新型溶垢解堵技术在西部油田某转油站外输管线的应用效果研究*

2022-04-01李小龙夏明明李丹平

石油管材与仪器 2022年2期

马超，李小龙，鲜俊，夏明明，李丹平,3，范磊

(1.中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司新疆库尔勒 841000；2.中国石油集团工程材料研究院有限公司，石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室陕西西安 710077；3.西安长立油气工程技术服务有限公司陕西西安 710065)

0 引言

在油气输送过程中，由于油田采出液存在含水量高、矿化度高和出砂严重等因素[1-3]，同时，受温度、压力、溶液pH及流速的影响[4-6]，导致集输管线内部腐蚀、结垢问题日趋严重。油田集输管线结垢将减小管道有效流通面积，降低输送效率，加重管线的运输负担，造成井上压力上升、管线穿孔等事故，严重时甚至会堵塞管道，造成关井停产[7-8]。

目前常用的防垢和除垢方法可以分为化学法和物理法，化学法包括酸化解堵、添加阻垢剂、添加溶垢剂、添加缓蚀阻垢剂等；物理法包括物理清管和磁场法等。添加缓蚀阻垢剂是操作简单、经济和有效的防垢方法之一[9]，可在不更换设备、不影响生产的情况下对集输管线达到阻垢效果，而且缓蚀成分可以有效抑制管线的腐蚀。但是目前现有缓蚀阻垢剂往往存在现场适应性差、阻垢效率低、价格昂贵等问题[10-11]。

西部某油田转油站外输管线规格为Φ219 mm×6.5 mm，材质为20#钢，长度为27.5 km，运行压力约为0.6 MPa，外输温度为45 ℃。2020年进行通球清管作业时，清管900 m时发生卡堵，管线内结垢非常严重，垢样厚度达到8 mm以上，且垢与管线的结合力非常牢固，无法完成通球清管，清管+加注缓蚀阻垢剂的常规除垢方法难以实现除垢。本文以嗪唑类含N杂环分子为缓蚀主剂，以聚天冬氨酸-丝氨酸接枝聚合物为阻垢主剂[12]，再加入表面活性剂以及溶剂研制等得到新型缓蚀阻垢剂，该缓蚀阻垢剂具有良好的缓蚀性能和非常优异的溶垢阻垢性能，设计了合理的添加工艺并在油田现场完成了应用。

1 试验

1.1 试样加工

选取的试样材料为20#钢，切割加工为50 mm×10 mm×3 mm的长方体试样，用砂纸逐级打磨至800#，然后用无水乙醇除水、丙酮除油后冷风吹干，干燥器内放置24 h后称重(精确至±0.1 mg)和测量尺寸(精确至±0.02 mm)。

1.2 垢样的成分分析

西部某油田转油站外输管线现场选取垢样进行烘干并磨制成粉末，采用美国FEI生产的INSPECT F50场发射扫描电子显微镜(SEM)进行垢样的微观形貌分析，并且通过EDS模块进行元素成分分析，然后采用傅里叶红外光谱分析垢样的红外光谱，最后用X′Pert PRO X射线衍射仪进行物相分析，分析范围(2θ)为10°～90°，测试电压为40 kV，靶材为Cu靶。结合SEM-EDS、红外光谱和XRD检测结果分析现场垢样的成分。

1.3 实验室内腐蚀模拟试验

采用室内腐蚀模拟的方法评价缓蚀阻垢剂的缓蚀性能，腐蚀介质采用现场模拟溶液，该溶液的成分见表1。模拟试验的腐蚀时间为72 h，温度为50 ℃，缓蚀阻垢剂添加量为 50 mg/L。模拟腐蚀试验结束后，采用去膜液(配制方法为100 ml分析纯盐酸和5～10 g六次甲基四胺，加蒸馏水到1 000 ml)清洗试样，去除试样表面的腐蚀产物，经乙醇清洗、冷风吹干，干燥器中放置24 h后称重并按公式(1)计算均匀腐蚀速率。

表1 腐蚀模拟溶液的成分

(1)

