水质结垢的化学因素分析

田嘉琛

摘 要：注入水的水质变化以及不同井段的油、套管间污水水质成分，是造成部分油井水质结垢的主要原因。文章运用相关的化学基本原理、结垢趋势预测、垢样分析等确定结垢的影响因素，以期为改善水质、减缓结垢提供理论依据。

关键词：水质；结垢；腐蚀

胜利油田自60年代开发至今，已有半个多世纪的历史，目前注水井多，能正常注水的井占相当的比例且综合含水高。作者在2014年高考结束并被西安工程大学环境与化学工程学院应用化学专业录取后，到一家油田单位实习并在师傅的指导下，通过对近期作业油水井的调查，发现油管内外壁结垢现象严重，且有垢下腐蚀。

1 沿线水质分析

该座污水站始建于1990年，采用斜板除油加过滤流程，污水处理能力为1.1×104m3/d，并在2007年5月改造完毕，采用预氧化污水处理综合技术，水质可达到B2级。改造后污水处理主要流程是油站来水→电化学预氧化→1次除油罐→混合反应器→混凝沉降罐→缓冲罐→污水提升泵→陶瓷滤料过滤器→1注，沿程水质的情况如下：

预氧化前：温度52℃、pH值6.7、溶解氧<0.01mg/L、总铁18.4mg/L、SRB为2.5个/mL、含油182mg/L、悬浮物13mg/L、Cl-为23057mg/L、HCO3-为508mg/L、Ca2+为1585mg/L、Mg2+为240mg/L、Na++K+为12877mg/L、矿化度38268mg/L、水型CaCl2。

预氧化后：温度52℃、pH值6.78、溶解氧<0.01mg/L、总铁7.1mg/L、含油3mg/L、悬浮物8mg/L、Cl-为21121mg/L、HCO3-为726mg/L、Ca2+为1545mg/L、Mg2+为264mg/L、Na++K+为11703mg/L、矿化度35361mg/L、游离CO2为58mg/L、水型CaCl2。

注水站：温度54℃、pH值6.55、溶解氧<0.01mg/L、总铁10.7mg/L、含油60mg/L、悬浮物3.89mg/L、Cl-为22881mg/L、HCO3-为654mg/L、Ca2+为1466mg/L、Mg2+为288mg/L、Na++K+为12863mg/L、矿化度38153mg/L、游离CO2为55mg/L、水型CaCl2。

配水间：温度50℃、pH值6.38、溶解氧<0.03mg/L、总铁10.4mg/L、含油25mg/L、悬浮物5.13mg/L、Cl-为22881mg/L、HCO3-为617mg/L、Ca2+为1347mg/L、Mg2+为385mg/L、Na++K+为12804mg/L、矿化度38035mg/L、游离CO2为45mg/L、水型CaCl2。

注水井口：温度48℃、pH值6.49、总铁14.2mg/L、含油2.5mg/L、悬浮物6.26mg/L、Cl-为22881mg/L、HCO3-为581mg/L、Ca2+为1823mg/L、Mg2+为409mg/L、Na++K+为12199mg/L、矿化度37893mg/L、游离CO2为38mg/L、水型CaCl2。

从上述数据看：预氧化前、后离子浓度变化不大，沿线矿化度高、悬浮物含量高，CO2含量呈降低趋势，总铁含量高且呈升高趋势，这些因素都对管线的结垢腐蚀有影响。

根据水质分析情况，按照SY/T0600-1997《油田水结垢趋势预测》，对沿线的结垢趋势进行了预测，从下面可看出沿线水质无硫酸垢结垢趋势，但有严重的碳酸盐结垢趋势。

预氧化前：pH=6.7，K=2.43，μ=0.35，pAlK=1.96，pCa=1.43，50℃ 碳酸钙结垢趋势（SI=1.65、SAI=5.12、有趋势预测），50℃硫酸盐结垢趋势（X=35.92、K=8×10-4，S=0.0437，无趋势预测）。

