某油田原油分離器水相出口管線防垢新思路

王 波，安高君，李 浩，鄭 武

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業公司 天津300457)

1 油田結垢問題概述

某海上油田投產將近 10年，油田綜合含水目前已達 72%，且產出的地下水礦化度高，在原油處理流程分離器水相管線、調節閥處存在不同程度的結垢現象。如圖 1所示，油田原油二級分離器于 2016年12月27日出現水相出口回摻水泵入口壓力降低，分離器油水界面居高不下無法調節的現象，經過拆卸發現，水相整條管線都出現不同程度的結垢現象，嚴重降低了原油二級分離器的處理能力，平臺組織人力對該條管線進行了機械切割除垢。

2017年6月，為了鞏固機械除垢效果，通過外委對該條管線進行了酸洗除垢。在 2018年再次出現泵入口壓力下降的故障現象，同年 8月 22日，申請停產檢修，將靠近分離器罐體、不可隔離的管線進行了拆卸除垢，同時拆卸 2016年切割段管道，觀察結垢情況是否得到緩解。如圖 2所示，通過拆卸發現，罐入口段結垢非常嚴重，雖然經過 2016年機械除垢和2017年酸洗的管道，管壁依然存在輕微結垢現象，問題并未得到根本性解決。

圖1 原油二級分離器水相出口管線結垢Fig.1 Scaling of water phase outlet pipeline of crude oil second separator

圖2 2018年垢樣實拍Fig.2 Real photos of scale samples in 2018

2017年6月原油一級分離器出口調節閥開度接近 90%，查閱調節閥流通量，判斷該閥出現堵塞。經過拆卸檢查，發現閥芯堵塞嚴重，清洗后閥開度從90%降至25%，見圖3。

圖3 原油一級分離器水相出口調節閥開度曲線Fig.3 Opening curve of water phase outlet control valve of crude oil primary separator

2 結垢因素分析

2.1 垢樣分析

針對 2016年 12月底原油二級分離器水相出口嚴重結垢堵塞的情況，平臺委托對原油二級分離器、原油一級分離器水相垢樣進行了化驗分析，結果如表1、2所示。垢樣最主要的成分為碳酸鈣，鈣含量占垢樣的質量分數接近50%。

2.2 水樣分析

2.2.1 地下水分析

油田生產水主要產自沙三段，約占生產水的90%，其中沙三段油井又以 A15井和 A24井為突出代表，兩口井的生產水接近 800m3/d。如表 3所示，沙三段生產水礦化度高，水型為 NaHCO3型，成垢陽離子Ca2+、Mg2+適中，而成垢陰離子含量非常高。因此，生產水本身也具有一定結垢可能，A15井地面流程單流閥就出現過結垢堵塞的現象，如圖4，與分析相符合。

表1 樣本信息Tab.1 Sample information

表2 檢測項目及檢測結果Tab.2 Test items and results

表3 A15井水樣分析Tab.3 Water sample analysis of oil well A15

圖4 A15井結垢實例Fig.4 Scaling of pipeline in oil well A15

2.2.2 水源井水分析

原油分離器中水源井水組分來自于反洗水，通過化驗數據分析，可知水源井水水型為 CaCl2型，成垢陽離子Ca2+、Mg2+含量非常高，而成垢陰離子含量則非常低，見表4。

表4 水源井水樣分析Tab.4 Water sample analysis of water well

2.3 生產水和水源井水混合后結垢趨勢分析

根據SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測》采用 Stiff和 Davis經驗(SI)法、穩定指數(SAI)法、飽和系數法及 PTB結垢程度預測法，對油田館陶組水源井水與沙三段地層水進行碳酸鹽垢預測。

結垢指數(SI)是描述水樣是否結 CaCO3垢的指標。若 SI＜0，CaCO3未飽和，不結垢；若 SI＞0，可能結垢。從圖 5 SI值與預測溫度及混合水比例變化關系可以看出，在預測溫度范圍(40～80℃)內，A16井館陶組水源井水與沙三段地層水不同比例混合后 SI均大于0，說明CaCO3已飽和，有可能結垢。且SI值隨著溫度的升高而增大，也即結垢能力隨著溫度的升高而增強。同一溫度下，單一館陶組水源井水 SI值最小，與沙三段地層水混合后，SI值逐漸增大，在混合比例 1∶2～1∶3時出現最大值，即結垢能力最大。

SAI為穩定指數，是描述水樣 CaCO3結垢能力的數值。具體評價標準：SAI＝4.5～5.0為嚴重結垢；SAI＝5.0～6.0為輕度結垢；SAI＝6.0～7.0為輕微結垢或腐蝕；SAI＝7.0～7.5時輕度腐蝕；SAI＞7.5時嚴重腐蝕。從圖6可以看出，溫度為80℃時，單一水源井水、沙三段地層水以及二者不同比例混合水的SAI值均小于5.0，為嚴重結垢程度，且水源井水與地層水比例為1∶2～1∶3時，SAI值最小，結垢能力最大。隨著溫度的降低，SAI值有所增大，即結垢能力有所減小。溫度為 70、60℃時，水源井水與沙三段地層水比例在 5∶1～0∶1，SAI均在 5.0以下，有嚴重結垢趨勢。溫度為 50℃時，水源井水與地層水比例為 3∶1～1∶7，SAI在 5.0以下，有嚴重結垢趨勢，其他比例 SAI值在 5.0～6.0，有輕度結垢趨勢。溫度低于50℃時，SAI各比例混合水SAI值在5.0～6.0，有輕度結垢趨勢。

