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8 X 104～16 X 104mg／L。
管垢样为黑、褐残渣且略显磁性。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
2．酸洗除垢剂室内试验
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℃)
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
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。
cn-m表3 残酸浓度测定
火车鹤管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)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30～120 m3，各井平均注水量提高了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
5．结束语
1)回注污水的注水井管线容易结垢，当垢厚度达到一定值时严重影响正常注水，采用酸洗化学除垢工艺简单、见效快、费用低。
家用电动绞肉机2)清洗地面管线时，任何一种溶剂与溶解的物质形成饱和溶液都需要一定的时间，为使处理有效，就需要与垢表面有一定的接触时间。如果酸从一端泵入，而没有与要溶解的物质充分反应就从另一端排出时，就可能使酸在管线中停留时间过短。应把泵送速度放陧，在某些情况下，甚至有必要停止泵送，以便延长管内溶液浸泡时间。
3)现场除垢过程中，由于盐酸溶解铁化合物，使用时必须加阻蚀剂，以防管道金属
的腐蚀，还要加一种铁的多价整合剂，以阻止铁再次发生沉淀。
注水管线（文南油田）防污染清洗技术研究探讨
汉语拼音卡片针对文南油田注水管线内壁结垢对油田注水的危害，以及管线清洗过程中存在的环境污染和硫化氢中毒问题，分析消除硫化氢的反应机理，研究抑硫清洗剂，改进管线清洗工艺，开发注水管线防污染清洗技术，在推广应用中取得了较好的环保效果。
1.1注水管线结垢状况
文南油田现有注水干线6条、支线45条、单井管线230条，总长度135.2km。注水管线结垢非常严重，1997年底注水管线内壁结垢厚度为5~15mm，经垢样分析，FeS含量占40%以上。
1.2注水管线常规清洗机理
因注水管网参数变化较大，现场均采用化学方式进行清洗，清洗剂主要成分为盐酸。其化学方程式为：
FeS+2HCl=FeCl2+H2S↑
CaCO3+2HCl= CaCl2+ H2O+CO2↑
1.3存在的问题
a) 管线结垢形成垢下腐蚀，水质不断恶化、注水管网压降损失增大。
b) 清洗过程中所产生的大量残酸溶液对水土污染严重，并污染大气。
c) 清洗过程中硫化氢为剧毒物质，威胁施工人员的生命安全，据统计自实施管线清洗措
施以来已发生6人中毒事故。
2.1研究开发的思路
在注水管线清洗过程中，因硫化氢在水中存在电离平衡，随着溶垢反应的不断进行，S2-数量急剧增加，导致硫化氢气体大量生成，为此，对硫化氢抑制技术进行了专项研究，抑制硫化氢的主要途径是
控制溶液中S2-的数量。因此，开发抑硫清洗剂的主要思路有两个：
一是保持S2-价位不变。有选择性地加入一种金属化合物，与S2-反应生成该金属的硫化物沉淀，如：
S2-+Zn2+=ZnS↓
二是加入氧化剂促使S2-转化为S6+，如：
5S2-+8ClO2+4H2O=5SO2-4+8Cl-8H+
因思路一反应生成物仍为沉淀，不适于管线清洗。因此，硫化氢抑制剂主要以思路二为依据，并以二氧化氯为主要原料进行配制和筛选。
2.2试验过程
酸洗工艺a) 配制三种常规清洗剂：
清洗剂A：10%HCl+1%缓蚀剂+0.5%活性剂。
清洗剂B：12%HCl+0.5%缓蚀剂+0.5%活性剂+0.3%HF。
清洗剂C：12%HCl+0.5%缓蚀剂+0.3%活性剂+0.5%HF。
b)配制两组硫化氢抑制剂：
MF-1：ClO2+缓蚀剂+稳定剂+活化剂
MF-2：ClO2+缓蚀剂+稳定剂
c)垢样若干，采集于采油四厂北二注水干线。
d)试验过程中，分别取不同数量的MF-1、MF-2与A、B、C、三种清洗剂复配，再与垢样进行反应，硫化氢气体数量采用测硫管测试。
2.3试验结果
试验结果见表1、表2。通过分析实验数据可得出以下结论，（1）MF-1对硫化氢气体有较强的抑制作用，且优于MF-2。（2）清洗剂加入MF-1以后，溶垢率基本不变，而加入MF-2以后，溶垢率呈明显下降趋势，说明MF-1与清垢剂的配伍性优于MF-2。
表1 清洗剂与不同数量MF-1复配后的溶垢的反应
清洗剂种类
垢样质量g微绿球藻
复配液成分，ml/清洗剂MF-1
硫化氢生成量，mg/1
溶垢率，%
测硫管显示颜
清
洗
剂
A
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