含硫注水管道清洗除垢技术应用与推广

杨永彬，魏友国，毕晶晶

中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000

含硫注水管道清洗除垢技术应用与推广

杨永彬，魏友国，毕晶晶

中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000

针对塔中油田几条注水干线结垢和内腐蚀严重的问题，进行了结垢与内腐蚀之间的影响机理研究和清洗药剂配方试验，并多次应用酸洗除垢技术对塔中油田数条注水管道（包括支线）进行了清洗作业，均取得良好效果。

含硫注水管道；酸洗；除垢；药剂配方

1 塔中油田注水管网情况简介

塔里木油田塔中作业区注水系统于 1997 年投运，设计注水压力 25 MPa，注入水采用油田污水处理系统处理后污水，目前日注水量平均 2 300 m3/d，总矿化度（8～10）万 mg/L，pH 平均值 6.0，含有少量硫化物，呈弱酸性。注水系统简要工艺流程见图1。

图1 注水系统工艺流程示意

其中 1#注水干线分三段，规格分别为D 273×22 、D 168×14和D114×10 ，总长8 500 m；2#注水干线规格分为 D 273×22和D 219×18，总长4 500 m。由于投用时间长，水质矿化度高和含硫化物等因素，油田注水系统尤其是注水干线结垢严重；另外近年来腐蚀穿孔刺漏现象日益严重，2011 年仅注水干线刺漏就达到76次，给安全生产带来巨大隐患。

2 注水水质和结垢危害

2.1 注水水质（见表1）

表1 用于回注的处理后污水各项指标（2012年12月数据）

由表1可见，塔中油田用于回注的处理后污水为氯化钙型，总矿化度极高，其中氯离子、钙镁离子、硫酸根离子、悬浮物和钾钠离子含量大多超标，会直接导致管内结垢和腐蚀。根据注水水质分析结果推断注水系统结垢分为两类：一类是因为钙离子浓度过高，加之水中碳酸氢根浓度较高，产生的结垢主要成分为碳酸钙；另一类为硫化亚铁腐蚀结垢。

2.2 结垢危害

2.2.1 管阻增大管阻增大问题可以从管道工作压力的变化反映出来。对于结垢管道，向注水泵出口的 1#注水干线注入酸液 300 kg/min,初期管道压力 2.1 MPa，泵车压力 2.6 MPa，随着酸液的泵入，压力逐渐降低，同等排量泵入顶替液 40 m³时，管道压力降低为 1.1 MPa，泵车压力 1.5 MPa，压力下降明显。这说明清洗前污垢堵塞了管道，使管道压力升高。

2.2.2 因结垢导致水质二次污染

从注水站出发的处理后污水通过注水干线在回注过程中，悬浮物、腐蚀速率、含油量和总矿化度等都明显增加，见表2。

表2 注水干线结垢对注入水水质的二次污染（2012年12月数据）

原因在于：注水干线内存在严重结垢与腐蚀产物，结垢下层还存有垢下腐蚀产物，腐蚀产物和油膜在水流冲刷作用下会不断脱落，增加水质悬浮物和含油量；水质被污染后，细菌数量增加，金属管材均匀腐蚀速率同时增加。

3 塔中油田酸洗技术应用概况

为解决塔中油田几条注水干线结垢和内腐蚀严重的问题，设立可循环的封闭系统，采用管道循环法，用酸性清洗药剂现场浸泡循环，然后应用清水循环清洗等手段，逐渐消除溶解或粉碎肢解管道内部结垢；酸洗后的带垢残液经回收后集中进行无害处理。

3.1 结垢成分与结垢原因分析

3.1.1 结垢成分试验分析

2010 年 4 月进行注水干线第一次清洗作业时，将1#注水干线切断作目视检测，干线内结垢环形厚度70～75mm，敲击下来呈块状，松软，内部为红褐色，外表部分被污油覆盖，有腐臭味。分别在1#和2#注水干线各取垢样 20 g，立即密封，编号分别为 1#垢样和 2#垢样，用石油醚清洗油污后采用原子发射光谱法对两垢样中的金属原子进行定性分析，结果表明 1#与 2#垢样组成成分类似，主要成分为碳酸钙，可归结为水垢，化验成分见表3。