圖5 SI與溫度的變化關系曲線Fig.5 Relationship curve of scaling index with temperature change

圖6 SAI與溫度的變化關系曲線Fig.6 Relationship curve of saturation index with temperature change

如圖7所示，以CaCO3垢最大結垢量來判斷，水源井水與沙三段地層水混合后，在 5∶1～3∶1時，CaCO3最大結垢量逐漸增大，混合水比例在 2∶1～1∶7時，CaCO3最大結垢量隨沙三段地層水比例增大而降低。在混合比例1∶3時，出現最大峰值，且隨溫度升高，最大結垢量也隨之增加。溫度為 80℃、混合比例為 1∶3時，CaCO3最大結垢量可達566.7mg/L，相比混合前的單一水源井水、沙三段地層水最大結垢量增加了近 400mg/L。因此，以水源井為注入水，會對沙三段油藏近井地帶造成嚴重的結垢堵塞。

圖7 CaCO3最大結垢量與溫度的變化關系曲線Fig.7 Relationship curve of CaCO3 maximum scaling with temperature change

PTB值是描述水體CaCO3結垢程度的另一種表述。當 PTB＜0時，無垢；0＜PTB＜100時，小量垢；100＜PTB＜250時，垢多且硬；PTB＞250時，結垢極其嚴重。圖8為結垢程度PTB值與溫度及混合比例的關系圖，由圖可知，當A16井館陶組水源井水與沙三段地層水以不同比例混合后，PTB值均高于未混合前的單一水源井水以及沙三段地層水。在混合比例為 5∶1～1∶3，PTB值大于 100，結垢程度為垢多且硬，混合水比例為 3∶1時出現最大值，隨著地層水比例的升高，PTB值進一步降低。當混合水比例達到 1∶5～1∶7時，PTB 值小于 100，結垢程度為少量垢。

綜上可知，無論哪種比例混合，都有結垢可能，在原油二級分離器的高溫低壓環境，結垢能夠達到最大化，這也是為什么原油一級分離器水相結垢程度輕，原油二級分離器水相結垢程度嚴重的主要原因。

3 防垢措施

通過分析，發現了油田原油分離器管線結垢的原因，只有避免沙三段生產水和水源井水混合后進入原油分離器，不讓生產水中高濃度的HCO3-、CO32-等成垢陰離子和水源井水中高濃度的 Ca2+等成垢陽離子結合，才能真正地遏制住原油分離器的水相結垢。結合油田實際，平臺采取了以下措施。

3.1 避免生產水和水源井水混合進入原油分離器

水源井水進入原油分離器的途徑，為核桃殼反洗污水轉液進入原油流程，通過大量實驗，反洗污水直接進入污水處理系統，不會對水質處理造成影響。因此，反洗污水流程經過優化，調整至生產水除氣罐入口，可從根本上避免水源井水和生產水混合進入原油分離器，也就阻斷了水源井水的成垢陰離子和生產水成垢陽離子的結合。

3.2 控制進入原油二級分離器的水量

因為沙三段地下水自身的各種離子成分，也有結垢的可能性，且污水系統各設備收油、排底水等操作，少量的水源井水還是會通過污油泵、閉排泵進入原油處理系統。對于原油二級分離器來說，只要降低了進入原油二級分離器的水量，也就從總量上降低了各種成垢離子濃度。通過投用和調試原油二級分離器水室調節閥，同時結合原油一級分離器水腿的調節，讓進入原油二級分離器的原油含水率從 20%降至5%，從而進入原油二級分離器的水從200m3/d減少到大約40m3/d。在總體上，控制了原油二級分離器各種成垢離子的濃度。

3.3 優化藥劑注入流程

原防垢劑注入流程只是從污水處理第一級開始注入，而從井口到原油分離器出口，都沒有防垢劑注入。因此原油分離器分離出的水是不含防垢劑的。雖然原油一級分離器的壓力和溫度對成垢不是有利條件，但是在水相調節閥處，也容易結垢。通過對防垢劑進行重新選型，確定了能夠同時滿足油相和水相注入的防垢劑 BHF-16，注入到生產管匯，讓原油分離器中的生產水中含有防垢劑而減緩結垢。

3.4 調整原油二級分離器的溫度

原油二級分離器的溫度受海管原油外輸溫度的制約，可調整的范圍很小。根據結垢的趨勢預測圖，溫度越低越有利于緩解結垢，操作班組將原油二級分離器的溫度從70℃調至67℃。

4 應用效果及結論

2018年12月項目完成前，對原油分離器水相出口管線先后進行了2次機械除垢，1次申請停產檢修專項除垢，不但造成的人力物力以及產量損失是巨大的，且可能出現重復性工作，是制約油田穩定生產的頑疾。采取上述措施后，原油一級分離器水相出口調節閥拆卸清洗頻率從每季度1次降低到1年1次，之前原油一級分離器至原油二級分離器之間的原油加熱器清洗頻率也從 1年 1次外委清洗，降低至 2年1次清洗。通過定期拆卸管道檢查，各原油分離器水相出口管線內部結垢趨勢也得到了緩解。

本油田打破傳統的防垢方式，屬于一種創新的防垢思維，也為其他油田在類似問題處理方面提供了理論依據和實踐經驗。