甘孜地热井结垢分析及防垢对策*

王延欣，刘世良，边庆玉，鄢 斌，刘学峰，刘金侠，王海燕，卜宪标

（1. 中国石化集团新星石油有限责任公司，北京 100083；2. 中石化新星四川地热能开发有限公司，成都 610096；3. 中国科学院广州能源研究所，广州 510640）

甘孜地热井结垢分析及防垢对策*

王延欣1,2，刘世良1，边庆玉1,2，鄢 斌1，刘学峰1，刘金侠1，王海燕1，卜宪标3†

（1. 中国石化集团新星石油有限责任公司，北京 100083；2. 中石化新星四川地热能开发有限公司，成都 610096；3. 中国科学院广州能源研究所，广州 510640）

结垢问题是地热利用过程中面临的最重要问题之一，其对地热电站优化设计和安全运行有重要影响。本文选取甘孜地区某地热井作为研究对象，对放喷期间的地热水进行水质分析，根据拉申指数（LI）和雷兹诺指数（RI）判断腐蚀结垢趋势；同时对结垢成分进行了XRD分析，并明确了结垢原因和防垢措施。研究结果表明：地热水的RI为5.58，LI为0.19，说明地热水有结垢趋势，结垢程度为中等；垢的成分为CaCO3，垢的成因为流体减压造成CO2从水中逸出导致CaCO3析出结垢；除垢方法采用化学洗井，阻垢措施推荐采用化学抑制剂。

地热；结垢；防垢；阻垢剂

0 引 言

随着化石能源的短缺，地热能的利用越来越受到人们重视[1]。截至2015年，全球地热发电总装机容量12.6 GW，发电量73549 GW·h[2]。地热结垢问题，特别是地热井下结垢，是地热开发利用过程中面临的最重要问题之一，也是影响地热利用系统正常运行的重要问题，国内外许多地热利用工程都遇到过结垢问题[3-6]。当热流体从热储层向地面运移或在管道输送过程中，由于压力和温度降低，使部分成分达到饱和状态，造成固体物质析出并沉积在井筒内壁或管线上形成垢层。国内外许多研究者对地热利用过程中的结垢问题进行了研究，得出了很多具有重要指导意义的结论。Patzay等[7]根据溶解平衡原理，利用GEOPROF软件研究了CO2、CH4和N2存在条件下，起泡点的深度、压力和温度。Satman等[8]研究了热储构造内方解石沉积原因及其对流动的影响。Reed[9]依据内华达某地热井的水质情况对结垢速度进行了热动力学计算并和实际运行工况进行了对比。赵平等[10]对羊八井地热田热水的化学组分进行了分析，指出深层热水在井筒内绝热汽化时不会出现SiO2结垢，CaCO3是否会在井筒壁沉淀需要放喷较长时间来检验。朱家玲等[11]和孟宪级等[12]利用拉申指数和雷兹诺指数对天津大学校内地热井的腐蚀和结垢趋势进行了判断。韦梅华等[13]对四川省康定地热区4个地热井和3个温泉热水的CaCO3结垢趋势进行了计算和判定。

本文以甘孜地区某地热井为研究对象，根据水质以及放喷实验对结垢情况进行分析，为后续地热电站防垢设计及电站建设提供参考依据。

1 放喷情况

地热井位于甘孜康定，海拔3 100 m，完钻层位为三叠系杂谷脑组变质砂板岩，完钻井深1 847 m，1 203 m以上为固井止水，1 203～1 847 m为花管。地热井区域大地构造位置图及井场如图1、图2所示。

图1 地热井区域大地构造位置图Fig. 1 The tectonic location map of geothermal well

图2 地热井场Fig. 2 Geothermal well site

为准确把握地热井的热储参数以及腐蚀结垢情况，于2014年8月进行了放喷实验，有效放喷井段1 203～1 847 m，放喷现场管线布置如图3所示。为克服放喷期间手动记录数据的辛苦，采用了无纸记录仪表，每秒钟自动记录温度、压力和流量。温度、压力和流量测量分别采用PT100热电阻、压力传感器和涡轮流量计。放喷管线内径100 mm，材质为低碳钢。压力传感器距地热井口3 m，涡轮流量计距地热井口4 m，PT100热电阻距地热井口5 m，放喷池距地热井口30 m。放喷持续了8天，由于结垢严重被迫停止。正常放喷期间，测得地热井口温度为115℃，压力为0.34 MPa（表压），稳定流量为41 t/h。

