馬云， 張健豪， 王漢雄， 郝健， 王奇， 白海濤*

(1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院， 陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術(shù)重點實驗室， 西安 710065；2.西部低滲-特低滲油藏開發(fā)與治理教育部工程研究中心， 西安 710065； 3.延長油田股份有限公司化驗中心， 延安 716000 )

隨著油田開發(fā)進入后期，單井產(chǎn)量降低，而地層水含量越來越高[1-2]，為降低成本，部分油田或邊際油區(qū)不得不采用罐車?yán)\、混層集輸工藝，但孟園園等[2]、李遠朋等[3]、黃雪松等[4]發(fā)現(xiàn)此類集輸工藝普遍面臨一個難題：當(dāng)不同層地層水在聯(lián)合站收油管線混合以后，因彼此不配伍導(dǎo)致收油管線結(jié)垢堵塞。

目前油田阻垢常規(guī)方法是化學(xué)阻垢法[5]，該方法應(yīng)用非常廣泛，如李艷琦等[6]通過分析酒東油田注水系統(tǒng)的結(jié)垢問題，發(fā)現(xiàn)結(jié)垢產(chǎn)物主要為碳酸鈣垢，還含有少量的硫酸鈣垢，通過添加聚天冬氨酸(polyaspartic acid，PASP)作為阻垢劑，利用其螯合作用使晶體形態(tài)發(fā)生畸變，有效解決了酒東油田采出水回注的結(jié)垢問題；劉通等[7]同樣發(fā)現(xiàn)PASP可以解決寺灣油田雨岔區(qū)塊油井管桿的結(jié)垢問題；孫玉鵬等[8]也利用化學(xué)阻垢法解決了陜北某油田注水系統(tǒng)結(jié)垢問題；國內(nèi)外學(xué)者Li等[9]和Shahzad等[10]系統(tǒng)地對各類結(jié)垢類型、阻垢劑和應(yīng)用研究進展進行了綜述，同時也指出阻垢劑針對性較強，合理的選擇會起到防垢作用，否則會起反作用。因此，單一的化學(xué)阻垢法并不適用于混層集輸管線的防垢，一方面，由于罐車?yán)\站至內(nèi)隨機混輸，多層位地層水之間的不配伍導(dǎo)致的結(jié)垢類型時刻在發(fā)生變化，化學(xué)阻垢困難，添加一種阻垢劑難以同時對多種無機鹽垢同時產(chǎn)生阻垢效果；另一方面，隨著開采進入后期，采出液礦化度也逐年提高，阻垢劑的加量也需隨之提高才能起效，導(dǎo)致阻垢成本極高。機械式清管器也是集輸管線常用的清垢技術(shù)之一，Gao等[11]提出了泡沫清管器有效應(yīng)對原油集輸管道蠟沉積造成的堵塞，但通常清管器只適用于蠟、水合物造成的管道堵塞以及一些結(jié)構(gòu)松散、硬度較低的垢，面臨油田上結(jié)構(gòu)致密、硬度高、吸附力強的碳酸鈣垢、硫酸鋇垢等無機鹽垢[12]，機械清管器不能起到預(yù)期效果還會面臨卡管等風(fēng)險。上述問題已普遍存在于各大原油集輸處理聯(lián)合站，阻垢、清垢難度和成本日益增加。因此，亟須研制出一種針對此類采出水礦化度高、管線結(jié)垢類型復(fù)雜、多變工況的高效低成本的防治解決方法。

