某油田原油分離器水相出口管線防垢新思路

王 波，安高君，李 浩，鄭 武

(中海石油(中國)有限公司天津分公司遼東作業(yè)公司 天津300457)

1 油田結(jié)垢問題概述

某海上油田投產(chǎn)將近 10年，油田綜合含水目前已達 72%，且產(chǎn)出的地下水礦化度高，在原油處理流程分離器水相管線、調(diào)節(jié)閥處存在不同程度的結(jié)垢現(xiàn)象。如圖 1所示，油田原油二級分離器于 2016年12月27日出現(xiàn)水相出口回摻水泵入口壓力降低，分離器油水界面居高不下無法調(diào)節(jié)的現(xiàn)象，經(jīng)過拆卸發(fā)現(xiàn)，水相整條管線都出現(xiàn)不同程度的結(jié)垢現(xiàn)象，嚴重降低了原油二級分離器的處理能力，平臺組織人力對該條管線進行了機械切割除垢。

2017年6月，為了鞏固機械除垢效果，通過外委對該條管線進行了酸洗除垢。在 2018年再次出現(xiàn)泵入口壓力下降的故障現(xiàn)象，同年 8月 22日，申請停產(chǎn)檢修，將靠近分離器罐體、不可隔離的管線進行了拆卸除垢，同時拆卸 2016年切割段管道，觀察結(jié)垢情況是否得到緩解。如圖 2所示，通過拆卸發(fā)現(xiàn)，罐入口段結(jié)垢非常嚴重，雖然經(jīng)過 2016年機械除垢和2017年酸洗的管道，管壁依然存在輕微結(jié)垢現(xiàn)象，問題并未得到根本性解決。

圖1 原油二級分離器水相出口管線結(jié)垢Fig.1 Scaling of water phase outlet pipeline of crude oil second separator

圖2 2018年垢樣實拍Fig.2 Real photos of scale samples in 2018

2017年6月原油一級分離器出口調(diào)節(jié)閥開度接近 90%，查閱調(diào)節(jié)閥流通量，判斷該閥出現(xiàn)堵塞。經(jīng)過拆卸檢查，發(fā)現(xiàn)閥芯堵塞嚴重，清洗后閥開度從90%降至25%，見圖3。

圖3 原油一級分離器水相出口調(diào)節(jié)閥開度曲線Fig.3 Opening curve of water phase outlet control valve of crude oil primary separator

2 結(jié)垢因素分析

2.1 垢樣分析

針對 2016年 12月底原油二級分離器水相出口嚴重結(jié)垢堵塞的情況，平臺委托對原油二級分離器、原油一級分離器水相垢樣進行了化驗分析，結(jié)果如表1、2所示。垢樣最主要的成分為碳酸鈣，鈣含量占垢樣的質(zhì)量分數(shù)接近50%。

2.2 水樣分析

2.2.1 地下水分析

油田生產(chǎn)水主要產(chǎn)自沙三段，約占生產(chǎn)水的90%，其中沙三段油井又以 A15井和 A24井為突出代表，兩口井的生產(chǎn)水接近 800m3/d。如表 3所示，沙三段生產(chǎn)水礦化度高，水型為 NaHCO3型，成垢陽離子Ca2+、Mg2+適中，而成垢陰離子含量非常高。因此，生產(chǎn)水本身也具有一定結(jié)垢可能，A15井地面流程單流閥就出現(xiàn)過結(jié)垢堵塞的現(xiàn)象，如圖4，與分析相符合。

表1 樣本信息Tab.1 Sample information

表2 檢測項目及檢測結(jié)果Tab.2 Test items and results

表3 A15井水樣分析Tab.3 Water sample analysis of oil well A15

圖4 A15井結(jié)垢實例Fig.4 Scaling of pipeline in oil well A15

2.2.2 水源井水分析

原油分離器中水源井水組分來自于反洗水，通過化驗數(shù)據(jù)分析，可知水源井水水型為 CaCl2型，成垢陽離子Ca2+、Mg2+含量非常高，而成垢陰離子含量則非常低，見表4。

表4 水源井水樣分析Tab.4 Water sample analysis of water well

2.3 生產(chǎn)水和水源井水混合后結(jié)垢趨勢分析

根據(jù)SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測》采用 Stiff和 Davis經(jīng)驗(SI)法、穩(wěn)定指數(shù)(SAI)法、飽和系數(shù)法及 PTB結(jié)垢程度預(yù)測法，對油田館陶組水源井水與沙三段地層水進行碳酸鹽垢預(yù)測。

