三元复合驱输油管道结垢机理及除垢技术研究

孙为民，李开元

(1.中国石化河南油田分公司，河南南阳 4731322.巨龙钢管有限公司，河北沧州 062658)

随着原油开采含水率的增加，油井井筒、输送管道、储油设备等的腐蚀和结垢问题日益突出，从而造成产能降低、能耗增加甚至生产中断，给油气田开发带来了巨大经济损失[1-3]，美国每年由于结垢造成经济损失高达10亿美元[4]。尽管三元复合驱采油技术具有降低成本、提高效率的优点，但由于采出液量大，使用碱含量高等缺陷，使得结垢腐蚀现象尤为严重[5,6]。到目前为止，已发现有120多种垢类存在于油气田开发过程中，主要以碳酸、硫酸类垢等混合垢为主[7]。国内外已有数千种防垢剂，如美国的Nalco-8365和Nalco-3350[8]，日本的T-225，NW-25[9]，长庆油田研制的CQ-1和CQ-2[10]，胜利油田开发的SLP-1等[11]。作者调研了某油田集输系统实际结垢情况，通过实验分析了结垢机理及原因，复配出了针对性较强的输油管线除垢配方且进行了现场小规模试验。

1 除垢方法及除垢机理

1.1 常见除垢方法

目前国内外油田常用的除垢方法主要有物理法、机械法和化学法。物理法又包括超声波法、电脉冲法、空穴射流法、PIG清洗等，其中超声波法应用最为广泛，具有自动化程度高、性能可靠、绿色环保、低成本可连续工作等优点；机械法主要为清管器除垢，其具有操作简便、周期短、低成本等特点；化学法主要通过化学剂溶垢清洗管道，其施工便利、停工短、费用合理。

1.2 除垢机理

油气田开发过程中产生的主要垢物有碳酸盐垢、硫酸盐垢、铁化合物垢和硅垢等。其主要除垢机理如表1所示。

表1 除垢机理

2 室内实验

2.1 仪器与试剂

实验所需仪器包括可见分光光度计、原子吸收分光光度计、旋转黏度计、pH计、箱式电阻炉、分析天平、电子天平、大功率电动搅拌器、水浴锅、磁力搅拌器、玻璃仪器气流烘干器、电热恒温鼓风干燥箱、XRD等。

试剂包括垢样、HCl、HF、缓蚀剂、EDTA、十二烷基苯磺酸钠盐、无水乙醇、高氯酸、HNO3、H2SO4、AgNO3、NaCO3、NaCl、BaCl2、溴水、丙酮、ClO2、草酸、铁标准试剂、钙标试剂、镁标准试剂等。

2.2 分析方法

抽取了具有代表性的垢样进行实验分析，重量法、油田水分析方法SY/T5523—2000、比色法、X衍射法和滴定分析。

2.2.1定性分析

所取垢样来自某输油管线中，干燥前后形貌如图1、图2所示。从图1、图2可明显看出，干燥前垢样主要为混合物且成泥状，干燥后为浅褐色，致密且坚硬，有机质含量多，通过与盐酸溶解反应后伴随有白色气泡产生且存在有不溶物，初步判断为碳酸盐、硅酸盐或硫酸盐。

图1 干燥前垢样

图2 干燥后垢样

对不溶物进行XRD分析，由XRD衍射图谱分析可知，不溶物主要成分为SiO2。

2.2.2定量分析

通过AAS定量分析可得垢样主要成分如表2所示。

分析某转油脱水污水站水质，可得不同进出口的杂质含量如表3所示。

表2 垢样主要成分 %

2.3 除垢配方及优选

2.3.1酸液及浓度的确定

由于垢样中碳酸盐含量占一半以上，考虑采用HCl去除，在20 ℃下不同浓度HCl除垢率如图3所示，结果显示HCl质量分数为7%、10%时效果较好。

垢样不溶物主要为硅酸盐，考虑采用HF去除，因此这里采用7%HCl及10%HCl与HF进行复配，如图4、图5所示，结果显示HCl浓度相同时除垢率随着HF浓度增大而提高，直到HF浓度为5%、7%时除垢率达到最优，综合选取7%HCl及5%HF作为优选配方。

图3 不同浓度HCl除垢率

图4 7%HCl+不同浓度HF除垢率

图5 10%HCl+不同浓度HF除垢率

2.3.2除垢温度及时间的确定

进行了7%HCl+5%HF在不同温度及不同作用时间时除垢效率对比，如图6、图7所示。

图6 不同温度时7%HCl+5%HF除垢率

图7 不同作用时间时7%HCl+5%HF除垢率

从图6可以看出，随着温度的升高除垢率逐渐提高，但40 ℃后再升温除垢率增加缓慢，因此，可确立40 ℃为最佳温度；同时，图7显示随着反应时间的提高除垢率显著提高，直至6 h后不再变化，所以6 h为最佳作用时间。

3 现场应用

通过上述实验室实验确立复配优选的除垢剂为7%HCl+5%HF在40 ℃下反应6 h即可达到最佳效果，进行了小规模(40 m3/h)的现场防垢试验，工艺流程如图8所示，其除垢前后管内流量如表4所示。

图8 小规模现场后试验工艺流程

序号除垢剂pH值采出液pH值除垢前管内流量/(m3·h-1)除垢后管内流量/(m3·h-1)12.66.216.930.622.66.317.234.332.65.817.835.7

通过现场小规模试验可以看出，复配优选后的除垢剂与管内垢物反应，溶解沉积堵塞物后使得流体pH值大大提高，且管内流量显著提高为原来的2倍左右，即垢物被溶解冲出管道，也就是说该除垢配方可以达到除垢的目的。

4 除垢配方经济性评价

结合现场试验进行除垢配方的经济性评价。除垢配方HCl与HF的混合比例约为4∶1，清除1 g垢样需配方溶液6 mL。如清洗1 km管道，管道直径20 cm，管内垢样厚约1 cm，可算得该段管道内含有垢样总堆积体积约5.96×106cm3，实测得管内堆积密度为0.7 g/cm3，从而得管内垢样质量约为4.17×106g，清除1 km管道内垢需要25 000 L配方溶液，即7%HCl溶液20 000 L，约为7%盐酸溶液20 t，折算成3.9 t工业纯浓盐酸，约合9 750元，需要5%HF溶液5 000 L，约为5%HF溶液5 t，可换算成0.625 t工业纯氢氟酸，约合1 375元。

缓蚀剂的量约为25 000 L×2%=500 L，约合3 500元，即处理1 km的管道总酸洗费用为14 625元，而油田处理标准定额15 000元，因此，该除垢配方完全满足经济性要求。

5 结语