油田地面集输系统沉积物组成分析及处理工艺优化

李庆云，隋欣，王宝辉，吴红军，李莉，苑丹丹，聂春红，董晶

（东北石油大学化学化工学院，石油与天然气化工省高校重点实验室，黑龙江 大庆 163318）

随着油田原油开采程度的不断加深，原油的开采开发已经步入二次、三次采油阶段，特别是三次采油技术的实施[1-2]，聚合物驱油为主的化学驱油[3]得到了广泛的应用，在提高原油采收率的方法中，聚合物驱油占有重要的地位[4-5]。目前聚合物驱油技术在我国各油田的应用已大规模展开[6-8]。但聚合物驱油作业的综合含水率为80%左右[9-10]，依靠改善聚合物驱油技术提高原油采收率，获得原油稳产和高产的同时[11-14]，大量聚合物驱采油污水的处理难度也随之增大。与常规采油污水相比，聚驱采油污水具有以下特点：①组成上除含有石油烃类、固体颗粒、无机盐、细菌等常规物质外[15]，污水中还含有大量的难生物降解的高分子聚合物；②污水的黏度大，并随其浓度的增加而增大[16]；③污水中的油滴分散度高，不利于聚并和浮升，加大了油水分离的难度；④污水中含有大量的乳化剂[17-19]。由于破乳困难，导致采出液的水质进一步劣化。随着携带物含量的增加，采出液的水质呈现较复杂的状态，增加了油田后续处理的难度。

聚合物驱油是指向注入水中添加一定量的聚丙烯酰胺，使其具有较高的残余阻力系数以及黏弹效应。随着油田的不断开采，原油含水量逐渐增加，流动性好、阻力低、注入压力低的低浓度聚合物已不能满足实际生产。聚合物浓度越大，地层渗透率越小，聚合物吸附滞留量越大[20]。随着聚合物用量的增加，采收率不断增加，含水量逐渐减少[21]。因此，采用高浓度聚合物驱油，可以降低驱替相的流速，增大驱替相与石油的作用强度，提高油田采收率。

由于聚合物驱油采出液中聚合物的存在，使得采出液黏度增加，造成采出液油水乳化严重，油珠粒径减小，含油量、悬浮物浓度、油层携带物含量增加。因而，容易发生堵塞现象，严重危害地面管线系统。采出液中的碳酸根和钙、镁等成垢离子易在管道内结垢，甚至发生垢下腐蚀。针对以上情况，本文通过仪器表征及化学分析的方法对高浓度聚合物驱油采出液及其携带物进行物性分析，为油田采出液处理工艺的优化提供有效数据及理论依据。

1 实验部分

1.1 样品来源与实验仪器

（1）样品来源 待测样品为高浓度聚合物驱油 的油田地面集输系统中的沉降节点（某转油站1 号分离缓冲游离水脱除器）、提温节点（某联合站1号1.16MW 加热炉）、净化油缓冲罐节点（某联合站1 号净化油缓冲罐）的携带物。

（2）实验仪器 Tensor27 型红外光谱仪，德国Bruker；JSM-35CF 型扫描电镜，日本电子；D/MAX-2200型X射线衍射仪，日本理学；原子吸收光谱仪，北京普析通用；722E 可见分光光度计，上海光谱仪器有限公司；DRZ 型马弗炉，南京电炉厂。

1.2 实验方法

对沉降节点、提温节点、净化油缓冲罐节点携带物进行红外分析（FTIR）、扫描电镜分析（SEM）和X 射线衍射（XRD）分析，采用酸化-煅烧-原子吸收法进行精细分析。取一定量的携带物，用450℃马弗炉煅烧，除去携带物中的有机物，采用化学分析中的重量法得到有机物含量；将部分粉末状的携带物采用FTIR 和XRD 进行沉积物表征分析确定其组分，采用SEM 对携带物形貌进行分析；再取一定量携带物酸溶、赶酸，待冷却后滤出酸不溶物并称重，此记为硅酸盐；将滤液转移至容量瓶中定容，并运用AAS、ICP 和UV/Vis 对金属阳离子（K、Na、Ca、Mg、Fe、Ba)以及Si 离子含量进行测定，折算成相应的氧化物及盐类含量。通过仪器表征和化学分析确定携带物的组分及含量，得出油田地面集输系统沉积物的组成及形成规律。

2 实验结果与讨论

2.1 红外光谱分析

将沉降节点、提温节点、净化油缓冲罐节点携带物进行红外光谱分析，红外谱图及数据见图1、表1。

图1 不同节点的红外谱图

表1 各节点红外谱图定性分析

2.2 扫描电镜分析

沉降节点携带物形貌如图2(a)所示，携带物为块状A 或枝状团聚体构成的大块B。提温节点携带物形貌如图2(b)所示，携带物为枝状团聚体构成的 大块，如A、B 所示。净化油缓冲罐节点携带物形貌如图2(c)所示，垢样为块状A 或枝状团聚体构成的大块B。