预氧化后：pH=6.8，K=2.48，μ=0.38，pAlK=1.92，pCa=1.41，50℃ 碳酸钙结垢趋势（SI=0.96，SAI=4.86，结垢严重），50℃硫酸盐结垢趋势（X=38.63，K=9×10-4，S=0.0466，无趋势预测）。

注水站：pH=6.6，K=2.45，μ=0.35，pAlK=1.97，pCa=1.44，50℃碳酸钙结垢趋势（SI=0.69，SAI=5.16，有趋势预测），50℃硫酸盐结垢趋势（X=36.65，K=8×10-4，S=0.0437，无趋势预测）。

配水间：pH=6.4，K=2.45，μ=0.35，pAlK=2，pCa=1.47，50℃碳酸钙结垢趋势（SI=0.46，SAI=5.46，有趋势预测），50℃硫酸盐结垢趋势（X=33.68，K=8×10-4，S=0.0475，无趋势预测）。

注水井口：pH=6.5，K=2.45，μ=0.35，pAlK=2.02，pCa=1.34，50℃碳酸钙结垢趋势（SI=0.68，SAI=5.13，有趋势预测），50℃硫酸盐结垢趋势（X=45.58、K=8×10-4、S=0.0351、无趋势预测）。

2 影响因素分析

2.1 腐蚀对结垢的影响

油田污水的腐蚀和结垢是一种互为促进的关系，由于腐蚀反应的发生，会消耗污水中的H+，导致HCO3-的电离平衡反应不断向右移动，在不断提供H+的同时，也增加了污水中CO32-浓度，这就打破了Ca2+和CO32-原有的平衡，即生成CaCO3垢，因此腐蚀可以促进结垢；反过来，结垢反应的发生会降低溶液中CO32-浓度，导致电离平衡反应不断增加污水中H+浓度，促进腐蚀反应的发生，所以结垢也可以促进腐蚀。

2.2 pH值對结垢的影响

体系的pH值对垢的形成有很大影响，一般pH值升高结垢趋势增强，pH值降低结垢趋势减弱。当注入水pH值较高时，促使HCO3-离解成H+和CO32-，使CO32-浓度增加，促使碳酸钙沉淀的生成，PH值较低时，则碳酸钙不宜产生。从回注水中pH值6.4-6.8可知，这是易产生碳酸钙沉淀垢的原因之一。

2.3 游离CO2对结垢的影响

据查，现场沿程管线内游离CO2逐渐较少，说明流动过程中CO2由游离状态变为溶解状态，进而转变为HCO3-、CO32-，在pH值为7左右时容易产生CaCO3、FeCO3污垢堵塞地层。

2.4 压力对结垢的影响

压力包括总压力和水中易挥发组分的分压，压力对硫酸盐垢影响不大，主要是影响碳酸盐垢。一般来讲，结垢量随压力的增大而逐渐减小，CO2的分压增加时CaCO3的溶解度增大；CO2分压降低时容易结垢，这主要是垢样成分CaCO3生成依赖的电离平衡为2HCO3-、CO32-+CO2+H2O，压力增大将减少CO2气体的生成，使电离平衡向左移动，减少CaCO3的生成，减小结垢趋势。生产过程中的产出液在流出地层时压力突然降低，导致CO2分压下降，水中CO2逸出，打破了水中的Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-离子之间的平衡，垢晶析出、沉积，这是油井炮眼部位、筛管、抽油泵以及泵上几十米管柱严重结垢的主因。

2.5 其它因素

温度、离子浓度以及流速、流向的突然改变，也会导致结垢的加剧。

3 结论与对策

3.1 结论

（1）通过对广利沿线的水质分析、结垢趋势预测、现场垢样分析，确定胜利油田主要是碳酸盐垢。

（2）腐蚀、PH值、CO2含量、压力、温度、离子浓度等都是结垢的重要影响因素。

3.2 对策

（1）进行防垢，主要是尽量控制污水处理系统平稳运行，在尽量降低回注水中加入适宜的防垢剂。

（2）针对已经形成的垢，影响因素较多，建议改进预氧化，建立结垢监测系统，以便发现结垢问题，并及时采取除垢措施。

参考文献

[1]SY/T0600-1997 油田水结垢趋势预测[S].