原油污水管線結垢原因分析及防治

曲 直，郭東福，滿海強，張孝光，朱建才

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業公司 天津300452)

0 引 言

某海上油田注水水源分為 2種：一是地下水；二是經過油田污水系統處理的生產水。隨著油田進入中期開發階段，油田生產流程管線的內部結垢現象也逐步凸顯，嚴重影響了油田的后續生產開展，降低了油田生產流程的處理量，尤其是地下水與生產水接觸混合的部位結垢問題更為嚴重，對油田的安全生產構成了隱患。

1 水樣及垢樣分析

該海上油田由 1座井口平臺(WHPA)和 1座中心平臺(CEP)組成，2座平臺通過棧橋連接。WHPA平臺各油井生產的流體經油嘴節流后進入生產計量管匯，通過棧橋運輸至原油一級分離器、原油二級分離器進行油、氣、水三相分離，分離出的伴生氣輸送至伴生氣處理系統，分離出的合格原油經外輸泵增壓進入原油海底管線輸送至下游，分離出的生產水進入生產水處理系統，其生產流程如圖1所示。

地層水中富含易結垢的鹽離子(如碳酸鹽、硫酸鹽等)，在采油過程中由于環境因素的改變而破壞了原化學平衡，使垢物增加。垢物的主要成分以碳酸鈣為主，同時還混有少量的碳酸鋇、硫酸鈣等。

多種不相容的介質混合在一起，使多種結垢離子相互結合而生成垢物，常見垢物包括硫酸鋇和硫酸鍶等難溶性鹽類[1]。為此對油田的水樣以及垢樣進行化驗分析。

圖1 原油污水處理流程示意圖Fig.1 Schematic diagram of crude oil sewage treatment process

1.1 水樣分析

為了全面了解油田的水質情況，找出關鍵影響因素，我們對油田地下水和生產水的水樣均進行了詳細的化驗分析，所有分析方法均為國標或行業標準，這里不再詳細說明。對生產水樣進行多處取樣化驗，結果對比發現數據相差不大，水樣分析結果見表 1。由表中數據可知，地下水中鈣離子含量較高，而生產水中碳酸氫根離子含量較高。

表1 水樣分析結果Tab.1 Water sample analysis results

1.2 垢樣分析

流程中結垢較嚴重部位存在2處：一是在單井的出口管線；二是在原油二級分離器的水相出口管線。由于部分地下水通過流程轉至原油二級分離器中，在原油二級分離器內地下水和生產水發生混合接觸，故第二處管線結垢相對嚴重。其垢樣分析結果見表 2，可知垢的主要成分為碳酸鈣。

表2 垢樣分析結果Tab.2 Scale sample analysis results

2 結垢因素分析

2.1 油田水質的影響

由表2分析數據可知，垢樣成分以CaCO3為主，含部分MgCO3；而由表1水質分析數據可知，地下水樣中 Ca2+含量較高，生產水樣中 HCO3-含量較高。因此，二者在混合后會發生結垢的現象，這也是原油二級分離器處管線結垢的主要原因。

2.2 固體顆粒的影響

流程管線運行過程中，由于流體介質中可能存在形狀不規則的固體顆粒，在介質流速一定的條件下，其中的固體顆粒直徑越大，越容易附著在管道內壁，日積月累逐漸形成垢物。在本油田中，對管道內的流體介質進行取樣觀察后，未發現較明顯的顆粒物質，可以排除該因素的主要影響。

2.3 溫度的影響

溫度影響無機鹽垢在水中的溶解度。對于以CaSO4、BaSO4和 SrSO4為主的鹽類垢，主要是因為介質中的 SO42-與 Ca2+、Ba2+、Sr2+結合而生成難溶解沉淀[2]。圖 2是幾種易結垢鹽的溶解度曲線[3]。溫度升高還會導致Ca(HCO3)2分解生成碳酸鈣垢：

該油田原油二級分離器內流體介質溫度為70℃，從圖 2可知，在原油二級分離器內 CaCO3溶解性較差，結垢傾向較大，這一結果與油田現狀相符。

2.4 pH值的影響

當溶液中的 pH值較高時，碳酸鹽型的垢溶解度較低，從而析出沉淀、結垢；反之，溶液中的 pH 值降低，碳酸鹽型的垢溶解度上升，沉淀減少。對該油田管道中的水樣進行分析得出，其 pH 值為 7.43，對油田管道結垢的影響較小。

圖2 幾種易結垢鹽的溶解度曲線[3]Fig.2 Solubility curves of several easily scaleable salts

2.5 壓力的影響

由 2.3節中的化學反應式(1)可知，碳酸鹽結垢反應中有氣體生成，壓力小促使結垢反應正向進行。該油田的原油二級分離器為低壓容器設備，正常運行壓力穩定在 0.03MPa，而上一級的流程壓力為0.5MPa，壓降較大。這也是原油二級分離器處管線結垢的原因之一。

2.6 介質流速的影響

在條件一定的情況下，增加輸油管道介質的流速，能夠減少沉積物的含量，降低結垢速度；反之，則使介質中的微生物、固體顆粒等沉積物增多，導致結垢速度明顯增加。通過對其流程進行分析得知，原油二級分離器內介質通過輸送泵進行輸送，屬于流動狀態，因此對管線結垢影響較小。