年處理量50萬t的陜北油田X聯(lián)合站就存在上述問題，且隨著采出液含水率攀升，集輸管道堵塞問題日益嚴(yán)重。該站采用油罐車?yán)\采出液至站內(nèi)集輸系統(tǒng)，采用高位差卸油，從卸油臺至沉降罐連接有超過80 m管道，在常年滿負荷運轉(zhuǎn)情況下卸油臺與沉降罐液位差最小時僅0.3 m，管道內(nèi)流速小更增加了結(jié)垢物沉積管道內(nèi)的概率，導(dǎo)致集輸管線的頻繁堵塞，嚴(yán)重影響收油系統(tǒng)的正常運行。現(xiàn)通過采出水水質(zhì)分析、垢樣組成分析、配伍性研究，明確不同層位采出水相遇后的配伍性、結(jié)垢物成分以及結(jié)垢量，并結(jié)合Fluent模擬定點計算出結(jié)垢更易生成的位置，提出化學(xué)阻垢與定點機械清垢相結(jié)合的復(fù)合式清垢工藝，有望針對性地解決現(xiàn)場混層集輸?shù)膶嶋H問題。

1 實驗材料與方法

1.1 試劑與儀器

石油醚、鹽酸、氫氧化鈉、硝酸銀、甲基紅、氯化鋇、酚酞、甲基橙均為分析純。HK-8100 型電感耦合等離子發(fā)射光譜儀(inductively coupled plasma，ICP)，北京華科易通分析儀器公司；D/MAX-2400型X射線衍射儀(X-ray diffraction，XRD)，日本理學(xué)株式會社；Quantu 600F 掃描電鏡(scanning electron microscope，SEM)，美國FEI公司。

1.2 原理與方法

1.2.1 水質(zhì)分析

實驗水樣為陜北油田X聯(lián)合站不同層位的單井采出水，水質(zhì)分析參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) 《油氣田水分析方法》(SY/T 5523—2016)[13]。

1.2.2 堵塞物組成分析

將堵塞產(chǎn)物放于105 ℃條件下烘干2 h測其含水率，干燥后樣品在研缽中研細后備用，用石油醚萃取出其中的有機物，放入馬弗爐中至550 ℃和950 ℃下分別煅燒2 h，測定其煅燒減量，對煅燒后的堵塞產(chǎn)物加酸溶解，濾液測其陽離子含量，濾渣用于測定酸不溶物，并使用D/MAX-2400型X射線衍射儀對烘干后的堵塞產(chǎn)物進行化學(xué)成分分析。

1.2.3 采出水配伍性研究

將不同層位水樣按一定比例進行混合后置于水浴鍋中60 ℃恒溫12 h后取出，用0.45 μm濾膜抽濾烘干，稱取垢的質(zhì)量。

1.2.4 化學(xué)阻垢技術(shù)研究

在不相配伍的水樣混合時添加一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)的阻垢劑，同時做空白對照組，并利用SEM觀察添加與未添加阻垢劑時形成的結(jié)垢物的微觀形貌變化。

1.2.5 Fluent模擬計算集輸管線內(nèi)流速分布

利用Fluent軟件模擬計算出X聯(lián)合站集輸管線內(nèi)流速最慢、結(jié)垢物最易沉積的管段，在此管段安裝清管器將松散的垢進行定期清除。

2 結(jié)果與討論

2.1 水質(zhì)分析

聯(lián)合站進站采出水水質(zhì)分析結(jié)果見表1。

表1 采出水水質(zhì)分析結(jié)果表Table 1 Water quality analysis of produced water

2.2 結(jié)垢樣品分析

從現(xiàn)場輸油管線不同位置分別取3種垢樣，見圖1，采用化學(xué)容量法和XRD對垢樣與酸不溶物進行分析。

結(jié)垢樣品分析結(jié)果見表2，XRD分析結(jié)果見圖2和表3。

2.3 采出水配伍性實驗

根據(jù)表1采出水水質(zhì)分析，已初步了解各層位采出水特質(zhì)，為更充分了解各地層水混合后的配伍性特征，分別測試了不同層位與同層位之間的配伍性[14-16]，實驗前采出水已除去水中的油和懸浮固體顆粒，實驗在60 ℃下進行，反應(yīng)時間12 h。

