淺析靖邊采油廠注水井筒腐蝕結(jié)垢防治及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

董小剛 賀雪紅 聶安琪

摘 要：油田采油生產(chǎn)中，注水井筒有著重要的作用，井筒在長(zhǎng)期的生產(chǎn)中，會(huì)出現(xiàn)腐蝕結(jié)垢，影響正常的采油生產(chǎn)效率，本文針對(duì)采油廠中注水井筒腐蝕結(jié)垢問題進(jìn)行分析，研究了造成井筒出現(xiàn)腐蝕結(jié)垢問題的主要原因，并結(jié)合油田實(shí)際的現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)情況，制定了有效的井筒腐蝕防護(hù)措施，以降低井筒腐蝕結(jié)垢的速度與程度，保證油田生產(chǎn)效率。

關(guān)鍵詞：采油廠;注水井;腐蝕結(jié)垢;設(shè)備防護(hù);現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

我國(guó)油田生產(chǎn)領(lǐng)域中，注水產(chǎn)油的生產(chǎn)技術(shù)不斷成熟，使得我國(guó)油田的生產(chǎn)效率不斷提高，但是，注水技術(shù)的逐漸優(yōu)化，也使得采出油液中的含水量出現(xiàn)升高，導(dǎo)致產(chǎn)油井筒與產(chǎn)油設(shè)備受到嚴(yán)重的腐蝕結(jié)垢情況，影響油田產(chǎn)田的高效生產(chǎn)，使產(chǎn)田受到安全隱患。正因如此，必須要利用有效的措施對(duì)油田注水井筒進(jìn)行防護(hù)，本文主要以靖邊油田的8號(hào)產(chǎn)油站的注水井筒防腐防垢措施為研究例子，進(jìn)一步對(duì)注水井筒的防腐防垢措施進(jìn)行有效的研究工作，預(yù)防注水井筒受到腐蝕結(jié)垢，出現(xiàn)影響油田生產(chǎn)質(zhì)量的問題。

1 靖邊油田8號(hào)采油站的實(shí)際概況

靖邊油田采油廠中，油藏深度為900m-1500m，平均的孔隙度與滲透率為14.10%和14.15×10-3μm-2，地下原始層深壓力為7.47 MPa，地層溫度為38.08℃。靖邊油田中，8號(hào)聯(lián)合采油基站的設(shè)計(jì)規(guī)模為1800m3，主要處理的水源是清水與基站管輸中產(chǎn)出的污水。水源所對(duì)應(yīng)的注水井共有57口，每日的注水量為1066.9m3，所有井口的平均壓力為3.5MPa。采油站注水井的井深為800m-900m，水管主體材質(zhì)為J55，主要采用注水方式為清污分層混注方式。

注水井中水處理整體系統(tǒng)受到腐蝕結(jié)垢的管體位置，主要集中與注水系統(tǒng)的加藥環(huán)節(jié)、水泵水口、注水管體內(nèi)壁、注水井筒等。在注水井筒長(zhǎng)時(shí)間的使用期限中，污水在回注系統(tǒng)里停留的時(shí)間逐漸增加，使得注水井筒管網(wǎng)與各個(gè)注水線路受到腐蝕結(jié)垢，長(zhǎng)此以往，影響采油站的正常工作效率。

2 產(chǎn)生腐蝕結(jié)垢的主要因素

2.1 水質(zhì)分析

根據(jù)我國(guó)水質(zhì)測(cè)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)--SY/T5329與SY/T 5523-2000的油氣產(chǎn)田水質(zhì)分析標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)靖邊采油廠的8號(hào)產(chǎn)油站進(jìn)行水質(zhì)分析測(cè)試，測(cè)試結(jié)果：8號(hào)采油站水質(zhì)過濾后水溶解的氧含量較高。SY/T5329標(biāo)準(zhǔn)中要求水溶解的氧含量不能超過0.10mg/L，最好在0.05mg/L以下。8號(hào)采油站水質(zhì)濾后水溶解的氧含量為0.6mg/I，嚴(yán)重超標(biāo)，溶解氧超量會(huì)加劇水質(zhì)的腐蝕性。另外，8號(hào)采油站濾后的水質(zhì)中含硫、細(xì)菌與總鐵等也超出了標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定數(shù)值，二氧化碳含量成負(fù)數(shù)，水質(zhì)中常沉淀有碳酸鹽，水質(zhì)轉(zhuǎn)態(tài)不穩(wěn)定，而細(xì)菌代謝時(shí)的產(chǎn)物會(huì)使水質(zhì)中出現(xiàn)生物垢。分析水質(zhì)的離子含量，其中總礦化程度比較高，水質(zhì)中含有：鈣鎂等物質(zhì)形成垢體的陽離子;碳酸氫根、硫酸根等物質(zhì)形成垢體的陰離子。這說明水質(zhì)具有無機(jī)鹽轉(zhuǎn)態(tài)下形成垢體的離子條件。

