南堡油田注水系統(tǒng)阻垢技術(shù)研究與應(yīng)用

吳 鵬，李 澤，葉 鵬，許騰瀧

中國石油冀東油田公司南堡油田作業(yè)區(qū)，河北唐山 063200

南堡油田屬于灘海油田，地面設(shè)施為人工島和導(dǎo)管架平臺，油田注水開發(fā)，注入水為處理后的采出水，采出水經(jīng)一號人工島水處理站處理后輸送至其他人工島進(jìn)行注水。供水海底管道結(jié)垢明顯，管壁結(jié)垢增大了沿程損失系數(shù)，導(dǎo)致該管道供水壓力升高和供水效率下降。由于油田注入水結(jié)垢降低了注水管柱的截面積，導(dǎo)致井下工具下不去。遇阻井有39 口，占27%，最短結(jié)垢周期井為NP13-X1078 井，結(jié)垢周期為49 d。本文對南堡油田的垢樣進(jìn)行了分析，找出結(jié)垢的影響因素，并綜合應(yīng)用阻垢技術(shù)，解決了油田注入水結(jié)垢的問題。

1 南堡油田人工島水處理概況

南堡油田人工島注水水源為一號島水處理站外輸水，一號島水處理站來液包括油井采出水、水源井采出水和作業(yè)污水，這些來液來自一號人工島、二號人工島和三號人工島。采出水經(jīng)處理后通過海底供水管道返輸至各人工島注水站進(jìn)行注水，其工藝流程見圖1。

圖1 一號構(gòu)造水處理及供水工藝流程

2 結(jié)垢機理

2.1 環(huán)境因素對垢形成的影響

注水結(jié)垢根據(jù)成垢離子的不同主要分為碳酸鹽垢、硅酸鹽垢和鋇垢，影響結(jié)垢的外界環(huán)境因素有溫度和壓力等，從圖2可看出，溫度升高有利于垢的形成，壓力降低有利于垢的形成。

圖2 碳酸鹽溶解度與壓力和溫度關(guān)系

2.2 垢樣分析

2.2.1 NP1-3D 海底供水管道垢樣分析

取海底供水管道內(nèi)垢樣進(jìn)行自然晾干，采用化學(xué)分析方法分析油分組成、鐵元素及碳酸根等的含量，采用掃描電鏡方法對酸不溶物進(jìn)行元素分析，分析結(jié)果見表1～2。

表1 NP1-3D 海底供水管道垢樣成分化學(xué)分析結(jié)果

表2 酸不溶物掃描電鏡元素分析結(jié)果

分析結(jié)果顯示：

（2）從沉積層的厚度分析，近水源端的沉積層較厚，遠(yuǎn)水源端的沉積層較薄，符合污水輸水沉積規(guī)律；從垢樣與管道內(nèi)壁結(jié)合較為松散來看，也支持了污水沉積形成的結(jié)論[1]。

（3）對酸不溶物進(jìn)行掃描電鏡元素分析表明，其主要成分包括C、O、S 和Si，垢樣散發(fā)著硫酸鹽還原菌代謝產(chǎn)物獨特的臭味，所以推測其成分主要為懸浮物和細(xì)菌的代謝產(chǎn)物。

2.2.2 注水管柱垢樣分析

取三號人工島NP13-X1033 井井下管柱的結(jié)垢進(jìn)行成分分析，分析結(jié)果見表3，注水管柱垢樣中酸不溶物質(zhì)量分?jǐn)?shù)只有0.08%，沉積物主要成分為碳酸鈣，還有少量鎂垢和鐵銹。

表3 NP13-X1033 井垢樣成分分析結(jié)果（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）

綜上所述，供水管道沉積物主要成分為石油類、懸浮物和細(xì)菌代謝產(chǎn)物，次要成分為碳酸鈣，注水管柱沉積物主要成分為碳酸鈣，還有少量鎂垢和鐵銹。

2.3 結(jié)垢的影響因素分析

根據(jù)結(jié)垢機理和垢樣分析情況，得出南堡油田結(jié)垢影響因素主要包括成垢離子含量（Ca2+、Mg2+、細(xì)菌代謝產(chǎn)物、溫度等。

2.3.1 成垢離子含量與溫度的影響

目前聚類方式有三類：一是系統(tǒng)聚類，用于對小樣本的對象間聚類以及對變量聚類。二是有序樣品聚類，對有排序次序的樣本的對象間聚類，要求是次序相鄰的對象才能聚為一類。三是動態(tài)聚類，適用于樣本量大時對象間的聚類，一般用k-means法處理。由于內(nèi)部審計一般依靠歷史數(shù)據(jù)，提出有價值的工作建議，所以由于涉及內(nèi)部審計的業(yè)務(wù)數(shù)據(jù)量較大，所以本文采用第三種聚類分析方式。

