采油井摻水管線腐蝕結(jié)垢的原因分析及先導(dǎo)治理

宮艷紅 劉海霞 朱軍霞 王建軍 孫智強(qiáng) 鄭艷紅

（1.中國石油大港油田公司第三采油廠；2.中國石油華北油田公司）

大港油田南部油田開發(fā)已進(jìn)入中高含水期，油井含水率已達(dá)90%以上[1]。隨著油田采出液中含水量的上升，受環(huán)境因素、流體性質(zhì)等影響，地面管道腐蝕結(jié)垢現(xiàn)象逐漸嚴(yán)重，由于原油物性差，多數(shù)油井采用地面摻水伴熱生產(chǎn)，由于摻水溫度較高，使得摻水中的碳酸鈣反應(yīng)速度加快，氧化物成分增多，使摻水管線結(jié)垢，管道縮徑，流通橫截面積縮小，造成壓力損失和熱量損失增大[2]。由于摻水中還含有硫化物等腐蝕性成分，會直接腐蝕管線本體，嚴(yán)重時造成穿孔，每年由于腐蝕結(jié)垢造成的直接或間接損失是巨大的，故解決地面管道腐蝕結(jié)垢問題已經(jīng)成為油田開發(fā)中不容忽視的現(xiàn)實難題[3]。

1 摻水管線腐蝕結(jié)垢的原因

1.1 水質(zhì)因素

由于伴熱生產(chǎn)的摻水均為油井產(chǎn)出液的處理水，即油井產(chǎn)出的混合液輸送至聯(lián)合站進(jìn)行油水分離[4]，分離出來的水經(jīng)簡單處理成為摻水。由于原油儲存于巖層中，原油本身就存在一定量的含硫物質(zhì)和碳酸鈣成分，因此，從中分離出的摻水中必然會含有硫化物和鈣鎂鹽類，硫化物會直接造成管線腐蝕，而高礦化度特征也會使鈣鎂鹽類物質(zhì)會造成沉淀結(jié)垢，嚴(yán)重時導(dǎo)致管線失效[5-6]。由于伴熱摻水對溫度的要求達(dá)到60℃以上，而高溫會加快化學(xué)反應(yīng)速度，使得摻水管道的腐蝕或結(jié)垢速度加快。

1.2 管線因素

用于輸送的管線應(yīng)有防腐措施，但是由于管道的施工質(zhì)量欠佳導(dǎo)致防腐層損壞，管道的材質(zhì)不合格也會加速伴熱介質(zhì)對管道的腐蝕[7]；鋼管在加工過程中，其內(nèi)壁表面會形成一層很薄的鐵氧化物，會對內(nèi)壁的光潔度、親水性產(chǎn)生影響，同時架起附著結(jié)垢的“橋梁”。

2 摻水管線腐蝕結(jié)垢的防治措施

防止管線結(jié)垢的根本問題就是降低或分解伴摻介質(zhì)內(nèi)碳酸鈣的含量，減少沉淀物。通過實驗證明，緩蝕阻垢劑對防止管道腐蝕結(jié)垢有良好的效果[8]。因為緩釋阻垢劑呈弱酸性，而碳酸鈣呈弱堿性，緩釋阻垢劑對碳酸鈣有良好的螯合分散和晶格畸變作用，能有效地阻止碳酸鈣的形成，但要使其發(fā)揮作用還需要對藥劑進(jìn)行合理配比[9]。因此，采用通過加藥泵定期對摻水系統(tǒng)投加緩蝕阻垢藥劑的方式來解決管線腐蝕結(jié)垢的問題。

2.1 流程設(shè)計

設(shè)計一種用于摻水管線緩蝕阻垢的加藥流程[10]，通過對摻水站點來水進(jìn)行中途加藥再分送至各個單井摻水管線，可以更好地防止摻水管線的腐蝕和結(jié)垢，摻水管線緩蝕阻垢加藥流程見圖1。

圖1 摻水管線緩蝕阻垢加藥流程

2.2 加藥方法

加藥時，向加藥罐中加入化學(xué)藥劑，打開加藥罐上水閥門，啟動攪拌電動機(jī)帶動攪拌葉旋轉(zhuǎn)使藥劑稀釋均勻，倒通出藥管段上的閥門，啟動加藥泵電動機(jī)，并帶動加藥泵進(jìn)行增壓，等壓力緩慢上升至0.18～0.25 MPa，緩慢打開送藥控制閥門，與大站來水合為一體，再經(jīng)過1#摻水泵增壓至生產(chǎn)所需的壓力1.5 MPa左右，經(jīng)分水閥組分送至各個油井摻水管線中。

為了獲取緩蝕阻垢劑在加藥系統(tǒng)中的作用，進(jìn)行了現(xiàn)場試驗。試驗液位高度：從加藥罐的加藥口向加藥罐中倒入一定劑量的緩蝕阻垢劑，按照設(shè)定的緩蝕阻垢劑和摻水的體積比，向加藥罐中注入摻水，使加藥罐中的液位達(dá)到一定高度。

