垢晶体吸附周围环境的泥砂、腐蚀产物、有机物等物质一起沉积增大，形成无机垢混合物^[7-9]。

2)回注井注水量较大。目前白马8井注水量超过450m³／d，注入地层前几乎未采取任何处理措施，注入前水样中悬浮固体含量为50mg／L，已远高于SY／T 6596—2004《气田水回注方法》^[10]中注入水质中悬浮固体的推荐指标，结垢产物、腐蚀产物、微生物粘泥、地层沙粒、有机物等成分均可能构成管线的堵塞垢样的主要成分。注入水流速较高时，悬浮固体的沉积量较小，一旦注入水流速降低或停止注入时，这些悬浮物容易被混合吸附在管线内已形成的致密垢样表面，从而形成层状垢样。

3)其他因素。主要包括水中含有大量的氢氧化铁胶体、微生物含量较高等，氢氧化铁胶体悬浮在注入水中，由于其表面带电有吸附作用，从而加速水中胶体微粒凝聚沉积在金属管线内壁，而微生物粘泥的存在则加剧了管线中的堵塞。

因此如何有效防止碳酸盐垢、硫酸盐垢在管线内壁的形成，将是白马8井整个回注系统能否达到安全稳定运行的关键所在。

2　除垢对策

根据现场调查结果及结垢原因分析，针对白马8井的管线结垢具体情况，选出XH-432、XH-442A、XH-442B、XH-416四种对碳酸盐垢、硫酸盐垢均有优良阻垢性能的药剂。

2．1　阻垢剂的评价

2．1．1阻垢剂缓蚀性能测定

测试条件：静态挂片，温度50℃，时间10d，通氮气除氧，根据SY／T 5273—2000《油田采出水用缓蚀剂性能评价方法》^[11]进行对比试验。缓蚀剂缓蚀率结果测定试验见表3。

 

从表3可以看出，缓蚀剂XH-442B在40mg／L时具有很好的缓蚀性能，缓蚀率达86％左右。

2．1．2阻垢剂性能测定

测试条件：加药量40mg／L，试验温度70℃，恒温24h，试验水样按SY／T 5673—93《油田用防垢剂性能评价方法》^[12]要求进行配制。阻垢剂评价试验结果见表4。

 

从表4可以看出，阻垢剂XH-442B在抑制硫酸盐垢、碳酸盐垢均能取得较好的效果。

2．1．3阻垢剂浓度对阻垢性能的影响

测试条件：试验温度70℃，恒温24h，试验水样为现场所取白马8井混合水样。实验结果表明：当阻垢剂XH-442B浓度等于或大于40mg／L时阻垢率达到93％以上，取得较好的阻垢效果(表5)。

 

2．2　阻垢剂现场试验

白马8井注水站每天注水约450m³，注水压力4MPa，由于气田来源于不同井站，混合后水温为45～55℃。该站配备两台注水泵，排量为36.6m³／h，每天运行约13h，两台泵隔天交替使用，运行工况相同。

现场试验采用XH-442B阻垢剂，加注浓度为40～50mg／L。加注点选择在2号注水泵进水管线一侧，对比观察点位于泵出口单流阀处。在开始进行试验前，先将对比点拆开后对垢层进行清除，形成同样的试验条件。通过一定药剂加注周期后，对1号泵(未加注阻垢剂)和2号泵出口单流阀进行拆开观察，从而直观地对药剂加注效果进行评价。在启用2号泵进行注水作业时，同时进行药剂连续加注，并尽量保证注水过程中药剂浓度稳定性。

从图1、2中可以看出，试验前，1号泵及2号泵出口单流阀处经过一定时间的运行后均有明显结垢现象产生，二者厚度相当，均超过10mm，垢样呈层状、棕黄色，较致密不易脱落，加酸后部分溶解，这与之前结垢原因调查结果是相一致的。

 

 

试验前对1号泵及2号泵的管线结垢观察点进行了物理及化学除垢，使之满足现场对比试验的需要。

2012年7月至2013年1月，对2号泵运行时按既定浓度加注XH-442B，经过6个月运行，未加注药剂的1号泵出口管线内已形成2～3mm的棕黄色垢层(图3)，但加注了药剂的2号泵出口管线几乎没有结垢(图4)。

 

 

试验结束后，白马8井一直使用XH-442B缓蚀阻垢剂至今，效果较好，未发生因管线结垢造成注水压力升高的情况。由于注水压力较低，注水泵故障率维持在较低水平，不仅节约了生产成本且大大降低了安全风险。

3　结论

1)通过对回注水水质及垢样进行分析，邛西气田造成白马8井回注管线结垢的主要成分是碳酸盐以及硫酸锶／钡垢，且回注井注水量较大，注入水中悬浮固体含量较高等是造成管线结垢的主要原因。

2)在管线中加入适量浓度范围为40～50mg／L的XH-442B阻垢剂，对邛西气田回注系统除垢起到了较好的作用效果。

 

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本文作者：赵清  王克琼  周璩  张翼  王开虎

作者单位：中国石油西南油气田公司川西北气矿