結(jié)垢指數(shù)(SI)是描述水樣是否結(jié) CaCO3垢的指標。若 SI＜0，CaCO3未飽和，不結(jié)垢；若 SI＞0，可能結(jié)垢。從圖 5 SI值與預(yù)測溫度及混合水比例變化關(guān)系可以看出，在預(yù)測溫度范圍(40～80℃)內(nèi)，A16井館陶組水源井水與沙三段地層水不同比例混合后 SI均大于0，說明CaCO3已飽和，有可能結(jié)垢。且SI值隨著溫度的升高而增大，也即結(jié)垢能力隨著溫度的升高而增強。同一溫度下，單一館陶組水源井水 SI值最小，與沙三段地層水混合后，SI值逐漸增大，在混合比例 1∶2～1∶3時出現(xiàn)最大值，即結(jié)垢能力最大。

SAI為穩(wěn)定指數(shù)，是描述水樣 CaCO3結(jié)垢能力的數(shù)值。具體評價標準：SAI＝4.5～5.0為嚴重結(jié)垢；SAI＝5.0～6.0為輕度結(jié)垢；SAI＝6.0～7.0為輕微結(jié)垢或腐蝕；SAI＝7.0～7.5時輕度腐蝕；SAI＞7.5時嚴重腐蝕。從圖6可以看出，溫度為80℃時，單一水源井水、沙三段地層水以及二者不同比例混合水的SAI值均小于5.0，為嚴重結(jié)垢程度，且水源井水與地層水比例為1∶2～1∶3時，SAI值最小，結(jié)垢能力最大。隨著溫度的降低，SAI值有所增大，即結(jié)垢能力有所減小。溫度為 70、60℃時，水源井水與沙三段地層水比例在 5∶1～0∶1，SAI均在 5.0以下，有嚴重結(jié)垢趨勢。溫度為 50℃時，水源井水與地層水比例為 3∶1～1∶7，SAI在 5.0以下，有嚴重結(jié)垢趨勢，其他比例 SAI值在 5.0～6.0，有輕度結(jié)垢趨勢。溫度低于50℃時，SAI各比例混合水SAI值在5.0～6.0，有輕度結(jié)垢趨勢。

圖5 SI與溫度的變化關(guān)系曲線Fig.5 Relationship curve of scaling index with temperature change

圖6 SAI與溫度的變化關(guān)系曲線Fig.6 Relationship curve of saturation index with temperature change

如圖7所示，以CaCO3垢最大結(jié)垢量來判斷，水源井水與沙三段地層水混合后，在 5∶1～3∶1時，CaCO3最大結(jié)垢量逐漸增大，混合水比例在 2∶1～1∶7時，CaCO3最大結(jié)垢量隨沙三段地層水比例增大而降低。在混合比例1∶3時，出現(xiàn)最大峰值，且隨溫度升高，最大結(jié)垢量也隨之增加。溫度為 80℃、混合比例為 1∶3時，CaCO3最大結(jié)垢量可達566.7mg/L，相比混合前的單一水源井水、沙三段地層水最大結(jié)垢量增加了近 400mg/L。因此，以水源井為注入水，會對沙三段油藏近井地帶造成嚴重的結(jié)垢堵塞。

圖7 CaCO3最大結(jié)垢量與溫度的變化關(guān)系曲線Fig.7 Relationship curve of CaCO3 maximum scaling with temperature change

PTB值是描述水體CaCO3結(jié)垢程度的另一種表述。當 PTB＜0時，無垢；0＜PTB＜100時，小量垢；100＜PTB＜250時，垢多且硬；PTB＞250時，結(jié)垢極其嚴重。圖8為結(jié)垢程度PTB值與溫度及混合比例的關(guān)系圖，由圖可知，當A16井館陶組水源井水與沙三段地層水以不同比例混合后，PTB值均高于未混合前的單一水源井水以及沙三段地層水。在混合比例為 5∶1～1∶3，PTB值大于 100，結(jié)垢程度為垢多且硬，混合水比例為 3∶1時出現(xiàn)最大值，隨著地層水比例的升高，PTB值進一步降低。當混合水比例達到 1∶5～1∶7時，PTB 值小于 100，結(jié)垢程度為少量垢。

