新疆某油田转油泵结垢成因分析及除垢对策研究

袁鹏 柳雨萌 简霖 王岩 李连群 万征

1新疆油田公司工程技术研究院

2新疆油田公司采油二厂

随着新疆油田水平井体积压裂大规模的使用，其采出液具有高悬浮物、高矿化度和黏度大的特性[1]，含有HCO3-、Ca2+、Mg2+、Cl-等离子。某油田A 转油站作为重要的输液节点，主要负责将各个井区的采出液转输至处理站，采用井口→计量站→转油站→处理站的三级布站方式[2]。水平井采用井口加热集输工艺，单井来液经计量站计量后，通过汇管进入转油站一体化加热转输装置，目前共有2 台泵，一用一备，每日平均进液量达7 000 m3以上，转油泵来液温度均加热至40 ℃以上。

A 转油站转油泵叶轮结垢速度快（图1），需一周一次强制性停泵、清垢，而正常运行情况下，在达到一保时间（约为42 天）后，根据需要才会拆输检修，其当前拆泵周期远小于保修拆泵检查时间，严重影响了泵的转输能力和油田的正常生产，增加了现场人员工作量。因此，必须分析结垢原因，采取相应措施来降低结垢速度，延长清垢周期，确保油田的正常生产[3]。

图1 叶轮结垢图Fig.1 Scaling diagram of impeller

1 结垢机理分析

1.1 垢样成分

对A 转油站转输泵进行拆泵后，对泵内叶轮上的垢样进行成分分析，分析结果如表1 所示。

表1 垢样成分分析Fig.1 Scale sample composition analysis

由表1 可知：转油泵叶轮垢样中主要成分为CaCO3，占比达到80.24%，其次为MgCO3，占比为11.18%。因此，在叶轮表面的垢样成分主要为碳酸盐。

1.2 水质全分析

目前A 转油站的转输液来自4 个井区的采出液，在叶轮垢样成分分析的基础上，又分别对4 个井区的采出液进行取样，并开展了水质全分析来判断结垢阴离子和阳离子的来源。在水质全分析过程中分别得到了4 个井区水样的pH 值、CO32-、HCO3-、OH-、Ca2+、Mg2+等离子含量，井区1～井区4 的水质全分析结果见表2。

表2 4 个井区水质全分析Fig.2 Total analysio of water quality in 4 well areas

对现场水质进行取样检测时发现，转输液中泥沙含量约为50 mg/L，杂质含量较少，且在现场拆泵检查过程中并未发现大量杂质。水质全分析结果发现4 个井区均含有HCO3-（800～2 200 mg/L）、Ca2+（320～620 mg/L）及少量SO42-和Mg2+，矿化度高（＞9 400 mg/L）。根据SY/T 5523—2016《油田水分析方法》中苏林分类法可知：井区1～井区3 水型为CaCl2型，井区4 水型为NaHCO3型。

1.3 结垢原因

通过垢样成分分析和水质全分析可知，A 转油站叶轮结垢原因为井区水型不配伍[3]，当转输液中的Ca2+和HCO3-浓度较大时易生成Ca(HCO3)2，随着温度的升高Ca(HCO3)2易分解产生CaCO3垢物，其反应式为：Ca(HCO3)2→CaCO3↓+CO2↑+H2O，该反应为吸热反应，由于叶轮材料表面的粘附力使垢物易附着在其材料表面上形成垢层。

2 结垢量影响因素

对于碳酸盐类的垢物，其结垢速度受到多方面因素影响，A 转油站转油泵7 天约产生4.9 kg 的结垢量，需要每周进行人工拆卸清垢。因此需要根据结垢原因分析，在确定A 转油泵叶轮结垢的成因基础上，进一步对转油泵叶轮结垢速度的相关因素进行室内静态模拟实验研究分析。

2.1 温度和压力

温度的影响主要是改变易结垢盐类的溶解度[4-6]，CaCO3在水中的溶解度随温度的升高而降低。压力的影响主要是改变结垢盐类的反应速度。通过室内实验发现：当压力一定时，结垢量随着温度的升高而急剧增加；当温度一定时，结垢量随着压力的升高而下降，但下降趋势相当微弱（图2）。目前A 转油站来液经相变炉加热后温度为45 ℃左右，经转油泵提升压力至5 MPa 左右，因此可通过降低温度来减少结垢量，无需调整泵出口压力。

图2 不同温度下结垢量与压力的关系Fig.2 Relationship between the amount of scaling and the pressure at different temperatures

2.2 pH 值

对于碳酸盐类的垢物，其结垢速度与环境的pH 值也有相关性。根据室内实验：结垢量随pH 值升高而增加，当pH 值升至7.5 后，结垢量上升速率变缓，上升趋势不明显（图3）。因此，需要将转输液的pH 值调整在合适的范围内，减缓叶轮表面垢物结垢速度。

