南堡油田注水井结垢原因分析

王永强 杨 霞 刘生银 梁振华 花 宇

(1.西南石油大学石油工程学院，成都 601500;2.中国石油冀东油田分公司南堡油田作业区，河北 唐山 063000;3.中国石油冀东油田分公司开发技术公司，河北 唐山 063000)

南堡油田注水井在作业时存在不同程度的结垢现象，井筒结垢较严重，结垢注水井水源均来自南堡1-1人工岛的污水处理站外输水。结垢给注水井带来了严重的危害，降低了注水系统效率，增加了修井的次数，使注水井压力不断上升，影响了正常注水。本次研究将对南堡油田注水井结垢原因进行分析。

1 垢质类型分析

对结垢注水井垢样进行光谱分析，得到表1所示垢质离子分统计数据。从表1可以看出，形成垢质的主要是碳酸钙，还有少部分的碳酸镁。碳酸镁的溶解度大于碳酸钙，在蒸馏水中碳酸镁溶解度比碳酸钙高4倍。在既含碳酸镁同时也含碳酸钙的水中，任何促使碳酸镁和碳酸钙溶解度降低的条件，会首先形成碳酸钙垢。可以认为，南堡油田注水井结垢的主要垢质类型是碳酸钙垢。

2 碳酸钙结垢预测

2.1 stiff-davis方法

运用stiff-davis方法预测碳酸钙结垢，首先计算结垢指数 SI［1］:

式中:SI—饱和度指数，也叫结垢指数;

A—实际测定的水样pH值;

pCa—Ca2+浓度的负对数，浓度的单位为mol/L;

pAlk—总碱度的负对数，总碱度是水中HCO3-和CO23-浓度之和，浓度单位mol/L;

K— stiff-davis常数，温度和离子强度的函数。

表1 垢样分析检测结果统计数据 %

若SI小于0，则表示CaCO3未饱和，不会结垢;若SI大于0，则表示CaCO3饱和，可能结垢。当SI等于0时，表示碳酸钙在水中饱和，此时Ca2+含量为临界值。

计算出不同温度下的Ca2+含量的临界值，再与水性分析中Ca2+含量相对比，即可预测南堡1-1人工岛污水处理站的外输水是否存在结垢趋势。

2.2 定解条件

由公式(1)可知，影响碳酸钙饱和度指数的因素主要包括 pCa，pAlk，A，K，其中 K 为常数，根据离子强度I来确定。通常I≈ TDS/58 400，TDS为总矿化度，单位 mg/L［2］。

南堡油田注水井水源，即南堡1-1人工岛污水处理站外输水，pH值一直保持在7.0，故A=7.0。

常压条件下，2010年4月至2013年2月期间南堡1-1人工岛污水处理站外输水的总矿化度和总碱度变化平稳，平均总矿化度为3 701 mg/L，平均总碱度为19.58 mmol/L。

对总矿化度、总碱度的最大值和最小值加以验证，发现总矿化度和总碱度在实际生产过程中对碳酸钙结垢作用极小，可忽略不计，故总矿化度和总碱度可取平均值。

2.3 模型求解

当TDS为3 701 mg/L时，计算得到离子强度I约为0.06，查得不同温度下的K值(见表2)。

表2 不同温度下的K值

当总碱度为19.58 mmol/L时，计算出总碱度的负对数 pAlk为 1.71。

同时计算出不同温度下的临界Ca2+浓度和含量。水性分析化验的条件为常压室温，室温接近20℃。经过计算，确定常压、20℃条件下南堡1-1人工岛污水处理站的外输水临界结垢Ca2+含量为51.6 mg/L。

3 Ca2+来源分析

根据南堡油田注水井注水水源流程走向，利用逆推的方法，从南堡1-1人工岛污水处理站的外输水逐级向上游追溯Ca2+来源。

3.1 注水井注水水源流程

南堡油田注水井注水水源来自南堡1-1人工岛污水处理站外输水，处理站的外输水是采油一区至五区来液进入南堡1-1人工岛三相分离器脱水后经污水处理的混合水。图1所示为南堡油田注水井注水水源流程图。

3.2 三相分离器水出口水性分析

1#、2#、3#三相分离器水出口至南堡1-1人工岛外输水过程中需经过原油脱水和污水处理系统。系统中分别加入药剂:三相所加破乳剂为聚醚类;接收水罐所加反相破乳剂为聚季铵盐类;浮选机所加混凝剂、助凝剂为无机的聚合氯化铝;杀菌剂为双季铵盐类，均不含成垢离子，基本不改变水性［3-7］。

图1 南堡油田注水井注水水源流程图

对3个三相分离器水出口Ca2+含量数据进行分析，取一段时间内的Ca2+含量变化为研究对象，与20℃时、常压下的临界结垢Ca2+含量进行对比分析。3个三相分离器水出口Ca2+含量变化结果显示，2#三相分离器水出口Ca2+含量最高，平均Ca2+含量在 1 113 mg/L，远大于 51.6 mg/L，可以认为Ca2+主要源自采油三区来液。

3.3 系统来液水性分析

南堡油田各采油区系统来液包括油井采出液、水源井采出液和压井液，共3部分。

3.3.1 油井采出液水性对比分析

选择不同区块、不同层位的代表井进行水性分析，对采出液的Ca2+含量与临界结垢Ca2+含量进行对比分析。分析结果显示:除奥陶系3口井外，南堡油田油井采出液平均Ca2+含量均小于51.6 mg/L，奥陶系3口水井Ca2+含量达8 695 mg/L。3口井均使用过高密度压井液。在使用高密度压井液前，其历史水性分析显示平均Ca2+含量在20 mg/L左右，小于51.6 mg/L。

3.3.2 水源井采出液水性对比分析

对水源井进行水性分析，结果显示水源井Ca2+含量为5.46 mg/L，约为临界结垢 Ca2+含量的1/10。表3为南堡油田水源井采出液水性分析结果。

表3 南堡油田水源井采出液水性分析结果

3.3.3 压井液水性对比分析

对压井液进行水性分析，结果显示优质压井液中Ca2+含量为262 mg/L;高密度压井液中Ca2+含量为180×103mg/L，均超过临界结垢Ca2+含量。压井夜应为南堡油田结垢的主要钙来源，且以高密度压井液为主。表4所示为压井液水性分析结果。

表4 压井液水性分析结果

综上所述，南堡1-1人工岛污水处理站外输水中的Ca2+主要来源于高密度压井液，南堡油田的水型是NaHCO3。由此可以判断南堡油田注水井结垢的原因就是高密度压井液中的Ca2+和HCO23-结合，在井中受到温度和压力的影响，形成碳酸钙垢。

4 结语

注水井结垢对油田生产影响极大，找到结垢原因、减少结垢危害对于油田安全生产、提高注水效率非常重要。本次研究中利用stiff-davis方法计算出南堡1-1人工岛污水处理站外输水常压室温下的临界结垢Ca2+含量，明确主要成垢Ca2+来源为高密度压井液。在今后的生产实践中，可以有针对性地采取措施，治理注水井结垢。

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