图3 放喷管线图Fig. 3 Choke line

2 水质测试与结垢趋势判断

2.1 水质测试

在放喷实验期间提取地热水进行了水质分析，分析结果见表1。根据水质分析结果对地热水的类型以及腐蚀、结垢趋势进行了判断。

表1 水质成分Table 1 Water composition

由表1和图4的Piper图可知，地热水类型属于Na-HCO3型。

图4 水化学性质Piper图（单位：meq/L%）Fig. 4 Piper chart of geothermal water (unit: meq/L%)

2.2 结垢趋势判断

目前大部分地热利用系统的结垢物是CaCO3，通常采用拉申指数（LI）和雷兹诺指数（RI）判断腐蚀结垢趋势[14]。对Cl−含量较高的地热流体（超过25%毫克当量百分数），采用拉申指数判断结垢趋势较为合理；对Cl−含量低的热流体（低于25%毫克当量百分数），采用雷兹诺指数判断其结垢趋势。

拉伸指数的定义如式（1）所示：

式中：[Cl]为氯化物的浓度；[SO4]为硫酸盐的浓度；ALK为总碱度，即HCO3−的浓度。以上三项均以等当量的CaCO3（mg/L）表示。

判定标准为：

LI＞0.5，表示不结垢，有腐蚀性；

LI＜0.5，表示可能结垢。

雷兹诺指数的定义如式（2）所示：

式中：pHa为地热流体实测pH值，pHs为计算获得的pH值。

式中，[Ca2+]为地热流体中Ca2+摩尔浓度，mol/L；[ALK]为地热流体中HCO3−离子摩尔浓度，mol/L； Ke为常数，当总固形物浓度在200～6 000 mg/L时，取值范围在1.8～2.6之间，温度大于100℃时取1.8，小于50℃时取2.6。

判定标准为：

RI＜4.0，结垢非常严重；

4.0＜RI＜5.0，结垢严重；

5.0＜RI＜6.0，结垢中等；

6.0＜RI＜7.0，结垢轻微；

RI＞7.0，不结垢。

根据表1中的数据对地热水的腐蚀结垢趋势进行计算。

Cl−毫克当量百分数为14.48%，小于25%，因此可以采用雷兹诺指数判断结垢趋势。地热水温度为115℃，式（3）中的Ke取值1.8。经式（3）计算，pHs=6.69，而实际流体的pHa=7.8，pHa＞pHs，因此水中的CaCO3会沉积出来。将pHs和pHa代入式（2）可得RI=5.58，介于5和6之间，其结垢程度为中等。

同时，再用拉伸指数判断结垢趋势，通过式（1）计算，LI=0.19＜0.5，表示地热水可能结垢。

不论是用拉伸指数还是用雷兹诺指数判断，地热流体都有结垢趋势。

3 结垢成分及结垢成因

3.1 结垢成分

在放喷过程中出现了井口和放喷管线结垢现象，如图5和6所示。拆除放喷管线，打开井口阀门，地热水几乎断流，据此判断，地热井筒内有垢生成。

为确定垢的成分和含量，分别进行了X射线衍射（XRD）和X射线荧光光谱（XRF）分析，XRD见图7。由XRD分析可知，结垢成分主要为CaCO3，含量大于95%，SiO2的含量极少。因此我们认为结垢成分为CaCO3。

