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摘 要： 埕岛油田污水处理系统投运至今，分离出来的污水进行回注实现对地层能量的补充。随着油田注水开发工作年限的增加，整个污水集输管网逐渐暴露出一些问题，尤为突出就是污水集输管线、运转泵类设备结垢现象比较严重，主要表现为地层、滤砂管等井下工具堵塞，油井不能正常生产；集输流程阀门结垢锈死，不能实现正常开关，严重影响设备运行参数的调节。面对埕岛油田污水集输管网日渐结垢加剧情况，本文针对性地分析污水集输管网结垢成因，下一步防垢措施进行探讨研究。
关键词：结垢机理； 结垢成因 ；防垢措施
前 言
埕岛油田污水集输管网投产运行至今，主要由油井产液、油水分离、污水处理，污水回注流程组成。埕岛中心二号平台污水处理系统于2010年7月投产，系统由一座污水接收罐、四台污水提升泵、四台水力旋流器、四座纤维球过滤器、加药罐及反冲洗水接收罐等组成。肩负着海洋采油厂海二生产管理区外输原油分水的重任。该系统现处理井组来液10500m3/d，回注污水4000 m3/d。污水系统投运三个多月三相分离器出水流程管线、水力旋流管、纤维球过滤器筛管、污水提升泵及注水泵泵腔出现比较严重的结垢现象。结垢会引起设备和管道局部垢下腐蚀，并且为SRB细菌的繁殖提供有利条件。同时，结垢还会使缓蚀剂与金属表面难以接触成膜，大大降低缓蚀效果，加重设备和管道的腐蚀，甚至引起系统流程腐蚀穿孔，使管道报废。管道结晶的垢沉积还会降低水流截面积，增大水流阻力和输送能量，大大增加生产能耗。结垢还会堵塞水力旋流器旋流管、纤维球过滤器筛管，造成整个污水集输管网系统憋压，影响污水正常运行。以上各方面综合作用的结果会造成未来污水系统清洗作业、站内管道更换频繁，势必会影响到海上污水集输流程的正常生产秩序，增加维修和生产成本。
1结垢机理
1.1 不配伍混合引发的结垢。不配伍的注入水与地层水混合可引发结垢。导致结垢的原因是不配伍的注入水与地层水混合引发的结垢，结垢类型为碳酸盐和硫酸盐垢。同时埕岛油田原油中泥质含量较高，也是导致结垢的原因所在。
1.2 自动结垢。油藏内水与油共存，各种采油工艺的实施不可避免的导致平衡状态的改变。如果这种变化使得流体组分超过某种矿物质的溶解度极限，就会形成结垢沉积，硫酸盐和碳酸盐会在开发的过程中由于压力温度的变化，或者流体受到阻碍而沉积，高矿化度盐水的温度大幅下降会导致卤化物结晶沉淀。
1.3 蒸气引发的结垢。结垢还与开采过程中同时产生的烃类气体和地层盐水有关，随着生产管柱中静水压力的减下，烃类气体的体积增大，温度较高的盐水发生蒸发，从而使得剩余水中溶解离子的浓度超过矿物质的溶度积而引起结垢。
2 影响结垢的因素
2.1 温度对结垢的影响。温度对结垢的影响主要改变易结垢盐类的溶解度。盐类垢中以碳酸盐为主，当温度升高时， Ca（HCO3）2分解，产生CaCO3结垢。埕岛中心二号平台原油外输的温度为60℃，各种垢的溶解度含量比较大，可以适当增加原油外输的温度，减小各种垢的溶解度，减缓垢的生成。同时温度也会影响细菌的繁殖速度，各类细菌对温度的要求不同，大部分细菌的最佳适宜温度为（20～40）℃左右。提升外输温度，抑制细菌的繁殖，对管道的腐蚀也随之变小，降低腐蚀垢的生产速率。
2.2 压力对结垢的影响。压力对CaCO3、CaSO4、BaSO4结垢均有影响。CaCO3结垢有气体参加反应，压力对其影响相对较大。压力降低，可以促使结垢。在管线输送的过程中，压力一般都是降低的，因此结垢呈现上升的趋势。可在污水回注的过程中分段增加输送压力，确保保持较高压力输送，抑制垢的形成。