表3 注水干线结垢试验分析结果

在 4 种主要垢样成分中，钠和铬成盐后溶解度较高，不是结垢的主要原因，它们是垢样夹杂的元素。

从分析试验结果可以看出塔中 1#和 2#注水干线内的堵塞物主要是碳酸钙、硫化亚铁腐蚀产物和污油，同时含一定泥沙，堵塞管道主要原因是污水处理系统老化，注入水处理不达标。

3.1.2 结垢影响因素分析

碳酸盐垢的结垢过程主要受温度、pH 值、压力、结晶动力学、流体动力学等因素的影响，其中温度主要影响碳酸钙在水中的溶解度，注水干线管道温度为 50 ～ 60 ℃。

本次试验主要考察温度和 pH 值对管道结垢的影响。以 1#垢样为例，固定其他条件，分别改变温度和 pH 值，进行对比试验，分析不同温度和不同 pH 值条件下注水系统结垢变化趋势，试验结果分别见表4和表5。由试验结果可以得到结垢的影响规律：随着温度和 pH 值的升高，水样的原始硬度减小，即成垢离子含量降低，说明结垢趋于严重，即水温越高，pH 值越大，结垢趋势越大。

表4 回注水结垢量随温度的变化

表5 回注水结垢量随 pH 值的变化

另外流速、流态、集输压力对结垢也有影响。

Ca(HCO3)2→ CaCO3↓+ CO2↑ + H2O 为影响结垢的平衡反应式，若流速突然加大，引起局部脱气，使CO2分压降低，上式平衡向右移动，引起 CaCO3结垢，一旦压力降低，二氧化碳溢出，使化学平衡向右移动，生成 CaCO3垢；输送过程中离子的饱和状态改变,会导致成垢离子结晶析出；管道结垢后，管径缩小、阻力增大，特别在弯头处结垢严重，出现截流现象，造成前端干线压力升高，压力对 CaCO3、CaSO4、BaSO4结垢均有影响，在管道输送过程中,集输压力一般都是降低的，因此后端结垢呈上升趋势。

3.2 清洗药剂

3.2.1 腐蚀性试验

该注水管道材质为 20#无缝钢管，为确保将酸性清洗药剂对管材的腐蚀作用降到最低，必须事先选取相同材质以及低合金油管等多种钢片做腐蚀对比试验。结果见表6。

表6 酸性溶液对钢片腐蚀速率的测试结果

3.2.2 溶垢率测试

（1）取两片质量相同且形状类似的垢样各 5 g，分别放入 100 mL 10% 盐酸溶液中和 100 mL 10% 氨基磺酸溶液中。

（2）试验观察与浓度调整：垢样与 10% 氨基磺酸溶液未见特别明显的反应，调整氨基磺酸体积分数到 17%时，50 min 后最大溶解率为 63.16%，同样质量的垢样在10% 盐酸中溶解时间为 7 min，有大量气体产生，反应剧烈，经鉴定为二氧化碳，同时有硫化氢臭味，剩余部分不溶物疏松，剥离后可冲洗清除。

试验证实，氨基磺酸不仅对管道的腐蚀性高于盐酸，且除垢效果也没有盐酸好；另外由于垢样油膜原因，在实际除垢液配方中增加了酸化用破乳剂以提高除垢效果，故在此选用 10% 盐酸 + 0.2% 缓蚀剂 + 1% 破乳剂作为清洗药剂液体。

3.3 浸泡酸洗和循环清洗

由于注水水质呈酸性，含有 S2-，结垢成分中含有一定量硫化物，在酸性溶液浸泡作用下会产生硫化氢气体，故在酸洗管道连接和清洗施工作业中务必做到管道连接无渗漏，严密监控放气点，监测硫化氢气体浓度和范围，警戒安全区域，同时落实液相排出口安全管理，严防硫化氢伤人。酸洗设备设施及工艺流程示意见图2。