图3 不同温度下结垢量与pH 值的关系Fig.3 Relationship between the amount of scaling and the pH value at different temperatures

2.3 流速

泵内结垢为动态过程，通过结晶析出、对流、扩散过程到达叶轮内壁，形成垢层后管壁厚度增大，影响后续结晶颗粒沉积过程，垢体颗粒在叶轮内壁的结垢量可由平均停留时间分布变化情况反映，由室内实验分析不同流速停留时间分布函数见图4。

图4 不同流速停留时间分布函数Fig.4 Distribution function for different velocity residence time

由室内实验可知：随转油站来液流速减小，垢物沉积在管壁的概率增大且在叶轮内壁上可以更加充分地完成沉淀反应，导致结垢量增加。

3 阻垢实验

目前除垢方法主要有机械除垢和化学除垢，机械除垢方法主要采用射流技术，化学除垢针对碳酸盐类的垢物主要采用酸洗。阻垢措施主要为添加超声波防垢器、添加阻垢剂、材料改性.针对A 转油站转油泵结垢情况，从安全性、可实施性、经济性、可靠性和操作性4 个方面考虑，采用添加阻垢剂[7-10]可迅速减缓结垢速度，保障油田正常生产。

3.1 阻垢剂筛选

对A 转油站转输液阻垢剂进行室内筛选评价，其结果见表3。

表3 阻垢剂筛选评价实验结果Tab.3 Experimental results of scale inhibitor screening and evaluation

由实验结果可知：加入KL-501（酸性）阻垢剂（20 mg/L）后，失钙率为1.37%，阻垢率达93.4%；加入KL-502（碱性）阻垢剂（30 mg/L）后，失钙率为1.68%，阻垢率达91.9%；两种药剂均能对A 转油站转输液有较好的阻垢效果。由于转输液pH 值在6～7 范围内，呈酸性，会对A 转油站设备造成腐蚀问题，而选用阻垢效果较好的KL-501（酸性）会加速设备腐蚀，选用碱性阻垢剂KL-502（碱性）可起到缓蚀的效果，最终选用药剂为KL-502（碱性）。

3.2 现场方案及优化措施

在气液分离器前端来液处设置1 台加药装置，井区1、井区2、井区3、井区4 来液加完药后，经气液分离器再通过一体化加热装置加热转输至处理站，改造后流程示意图见图5。将KL-502 阻垢剂加入溶药箱内，调节好加入清水的比例及相关参数，控制药剂质量浓度为30 mg/L，系统自动按比例对气液分离器前端进行持续加药。

图5 改造后流程示意图Fig.5 Schematic diagram of process after transformation

在加阻垢剂实施方案中，当加药质量浓度为30 mg/L、转输液温度由20 ℃升高至50 ℃时，其阻垢率大幅降低（图6）。

图6 药剂阻垢率随加药浓度和温度变化Fig.6 Scale inhibition rate of the agent varies with the concentration and temperature of the agent

由图6 可知，将转输液温度控制在30～40 ℃时药剂阻垢效果较好，阻垢率在91.2%～100%；另一方面，转油站出站温度根据集输工艺要求为30～40 ℃。因此，可优化相变炉加热温度，确定为35 ℃，即可在满足集输工艺的同时确保药剂的阻垢效果。

3.3 实验结果

通过现场加药后转输液的取样实验分析，转输液的失钙率均≤5%，阻垢率均达到了95%以上（图7）。因此，将温度控制在35 ℃左右，阻垢剂加药浓度为30 mg/L 时，不仅减少了转输泵叶轮的结垢量，还强化了阻垢剂的阻垢效果。

图7 阻垢率和温度随时间变化Fig.7 Scale inhibition rate and temperature varies with time

通过对A 转油站转输泵进行现场实验跟踪，监测转油泵可连续运行一个月以上，运行42 天后进行一保时拆开转输泵未发现结垢现象，改善效果显著。通过控制温度优化措施实现年节约天然气4.1×104m3，年可节约标煤53.52 t，减少CO2排放80.87 t。

4 结论

（1）根据某油田A 转油站转输泵叶轮的结垢成因分析，通过阻垢剂的药剂筛选及比选，优选出KL-502（碱性）阻垢剂，并通过室内实验确定了反应温度及药剂浓度的运行参数。

（2）现场试验应用了KL-502（碱性）阻垢剂，通过控制加药量及温度，叶轮内壁上再无结垢现象发生，实现了转输泵的高效运行，延长了泵的使用寿命，达到了节能减排的目的。