2.3 流速对结垢的影响。污垢增长率随着流体速度增大而减小。流速降低时，介质中携带的固体颗粒和微生物排泄物沉积概率增大，管道结垢的概率也明显加大，特别是在结垢突变的部位。选择适当流速，控制管道结垢相对速度。
2.4 PH值对结垢的影响。介质PH值的确定，需要同时考虑这两方面问题来选择合适的PH值，推荐范围为6.5～8.0。投加少量的酸性物质，抑制垢的形成。
3 结垢对污水集输管网危害
（1）结垢可以导致地层、井下工具堵塞，油井不能正常生产。目前，埕岛油田馆陶组油藏注入水、油井平均总矿化度缓慢上升。水溶液中有大量的Ca2+离子和碳酸盐离子 （包括CO32-+HCO3-+H2CO3）存在。反映在油井上比较明显表现就是当污垢堵塞滤砂管、泵吸入口时，泵不进液，油井欠载，当污垢进入离心泵时阻挡叶轮，油井过载，严重时导致电流过高电缆击穿，短路停机。（2）设备内部的结垢易增加设备的磨损程度，缩短设备使用年限。造成离心泵磨损主要原因在于泵叶轮高速旋转的情况下，极易造成叶轮表面结垢脱落，小颗粒的垢打在高速旋转的叶轮上，损坏叶轮的表面；大颗粒的垢顺着流体运行，在叶轮与泵腔的接触部造成对叶轮的磨损，从而缩短设备的使用年限。（3）结垢导致污水处理系统部分流程阀门锈死，无法实现调节功能。污水处理系统部分流程阀门因结垢而导致阀门不能正常开关，无法实现调节的功能。埕岛中心二号平台两台三相分离器污水出口管线气动隔膜阀、水出口调节阀因结垢导致不能正常开关，无法实现对出水水量的调节。平台对此拆除1#、2#三相分离器污水出水管线，改用备用流程管线，导致自动化监控微机无法监控污水出口流量，给值班人员进行污水系统的调节带来很大的困难。（4）结垢造成管道管线缩径，增加管道内部污水流动阻力。埕岛中心二号平台三相分离器污水出口管线结垢拆除时垢的附着厚度达到（2～3）cm，污水流通的截面积明显变小，降低整个污水处理系统的流量与处理效率。综上所述，结垢给海上原油生产带来诸多不利的因素。
4 结垢预防
埕岛油田污水集输管网结垢现象日益严重，严重制约海上原油生产。目前埕岛中心二号平台积极采取措施应对污水系统结垢问题，主要采取化学除垢、物理除垢、特殊工艺除垢等方法抑制垢的生长。
4.1 化学除垢方法。化学除垢方法主要是在油田采出污水中适当的加入盐酸等酸液，将污水的PH值降至6.5～7.2之间，抑制碱性垢生产条件，阻止或减少无机盐在溶液和流体通道壁上的结晶沉淀，从而达到阻垢的目的。其机理主要为：a、稀释作用；b、增溶作用；c、分散作用；d、静电斥力作用；e、晶体略变作用；f、去活化作用。埕岛中心二号平台分别在污水处理管网、注水管网上分别投加缓蚀阻垢剂，抑制垢在管道和设备的生产速率。
4.2 物理除垢方法。物理法防垢是通过某种作用阻止无机盐沉积于系统壁上，同时允许无机盐在溶液中形成晶核甚至结晶，但要求这种结晶悬浮于溶液中而不粘附于系统的器壁上。埕岛中心二号平台针对性的在三相分离器污水出口管线处安装TPCG变频电磁阻除垢装置，减缓污水出口管线及阀门表面的垢生长速率。其机理主要为：流体中的物质分子和颗粒产生共振，悬浮在水中钙离子、镁离子、碳酸根离子等相互碰撞，其使其表面不带电荷，不能吸附在管道上；同时极微小的水分子可以渗透、包围、疏松、溶解、去除管道或阀门表面的老垢，从而达到广域范围内的阻垢目的。
4.3其他方法。在污水集输管网上建立完善的结垢监测系统，定期的安装腐蚀阻垢挂片，及时掌握垢的生长速率，以便采取新的措施工艺进行污水集输管网的防垢工作。埕岛中心二号平台针对性的在1#、2#三相分離器污水出口管线上安装腐蚀结垢检测装置，及时监控垢生长情况。
参考文献：
[1] 梁立民.埕岛油田油井结垢分析及防垢技术研究.第十一届渤海湾浅（滩）海油气勘探开发工程技术研讨会，2006.