綜上可知，無論哪種比例混合，都有結(jié)垢可能，在原油二級分離器的高溫低壓環(huán)境，結(jié)垢能夠達到最大化，這也是為什么原油一級分離器水相結(jié)垢程度輕，原油二級分離器水相結(jié)垢程度嚴重的主要原因。

3 防垢措施

通過分析，發(fā)現(xiàn)了油田原油分離器管線結(jié)垢的原因，只有避免沙三段生產(chǎn)水和水源井水混合后進入原油分離器，不讓生產(chǎn)水中高濃度的HCO3-、CO32-等成垢陰離子和水源井水中高濃度的 Ca2+等成垢陽離子結(jié)合，才能真正地遏制住原油分離器的水相結(jié)垢。結(jié)合油田實際，平臺采取了以下措施。

3.1 避免生產(chǎn)水和水源井水混合進入原油分離器

水源井水進入原油分離器的途徑，為核桃殼反洗污水轉(zhuǎn)液進入原油流程，通過大量實驗，反洗污水直接進入污水處理系統(tǒng)，不會對水質(zhì)處理造成影響。因此，反洗污水流程經(jīng)過優(yōu)化，調(diào)整至生產(chǎn)水除氣罐入口，可從根本上避免水源井水和生產(chǎn)水混合進入原油分離器，也就阻斷了水源井水的成垢陰離子和生產(chǎn)水成垢陽離子的結(jié)合。

3.2 控制進入原油二級分離器的水量

因為沙三段地下水自身的各種離子成分，也有結(jié)垢的可能性，且污水系統(tǒng)各設(shè)備收油、排底水等操作，少量的水源井水還是會通過污油泵、閉排泵進入原油處理系統(tǒng)。對于原油二級分離器來說，只要降低了進入原油二級分離器的水量，也就從總量上降低了各種成垢離子濃度。通過投用和調(diào)試原油二級分離器水室調(diào)節(jié)閥，同時結(jié)合原油一級分離器水腿的調(diào)節(jié)，讓進入原油二級分離器的原油含水率從 20%降至5%，從而進入原油二級分離器的水從200m3/d減少到大約40m3/d。在總體上，控制了原油二級分離器各種成垢離子的濃度。

3.3 優(yōu)化藥劑注入流程

原防垢劑注入流程只是從污水處理第一級開始注入，而從井口到原油分離器出口，都沒有防垢劑注入。因此原油分離器分離出的水是不含防垢劑的。雖然原油一級分離器的壓力和溫度對成垢不是有利條件，但是在水相調(diào)節(jié)閥處，也容易結(jié)垢。通過對防垢劑進行重新選型，確定了能夠同時滿足油相和水相注入的防垢劑 BHF-16，注入到生產(chǎn)管匯，讓原油分離器中的生產(chǎn)水中含有防垢劑而減緩結(jié)垢。

3.4 調(diào)整原油二級分離器的溫度

原油二級分離器的溫度受海管原油外輸溫度的制約，可調(diào)整的范圍很小。根據(jù)結(jié)垢的趨勢預(yù)測圖，溫度越低越有利于緩解結(jié)垢，操作班組將原油二級分離器的溫度從70℃調(diào)至67℃。

4 應(yīng)用效果及結(jié)論

2018年12月項目完成前，對原油分離器水相出口管線先后進行了2次機械除垢，1次申請停產(chǎn)檢修專項除垢，不但造成的人力物力以及產(chǎn)量損失是巨大的，且可能出現(xiàn)重復(fù)性工作，是制約油田穩(wěn)定生產(chǎn)的頑疾。采取上述措施后，原油一級分離器水相出口調(diào)節(jié)閥拆卸清洗頻率從每季度1次降低到1年1次，之前原油一級分離器至原油二級分離器之間的原油加熱器清洗頻率也從 1年 1次外委清洗，降低至 2年1次清洗。通過定期拆卸管道檢查，各原油分離器水相出口管線內(nèi)部結(jié)垢趨勢也得到了緩解。

本油田打破傳統(tǒng)的防垢方式，屬于一種創(chuàng)新的防垢思維，也為其他油田在類似問題處理方面提供了理論依據(jù)和實踐經(jīng)驗。