八面河油田南区注入水管网结垢成因分析

荣林柏

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223）

八面河油田南区联合站的日处理水量目前为18 000 m3，担负着南部油区全部和北部油区部分原油伴生水和生产施工产出水的处理和净化任务，同时面向八面河南区的面1区、面2区、面4区、面12区、面14区、面22区（22、23块）、面10区和北区的面127区几个区块注水。目前南区注水管网水质恶化十分严重，管线普遍结垢，从沿程水质监测指标来看，平均结垢率普遍大于标准值0.1mm／a，严重影响了开发效果。

1 南区注水系统及管网

八面河油田南区于1986年投入注水开发，初期即建有联合注水站，随着开发规模的不断扩大，目前有五大干线，即老北和新北注水干线、老西和新西注水干线以及东注水干线，累计长度23.25Km，63座配水间，219口注水井（见图1）。

图1 南区联合站注水管网分布图

经检测发现，联合站站内水质长期处于受控状态，平均结垢率均在标准范围内，而各配水间的水质恶化十分严重，平均结垢率指标普遍超标，大于0.1mm／a，17#配水间平均结垢率甚至达到0.43mm／a（见表1）。

表1 联合注水管网水质变化表

整个南区注水系统包括1、2、3、5四个采油队，五条注水干线，共有配水站点39座，配水间48个（野营房21处，露天计量2处），219口注水井，其中结垢严重的有77口，占总井数的35.16%，部分管线使用不到3年，管损已十分严重，据统计有71条单井注水管线由于结垢造成管损大于1.0MPa，如4－8－31管线投用不到三年管线缩颈50↓25mm，管损3MPa。东干线1#站附近2010年底新换的干线，2012年3月份发现结垢已很严重。另外，管线最大排量达不到洗井排量要求，造成洗井成本高，管损大造成部分井欠注，影响开发效果（见表2）。

表2 管线结垢欠注统计表

2 注水管网水质及垢物分析

2.1 注入水水质

南区注水管网的水源为八面河南区联合站处理完成的采出污水。根据联合站历年水质监测结果，注水泵出口水质长期处于受控状态，注入水水质极佳，水色呈无色透明状。但各注水井入口水质却有极大差异，大部分呈恶化状态，水色乌黑。

对南区注水管网水质指标进行数据分析（见表3），数据显示南区联合站站内管理制度完善，各级处理装置工作正常。但注水线路水质恶化十分严重，具体表现为悬浮物、含油指标上升，结垢加剧，总铁含量恶化，M4－5－25井经过长时间排放，水色依旧呈现乌黑状态，含油量达到1 360.08mg／L，悬浮物也高达643.89mg／L。

表3 南区注水管网水质指标

2.2 注水管网结垢产物分析

面4－8－x131注水管线管内垢物十分厚实，颜色呈黄色略偏红，敲击取样时，发现垢物十分致密，经测量，垢物厚度已超10mm，50mm内径的管线，其实际流通直径仅25mm～30mm，这必然给注水系统带来各种危害。

对南区联合站三相出口、过滤器前端及M4－8－x131井口垢物进行分析（见表4）。从表4中明显看到南区联合站三相来水处所结垢物主要含油泥质、原油、铁化合物及部分无机盐，以泥质硅酸盐及原油为主，碳酸钙垢含量极少；当南区联合站水样经多级处理后，输送至过滤器前端时，大量悬浮物及原油已被脱离，因此这里所结垢物主要以含铁化合物为主，其次还有部分泥质硅酸盐及部分无机物，碳酸钙垢含量略有增加；当注入水输送至M 4－8－x131井口时，此时垢物组成中铁化合物的含量大量增加至57.13%，碳酸钙垢含量则有明显下降，垢物中出现硫化亚铁，仍含有部分硅酸盐。

对M4－8－x131和M4－8－13井口垢物的能谱进行分析（见图2），也证明垢物中主要成分为铁氧化合物、硫化亚铁、少量无机盐及微量钙物质。这表明井口结垢主要是以腐蚀产物堆积而成，碳酸钙垢含量极少。