[2] 王富.埕岛油田含水原油管线运行状况分析.石油矿场机械，2OlO，39（4）：37～42.
关键词：结垢机理； 结垢成因 ；防垢措施
前 言
埕岛油田污水集输管网投产运行至今，主要由油井产液、油水分离、污水处理，污水回注流程组成。埕岛中心二号平台污水处理系统于2010年7月投产，系统由一座污水接收罐、四台污水提升泵、四台水力旋流器、四座纤维球过滤器、加药罐及反冲洗水接收罐等组成。肩负着海洋采油厂海二生产管理区外输原油分水的重任。该系统现处理井组来液10500m3/d，回注污水4000 m3/d。污水系统投运三个多月三相分离器出水流程管线、水力旋流管、纤维球过滤器筛管、污水提升泵及注水泵泵腔出现比较严重的结垢现象。结垢会引起设备和管道局部垢下腐蚀，并且为SRB细菌的繁殖提供有利条件。同时，结垢还会使缓蚀剂与金属表面难以接触成膜，大大降低缓蚀效果，加重设备和管道的腐蚀，甚至引起系统流程腐蚀穿孔，使管道报废。管道结晶的垢沉积还会降低水流截面积，增大水流阻力和输送能量，大大增加生产能耗。结垢还会堵塞水力旋流器旋流管、纤维球过滤器筛管，造成整个污水集输管网系统憋压，影响污水正常运行。以上各方面综合作用的结果会造成未来污水系统清洗作业、站内管道更换频繁，势必会影响到海上污水集输流程的正常生产秩序，增加维修和生产成本。
1结垢机理
1.1 不配伍混合引发的结垢。不配伍的注入水与地层水混合可引发结垢。导致结垢的原因是不配伍的注入水与地层水混合引发的结垢，结垢类型为碳酸盐和硫酸盐垢。同时埕岛油田原油中泥质含量较高，也是导致结垢的原因所在。
1.2 自动结垢。油藏内水与油共存，各种采油工艺的实施不可避免的导致平衡状态的改变。如果这种变化使得流体组分超过某种矿物质的溶解度极限，就会形成结垢沉积，硫酸盐和碳酸盐会在开发的过程中由于压力温度的变化，或者流体受到阻碍而沉积，高矿化度盐水的温度大幅下降会导致卤化物结晶沉淀。
1.3 蒸气引发的结垢。结垢还与开采过程中同时产生的烃类气体和地层盐水有关，随着生产管柱中静水压力的减下，烃类气体的体积增大，温度较高的盐水发生蒸发，从而使得剩余水中溶解离子的浓度超过矿物质的溶度积而引起结垢。
2 影响结垢的因素
2.1 温度对结垢的影响。温度对结垢的影响主要改变易结垢盐类的溶解度。盐类垢中以碳酸盐为主，当温度升高时， Ca（HCO3）2分解，产生CaCO3结垢。埕岛中心二号平台原油外输的温度为60℃，各种垢的溶解度含量比较大，可以适当增加原油外输的温度，减小各种垢的溶解度，减缓垢的生成。同时温度也会影响细菌的繁殖速度，各类细菌对温度的要求不同，大部分细菌的最佳适宜温度为（20～40）℃左右。提升外输温度，抑制细菌的繁殖，对管道的腐蚀也随之变小，降低腐蚀垢的生产速率。
2.2 压力对结垢的影响。压力对CaCO3、CaSO4、BaSO4结垢均有影响。CaCO3结垢有气体参加反应，压力对其影响相对较大。压力降低，可以促使结垢。在管线输送的过程中，压力一般都是降低的，因此结垢呈现上升的趋势。可在污水回注的过程中分段增加输送压力，确保保持较高压力输送，抑制垢的形成。
2.3 流速对结垢的影响。污垢增长率随着流体速度增大而减小。流速降低时，介质中携带的固体颗粒和微生物排泄物沉积概率增大，管道结垢的概率也明显加大，特别是在结垢突变的部位。选择适当流速，控制管道结垢相对速度。
2.4 PH值对结垢的影响。介质PH值的确定，需要同时考虑这两方面问题来选择合适的PH值，推荐范围为6.5～8.0。投加少量的酸性物质，抑制垢的形成。
