柳佳辰(中国石油大学)
高凝油掺水管网阻垢工艺现场试验
柳佳辰(中国石油大学)
针对油田高凝油掺水管网系统特定水质,分析了掺水系统污水的水质特点和垢样组成成分,明确其腐蚀结垢原因。通过开展药剂配方的筛选复配,筛选出了具有缓蚀、阻垢和乳化分散功能的高效阻垢剂,为验证其现场应用效果,完成了现场试验工艺设计和加药装置的制造安装,开展了油田掺水管网现场阻垢试验,设计了高凝油掺水管网缓蚀阻垢方案。通过现场试验,减化了管道及加热炉的结构,降低掺水压力1%左右,提高加热炉热效率5%以上。
高凝油掺水管网阻垢节能
辽河油田作为国内最大的高凝油生产基地,油井地面集输系统都采用双管掺水伴热,所掺热水是将原油伴生的污水脱出软化后再次利用。由于污水的性质不同,一些污水虽然经过一系列处理,但水质仍然较差,其显著的特点就是总碱度高,含有大量的钙、镁等易结垢离子和氯、硫酸根等易腐蚀离子;在温度和压力等条件变化下容易在管道内壁析出结垢并产生垢下腐蚀,每年给油田掺水管网的管理带来很大困难,浪费了数百万立方米的天然气,造成了巨大的经济损失。
目前,成熟的水处理剂配方对通常条件下的结垢问题虽有较好处理效果,而一旦应用于高温高压条件下,阻垢剂就无法达到阻垢缓蚀控制目标;因此,需开展此方面研究,解决高凝油掺水管网的腐蚀结垢问题。
针对油田油井地面掺水管网系统结垢问题,通过水质和垢样分析明确结垢原因,对垢样进行微观形态分析揭示结垢机理并确定阻垢工艺技术。采取室内静态及动态模拟试验,筛选复配适用于高凝油掺水管网系统的高效阻垢剂[1]。
以油田地面掺水管网为对象,采集现场掺水及管壁垢层,测量分析掺水中各项水质指标:总残渣量、总溶解固体量、钙硬度、总硬度、总碱度、总矿化度,以及石油类、SO42-、Cl-、溶解氧和CO2的含量。垢样组成分析项目包括:含水率、氧化钙含量、酸不溶物量、灼烧碱量、石油类和总铁含量,利用电子扫描电镜(SEM)和X射线衍射(XRD)观察垢样表面微观形态和主要化学组成,明确结垢原因并根据结果选择阻垢方法。通过对高凝油掺水管网的污水水质和垢样成分分析,确定了高凝油掺水管网结垢的主要类型是以碳酸钙为主的钙垢和以残渣为主的油质污垢,SEM和XRD结果显示垢层的生成方式为晶格增长型(图1)。
图1 加药前后垢样SEM照片(放大倍数10000)
针对腐蚀结垢原因,筛选复配出具有阻垢、缓蚀和分散功能的阻垢剂,阻垢剂主要由聚磷酸盐、锌盐、有机磷羧酸、有机膦酸和乳化分散剂组成。该阻垢剂阻垢效果好、钙容忍度高、热稳定性优良,并与油田水中化学物质配伍性较好。动态模拟实验结果表明,即使在95℃高温下阻垢率和缓蚀率均能保持98%以上。
在实验室完成了药剂筛选及复配试验,对复配阻垢剂阻垢性能进行评价后开始进行现场应用试验。根据实验结果进行现场选址,并设计制造配套试验设备,调整现有管路,架设试验对照管线,完成了试验装置的安装及调试。
针对高凝油掺水的典型结垢,采用的阻垢工艺集投加阻垢剂与性能评价于一体,设置对照管线来测定阻垢率以真实地反映阻垢剂的应用效果。利用自主设计制造的阻垢装置在现场进行了为期3个月的中试试验。评价结果表明,投加阻垢药剂后管线的结垢厚度不超过原来的35%,阻垢缓蚀率达到96%,中试结果验证了方案能够阻止油田掺水管网结垢腐蚀的有效性。
可以在不改变原有掺水管线基础上加装该阻垢工艺,通过投加药剂减少系统的结垢程度,延长管线清洗周期,为生产管理提供有力的技术支持,进而减少因结垢带来的经济损失,保障生产正常运行。
管网及加热炉的结垢速度不到原来的三分之一,降低管网压力1%左右,加热炉酸洗由每年1次可改为3年1次,管线酸洗由3年1次改为10年1次,平均加热炉热效率提高5%以上。平均每年节约酸洗费13万元,减少更新管线费用、加热炉费用10万元,年节约天然气10.1×104m3,价值6.2万元,扣除加药费1.5万元,合计节约资金27.7万元。
1)新型阻垢剂的研制使用,解决了一般阻垢剂在高温环境中阻垢率低和易分解等缺点,适用于油田水高钙、高含油以及含有多种聚合有机物的特点。
2)自主设计的阻垢装置打破了传统的挂片法或拆卸原油管线法,利用对照管线评价阻垢效果,不会对掺水系统造成破坏,集投加阻垢剂与阻垢效果评价于一体,使装置占用空间小,作业效率更高。
3)新型阻垢工艺经济可行,能够有效解决高凝油掺水管网的结垢问题。
[1]齐冬子.敞开式循环冷却水系统的化学处理[M].2版.北京:化学工业出版社,2006:16-18.
10.3969/j.issn.2095-1493.2015.002.005
2015-11-20)
柳佳辰,现就读于中国石油大学(北京)(石油工程专业),E-mail:394133936@qq.com,地址:北京市昌平区府学路18号润杰公寓1号楼450室,102200。