3 結垢防治措施

隨著油田地面管線結垢程度加深，對油田的生產主要存在以下幾方面影響：使管道有效直徑變小，影響流體流量，嚴重時將使管道堵死，使生產難以正常進行[4]；閥門、調節閥等位置結垢將影響閥門的調節性能，損壞閥門等設備，結垢還會加速設備管線的內腐蝕，給安全環保帶來隱患；若結垢發生在熱交換器位置還會降低換熱效率。

3.1 結垢預防措施

3.1.1 防垢劑優選

根據各系統水樣的化驗結果，開展室內藥劑評選與效果評價工作，將優選出的藥劑進行現場試驗，逐步完成藥劑的評選工作，最終確認適用于油田的化學藥劑型號和濃度。

防垢劑的評選數據見表 3。相同注入濃度條件下，對比生產污水、水源井水及模擬注水的靜態防垢效果，防垢劑 BHF-16A效果優于 BHF-03，從而將防垢劑優選為BHF-16A。

表3 防垢劑靜態評價數據表Tab.3 Static evaluation data of scale inhibitor

3.1.2 防垢劑注入點調整

結合油田生產流程的特點對防垢劑的注入點進行了優化調整：一是由于地下水除砂器需定期排砂，將防垢劑水相注入點由地下水除砂器入口切換至生產水除氣罐入口，避免防垢劑隨排砂過程流失而減少注入；二是對原油管線增加防垢劑注入點，防止原油管線結垢。

3.1.3 生產流程優化

在上述水質分析中，已經得知地下水樣中 Ca2+含量較高，生產水樣中 CO32-含量較高，二者在混合后會發生結垢現象，而原油二級分離器運行溫度為70℃，這是導致原油二級分離器管線結垢嚴重的主要原因。因為需要保障原油的外輸溫度，無法對原有二級分離器溫度進行調整，所以對油田相關的生產流程進行了調整，將地下水反洗后的污水轉液流程由分離器調整至生產水除氣罐，目的是避免2種水源直接接觸，降低結垢速度。

3.2 結垢治理措施

3.2.1 化學除垢

化學除垢主要通過化學方法將垢物溶解清除，包括鰲合劑溶劑清洗、酸洗等，針對不同的垢物選擇不同的化學試劑。國外常用的除垢劑包括快速活性水轉化劑溶液、EDTA 除垢劑、次氮基三甲基磷酸、二烷基二硫等。國內常用的除垢劑包括 WS系列、CTI系列化學清洗劑等，每種化學除垢劑的除垢效果不盡相同[5]。

本油田油井 N井的管線結垢情況如圖 3所示，采油樹油嘴下游單流閥處結垢嚴重，使得油井地面管線有效管徑明顯變小，嚴重影響了油井的正常生產。對此，根據垢樣化驗結果進行試驗，優選酸液對結垢管線進行在線酸洗，通過化學除垢法進行管線解堵后，該油井生產運行狀態如圖4所示。

圖3 N井結垢情況現場示意圖Fig.3 Situation of scale in oil well N

圖4 N井酸洗前后回壓曲線圖Fig.4 N well wellhead pressure curve before and after acid pickling

3.2.2 機械除垢

機械除垢是通過機械工具對管線設備內污垢進行強力清除。在原油二級分離器水相出口管線、原油一級分離器水相出口 LV調節閥、加氣浮選器入口PV調節閥以及原油加熱器盤管等處，均將隔離拆卸后通過機械除垢的方式進行除垢。其中，原油加熱器盤管結垢情況圖 5所示，在一段時間積累情況下，加熱器內部盤管油污結垢嚴重，經過機械清除的方法后，如圖6所示，在同等條件下，調節閥開度由100%降至25%左右，加熱器效果得到顯著提升。

圖5 原油加熱器盤管結垢現場示意圖Fig.5 Situation of scale in oil heater

圖6 加熱器換熱效果對比圖Fig.6 Comparison chart of efficiency of oil heater

4 結 論

①該油田地面流程管線中所形成的垢，主要為碳酸鹽垢，以CaCO3為主，含部分MgCO3成分。

②該油田所使用的地下水中含有較高的 Ca2+，而生產水中含較高的HCO3-，兩者在油田流程中混合后會產生較嚴重的 CaCO3沉淀，這正是原油二級分離器處管線結垢嚴重的主要原因。

③由于原油二級分離器運行的溫度較高，且流程的壓降大，促進了原油二級分離器處管線結垢情況惡化，這是原油二級分離器處管線結垢的外部因素。

④持續優選防垢劑，優化防垢劑注入點的分布，將防垢范圍擴大，特別是易結垢點位要增加防垢劑注入點，提高油田防垢藥劑的處理能力。

⑤結合該油田流程特點，針對不同的結垢情況，因地制宜，通過生產流程優化、化學藥劑酸洗以及機械除垢等有效處理措施，解決了油田結垢的問題。此后仍需持續跟蹤防垢效果，做到預防為主、防治結合，以此來保證油田生產的安全穩定運行。