南堡油田注水系统阻垢技术研究与应用

2019-07-22许腾泷

石油工程建设 2019年3期

吴鹏，李泽，叶鹏，许腾泷

中国石油冀东油田公司南堡油田作业区，河北唐山 063200

南堡油田属于滩海油田，地面设施为人工岛和导管架平台，油田注水开发，注入水为处理后的采出水，采出水经一号人工岛水处理站处理后输送至其他人工岛进行注水。供水海底管道结垢明显，管壁结垢增大了沿程损失系数，导致该管道供水压力升高和供水效率下降。由于油田注入水结垢降低了注水管柱的截面积，导致井下工具下不去。遇阻井有39 口，占27%，最短结垢周期井为NP13-X1078 井，结垢周期为49 d。本文对南堡油田的垢样进行了分析，找出结垢的影响因素，并综合应用阻垢技术，解决了油田注入水结垢的问题。

1 南堡油田人工岛水处理概况

南堡油田人工岛注水水源为一号岛水处理站外输水，一号岛水处理站来液包括油井采出水、水源井采出水和作业污水，这些来液来自一号人工岛、二号人工岛和三号人工岛。采出水经处理后通过海底供水管道返输至各人工岛注水站进行注水，其工艺流程见图1。

图1 一号构造水处理及供水工艺流程

2 结垢机理

2.1 环境因素对垢形成的影响

注水结垢根据成垢离子的不同主要分为碳酸盐垢、硅酸盐垢和钡垢，影响结垢的外界环境因素有温度和压力等，从图2可看出，温度升高有利于垢的形成，压力降低有利于垢的形成。

图2 碳酸盐溶解度与压力和温度关系

2.2 垢样分析

2.2.1 NP1-3D 海底供水管道垢样分析

取海底供水管道内垢样进行自然晾干，采用化学分析方法分析油分组成、铁元素及碳酸根等的含量，采用扫描电镜方法对酸不溶物进行元素分析，分析结果见表1～2。

表1 NP1-3D 海底供水管道垢样成分化学分析结果

表2 酸不溶物扫描电镜元素分析结果

分析结果显示：

（2）从沉积层的厚度分析，近水源端的沉积层较厚，远水源端的沉积层较薄，符合污水输水沉积规律；从垢样与管道内壁结合较为松散来看，也支持了污水沉积形成的结论[1]。

（3）对酸不溶物进行扫描电镜元素分析表明，其主要成分包括C、O、S 和Si，垢样散发着硫酸盐还原菌代谢产物独特的臭味，所以推测其成分主要为悬浮物和细菌的代谢产物。

2.2.2 注水管柱垢样分析

取三号人工岛NP13-X1033 井井下管柱的结垢进行成分分析，分析结果见表3，注水管柱垢样中酸不溶物质量分数只有0.08%，沉积物主要成分为碳酸钙，还有少量镁垢和铁锈。

表3 NP13-X1033 井垢样成分分析结果（质量分数）

综上所述，供水管道沉积物主要成分为石油类、悬浮物和细菌代谢产物，次要成分为碳酸钙，注水管柱沉积物主要成分为碳酸钙，还有少量镁垢和铁锈。

2.3 结垢的影响因素分析

根据结垢机理和垢样分析情况，得出南堡油田结垢影响因素主要包括成垢离子含量（Ca2+、Mg2+、细菌代谢产物、温度等。

2.3.1 成垢离子含量与温度的影响

目前聚类方式有三类：一是系统聚类，用于对小样本的对象间聚类以及对变量聚类。二是有序样品聚类，对有排序次序的样本的对象间聚类，要求是次序相邻的对象才能聚为一类。三是动态聚类，适用于样本量大时对象间的聚类，一般用k-means法处理。由于内部审计一般依靠历史数据，提出有价值的工作建议，所以由于涉及内部审计的业务数据量较大，所以本文采用第三种聚类分析方式。

针对碳酸盐垢，随着成垢离子的增加，化学反应趋于垢的形成，含量越高，结垢越严重。其化学反应式如下：

一号人工岛水处理站外输水钙镁离子含量自2015年8 月开始明显升高，最高质量浓度400 mg/L，最低为23 mg/L。根据式（1）的Davis 预测模型，开展了钙镁离子含量临界值预测[2]。

式中：SI 为饱和度指数，也称结垢指数；pH 为系统中的实际 pH 值；P[Ca2+]为 Ca2+浓度的以 10 为底的负对数，Ca2+浓度的计量单位为 mol/L；为总碱度的以10 为底的负对数，总碱度为水中浓度之和，总碱度的计量单位为mol/L；K 为常数，是温度和离子强度的函数，可通过查表得到。