图2 注水干线酸洗设备设施及工艺流程示意

3.4 酸洗作业施工主要步骤

（1）按要求配置清洗液，备足替液清水。

（2）检查排液点及气体排放点准备情况（备好点火火源）。

（3）按照工艺流程连接管道管件，并试压稳压 10 min。

（4）泵入酸性清洗液、浸泡、沿线排气（确定并控制泵压和排量）。

（5）清水替液、沿线排气，直至替液合格（最终出液 pH 值与注入点替液 pH 值相近，且无固体颗粒沉淀为合格），同时不间断回收废液。

（6）在被清洗管道沿线高点排气口排气卸压，直至管道内无压力。

（7）管道试压，试压值为管道原工作压力。

（8）须防范在清洗时出现穿孔，避免酸液和硫化氢气体泄漏的危害。

3.5 酸洗作业安全注意事项

（1）在各气相排放点和装液操作点须安装检测硫化氢、可燃气体检测仪，安装轴流风机，作业时做好有害气体浓度检测和通风工作。

（2）配备足够的正压式呼吸器，使操作人员安全地监测各排放点硫化氢浓度。

（3）排气点的点火处须有人监管，不得出现火灭现象。

（4）清洗过程中泵压若升高或下降过快，停泵检查沿线排气点和是否出现刺漏点。

（5）清洗液注入点须严密监视注水量和压力变化。

（6）沿线排气点开口需位于管段高点，按照时钟法位于12点钟位置，排气支管不可平放，以防气阻，排液支管与管道低点 6 点钟位置对接。

3.6 酸洗效果

以1#干线为例，其施工累计泵入清洗酸液 315 m3，泵入洁净顶替液 256 m3。酸洗效果较好，体现在以下几个方面：

（1）施工过程中压力下降，管道内结垢被清除完毕。

（2）清洗液与垢反应产生硫化氢气体体积为 2 600～3 000 m3，燃烧约 40 h，火焰 0.5 ～ 1.0 m。

（3）清洗出糊状污垢20车，约 550 m3。

（4）站内与站外单井注水压差减小。清洗前压差4～ 5 MPa，清洗后压差只有 0.8 MPa。

4 结束语

本次酸洗作业取得了良好的效果，有效提高了单井注水压力和水量，减缓了管道垢下腐蚀，改善了水质，有利于延长管道寿命。随后对该技术进行改进，并陆续应用到3台湾生活热水锅炉、阀门除垢、气体脱硫塔和单井油汽集输管道结垢等设备设施清洗作业中，效果极佳。

应用该项技术清洗除垢后水质指标全面达标，社会效益和经济效益明显，成熟可靠，简单适用，节能环保，特别适用于油气田注水管道、油气集输管道以及其他因高矿化度介质结垢设备的清理作业。

[1]韩丰泽，赵美刚，曲江涛，等.注水管线酸洗除垢技术应用 [J].新疆石油科技，2003,（3）：27-28.

[2]杨建华，南国立，王延海.注水管线酸洗除垢技术 [J].石油工程建设，1998,（2）：42-43.

Application of Cleaning and Scale Removing Techniques in Water Injection Pipeline Containing Sulphide

Yang Yongbin,Wei Youguo,Bi Jingjing
PetroChina Tarim Oilfield Company,Korla 841000,China

Aiming at the problems of severe scale deposit and corrosion in several water injection pipelines in Tazhong Oilfield,the research on influence mechanism between scaling and internal corrosion as well as the tests of cleaning agent formulas were carried out.The cleaning operations utilizing the techniques of acid washing and scale removing for several water injection pipelines（including branch pipelines）were implemented for many times and got good results.

water injection pipeline containing sulphide;acid washing;scale removing;agent formula

10.3969/j.issn.1001-2206.2014.01.013

杨永彬（1969-），男，四川泸县人，工程师，1991年毕业于重庆石油学校矿机专业，从事油田开发生产管理工作。

2013-07-07