根据注水管内部垢物成分分析，可以推断南区注水管网垢物组成应当以含铁化合物为主，间杂泥质硅酸盐及少量无机盐，碳酸钙含量很少。从南区联合站至注水井井口，铁氧垢含量逐步增加，碳酸钙垢逐步减少，垢物中新增硫化物。

表4 南区注水管网现场垢物分析结果

图2 南区注水管网悬浮物分析图片

3 注水管网结垢机理分析

结垢是影响油田生产的重要因素之一。油田注入水的结垢涉及到许多因素，除了水的组成、温度和压力等热力学条件之外，其他因素如垢的附着力、生产中的流体动力学、药剂作用等在垢的形成过程中都起着很很重要的作用。在系统结垢之前解决防垢问题是有效防垢的最佳选择，

而防垢必须首先研究其结垢机理，然后找到结垢的要因，继而才能采取相应对策。

结合以上分析可以清楚地了解到南区注水系统的结垢问题是十分严重的，由于注水系统的水中含有大量铁离子及钙镁离子、碳酸氢根离子，加之注水干线水质恶化严重，水中具有较多悬浮物和含油（见表3），且注入水温度较高，即会发生化学反应通过结晶作用或沉降作用形成各种铁化合物和碳酸钙、硫酸盐及污泥等沉淀形成水垢。

对南区部分注水井水样悬浮物进行分析（见图3），可以清楚地看到南区联合站样品颜色呈黄色，基本不含油，厚度较薄，悬浮物含量较低，能谱分析显示，悬浮物成分基本以铁氧化合物、硅盐及少量钙盐为主，含有微量硫，能谱分析不能测出氢元素，判断铁氧化合物基本以氢氧化铁及氢氧化亚铁为主。

图3 南区注水管网悬浮物分析图片

M14－6－x531与 M14－4－X1样品颜色黄中带有略黑，表明悬浮物中含有少量油质，厚度略厚，悬浮物含量比南区联合站泵进有所增加，能谱分析显示，悬浮物成分中铁质明显增加，硅盐及钙盐含量有所下降。

M4－5－25样品颜色呈棕黑色，厚度大于1mm，表明该注水井出口水中含有大量油质及悬浮物，这与表3的实测数据相吻合，能谱分析显示，悬浮物中有机化合物的比例明显增加，硫化物及泥质硅盐含量也有所增加。

通过对注水管网结垢产物分析中对M4－8－x131井口垢物的分析，可以判断南区注水管网垢物基本以含铁化合物为主，间杂泥质硅酸盐及少量无机盐，碳酸钙含量很少。而通过对各注水井口样品中悬浮物的分析可以清楚看出，各注水井中悬浮物成分与其所结垢物成分基本类似，也是以铁化合物为主，间杂部分油质及硅盐、少量无机盐，微量钙盐。这表明注水管网结垢基本为水中杂质胶结而成

4 结论

南区联合站三相来水中存在大量铁质，其产物中不溶于水的物质如氢氧化铁等在站内完善的水处理工艺条件下，与悬浮物、油质、细菌残留等易沉积的机械杂质一起被有效去除，注入水中的其余成垢离子在阻垢剂的作用下形成螯合物，也以离子形态溶于水中而未能在站内沉积，并随注水线路输送至各个注水井，在输送过程中，由于缓蚀剂及杀菌剂的浓度逐渐下降，其对注入水的缓蚀、灭菌性能也随之减弱，导致注水干线中的细菌大量滋生，金属管材腐蚀加剧，水中铁含量迅速增加，加之管线长期污染，井口返油等原因，导致悬浮物含量和含油量也迅速增大，这种水在流动过程中，水中的铁锈、粘土、泥渣等同时受到重力沉降和水流剪切等的相互作用逐步附着在注水管内壁，油含量增加导致水中悬浮物也更加容易吸附在管内壁，从而形成以铁化合物为主，间杂少量油质、泥质硅盐及无机盐的垢，其中含铁化合物垢样包括Fe2O3、FeS、Fe（OH）3和FeCO3、Fe（OH）2等，其主要是腐蚀的产物。

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