一种新型油气管道解堵技术在文昌油田群的应用
2016-11-17张西迎
张西迎
（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）
一种新型油气管道解堵技术在文昌油田群的应用
张西迎
（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057）
文昌油田群15-1油田至FPSO116油轮的海管出现了严重的结垢现象，给油田生产带来了危害，同时也造成了较大的产量损失和经济损失。通过对油田结垢现状的调研，确定15-1油田的垢主要以碳酸钙垢为主，对产生垢的影响因素进行了分析和研究。本文创新的提出利用清管球进行定点的“汉堡式”酸液解堵技术，成功的解决了文昌15-1油田海管结垢问题。
海管；结垢；酸液解堵
1 背景简介
2008年7月，文昌油田群15-1油田建成投产，该油田出砂量较大，并且输送的油气等介质中含有有机物、CO2、多种离子、细菌以及泥砂等物质。2010年1月，15-1油田生产系统开始出现波动，排查时发现外输海管结垢严重，注入防垢剂后，生产系统暂时稳定。2013年3月，进行通球疏通作业过程中出现刮板球不能通过的现象。加防垢剂和通球的常规方式，已经无法有效解决文昌15-1油田海管结垢的问题，管道结垢使得管道缩径，流通面积变小，造成压力损失、排量减小及管道堵塞，明显降低输送的流量和效率，造成能源浪费。同时，结垢还会诱发管道局部腐蚀，若因管道腐蚀造成管道油气泄漏，后果将不堪设想。因此，迫切需要一种适用于文昌15-1油田的解堵技术，该技术对于解决海上油田管线堵塞问题具有重要意义。
2 结垢的影响因素
2.1 温度对结垢的影响［1］
温度的影响主要是改变易结垢盐类的溶解度，各类常见垢在水中的溶解度随温度变化的曲线见图1中所示。
从图1中可以看出，除了CaSO4·2H2O溶解度有极大值外，其它均随温度的升高而降低。15-1油田的垢以碳酸钙为主。分析结垢原因为：当温度升高时，Ca（HC03）2分解，产生CaCO3结垢：该反应为吸热反应，温度升高，曲线平衡向右移动，有利于CaCO3的析出。此外，温度也会影响细菌的繁殖速度和钢铁电化学反应速率。每种细菌都有适宜生长的温度，各类细菌对温度的要求不同。大部分细菌的最佳适宜温度为20℃～40℃，故随着管道输送介质温度的变化，细菌的繁殖率也会变化，对管道的腐蚀也就随之而变，从而影响腐蚀垢的生成速率。同样，随着温度的变化，钢铁电化学反应的速率也将发生变化，腐蚀速率的变化，生产腐蚀垢的速率也变化。
图1 垢在水中的溶解度与温度的关系
2.2 压力对结垢的影响［2］
文昌15-1油田的垢主要为碳酸钙垢，气体参与碳酸钙垢的形成，因此压力对其影响相对较大。当压力降低，式（l）向右进行，可以促进结垢。在管道输送的过程中，压力一般都是降低的，因此结垢趋势是一直增大的。
2.3 流速对结垢的影响［3］
流速增大可以增加污垢沉积率，但与此同时，流速增大所引起的剥蚀率的增大更为显著，因而造成总的增长率减小。流速降低时，介质中携带的固体颗粒和微生物排泄物沉积几率增大，管道结垢的几率也明显加大，特别是在结构突变的部位。流速的突变也可以解释为压力的变化，如果流速突然加大，引起局部脱气，使二氧化碳分压降低，式（1）平衡向右移动，引起碳酸钙垢的生成。
3 原有的解堵方法
3.1 加注除垢剂
3.2 海管通球
对海管进行定期发刮板球和泡沫球来实现对海管管壁垢物的清除，最近一次的通球作业造成15-1油田生产关停。
4 新型的解堵技术
文昌15-1油田到FPSO116油轮的海管长达36.6km，垢点在海管中是一段一段的，如果大面积的除垢会消耗大量人力和物力。因此，需要有针对性的对海管结垢严重的地方进行解堵，并且要解决如下几个问题：
4.1 海管垢点的定位
海管清管球运行时间计算公式：
由（2）式，得知液流量和管道容积，我们就可以计算出清管球运行时间。同理，我们将海管视为严格的圆柱型管柱，记录海管通球时压力上升时所对应的时间T1，继续让球前进，当出现第二次海管压力上升时，记录对应的时间T2。通过T1和T2带入式（2），我们便可以计算出从发球点到第一个垢点容积V1，和第二个垢点时间V2。由于海管横截面积S是定值，因此所得便是垢点的位置区域。
4.2 海管除垢酸液的选择
针对15-1油田的特点，采用固体缓速酸清垢剂体系，其配方为：10.0%固体缓速酸HS-1+2.0%缓蚀剂HS-6+0.05%渗透剂ST-4。
4.3 海管垢点定量
为计算海管垢量，做如下假设：垢的厚度符合局部正态分布；垢沉积达到80%的周长（含水在80%以下），且垢界面不是规则圆环，真实垢约占环形界面的90%（受重力影响）。此外，现场的相关数据：垢层厚度d按4mm计算；海管直径为33.33cm。
因此，每公里的海管垢量公式为：M=S×L×d×ρ× 80%×90%
4.4“汉堡式”酸液除垢
