油田结垢治理技术浅析
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【摘要】油田开采已经进入中后期阶段，注水采油仍然是维持地表压力提高油田采油率的重要方法之一。然而油田回注水二氧化碳高、硫化氢含量高、矿化度高以及温度高等特点，部分油田钙镁离子浓度高，造成注水结垢现象严重，分析油田注水结垢的主要原因，做出相应对策尤为重要，本文从分析结垢原因到相应处理方案，对油田结垢治理做出简要分析概述。
【关键词】油田结垢 注水系统 水处理工艺 防垢剂 输油管道
1 结垢原因分析
1.1 水中杂质沉积结垢
水中杂质主要集中在注水井、回注水输水管网等温度相对低的地方，注水井自上而下，结垢现象逐渐增强，而腐蚀产物的结垢因素相对递减。
1.2 水中矿化度高
以大港油田为例。油田典型污水的矿化度高，矿化度基本处于两万到三万mg/L之间，且硫化物浓度高，在5mg/L以上，是注水水质标准的2.5倍。污水温度达到68摄氏度，PH值在7.2以上，属于偏碱性水，，不仅如此，污水中的SRB细菌含量严重超标。
1.3 碳酸盐析出结垢
油田生产时，液体由高压底层向相对低压的井筒流动时，由于温度压力等变化，导致二氧化碳被释放，从而与钙离子反应生成碳酸钙垢。像岭69井、中12井等油井，碳酸氢根离子浓度高，极易形成碳酸钙垢。如加热炉、换热器等温度高的结垢，会促进碳酸钙垢的形成，碳酸钙垢多出现在抽油泵、尾管、筛管、油管内外壁和套管内壁等部位。1.4 硫酸盐析出结垢
部分油田水型为硫酸钠型和氯化钠型，主要产生硫酸钙结垢，原因是钙离子与硫酸根离子结合产生硫酸钙，造成硫酸钙垢，油井产生硫酸钙垢的主要部位井筒底部的套管内壁和油管外，地面站则收球筒和总机关出为主要结垢地点。
1.5 压力、PH、温度的影响
碳酸钙的溶解度与温度、PH值和二氧化碳的分压有关，温度越高、升高PH、二氧化碳分压越小，碳酸钙的溶解度就越低，二氧化碳的分压影响更为重要，如果其降低，碳酸钙沉淀可以产生在系统的任意部位。降低PH则可以使碳酸钙溶解度增大，大大减弱了成垢趋势。
2 结垢危害
注水结垢使采油系统堵塞严重，产量逐年递减，成为油田稳定持续发展的大问题，采油厂结垢油井数量的增多直接造成综合含水上升速度加快，导致集输系统堵塞加重，严重影响油田的正常生产和运营，同时又加重了结垢治理产生的高额费用，使石油开采成本上升。
3 油田结垢的防治3.1 控制物理条件
成垢离子浓度、PH、水中含盐量、压力、温度以及管线形状、水的流动状态等条件都会影响油田结垢，控制和改善其中的一些条件就可能减小盐垢的析出程度，减少垢的形成，同时应该增加水的流速，输油管道内壁应该增加光滑程度并施以涂层。
3.2 除去成垢物质
一般的工业循环水，经过软化水的方法可以大幅度减少成垢离子，对于碳酸根离子及碳酸氢根离子，采用换热器、降低水的PH则可以使其变为二氧化碳气体，再采用真空法或气提法除去二氧化碳，可以有效的抑制碳酸钙垢的形成。
3.3 避免不相容的水的混合
不相容水指水混合后会产生不溶性的物质，所以声场过程中尽量避免不相容水混合可以有效减少垢的生成，对于可能引起结垢的套管损坏井的不同层位井水互窜的情况，应该使用隔水采油工艺。对于注入水与地层水不相容的情况，则应该选择优质的水。同时应将清水和污水分别注入，避免发生腐蚀与结垢问题。
3.4 使用防垢剂
目前油田控制结垢措施最常用的是防垢剂，这种方法方便快捷，容易实现，但是使用时需要合理的选择，目前主要的防垢剂有有机膦酸盐（脂）类、高分子聚合物及其衍生物、有机膦酸盐与聚羧酸盐复合类、有机膦羧酸等。兼具防垢、防蜡功能的固体防蜡块，使用时，将防垢块填装到一种自制的防垢工作筒中，下入井中，工作筒连接在筛管的上部、抽油泵的下部，当有液体流过的时候，防垢剂以及防蜡剂溶于水和油当中，有缓慢溶解、有效期时间长等特点。这项技术的实施，大大延长了兼泵周期、减缓了油井的结垢，实验表明，油井放入防垢块二十到三十块，使检泵周期由以前的16-23天增加到了现在的97-377天。也可以使用环形空间使用防垢剂的方法。效果十分理想。
4 工艺流程
根据油井情况和结垢情况，经常采取以下两种方法
4.1 一步发
施工具体步骤依次为：活性水洗井、挤前置液、挤防垢剂、挤清垢剂（浓度先低后高）、顶替液、关井48小时后充分洗井，瞎蹦生产。此种方法适合结垢比较轻的油井。
4.2 二步发
施工具体步骤一次为：活性水洗井、挤高浓度清垢剂、关井反应24小时，二次洗井，挤前置液、挤防垢剂、挤低浓度清垢剂、顶替液、关井24小时。此方法适合结垢块，井筒垢较重的油井。
5 防垢技术应用效果
通过各种防垢措施，对于减缓垢的形成有显著效果，大大提高了炉管的更新周期，大大降低了油田的开采成本。
5.1 马岭油田中区集中处理站
此地区油井结垢严重，为硫酸钙垢，加药前不出六个月，炉管和炉出口弯头就因为结垢堵死或穿孔报废，不得不将炉管更新，然而，在结垢部位上端加入乙二胺四甲叉磷酸（3ml/L）和马来酸酐（2ml/L）的方式，阻止输油管线和加热炉管的结垢。一年后，打开加热炉检查，炉管内依然光亮无垢，防垢效果显著。
5.2 马岭油田南107计量站
此地区油井的主要结垢产物为硫酸钡，含量达到75.19%，收球包和输油管线弯头处结垢尤为严重，基本两三个月就会导致管线堵塞，原来四英寸的管线直径居然到了不到1cm的小眼，严重影响石油的运输，后来此站采用美国的V-953防垢剂（10mg/L）和管产聚马来酸酐（40mg/L）进行防垢，原来以硫酸钡沉淀形式存在，从而钡离子和硫酸离子经常很低甚至测不出，变成现在的钡离子浓度192-349mg/L，硫酸根离子浓度229mg/ L，从而结垢量大大降低，除垢周期由以前的二到三个月增加到现在的半年至一年，而且垢质松散，极易除去，从而说明化学防垢降低或消除了流程中的结垢。
6 结束语
结垢问题一直是困扰各油田的重要问题，结合油田成垢原因，采用防垢剂等方法有效解决了大部分油田的成垢问题，从而解决了油田成垢造成输油管道堵塞，从而造成巨额的修补费用等带来的问题，同时也控制了油井由于成垢而导致的石油产量连年下降以及综合含水上升的趋势，给老油田稳定的产量开辟了新的道路，实际表明，这项技术拥有广阔的开发前景，提高油井的增产稳产、为未来石油的开发做出了不可估量的贡献。
参考文献
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