針對碳酸鹽垢，隨著成垢離子的增加，化學(xué)反應(yīng)趨于垢的形成，含量越高，結(jié)垢越嚴(yán)重。其化學(xué)反應(yīng)式如下：

一號人工島水處理站外輸水鈣鎂離子含量自2015年8 月開始明顯升高，最高質(zhì)量濃度400 mg/L，最低為23 mg/L。根據(jù)式（1）的Davis 預(yù)測模型，開展了鈣鎂離子含量臨界值預(yù)測[2]。

式中：SI 為飽和度指數(shù)，也稱結(jié)垢指數(shù)；pH 為系統(tǒng)中的實際 pH 值；P[Ca2+]為 Ca2+濃度的以 10 為底的負(fù)對數(shù)，Ca2+濃度的計量單位為 mol/L；為總堿度的以10 為底的負(fù)對數(shù)，總堿度為水中濃度之和，總堿度的計量單位為mol/L；K 為常數(shù)，是溫度和離子強度的函數(shù)，可通過查表得到。

由式 （1）可得到：當(dāng) SI ＜ 0 時，CaCO3未飽和，不存在結(jié)垢趨勢；而當(dāng)SI ＞0 時，CaCO3飽和，存在結(jié)垢趨勢。假設(shè)SI=0，即處于臨界狀態(tài)時，計算得到臨界狀態(tài)的鈣離子含量見表4。

表4 采用Davis 預(yù)測模型計算的臨界狀態(tài)鈣離子濃度

從表4可以看出，常溫下鈣鎂離子質(zhì)量濃度臨界值為51.6 mg/L，90℃下鈣鎂離子質(zhì)量濃度臨界值為2 mg/L。一號人工島外輸水鈣鎂離子含量跟蹤情況見圖3。從圖3可以看出，一號人工島外輸水中鈣鎂離子含量高于臨界值，當(dāng)前供水管道供水溫度為40℃，注水井井底溫度為120℃，供水管道和注水井管柱具有明顯的結(jié)垢趨勢。

2.3.2 pH 值的影響

一號人工島外輸水pH 值跟蹤情況見圖4。從圖4可以看出，2014年8 月以后，一號人工島水處理站外輸水pH 值控制在7，外輸水水性為中性，外輸水中OH-含量沒有發(fā)生明顯變化，因此pH 值不是影響南堡油田注水結(jié)垢的主要因素。

2.3.3 細(xì)菌代謝產(chǎn)物

一號人工島水處理站外輸水細(xì)菌主要為硫酸鹽還原菌、厭氧菌和鐵細(xì)菌，一號人工島外輸水細(xì)菌跟蹤情況見圖5。

圖3 一號人工島外輸水鈣鎂離子含量跟蹤情況

圖4 一號人工島外輸水pH 值跟蹤情況

圖5 一號人工島外輸水細(xì)菌跟蹤情況

從圖5可以看出，細(xì)菌含量偏高，最高值為1 100 個/mL，2016年以后細(xì)菌含量平均值為60 個/mL，海底供水管道2009年投產(chǎn)后未采用化學(xué)清洗劑進(jìn)行大強度清洗作業(yè)，管道內(nèi)含有大量細(xì)菌代謝產(chǎn)物，這些產(chǎn)物附著在管壁上導(dǎo)致結(jié)垢。

3 阻垢技術(shù)研究

根據(jù)對南堡油田供水管道和注水管柱結(jié)垢影響因素的分析結(jié)果，主要從四個方面開展阻垢技術(shù)研究：控制成垢離子含量、抑制成垢晶體形成、抑制成垢離子參與成垢、控制細(xì)菌含量。

3.1 控制成垢離子含量

一號人工島水處理站水源為油井采出液、水源井采出液和油井壓井液，一號人工島水處理站水源水質(zhì)分析情況見表5，從表5可以看出，鈣鎂離子、碳酸氫根離子等主要來源于油井壓井液，油井采出液和水源井采出液中成垢離子的含量不足以導(dǎo)致管道嚴(yán)重結(jié)垢。為控制水處理站水源中成垢離子的含量，必須減少油井壓井液隨油井產(chǎn)液進(jìn)入油氣集輸系統(tǒng)。油井作業(yè)完成后，將鈣鎂離子含量高的壓井液采用清水從井筒中替出，使用罐車?yán)\至壓井液配液站回收利用，杜絕了鈣鎂離子含量高的壓井液隨油井采出液進(jìn)入水處理站。