图2 各节点携带物微观形貌

2.3 XRD 分析

沉降节点携带物的XRD 分析图如图3(a)所示，携带物中含有大量的SiO2，少量的CaCO3，以及其他无定形物质。提温节点携带物的XRD 分析图如图3(b)所示，携带物中含有大量的CaCO3，少量的SiO2，以及其他无定形物质。净化油缓冲罐淤泥XRD 分析图如图3(c)所示，携带物的晶相主要为氧化铁，有一定量的钙长石和少量的其他物质。

2.4 化学分析

采用重量法、原子吸收光谱法、电感耦合等离子体发射光谱法和紫外可见分光光度法对各节点携带物的组成及含量进行分析测定，得到各成分含量如表2 所示。

图3 不同节点处携带物的XRD 图

表2 三个节点携带物成分对比数据

由表2 可知，沉降节点携带物中，含量最多的是硅酸盐，达到了83.467%，有机物为9.689%，有机物包括聚合物和原油等成分，另外还含有少量的CaCO3、MgCO3、Fe2O3、K2O、Na2O；提温节点携带物中，含量最多的是CaCO3达到了35.265%，其次是MgCO3达到了23.763%，Fe2O3达到了13.160%、硅酸盐达到了10.997%、有机物达到了8.221%，其中有机物包括聚合物原油等成分，另外提温节点处的携带物还含有少量的Na2O 和K2O；净化油缓冲罐淤泥中水占19.312%，有机物为76.653%，有机物包括聚合物和原油等成分，另外还含有少量的Fe2O3，微量的硅酸盐、CaCO3、K2O、Na2O。

通过红外分析、扫描电镜分析、XRD 分析和原子吸收等分析方式，对沉降节点、提温节点、净化油缓冲罐节点携带物进行全面分析得出：在形貌上，沉降节点和净化油缓冲罐携带物形貌相似，均为块状或枝状团聚体构成的大块，但沉降节点携带物较规整。提温节点携带物形貌为枝状团聚体构成的大块。在晶相上，沉降节点的携带物中含有大量的SiO2，少量的CaCO3。提温节点处的携带物含有大量的CaCO3，少量的SiO2。净化油缓冲罐淤泥主要为氧化铁，有一定量的钙长石。在组成上，沉降节点携带物中含量最多的是硅酸盐（83.467%），提温节点处携带物中含量最多的是CaCO3（35.265%），净化油缓冲罐淤泥中含量最多的是有机物（76.653%）。

3 高浓度聚驱油田地面集输系统处理工艺的分析与优化

油田高浓度聚合物驱油采出液中含有大量的无机盐，这些物质在管线内部随流程运移、相互作用、沉积结垢，并附着有大量的有机物和菌落，使系统的处理压力增大，采出液水质劣化加重。此外，携带物颗粒会磨损管道内壁，使管道腐蚀严重。管道受到腐蚀后，其质量、厚度、力学性能、组织结构、电极过程都会发生变化，这些物理性质和力学性能的变化会降低管道的使用寿命。因此，高效的采出液处理工艺是减少管道卡堵现象和防止发生垢下腐蚀的重要途径，也是提高采出液水质的有效途径。

3.1 高浓度聚合物驱油的油田地面集输系统处理工艺优化

通过对油田地面集输系统沉积物组成的分析得出：游离水脱除器节点处携带物的主要成分是硅酸盐（含量为83.467%）；加热炉节点处携带物的主要成分是碳酸钙（含量为35.265%）、碳酸镁（含量为23.763%）；净化油缓冲罐节点处携带物的主要成分是有机物（含量为76.653%，包括原油和聚丙烯酰胺等）、水（含量为19.3%）。为了降低各节点处主要携带物的含量，对高浓度聚合物驱油采出液处理工艺进行优化以延长处理工艺的使用周期。

图4 所示的工艺流程图为油田地面集输系统改进后的工艺流程图。图中主要的工艺流程是来自油井的油田采出液经计量间处理后到达三相分离器，在三相分离器进口投加破乳剂将采出液中的气、油、水三相进行分离。天然气经除油器处理后用于自耗或外输；原油经沉降罐A除去大量泥沙，再经脱水泵、脱水炉、电脱水器除去原油中的水，再将原油运至加热器B 分解聚合物，到达净化油缓冲罐计量后外输；三相分离器分离出的水以及电脱水器放出的水运至 1000m3沉降罐中沉降，再加入4%NaOH 调节pH 值至弱碱性在沉降罐C 中除去易结垢离子Ca2+、Mg2+等离子，投入防垢剂、调节剂、破乳剂进行调节使水达到回注水的各项指标，再通过热洗炉和掺水炉处理运回计量间，再重新回注到油井。采出液携带出的地层沙粒在游离水脱除器处沉降，造成该节点处携带物中含有大量硅酸盐。硅酸盐难以除去，只能通过后期的清洗工艺进行处理。经试验测定游离水前硅酸盐含量为83.467%，游离水后含量为24.164%，因此沉降可以除去大量的硅酸盐。在脱水泵前安置沉降罐A以减少泥沙的含量。

