田嘉琛

摘 要：注入水的水質(zhì)變化以及不同井段的油、套管間污水水質(zhì)成分，是造成部分油井水質(zhì)結垢的主要原因。文章運用相關的化學基本原理、結垢趨勢預測、垢樣分析等確定結垢的影響因素，以期為改善水質(zhì)、減緩結垢提供理論依據(jù)。

關鍵詞：水質(zhì)；結垢；腐蝕

勝利油田自60年代開發(fā)至今，已有半個多世紀的歷史，目前注水井多，能正常注水的井占相當?shù)谋壤揖C合含水高。作者在2014年高考結束并被西安工程大學環(huán)境與化學工程學院應用化學專業(yè)錄取后，到一家油田單位實習并在師傅的指導下，通過對近期作業(yè)油水井的調(diào)查，發(fā)現(xiàn)油管內(nèi)外壁結垢現(xiàn)象嚴重，且有垢下腐蝕。

1 沿線水質(zhì)分析

該座污水站始建于1990年，采用斜板除油加過濾流程，污水處理能力為1.1×104m3/d，并在2007年5月改造完畢，采用預氧化污水處理綜合技術，水質(zhì)可達到B2級。改造后污水處理主要流程是油站來水→電化學預氧化→1次除油罐→混合反應器→混凝沉降罐→緩沖罐→污水提升泵→陶瓷濾料過濾器→1注，沿程水質(zhì)的情況如下：

預氧化前：溫度52℃、pH值6.7、溶解氧<0.01mg/L、總鐵18.4mg/L、SRB為2.5個/mL、含油182mg/L、懸浮物13mg/L、Cl-為23057mg/L、HCO3-為508mg/L、Ca2+為1585mg/L、Mg2+為240mg/L、Na++K+為12877mg/L、礦化度38268mg/L、水型CaCl2。

預氧化后：溫度52℃、pH值6.78、溶解氧<0.01mg/L、總鐵7.1mg/L、含油3mg/L、懸浮物8mg/L、Cl-為21121mg/L、HCO3-為726mg/L、Ca2+為1545mg/L、Mg2+為264mg/L、Na++K+為11703mg/L、礦化度35361mg/L、游離CO2為58mg/L、水型CaCl2。

注水站：溫度54℃、pH值6.55、溶解氧<0.01mg/L、總鐵10.7mg/L、含油60mg/L、懸浮物3.89mg/L、Cl-為22881mg/L、HCO3-為654mg/L、Ca2+為1466mg/L、Mg2+為288mg/L、Na++K+為12863mg/L、礦化度38153mg/L、游離CO2為55mg/L、水型CaCl2。

配水間：溫度50℃、pH值6.38、溶解氧<0.03mg/L、總鐵10.4mg/L、含油25mg/L、懸浮物5.13mg/L、Cl-為22881mg/L、HCO3-為617mg/L、Ca2+為1347mg/L、Mg2+為385mg/L、Na++K+為12804mg/L、礦化度38035mg/L、游離CO2為45mg/L、水型CaCl2。

注水井口：溫度48℃、pH值6.49、總鐵14.2mg/L、含油2.5mg/L、懸浮物6.26mg/L、Cl-為22881mg/L、HCO3-為581mg/L、Ca2+為1823mg/L、Mg2+為409mg/L、Na++K+為12199mg/L、礦化度37893mg/L、游離CO2為38mg/L、水型CaCl2。

從上述數(shù)據(jù)看：預氧化前、后離子濃度變化不大，沿線礦化度高、懸浮物含量高，CO2含量呈降低趨勢，總鐵含量高且呈升高趨勢，這些因素都對管線的結垢腐蝕有影響。

根據(jù)水質(zhì)分析情況，按照SY/T0600-1997《油田水結垢趨勢預測》，對沿線的結垢趨勢進行了預測，從下面可看出沿線水質(zhì)無硫酸垢結垢趨勢，但有嚴重的碳酸鹽結垢趨勢。

預氧化前：pH=6.7，K=2.43，μ=0.35，pAlK=1.96，pCa=1.43，50℃ 碳酸鈣結垢趨勢（SI=1.65、SAI=5.12、有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=35.92、K=8×10-4，S=0.0437，無趨勢預測）。