图5 井口设备结垢Fig. 5 Scaling on wellhead equipment

图6 放喷管线结垢Fig. 6 Scaling on choke line

图7 XRD分析图Fig. 7 XRD chart

3.2 结垢成因

CaCO3垢的成因是水中的Ca2+浓度与浓度的乘积大于CaCO3的溶解度积，使得CaCO3从溶液中析出，其原理见式（4）和式（5）。

4 防垢对策

防垢牵扯到两个方面，一是对现有生成的垢进行清除，称为除垢；二是防止垢的进一步生成，称为阻垢。

对于该井出现的结垢现象，具体采用何种方法进行除垢和阻垢，对此，我们首先调研了目前在运行的一些地热工程所面临的结垢问题以及采取的措施[15-18]，然后再结合该井的具体情况选择了化学洗井除垢和加化学抑制剂阻垢的方案，系统见图8。化学洗井所用的除垢液包括除垢剂、缓蚀剂和钝化剂。由于垢的主要成分为CaCO3，除垢剂选用HCl，采用烷基吡啶类缓蚀剂，钝化剂采用2wt%浓度的磷酸三钠溶液[15]。阻垢的化学抑制剂可选择低聚马来酸酐、磷酸盐等。除垢和阻垢均可以采用图8所示的系统。洗井除垢时，只需将除垢液通过喷头加入井筒内即可，具体步骤参考文献[15]。化学抑制剂的加入位置为闪蒸面以下100 m，具体操作可参考文献[16-18]。

图8 除垢阻垢系统图Fig. 8 Anti-scaling system diagram

5 结 论

本文对甘孜康定地区某地热井放喷期间的水质和结垢进行了化验分析，确定了地热水化学类型、结垢成分和结垢成因，并具体提出了除垢和阻垢的措施，具体总结如下：

（1）对水质进行了化验，确定各离子的含量并根据Piper图分析地热水化学类型为Na−HCO3型；

（2）根据拉申指数和雷兹诺指数对地热水结垢趋势进行了判断，其RI为5.58、LI为0.19，表明地热水具有结垢潜能，结垢程度为中等；

（3）采用XRD对结垢成分进行了分析，结果表明CaCO3为主要结垢成分，含量大于95%；

（4）分析总结了结垢成因：地热流体沿井筒上升时，压力降低致使CO2气体逸出，导致流体pH值升高，从而生成CaCO3垢；

（5）选定了化学洗井除垢和加化学抑制剂阻垢两种方案。

本研究下一步的工作重点是研究井筒内地热水闪蒸温度和压力与不凝气体种类、含量以及流体温度和总压的关系，以便准确定位闪蒸位置，为阻垢剂注入位置提供指导。

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Scaling Analysis of Geothermal Well from Ganzi and Countermeasures for Anti-scale

WANG Yan-xin1,2, LIU Shi-liang1, BIAN Qing-yu1,2, YAN Bin1, LIU Xue-feng1, LIU Jin-xia1, WANG Hai-yan1, BU Xian-biao3
(1. Sinopec Star Petroleum Co., Ltd, Beijing 100083, China； 2 Sinopec Star Petroleum Sichuan geothermal development Co., Ltd, Chengdu 610096, China； 3 Guangzhou Institute of Energy Conversion, Chinese Academy of Sciences, Guangzhou 510640, China)

Scaling is one of the most important problems in the geothermal utilization, and it has an important effect on the plant optimization design and safety operation. A well in Ganzi is selected as the study subject, whose water sample is analyzed during choke. The trend of corrosion and scaling is judged with the methods of Ryzner index (RI) and Larson index (LI), and the component of scaling is analyzed by XRD. The scaling reason and countermeasures for anti-scale are pointed out. The result shows that RI and LI is respectively 5.58 and 0.19, indicating a medium scaling degree. The component of scaling is CaCO3, whose precipitate is caused by CO2escaping from geothermal water due to the reduction of pressure. The chemical washing well and filling inhibitor are selected as the countermeasures for anti-scale.

Geothermal； scaling； anti-scale； inhibitor

TK52

A

10.3969/j.issn.2095-560X.2015.03.007

2095-560X（2015）03-0202-05

王延欣（1982-），男，硕士，工程师，地热资源开发利用。

2015-03-23

2015-04-14

甘孜地区地热发电技术研究项目（10500000-14-ZC0607-0005）；国家863计划项目（2012AA053003）

† 通信作者：卜宪标，E-mail：buxb@ms.giec.ac.cn

卜宪标（1979-），男，博士，副研究员，从事地热、工业余热发电及综合利用的研究。