3 结垢对污水集输管网危害
（1）结垢可以导致地层、井下工具堵塞，油井不能正常生产。目前，埕岛油田馆陶组油藏注入水、油井平均总矿化度缓慢上升。水溶液中有大量的Ca2+离子和碳酸盐离子 （包括CO32-+HCO3-+H2CO3）存在。反映在油井上比较明显表现就是当污垢堵塞滤砂管、泵吸入口时，泵不进液，油井欠载，当污垢进入离心泵时阻挡叶轮，油井过载，严重时导致电流过高电缆击穿，短路停机。（2）设备内部的结垢易增加设备的磨损程度，缩短设备使用年限。造成离心泵磨损主要原因在于泵叶轮高速旋转的情况下，极易造成叶轮表面结垢脱落，小颗粒的垢打在高速旋转的叶轮上，损坏叶轮的表面；大颗粒的垢顺着流体运行，在叶轮与泵腔的接触部造成对叶轮的磨损，从而缩短设备的使用年限。（3）结垢导致污水处理系统部分流程阀门锈死，无法实现调节功能。污水处理系统部分流程阀门因结垢而导致阀门不能正常开关，无法实现调节的功能。埕岛中心二号平台两台三相分离器污水出口管线气动隔膜阀、水出口调节阀因结垢导致不能正常开关，无法实现对出水水量的调节。平台对此拆除1#、2#三相分离器污水出水管线，改用备用流程管线，导致自动化监控微机无法监控污水出口流量，给值班人员进行污水系统的调节带来很大的困难。（4）结垢造成管道管线缩径，增加管道内部污水流动阻力。埕岛中心二号平台三相分离器污水出口管线结垢拆除时垢的附着厚度达到（2～3）cm，污水流通的截面积明显变小，降低整个污水处理系统的流量与处理效率。综上所述，结垢给海上原油生产带来诸多不利的因素。
4 结垢预防
埕岛油田污水集输管网结垢现象日益严重，严重制约海上原油生产。目前埕岛中心二号平台积极采取措施应对污水系统结垢问题，主要采取化学除垢、物理除垢、特殊工艺除垢等方法抑制垢的生长。
4.1 化学除垢方法。化学除垢方法主要是在油田采出污水中适当的加入盐酸等酸液，将污水的PH值降至6.5～7.2之间，抑制碱性垢生产条件，阻止或减少无机盐在溶液和流体通道壁上的结晶沉淀，从而达到阻垢的目的。其机理主要为：a、稀释作用；b、增溶作用；c、分散作用；d、静电斥力作用；e、晶体略变作用；f、去活化作用。埕岛中心二号平台分别在污水处理管网、注水管网上分别投加缓蚀阻垢剂，抑制垢在管道和设备的生产速率。
4.2 物理除垢方法。物理法防垢是通过某种作用阻止无机盐沉积于系统壁上，同时允许无机盐在溶液中形成晶核甚至结晶，但要求这种结晶悬浮于溶液中而不粘附于系统的器壁上。埕岛中心二号平台针对性的在三相分离器污水出口管线处安装TPCG变频电磁阻除垢装置，减缓污水出口管线及阀门表面的垢生长速率。其机理主要为：流体中的物质分子和颗粒产生共振，悬浮在水中钙离子、镁离子、碳酸根离子等相互碰撞，其使其表面不带电荷，不能吸附在管道上；同时极微小的水分子可以渗透、包围、疏松、溶解、去除管道或阀门表面的老垢，从而达到广域范围内的阻垢目的。
4.3其他方法。在污水集输管网上建立完善的结垢监测系统，定期的安装腐蚀阻垢挂片，及时掌握垢的生长速率，以便采取新的措施工艺进行污水集输管网的防垢工作。埕岛中心二号平台针对性的在1#、2#三相分離器污水出口管线上安装腐蚀结垢检测装置，及时监控垢生长情况。
参考文献：
[1] 梁立民.埕岛油田油井结垢分析及防垢技术研究.第十一届渤海湾浅（滩）海油气勘探开发工程技术研讨会，2006.
[2] 王富.埕岛油田含水原油管线运行状况分析.石油矿场机械，2OlO，39（4）：37～42.