陕北油田X联合站复合清垢技术研究与应用

马云， 张健豪， 王汉雄， 郝健， 王奇， 白海涛*

(1.西安石油大学石油工程学院， 陕西省油气田特种增产技术重点实验室， 西安 710065；2.西部低渗-特低渗油藏开发与治理教育部工程研究中心， 西安 710065； 3.延长油田股份有限公司化验中心， 延安 716000 )

随着油田开发进入后期，单井产量降低，而地层水含量越来越高[1-2]，为降低成本，部分油田或边际油区不得不采用罐车拉运、混层集输工艺，但孟园园等[2]、李远朋等[3]、黄雪松等[4]发现此类集输工艺普遍面临一个难题：当不同层地层水在联合站收油管线混合以后，因彼此不配伍导致收油管线结垢堵塞。

目前油田阻垢常规方法是化学阻垢法[5]，该方法应用非常广泛，如李艳琦等[6]通过分析酒东油田注水系统的结垢问题，发现结垢产物主要为碳酸钙垢，还含有少量的硫酸钙垢，通过添加聚天冬氨酸(polyaspartic acid，PASP)作为阻垢剂，利用其螯合作用使晶体形态发生畸变，有效解决了酒东油田采出水回注的结垢问题；刘通等[7]同样发现PASP可以解决寺湾油田雨岔区块油井管杆的结垢问题；孙玉鹏等[8]也利用化学阻垢法解决了陕北某油田注水系统结垢问题；国内外学者Li等[9]和Shahzad等[10]系统地对各类结垢类型、阻垢剂和应用研究进展进行了综述，同时也指出阻垢剂针对性较强，合理的选择会起到防垢作用，否则会起反作用。因此，单一的化学阻垢法并不适用于混层集输管线的防垢，一方面，由于罐车拉运站至内随机混输，多层位地层水之间的不配伍导致的结垢类型时刻在发生变化，化学阻垢困难，添加一种阻垢剂难以同时对多种无机盐垢同时产生阻垢效果；另一方面，随着开采进入后期，采出液矿化度也逐年提高，阻垢剂的加量也需随之提高才能起效，导致阻垢成本极高。机械式清管器也是集输管线常用的清垢技术之一，Gao等[11]提出了泡沫清管器有效应对原油集输管道蜡沉积造成的堵塞，但通常清管器只适用于蜡、水合物造成的管道堵塞以及一些结构松散、硬度较低的垢，面临油田上结构致密、硬度高、吸附力强的碳酸钙垢、硫酸钡垢等无机盐垢[12]，机械清管器不能起到预期效果还会面临卡管等风险。上述问题已普遍存在于各大原油集输处理联合站，阻垢、清垢难度和成本日益增加。因此，亟须研制出一种针对此类采出水矿化度高、管线结垢类型复杂、多变工况的高效低成本的防治解决方法。

年处理量50万t的陕北油田X联合站就存在上述问题，且随着采出液含水率攀升，集输管道堵塞问题日益严重。该站采用油罐车拉运采出液至站内集输系统，采用高位差卸油，从卸油台至沉降罐连接有超过80 m管道，在常年满负荷运转情况下卸油台与沉降罐液位差最小时仅0.3 m，管道内流速小更增加了结垢物沉积管道内的概率，导致集输管线的频繁堵塞，严重影响收油系统的正常运行。现通过采出水水质分析、垢样组成分析、配伍性研究，明确不同层位采出水相遇后的配伍性、结垢物成分以及结垢量，并结合Fluent模拟定点计算出结垢更易生成的位置，提出化学阻垢与定点机械清垢相结合的复合式清垢工艺，有望针对性地解决现场混层集输的实际问题。