2.2.1 藥劑與摻水用量配比試驗

向加藥罐中倒入的緩蝕阻垢劑的量不能過多也不能過少，若緩蝕阻垢劑的量過多，會導(dǎo)致成本增加。若緩蝕阻垢劑的量過少，則無法起到緩蝕阻垢的效果。各體積比例下，摻水管線緩蝕阻垢效果對比見表1。

表1 摻水管線緩蝕阻垢效果對比

試驗中，加藥泵額定流量為20L/h的J-X3B20/1.6柱塞型計量泵，計量泵泵效一般為75%左右。則加藥泵的額定處理量在480 L/d，泵的實際處理量在360 L/d左右。

通過對不同體積比例下?lián)剿芫€緩蝕阻垢的效果試驗得出，將緩蝕阻垢劑和摻水的體積比設(shè)置在1∶10至1∶15之間較為合適。緩蝕阻垢效果好，摻水管線內(nèi)的壓力損失小，能夠滿足摻水工藝需要。從加藥泵單日處理量考慮，緩蝕阻垢劑和摻水的體積總量在330～480 L，能夠符合泵每天的處理能力為360～480 L/d（當(dāng)藥劑量為50 L，緩蝕阻垢劑和摻水的體積比為1∶10，第一液位高度為40～60cm）。

2.2.2 操作過程

試驗第一天從加藥罐的加藥口向加藥罐中倒入50 L的緩蝕阻垢劑，按照緩蝕阻垢劑和摻水的體積比為1∶10，向加藥罐中注入500 L的摻水，對緩蝕阻垢劑進(jìn)行稀釋，使加藥罐中的液位高度保持在40～60 cm。通過上水閥門和流量計監(jiān)控加藥罐中注入的摻水量。在將緩蝕阻垢劑和摻水均注入加藥罐后，啟動攪拌電動機(jī)帶動攪拌葉旋轉(zhuǎn)，將緩蝕阻垢劑和摻水混合均勻。在將緩蝕阻垢劑和摻水混合均勻后，打開出藥管段上的出藥閥門和加藥出水管線上的出水閥門（保證放空管線上的放空閥門關(guān)閉），使緩蝕阻垢劑和摻水的混合液進(jìn)入出藥加壓裝置進(jìn)行加壓，然后從加藥出水管線流至來水管線中。此時，流至來水管線中的緩蝕阻垢劑和摻水的混合液會與來水管線中原有的摻水（或者緩蝕阻垢劑和摻水的混合液）一起流至摻水加壓裝置供水管線中，然后經(jīng)過摻水加壓裝置進(jìn)行加壓，最后從摻水匯管流至分水閥組中，由分水閥組將緩蝕阻垢劑和摻水的混合液分別輸送至各個油井管道上，實現(xiàn)管道的緩蝕阻垢。

從第二天開始，每天向加藥罐中倒入30 L的緩蝕阻垢劑，按照緩蝕阻垢劑和摻水的體積比為1∶10，每天向加藥罐中注入300 L的摻水，使加藥罐中的液位高度始終保持在一定高度，不會被抽空。

目前在大港油田第三采油廠官28區(qū)塊的10余口井上采用以上加藥流程和加藥方法試驗了一年多的時間，現(xiàn)場試驗效果對比見表2。采用新加藥流程和加藥方法后的摻水管線與原來加藥流程和加藥方法的摻水管線相比，總摻水壓力、摻水量和摻水溫度明顯提高，摻水管線被垢堵死的周期由6個月延長至15個月，摻水管線的腐蝕結(jié)垢速度延長了1倍以上，目前還在持續(xù)，緩蝕阻垢效果很好。該流程可以解決摻水輸送過程中，下游設(shè)備和管線腐蝕結(jié)垢造成的管線穿孔或縮徑等問題，減少了工作人員對管線進(jìn)行局部焊接補(bǔ)貼或者全部更換操作，降低了員工的勞動強(qiáng)度，同時避免了在處理漏失或者更換管線的過程中造成的環(huán)境污染和油井停產(chǎn)，節(jié)約了成本支出，而且一套加藥系統(tǒng)可為周邊多條摻水管線加藥，延長管線使用壽命。

表2 現(xiàn)場試驗效果對比

3 結(jié)束語

摻水管線腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重制約著油井的正常生產(chǎn)，同時也會造成不同程度的安全環(huán)保事故。因此石油企業(yè)應(yīng)充分認(rèn)識并關(guān)注生產(chǎn)管道防腐蝕、防結(jié)垢的重要性，針對關(guān)鍵管段采取定點加藥、二次加藥等工藝技術(shù)，可延長生產(chǎn)管道的使用周期，確保企業(yè)的安全生產(chǎn)，有效杜絕環(huán)保事故。