由式（1）可得到：当 SI ＜ 0 时，CaCO3未饱和，不存在结垢趋势；而当SI ＞0 时，CaCO3饱和，存在结垢趋势。假设SI=0，即处于临界状态时，计算得到临界状态的钙离子含量见表4。

表4 采用Davis 预测模型计算的临界状态钙离子浓度

从表4可以看出，常温下钙镁离子质量浓度临界值为51.6 mg/L，90℃下钙镁离子质量浓度临界值为2 mg/L。一号人工岛外输水钙镁离子含量跟踪情况见图3。从图3可以看出，一号人工岛外输水中钙镁离子含量高于临界值，当前供水管道供水温度为40℃，注水井井底温度为120℃，供水管道和注水井管柱具有明显的结垢趋势。

2.3.2 pH 值的影响

一号人工岛外输水pH 值跟踪情况见图4。从图4可以看出，2014年8 月以后，一号人工岛水处理站外输水pH 值控制在7，外输水水性为中性，外输水中OH-含量没有发生明显变化，因此pH 值不是影响南堡油田注水结垢的主要因素。

2.3.3 细菌代谢产物

一号人工岛水处理站外输水细菌主要为硫酸盐还原菌、厌氧菌和铁细菌，一号人工岛外输水细菌跟踪情况见图5。

图3 一号人工岛外输水钙镁离子含量跟踪情况

图4 一号人工岛外输水pH 值跟踪情况

图5 一号人工岛外输水细菌跟踪情况

从图5可以看出，细菌含量偏高，最高值为1 100 个/mL，2016年以后细菌含量平均值为60 个/mL，海底供水管道2009年投产后未采用化学清洗剂进行大强度清洗作业，管道内含有大量细菌代谢产物，这些产物附着在管壁上导致结垢。

3 阻垢技术研究

根据对南堡油田供水管道和注水管柱结垢影响因素的分析结果，主要从四个方面开展阻垢技术研究：控制成垢离子含量、抑制成垢晶体形成、抑制成垢离子参与成垢、控制细菌含量。

3.1 控制成垢离子含量

一号人工岛水处理站水源为油井采出液、水源井采出液和油井压井液，一号人工岛水处理站水源水质分析情况见表5，从表5可以看出，钙镁离子、碳酸氢根离子等主要来源于油井压井液，油井采出液和水源井采出液中成垢离子的含量不足以导致管道严重结垢。为控制水处理站水源中成垢离子的含量，必须减少油井压井液随油井产液进入油气集输系统。油井作业完成后，将钙镁离子含量高的压井液采用清水从井筒中替出，使用罐车拉运至压井液配液站回收利用，杜绝了钙镁离子含量高的压井液随油井采出液进入水处理站。

表5 一号人工岛水处理站水源水质分析结果/（mg·L-1）

3.2 抑制成垢晶体形成

显微镜显示水垢的晶体结构为针尖锯齿状，很容易相互穿插在一起，并吸附在管壁上，使用振动波破坏水垢晶体的微观结构，可以改变水垢晶体的堆积，防止结垢。南堡油田使用了一种量子管通环装置，该装置具有储存、记忆和释放超精微振动波的能力，经该装置处理的图像见图6，由图6可以看出，通过发射振动波使得晶体变“圆”，并且不易吸附，通过在供水管道和注水管道上安装量子管通环，能够对所安装的设备和近距离管道起到较好的阻垢作用，但是其有效作用距离有限，只能用于局部阻垢[3]。

3.3 抑制成垢离子参与成垢

化学药剂阻垢是目前常用的阻垢方式，使用化学阻垢药剂，通过络合钙镁离子可将钙镁离子转化为可溶性的络合物，从而阻止垢的生成。其化学反应式如下：

图6 采用量子管通环处理前后普通金属盐微观形貌的对比（×1 000）

根据现场水质，模拟井筒温度（80℃、90 ℃），开展了化学阻垢剂的配伍试验，由表6可以看出，添加的阻垢剂可以络合大部分钙离子，使之不致于形成垢，添加阻垢剂50 ～100 mg/L 可以有效地缓解南堡油田供水管道和注水井注水管柱的结垢现象[4]。

表6 80 ℃、钙离子质量浓度为400 mg/L 时的试验数据

3.4 控制细菌含量

在长期使用一种杀菌剂的情况下，细菌会产生抗药性，一号岛水处理站外输水中细菌含量高就是因为细菌产生抗药性，导致在用药剂无法彻底清除硫酸盐还原菌、厌氧菌和铁细菌，需要不断开展杀菌剂选型试验调整杀菌剂，才能起到好的杀菌效果。南堡油田开展的NP1-1D 管道杀菌剂选型室内试验结果见表7，由表7可以看出，注入新型杀菌剂，调整加药质量分数为100 ppm（1ppm=10-6），细菌含量明显降低[5]。