2.2 腐蝕結(jié)垢形成速率

按照SY/T0026-1999標(biāo)準(zhǔn)對(duì)水質(zhì)進(jìn)行靜態(tài)、動(dòng)態(tài)分析試驗(yàn)。測(cè)試溫度50℃，水流速60r/min，周期7d，測(cè)試結(jié)果：水質(zhì)腐蝕現(xiàn)象中，腐蝕速率為0.0854mm/a，超出標(biāo)準(zhǔn)數(shù)值0.076mm/a。動(dòng)態(tài)腐蝕速率較高，超過0.24mm/a，按照標(biāo)準(zhǔn)，為嚴(yán)重腐蝕情況。水質(zhì)腐蝕結(jié)垢測(cè)試證明，8號(hào)采油站的水質(zhì)腐蝕結(jié)垢情況十分嚴(yán)重。水質(zhì)測(cè)試已經(jīng)確定，細(xì)菌、水溶解氧、陰陽離子成垢分子等，是導(dǎo)致回注水出現(xiàn)腐蝕結(jié)垢問題的主因。

3 井筒防腐防垢相關(guān)方案

分析8號(hào)采油站的回注水質(zhì)出現(xiàn)腐蝕結(jié)垢的主要因素，考慮到8號(hào)采油站的實(shí)際生產(chǎn)情況，進(jìn)行具體研究，確定采用防腐防垢化學(xué)藥劑，對(duì)注水系統(tǒng)進(jìn)行腐蝕結(jié)垢的控制，以達(dá)到高效、經(jīng)濟(jì)防護(hù)井筒的效果。防護(hù)藥劑的使用情況具體如下：利用防護(hù)藥劑中的除氧劑成分，去除水質(zhì)中的溶解氧，降低水質(zhì)氧腐蝕程度，利用殺菌劑、緩蝕劑、阻垢劑等，控制水質(zhì)中的無機(jī)鹽結(jié)垢、細(xì)菌、腐蝕結(jié)垢的生成。

根據(jù)采油注水系統(tǒng)管網(wǎng)的具體情況，防護(hù)藥劑需投入進(jìn)8號(hào)采油站水處理流程中的加藥系統(tǒng)中，采用站內(nèi)加藥方式，擴(kuò)大防護(hù)藥劑的使用范圍，實(shí)時(shí)分析8號(hào)采油站的加藥模式，優(yōu)化投藥技術(shù)，調(diào)整投藥位置，發(fā)揮出防腐防垢藥劑的高效作用。

4 方案應(yīng)用實(shí)效

4.1 投藥效果

通過投藥系統(tǒng)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，投藥后水質(zhì)情況有明顯變化，實(shí)際結(jié)果表明，經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)加藥溶解之后，水質(zhì)中的溶解氧含量出現(xiàn)明顯降低，已經(jīng)達(dá)到了回注水質(zhì)的標(biāo)準(zhǔn)。

4.2 現(xiàn)場(chǎng)腐蝕檢測(cè)

投藥之后，對(duì)其水質(zhì)進(jìn)行了抽查取樣檢測(cè)，分析加藥后水質(zhì)中的腐蝕結(jié)垢變化情況，測(cè)試結(jié)果顯示，歲對(duì)注水井筒進(jìn)行藥劑防護(hù)措施，能夠有效的控制住回注水質(zhì)中出現(xiàn)腐蝕結(jié)垢的程度，降低腐蝕結(jié)垢的速率，加藥后的腐蝕速率與結(jié)垢速率分別為0.0421mm/a與0.0655mm/a，滿足水質(zhì)回注的標(biāo)準(zhǔn)要求。

5 總結(jié)

研究靖邊8號(hào)采油站的回注水水質(zhì)情況，其水質(zhì)受腐蝕程度嚴(yán)重，存在細(xì)菌、水溶解氧與無機(jī)鹽等腐蝕結(jié)垢的基本形成條件，演技證明，采用防腐蝕防垢藥劑可以有效降低水質(zhì)腐蝕結(jié)垢的程度，改善采油站水質(zhì)。防護(hù)藥劑實(shí)際使用效果明顯，注水井筒的腐蝕結(jié)垢的速度下降了70%，腐蝕測(cè)試的速率滿足我國(guó)標(biāo)準(zhǔn)，可以有效的對(duì)注水井筒進(jìn)行防護(hù)。

參考文獻(xiàn)：

[1]張吉明.油水井筒腐蝕結(jié)垢及防垢除垢工藝研究[D].天津：天津工業(yè)大學(xué)碩士學(xué)位論文，2007.