通过对垢点定位，酸液定量后，采取先将软质泡沫球置入海管中，之后注入酸液，所配酸液注入完后，再加入软质泡沫球作为隔离，从而形成两软质泡沫球夹酸液的“汉堡式”体系，再利用海水泵加压将“汉堡式”体系推至垢点，停止打压，使酸液与垢点进行反应，之后再加压推至FPSO116油轮进行接收和检验。
5 现场应用效果
2013年，15-1油田分别进行了四次海管通球作业，以便确定垢点的位置。
5.1 2013年3月，进行酸化除垢作业，残液随生产液进入海管，软质泡沫球不能通过，堵塞点距离球入口处约1km左右。
5.2 2013年6月，进行第一次海管清垢作业，软质泡沫球可通过，但表面损毁严重，硬质和中质泡沫球均未能通过，堵塞点距离球入口处约2km。
5.3 2013年11，进行第二次海管清垢作业，中质泡沫球能顺利通过，但在3.2～4km压力从1.1MPa上升至1.78MPa。
5.4 2013年12月，进行第三次海管清垢作业，中质泡沫球能顺利通过，但在4～4.5km处压力从1.1MPa上升至2.05MPa。
对垢点进行定位后，分别配置所需要的酸液量，之后油田相应的进行了四次酸化解堵。配药设备为文昌15-1油田的泥浆池，加药设备为增产作业酸化泵，药剂加注在15-1油田外输海管。
通过四次“汉堡式”定点除垢，实现对文昌15-1油田至FPSO116油轮海管的除垢，最后一段垢点的除垢施工方案如表1：
表1 “汉堡式”体系发球程序
图2为酸液到达除垢点后，海管的前后压力变化曲线，其中黄色曲线表示海管压力。
图3是实现定点酸化的两个软质泡沫球，从图中可以看出，一个泡沫球损坏严重，是酸液前端的泡沫球；另一个泡沫球轻微损坏，是酸液后端的泡沫球。图中的损坏情况对比，反映出酸液与垢反应后，垢减少，对后端的泡沫球磨损较小。以前，每次通球时海管压力波动剧烈，甚至由于堵球导致海管压力升高导致生产关停。通过海管定点定量酸液解堵技术的实施，现在通球时海管压力平稳，海管通球压力及流量变化曲线如图4：
图2 酸化解堵海管压力变化曲线
图3 “汉堡式”体系中的两个软质泡沫球
图4 海管通球压力及流量变化曲线
6 总结
海管定点定量酸液解堵技术在文昌油田群的成功应用，有效的解决了文昌15-1油田至FPSO116油轮海管的结垢问题，每年降低油田作业费近500万元，产生了巨大的经济和社会效益。同时，这种定点定量的解堵技术不仅是海上油气管道解堵技术的突破和发展，也为陆地油气管道除垢、除蜡解堵提供了指导依据。
［1］王兵，李长俊，朱伟，等.结垢及除垢技术在管道中的应用研究［J］.石油化工腐蚀与防护.2008，25（1）.
［2］邢晓凯，马重芳，陈永昌.溶液pH值对碳酸钙结垢的影响［J］.石油化工设备，2004，33（5）.
［3］万里平，唐酞峰，孟英峰.长庆油田油井井筒腐蚀机理与防护措施［J］.石油与天然气化工，2006，35（4）.
［4］孙海虹，邓皓，张欣.油气田除垢机理与应用技术探讨［J］.石油与天然气化工，1999，6（5）.
A new blocking technique of oil and gas pipelines in wenchang oilfields
ZHANG Xi-ying
（CNOOC Ltd.Zhanjiang Branch Company，Zhanjiang，524057，China）
A series of serious fouling was found in this sea pipe from 15-1 oilfield to FPSO 116 in Wenchang oilfields，bringing harm to the production，it also brings greater yield and economic losses.Determine the scale mainly by the presence of calcium carbonate scale in the form of research，analysis and study of the factors that influence scale.In this paper，the use of pigging ball sentinel"Hamburg style"acid blocking technology，the successful solution of Wenchang 15-1 sea oilfield pipe fouling problems.
sea pipe；scaling；acid blocking technology
10.3969/j.issn.1008-1267.2016.05.007
TE822.3+6
B
1008-1267（2016）05-0017-04
2016-04-29
张西迎（1978～），大本，工程师，从事海上油气田开采工作。