預氧化后：pH=6.8，K=2.48，μ=0.38，pAlK=1.92，pCa=1.41，50℃ 碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.96，SAI=4.86，結垢嚴重），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=38.63，K=9×10-4，S=0.0466，無趨勢預測）。

注水站：pH=6.6，K=2.45，μ=0.35，pAlK=1.97，pCa=1.44，50℃碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.69，SAI=5.16，有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=36.65，K=8×10-4，S=0.0437，無趨勢預測）。

配水間：pH=6.4，K=2.45，μ=0.35，pAlK=2，pCa=1.47，50℃碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.46，SAI=5.46，有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=33.68，K=8×10-4，S=0.0475，無趨勢預測）。

注水井口：pH=6.5，K=2.45，μ=0.35，pAlK=2.02，pCa=1.34，50℃碳酸鈣結垢趨勢（SI=0.68，SAI=5.13，有趨勢預測），50℃硫酸鹽結垢趨勢（X=45.58、K=8×10-4、S=0.0351、無趨勢預測）。

2 影響因素分析

2.1 腐蝕對結垢的影響

油田污水的腐蝕和結垢是一種互為促進的關系，由于腐蝕反應的發(fā)生，會消耗污水中的H+，導致HCO3-的電離平衡反應不斷向右移動，在不斷提供H+的同時，也增加了污水中CO32-濃度，這就打破了Ca2+和CO32-原有的平衡，即生成CaCO3垢，因此腐蝕可以促進結垢；反過來，結垢反應的發(fā)生會降低溶液中CO32-濃度，導致電離平衡反應不斷增加污水中H+濃度，促進腐蝕反應的發(fā)生，所以結垢也可以促進腐蝕。

2.2 pH值對結垢的影響

體系的pH值對垢的形成有很大影響，一般pH值升高結垢趨勢增強，pH值降低結垢趨勢減弱。當注入水pH值較高時，促使HCO3-離解成H+和CO32-，使CO32-濃度增加，促使碳酸鈣沉淀的生成，PH值較低時，則碳酸鈣不宜產(chǎn)生。從回注水中pH值6.4-6.8可知，這是易產(chǎn)生碳酸鈣沉淀垢的原因之一。

2.3 游離CO2對結垢的影響

據(jù)查，現(xiàn)場沿程管線內(nèi)游離CO2逐漸較少，說明流動過程中CO2由游離狀態(tài)變?yōu)槿芙鉅顟B(tài)，進而轉變?yōu)镠CO3-、CO32-，在pH值為7左右時容易產(chǎn)生CaCO3、FeCO3污垢堵塞地層。

2.4 壓力對結垢的影響

壓力包括總壓力和水中易揮發(fā)組分的分壓，壓力對硫酸鹽垢影響不大，主要是影響碳酸鹽垢。一般來講，結垢量隨壓力的增大而逐漸減小，CO2的分壓增加時CaCO3的溶解度增大；CO2分壓降低時容易結垢，這主要是垢樣成分CaCO3生成依賴的電離平衡為2HCO3-、CO32-+CO2+H2O，壓力增大將減少CO2氣體的生成，使電離平衡向左移動，減少CaCO3的生成，減小結垢趨勢。生產(chǎn)過程中的產(chǎn)出液在流出地層時壓力突然降低，導致CO2分壓下降，水中CO2逸出，打破了水中的Ca2+、Mg2+、SO42-、HCO3-離子之間的平衡，垢晶析出、沉積，這是油井炮眼部位、篩管、抽油泵以及泵上幾十米管柱嚴重結垢的主因。

2.5 其它因素

溫度、離子濃度以及流速、流向的突然改變，也會導致結垢的加劇。

3 結論與對策

3.1 結論

（1）通過對廣利沿線的水質(zhì)分析、結垢趨勢預測、現(xiàn)場垢樣分析，確定勝利油田主要是碳酸鹽垢。

（2）腐蝕、PH值、CO2含量、壓力、溫度、離子濃度等都是結垢的重要影響因素。

3.2 對策

（1）進行防垢，主要是盡量控制污水處理系統(tǒng)平穩(wěn)運行，在盡量降低回注水中加入適宜的防垢劑。

（2）針對已經(jīng)形成的垢，影響因素較多，建議改進預氧化，建立結垢監(jiān)測系統(tǒng)，以便發(fā)現(xiàn)結垢問題，并及時采取除垢措施。

參考文獻

[1]SY/T0600-1997 油田水結垢趨勢預測[S].