式(1)中：R为腐蚀速率，mm/a；m1、m2分别为腐蚀前、腐蚀后试样质量，g；A为试样表面积，cm2；t为测试时间，h；ρ为材料密度，g/cm3。

1.4 缓蚀阻垢剂的阻垢性能试验分析

依据标准Q/SY 126—2014，用滴定的方法对CaSO4型、CaCO3型和BaSO4型等多种类型垢样的阻垢率进行分析测试。

2 结果及讨论

2.1 现场垢样的物相分析

现场垢样的微观形貌如图1所示，能谱分析结果见表2。从图1和表2可见，现场垢样的主要元素有C、O、Ca、Ba、S、Fe、Si和少量的Mg、Cl、Na等。

图1 现场垢样的SEM和EDS分析图谱

表2 现场垢样能谱半定量分析结果(质量分数) %

图2 现场垢样红外光谱

现场垢样的X射线衍射光谱图如图3所示。由图3可知，现场垢样的主要成分为文石型CaCO3和方解石型CaCO3，这与红外光谱的结果一致。同时，现场垢样中还存在SiO2和BaSO4，这与EDS中Si、Ba和S等元素的分析结果一致。

图3 现场垢样的XRD图谱

2.2 缓蚀阻垢剂的缓蚀性能

缓蚀阻垢剂是西安三环石油管材科技有限公司生产的新型缓蚀阻垢剂，其缓蚀成分为嗪唑类含N杂环，能够与Fe形成配位键。模拟环境中，腐蚀速率见表3。从表3可见，缓蚀阻垢剂的缓蚀性能优异，模拟环境中碳钢的腐蚀速率仅为0.037 mm/a。这主要是因为缓蚀阻垢剂分子中具有多个配位中心，配位原子的孤对电子能进入金属原子(离子)的杂化dsp空轨道，通过络合作用形成配位键吸附在金属表面上，改变了金属的双电层结构，增大了金属阳极溶解过程的活化能，抑制了腐蚀反应的阳极过程。嗪唑类分子中含有的六元环以及聚天冬氨酸-丝氨酸大分子由于其体积较大，增加了复配缓蚀剂在金属表面的覆盖面积，使金属表面上形成的膜更加致密，通过覆盖屏蔽效应抑制了腐蚀反应的阴极过程，使腐蚀反应受到抑制，起到缓蚀的作用。

表3 模拟环境中20#钢的腐蚀速率 mm/a

2.3 缓蚀阻垢剂的阻垢性能

缓蚀阻垢剂的阻垢性能测试结果见表4。从表4可见，缓蚀阻垢剂对CaCO3、BaSO4和CaSO4的阻垢率分别为91.1%，92.2%和92.8%，缓蚀阻垢剂的效果非常优异。缓蚀阻垢剂中的阻垢分子为聚天冬氨酸-丝氨酸分子，可与金属离子鳌合形成易溶于水的螯合物，防止垢的生成。另一方面，由于缓蚀阻垢剂在水中溶解后，分子中电荷密度高，可通过离子间的排斥力和空间位阻作用阻止成垢晶核微粒的相互接触，使得垢不能聚结长大；同时，由于缓蚀阻垢剂分子带负电荷，可通过静电吸附作用吸附到垢样(CaCO3和BaSO4)晶体表面，破坏或干扰了晶格正常生长方向，使晶体畸变而抑制晶体继续长大。

表4 缓蚀阻垢剂的阻垢性能测试结果

3 现场试验及应用评价

某转油站外输管线一直存在腐蚀结垢严重的问题，在2020年进行通球清管作业至800 m处遇阻，采取割管取球方式，割管处管线内排出大量油泥及大块管垢，垢片最长为0.8 m，厚度超过5 cm，管线及结垢宏观形貌如图4所示。

图4 割管后管线及垢样宏观形貌

针对该条管线结垢严重及无法通球的现场问题，加注高浓度(约3个月为300 mg/L，约3个月为200 mg/L)的高性能缓蚀阻垢剂对管线中的结垢进行软化溶解。因现场加注泵的排量较大，采用混合加注的方式连续加注缓蚀阻垢剂，混合液为地表水或者甲醇(甲醇仅限于冬季，夏季禁止使用)。2020年11月22日开始加注，加注6个月后，进行通球及清管，通球畅通无阻，27.5 km的外输管线共清理出垢样约5 kg。管线内宏观形貌如图5所示。从图5可见，管线内表面光亮，没有产生结垢，即该缓蚀阻垢剂在该条外输管线应用后取得了良好的效果。