1 实验材料与方法

1.1 试剂与仪器

石油醚、盐酸、氢氧化钠、硝酸银、甲基红、氯化钡、酚酞、甲基橙均为分析纯。HK-8100 型电感耦合等离子发射光谱仪(inductively coupled plasma，ICP)，北京华科易通分析仪器公司；D/MAX-2400型X射线衍射仪(X-ray diffraction，XRD)，日本理学株式会社；Quantu 600F 扫描电镜(scanning electron microscope，SEM)，美国FEI公司。

1.2 原理与方法

1.2.1 水质分析

实验水样为陕北油田X联合站不同层位的单井采出水，水质分析参照中国石油天然气行业标准 《油气田水分析方法》(SY/T 5523—2016)[13]。

1.2.2 堵塞物组成分析

将堵塞产物放于105 ℃条件下烘干2 h测其含水率，干燥后样品在研钵中研细后备用，用石油醚萃取出其中的有机物，放入马弗炉中至550 ℃和950 ℃下分别煅烧2 h，测定其煅烧减量，对煅烧后的堵塞产物加酸溶解，滤液测其阳离子含量，滤渣用于测定酸不溶物，并使用D/MAX-2400型X射线衍射仪对烘干后的堵塞产物进行化学成分分析。

1.2.3 采出水配伍性研究

将不同层位水样按一定比例进行混合后置于水浴锅中60 ℃恒温12 h后取出，用0.45 μm滤膜抽滤烘干，称取垢的质量。

1.2.4 化学阻垢技术研究

在不相配伍的水样混合时添加一定质量分数的阻垢剂，同时做空白对照组，并利用SEM观察添加与未添加阻垢剂时形成的结垢物的微观形貌变化。

1.2.5 Fluent模拟计算集输管线内流速分布

利用Fluent软件模拟计算出X联合站集输管线内流速最慢、结垢物最易沉积的管段，在此管段安装清管器将松散的垢进行定期清除。

2 结果与讨论

2.1 水质分析

联合站进站采出水水质分析结果见表1。

表1 采出水水质分析结果表Table 1 Water quality analysis of produced water

2.2 结垢样品分析

从现场输油管线不同位置分别取3种垢样，见图1，采用化学容量法和XRD对垢样与酸不溶物进行分析。

结垢样品分析结果见表2，XRD分析结果见图2和表3。

2.3 采出水配伍性实验

根据表1采出水水质分析，已初步了解各层位采出水特质，为更充分了解各地层水混合后的配伍性特征，分别测试了不同层位与同层位之间的配伍性[14-16]，实验前采出水已除去水中的油和悬浮固体颗粒，实验在60 ℃下进行，反应时间12 h。

图1 输油管线不同位置结垢物外观图Fig.1 Scaling pictures at different locations of oil pipeline

表2 不同位置垢样成分分析结果Table 2 Analysis results of scale samples at different locations

图2 输油管线垢样XRD图谱Fig.2 XRD spectrum of scale sample in oil pipeline

表3 输油管线垢样XRD分析结果对比表Table 3 XRD analysis results of scale sample in oil pipeline

2.3.1 不同层位地层水之间的配伍性

分别进行了长6与长2、延10与长6、延10与长2三种不同层位地层水之间的配伍性实验，体积比1∶1，结果见图3。

图3 不同层位地层水间配伍性评价Fig.3 Evaluation of compatibility of formation waters from different formations

2.3.2 同层位地层水之间的配伍性

长2、长6同层位地层水之间的配伍性实验结果如图4所示。

图4 同层位地层水间配伍性评价Fig.4 Evaluation of compatibility of formation water from same formations

由图4可知，长2地层水之间配伍性较好，长6地层水之间配伍性较差，且结垢量差异较大，这与3.1节中水质分析结果一致，长6层位地层水水质存在差异，有结垢趋势，长2同层位地层水水质相似，配伍性较好。

2.4 清垢技术研究

2.4.1 化学清垢技术研究

图5(a)为添加阻垢剂生成的碳酸钙晶体，图5(b)为添加100 mg/L的YS-1阻垢剂后生成的碳酸钙晶体。

图5 阻垢剂对碳酸钙结垢微观形态影响对比扫面电镜图Fig.5 Comparison of the effect of scale inhibitors on the microscopic morphology of calcium carbonate scaling