表5 一號人工島水處理站水源水質(zhì)分析結(jié)果/（mg·L-1）

3.2 抑制成垢晶體形成

顯微鏡顯示水垢的晶體結(jié)構(gòu)為針尖鋸齒狀，很容易相互穿插在一起，并吸附在管壁上，使用振動波破壞水垢晶體的微觀結(jié)構(gòu)，可以改變水垢晶體的堆積，防止結(jié)垢。南堡油田使用了一種量子管通環(huán)裝置，該裝置具有儲存、記憶和釋放超精微振動波的能力，經(jīng)該裝置處理的圖像見圖6，由圖6可以看出，通過發(fā)射振動波使得晶體變“圓”，并且不易吸附，通過在供水管道和注水管道上安裝量子管通環(huán)，能夠?qū)λ惭b的設(shè)備和近距離管道起到較好的阻垢作用，但是其有效作用距離有限，只能用于局部阻垢[3]。

3.3 抑制成垢離子參與成垢

化學(xué)藥劑阻垢是目前常用的阻垢方式，使用化學(xué)阻垢藥劑，通過絡(luò)合鈣鎂離子可將鈣鎂離子轉(zhuǎn)化為可溶性的絡(luò)合物，從而阻止垢的生成。其化學(xué)反應(yīng)式如下：

圖6 采用量子管通環(huán)處理前后普通金屬鹽微觀形貌的對比（×1 000）

根據(jù)現(xiàn)場水質(zhì)，模擬井筒溫度（80℃、90 ℃），開展了化學(xué)阻垢劑的配伍試驗，由表6可以看出，添加的阻垢劑可以絡(luò)合大部分鈣離子，使之不致于形成垢，添加阻垢劑50 ～100 mg/L 可以有效地緩解南堡油田供水管道和注水井注水管柱的結(jié)垢現(xiàn)象[4]。

表6 80 ℃、鈣離子質(zhì)量濃度為400 mg/L 時的試驗數(shù)據(jù)

3.4 控制細(xì)菌含量

在長期使用一種殺菌劑的情況下，細(xì)菌會產(chǎn)生抗藥性，一號島水處理站外輸水中細(xì)菌含量高就是因為細(xì)菌產(chǎn)生抗藥性，導(dǎo)致在用藥劑無法徹底清除硫酸鹽還原菌、厭氧菌和鐵細(xì)菌，需要不斷開展殺菌劑選型試驗調(diào)整殺菌劑，才能起到好的殺菌效果。南堡油田開展的NP1-1D 管道殺菌劑選型室內(nèi)試驗結(jié)果見表7，由表7可以看出，注入新型殺菌劑，調(diào)整加藥質(zhì)量分?jǐn)?shù)為100 ppm（1ppm=10-6），細(xì)菌含量明顯降低[5]。

表7 NP1-1D 管道殺菌劑選型室內(nèi)試驗情況

4 阻垢技術(shù)實施效果評價

4.1 成垢離子變化情況

通過加強油井壓井液使用管理，嚴(yán)格控制油井用壓井液進(jìn)入油氣集輸系統(tǒng)，一號島水處理站外輸水鈣鎂離子質(zhì)量濃度持續(xù)降低，由426 mg/L下降至56 mg/L（見圖7）。

圖7 控制成垢離子含量后一號人工島外輸水鈣鎂離子跟蹤情況

4.2 注水管道結(jié)垢情況

（1）供水管道阻垢情況。三號人工島海底供水管道在實施阻垢措施前檢查發(fā)現(xiàn)管壁呈現(xiàn)灰色，結(jié)垢厚度5 mm，在阻垢措施實施后重新打開該位置進(jìn)行檢查發(fā)現(xiàn)管壁只附著少量黑色物質(zhì)，厚度不足1 mm，沒有明顯的結(jié)垢情況發(fā)生。

（2）注水井注水管柱阻垢情況。阻垢措施實施后，在21 口注水井注水管柱內(nèi)下放測試儀器進(jìn)行測試，未出現(xiàn)因注水管柱結(jié)垢導(dǎo)致測試儀器遇阻的情況。對三號人工島NP13-1025 井注水管柱進(jìn)行檢查，采用修井作業(yè)車取出全部注水管柱后檢查注水管柱內(nèi)壁與外壁情況，發(fā)現(xiàn)管壁光滑，無明顯結(jié)垢情況。

5 結(jié)論及建議

（1）南堡油田人工島供水管道沉積物主要成分為石油類、懸浮物和細(xì)菌代謝產(chǎn)物，次要成分為碳酸鈣，注水管柱沉積物主要成分為碳酸鈣，還有少量鎂垢和鐵銹。

（2）對單體設(shè)備和近距離管道采用量子管通環(huán)阻垢工藝，對水處理站、注水站、注水管柱等集輸系統(tǒng)進(jìn)行阻垢需要綜合采用控制成垢離子含量、抑制成垢晶體形成、抑制成垢離子參與成垢、控制細(xì)菌含量等多種工藝技術(shù)措施。

（3）從源頭控制成垢離子含量和采用化學(xué)藥劑阻垢后，注水井注水管柱阻垢效果明顯，注水井管柱測試儀器遇阻情況明顯減少，注水井測試成功率明顯提升。