注水管线酸洗除垢工艺

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1、1．管垢样物化分析   濮城油田已进入高含水开发后期，因长期回注开发过程中户出来的大量含油污水，造成生产系统腐蚀、结垢严重，注水井管网常常有垢生成。结垢使注水管线内径缩小，管线压降增大，致使注水井注水泵压上升、注水量下降，完不成要求的配注量，迫使注水井改变注水方式，同时又使许多注水井因注水管线结垢腐蚀严重而报废，给油田的后期开发带来困难，造成经济损失。因此，防垢除垢对搞好油水井管理有一定的现实意义。   能否成功地除去管线积垢在很大程度上将取决于对垢的组成的了解，可靠的方法是对造成管线堵塞的固体垢样进行分析。针对这种情况，在2003年8月份，对P1-43、P3-31、P9等10口注水井管线

2、进行了调查。通过对注水井管线垢样、井口水质分析、井口挂片测试可知，注水井管线结垢的主要原因是回注污水矿化度高，高达8X104～16X104mg／L。   管垢样为黑色、褐色残渣且略显磁性。把样品浸入15％的盐酸中，发生剧烈的化学反应、且有臭鸡蛋味气体产生，证明样品中含有硫化铁。经测定垢样中含硫化铁高达55％～75％，碳酸钙、碳酸镁为7％～20％，其它为8％～20％，由于大部分是铁的腐蚀产物，使回注污水墨黑。具体分析结果见表1。   表1 P1-43井管垢样成分分析成分FeSCaCO3MgCO3CaSO4Fe2O3其它w/%6513.512.53.454.01.55   2．酸洗除垢剂室内试

3、验   2.1对垢样的溶垢试验   分别用6％、10％、14％盐酸50mL，在50℃静态条件下浸泡(3±0．002)g管垢样，测定不同时间的溶垢率。试验结果见表2。    表2 盐酸对管垢样的溶垢率(50℃)酸液浓度/%不同时间（min)的溶垢率（50℃）15304560759010.26101415.516.719.117.619.421.118.121.823.520.522.525.618.119.610.7   从表2可以看出，当溶解的垢样量一定时，垢样全部溶解所需时间随盐酸的浓度增大而减少。考虑到管线结垢的不均匀性，决定采用10％盐酸进行现场除垢试验。   2．2对管线的腐蚀试验

4、   为验证除垢剂对管线的腐蚀性，按我国石油天然气行业标准SY5451-92规定，采用试片矢量法，在常压和60℃时，将N-80油管试片材料放入含有2％缓蚀剂的10％盐酸溶液中，漩U预定反应时间后取出，清洗、干燥后称重，其腐蚀速度为0．312g／(m2·h)，小于中国石油天然气总公司颁布的优秀指标8g／(m2·h)。   2．3残酸浓度的测定   为了配合现场试验，根据残酸浓度决定反应溶解终了时间，采用浓度1％～10％的盐酸溶液5mL与l1mol／L的氢氧化钠溶液滴定，做出了盐酸浓度和氢氧化钠溶液的用量对照表(见表3)。当鉴定残酸溶液浓度时，只要用氢氧化钠溶液与5mL残酸进行滴定，根据氢氧化

5、钠溶液的消耗量，即可从表3中查出对应的残酸浓度，从而确定适当的反应终了时间。   表3 残酸浓度测定w(HC1)/%12345678910C(NaOH)/(mol·L-1)1.63.25.05.97.59.510.211.514.014.2   3．现场酸洗除垢试验工艺   以P1-43注水井管线除垢试验为例，说明现场除垢工艺。除垢剂配方为10％盐酸+2％缓蚀剂+1％渗透剂。P1-43井管线长度500m，平均垢厚6mm，折算垢的体积为0．49m3，质量980kg，预计需要除垢剂溶液8m3。施工步骤如下：    1)接好地面除垢管线，用注水系统的高压水试压10MPa，不泄漏为合格。   2)

6、按配方设计要求依次将水、缓蚀剂、酸、渗透剂加入池中，在150r／min转速下搅拌15min，使液体混合均匀。   3)往复压注除垢剂：先由计量站朝注水井井口挤除垢剂；再由井口向计量站压注除垢剂，如此往复3周后，测定残酸浓度，以决定除垢剂反应终了时间。   4)用高压水冲洗管线，直到固体残渣洗净为止。   5)地面管线清洗完后，转正常注水。   4．酸洗前后增注效果对比   2003年9月10日在P1-43注水井首次进行了管线除垢试验取得成功。随后在P3-31、P1-23等8口注水井地面完成除垢试验。表4为措施实施后各井日增注水量效果对比表，效果十分明显，日增水量在30～120m3，各井平均

7、注水量提高了35％左右，其中P1-43井日注水量提高了65％，大大地降低了地面注水管线的管损压力，使注水管损压力平均下降3MPa，有效地补充了地层能量；同时避免了更换注水管线等不必要的经济支出。充分证明该酸洗除垢工艺技术是成功的，目前已在濮城油田大面积推广应用。   表4 增注水量效果对比表井号除垢前除垢后效果对比泵压/MPa油压/MPa日注水量/m3压差/MPa泵压/MPa油压/MPa日注水量/m3压差/MPa增加注水