由图5可知，未添加阻垢剂时形成的碳酸钙晶体是规则的正六面体结构，加入100 mg/L 的YS-1阻垢剂后形成的碳酸钙晶体为较为疏松的球形棉絮状，阻垢剂并非完全不生产垢，阻垢剂对碳酸钙具有良好的晶体畸变作用[17-20]，直观上可以看出添加阻垢剂后瓶壁洁净光滑，说明该阻垢剂改变生成的晶体结构降低吸附力使其不易黏附在瓶壁上，易于后期定期清垢。

2.4.2 Fluent模拟计算集输管线内流速分布

机械清垢是传统最为直接有效的清垢方式，利用Fluent计算机模拟技术模拟了集输管线内流速的分布，以确定流体相对较低、更易结垢区域[21]。图6(a)为X联合站工艺流程图，其中，DN为管线内径，L为管线长度，V为卸油池容积。将其中卸油台至储罐的集输管线部分导入至Fluent中，如图6(b)所示。按50万t原油采出液量，管径300 mm，计算出管内流速为0.2 m/s。管内流体设定为两相流，含水体积分数50%，边界条件采用速度进口压力出口，进口速度分别设为0.2 m/s，出口压力利用P=ρgh(密度ρ近似取油水混合密度900 kg/m3,g为重力加速度，h为流体高度)，出口压力设为88 200 Pa，网格划分方式采用适用于流体的三角形，见图7，进行计算，得到集输管线内流速分布见图8。

图6 X联合站工艺流程图Fig.6 Process flow chart of X union station

图7 网格划分细节图Fig.7 Details of meshing

图8 流速分布图Fig.8 Flow velocity distribution diagram

由图8可知，由于原油的黏性作用在AB水平管段内流速下降很快，且在B点处流速降至最低，在A截面处流速分布如图8(a)所示，在中心流速最高可达0.57 m/s，而在界面B处时中心流速降至0.2 m/s，如图8(b)所示，在此管段更易发生结垢。因此，可以确定将清管器安装在此位置效果最佳，进行定期清垢。

2.4.3 现场应用效果

分别选取来自不同层位的地层水，各取100 mL过滤后的水样进行混合，一组添加100 mg/L的YS-1阻垢剂，同时做一组空白对照组。可以发现，未添加阻垢剂的水样混合后在瓶壁、瓶底均生成一层沉淀紧紧附着在表面，而添加YS-1阻垢剂的实验组沉淀难以附着在壁面上，极大地降低了清管器的作业难度，这是因为添加的阻垢剂可以与成垢金属离子螯合，使晶体发生畸变，生成的螯合物松散，不易结垢在管壁。

3 结论

(1)造成X联合站结垢的主要原因是不同层位的采出液不配伍产生多种无机盐垢，其中以碳酸钙、硫酸钡为主，含有少量硫酸钙、硫酸锶、碳酸镁等。

(2)由于不同层位地层水的极不配伍性，且矿化度高，生成无机垢不可避免，且生成的硫酸钡垢十分致密，单一的化学阻垢和机械清垢技术都不能满足现场的需求，建议使用阻垢剂与清管器相结合的方式，先利用阻垢剂的晶体畸变作用改变生成垢的晶体结构，降低其黏附力，再配合清管器进行定期疏通。

(3)利用Fluent计算机模拟技术可以计算出管线内流速低、易结垢区域，以确定清管器安装最佳位置，便于清管器定点、定期、高效地对结垢严重管段进行疏通。

(4)受地形和成本制约，目前很多联合站接收多层系来液，集输管线面临含水率高、多层水系不配伍导致结垢严重问题，通过复合清垢技术对该类集输管线清垢工作具有重要的借鉴意义和广阔的应用前景。