温度的升高，造成大量的碳酸钙（含量为35.265%）、碳酸镁（含量为23.763%）在加热炉节点处结垢。同时，温度升高腐蚀加剧，腐蚀产物铁氧化物也会逐渐聚集沉降。在加热炉前加入4%的NaOH 调节采油液pH 值至弱碱性，将成垢离子Ca2+、Mg2+及铁离子在沉降罐C 中沉降，有效降低加热炉内的成垢离子含量。同时，减少了因高温导致的成垢量大和垢下腐蚀的影响。

图4 油田地面集输系统工艺改进流程图

净化油缓冲罐淤泥中水（含量为19.3%），有机物（含量为76.65%），有机物包括聚合物和原油等成分。在净化油缓冲罐前安置加热器B，升高温度会使采出液中聚合物发生降解。经测定，当温度升高到60℃时，黏度平均降低了54.09%。通过安置加热器B 减少净化油缓冲罐中聚合物的含量。

3.2 高浓度聚合物驱油采出液处理系统清洗工艺选择

采出液处理系统需要进行清洗以保证其处理能力。设备和管道的清洗方法有很多，目前国内外油田主要采用化学清洗和物理清洗。化学清洗剂往往针对一种或一类物质，而物理清洗成本较低、作用效果好，得到了广泛的应用。物理清洗包括复合式套管刮垢刀清洗、高压水射流清洗、管道清洗器（PIG）清洗、气动清洗等方式，这些处理方式通常应用于含油污水集输管道的清洗。

针对该采油厂高浓度聚合物驱油采出液水质的现实状况，结合室内分析研究结果，对该采油厂工艺设备和管线清洗方法的适用情况进行分析，结果如下。

（1）PIG 物理清洗技术和气脉冲清洗技术的施工速度快，除垢率达到90%以上，能有效去除管线中的软垢，解决“含油”、“悬浮固体含量”等指标的二次污染问题，有助于控制管线中细菌的繁殖速度。投加杀菌剂和除垢剂可以提高清洗效果。

（2）对于符合条件的干线、支干线采用PIG物理清洗具有很高的性价比。不规范管线（存在变径、严重变形、机械障碍物等）则容易出现卡堵 现象。

（3）气脉冲清洗技术可清除管线中的软垢，对管网的适应性强，对管线破坏低，但废液量较多。

（4）大排量冲洗技术可清除管线中的软垢，废液产生量少，对管网的适应性强，对管线破坏低，清洗成本低，不存在卡堵风险。

综上分析可知：对于罐体，采用人工清淤；对于管线，采用PIG 物理清洗和气动清洗（气脉冲物理清洗和大排量物理清洗）相结合的技术，可以明显改善采出液的水质。

3.3 清淤周期的确定

根据游离水器前后聚合物浓度及悬浮物含量的变化，结合现场产液量及流速（需现场提供）进行估算。对比数据见表3。

游离水器前后悬浮物含量降低了88.5%，说明一大部分携带物沉积在游离水器内。通过现场调研可知，游离水器通常为φ4m×20m 的桶型储罐，其体积为251.2 m3。半年后，沉积物会达到储罐体积的五分之一（不考虑沉积物在储罐中的压实过程），淤泥厚度达到半米，此时应对储罐进行清淤处理，以免影响正常的生产。因此，合理的清淤周期为半年。

表3 游离水前和游离水后节点对比数据

4 结 论

（1）游离水脱除器节点处携带物的主要成分 是硅酸盐。采出液携带出的地层沙粒在游离水脱除器处沉降，造成该节点处携带物中含有大量硅酸盐。在脱水泵前安置沉降罐A以减少泥沙的含量。

（2）加热炉节点处携带物的主要成分是碳酸钙、碳酸镁。加入4%的NaOH 调节采油液pH 值至弱碱性，使成垢离子在沉降罐C 中沉降，降低加热炉内的成垢离子含量。

（3）净化油缓冲罐节点处携带物的主要成分 是有机物（原油和聚丙烯酰胺等）。在净化油缓冲罐前安置加热器B，使采出液中聚合物发生降解。经测定，当温度升高到60℃时，黏度平均降低了54.09%。通过安置加热器B减少净化油缓冲罐中聚合物的含量。

（4）对于管线，采用PIG 物理清洗和气动清洗相结合的技术，可以明显改善管线卡堵和水质问题。当淤泥厚度为半米左右时应该进行清淤，因此合理的清淤周期为半年。

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