圖1 輸油管線不同位置結(jié)垢物外觀圖Fig.1 Scaling pictures at different locations of oil pipeline

表2 不同位置垢樣成分分析結(jié)果Table 2 Analysis results of scale samples at different locations

圖2 輸油管線垢樣XRD圖譜Fig.2 XRD spectrum of scale sample in oil pipeline

表3 輸油管線垢樣XRD分析結(jié)果對比表Table 3 XRD analysis results of scale sample in oil pipeline

2.3.1 不同層位地層水之間的配伍性

分別進行了長6與長2、延10與長6、延10與長2三種不同層位地層水之間的配伍性實驗，體積比1∶1，結(jié)果見圖3。

圖3 不同層位地層水間配伍性評價Fig.3 Evaluation of compatibility of formation waters from different formations

2.3.2 同層位地層水之間的配伍性

長2、長6同層位地層水之間的配伍性實驗結(jié)果如圖4所示。

圖4 同層位地層水間配伍性評價Fig.4 Evaluation of compatibility of formation water from same formations

由圖4可知，長2地層水之間配伍性較好，長6地層水之間配伍性較差，且結(jié)垢量差異較大，這與3.1節(jié)中水質(zhì)分析結(jié)果一致，長6層位地層水水質(zhì)存在差異，有結(jié)垢趨勢，長2同層位地層水水質(zhì)相似，配伍性較好。

2.4 清垢技術(shù)研究

2.4.1 化學(xué)清垢技術(shù)研究

圖5(a)為添加阻垢劑生成的碳酸鈣晶體，圖5(b)為添加100 mg/L的YS-1阻垢劑后生成的碳酸鈣晶體。

圖5 阻垢劑對碳酸鈣結(jié)垢微觀形態(tài)影響對比掃面電鏡圖Fig.5 Comparison of the effect of scale inhibitors on the microscopic morphology of calcium carbonate scaling

由圖5可知，未添加阻垢劑時形成的碳酸鈣晶體是規(guī)則的正六面體結(jié)構(gòu)，加入100 mg/L 的YS-1阻垢劑后形成的碳酸鈣晶體為較為疏松的球形棉絮狀，阻垢劑并非完全不生產(chǎn)垢，阻垢劑對碳酸鈣具有良好的晶體畸變作用[17-20]，直觀上可以看出添加阻垢劑后瓶壁潔凈光滑，說明該阻垢劑改變生成的晶體結(jié)構(gòu)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模擬計算集輸管線內(nèi)流速分布

機械清垢是傳統(tǒng)最為直接有效的清垢方式，利用Fluent計算機模擬技術(shù)模擬了集輸管線內(nèi)流速的分布，以確定流體相對較低、更易結(jié)垢區(qū)域[21]。圖6(a)為X聯(lián)合站工藝流程圖，其中，DN為管線內(nèi)徑，L為管線長度，V為卸油池容積。將其中卸油臺至儲罐的集輸管線部分導(dǎo)入至Fluent中，如圖6(b)所示。按50萬t原油采出液量，管徑300 mm，計算出管內(nèi)流速為0.2 m/s。管內(nèi)流體設(shè)定為兩相流，含水體積分?jǐn)?shù)50%，邊界條件采用速度進口壓力出口，進口速度分別設(shè)為0.2 m/s，出口壓力利用P=ρgh(密度ρ近似取油水混合密度900 kg/m3,g為重力加速度，h為流體高度)，出口壓力設(shè)為88 200 Pa，網(wǎng)格劃分方式采用適用于流體的三角形，見圖7，進行計算，得到集輸管線內(nèi)流速分布見圖8。

圖6 X聯(lián)合站工藝流程圖Fig.6 Process flow chart of X union station

圖7 網(wǎng)格劃分細節(jié)圖Fig.7 Details of meshing

圖8 流速分布圖Fig.8 Flow velocity distribution diagram

由圖8可知，由于原油的黏性作用在AB水平管段內(nèi)流速下降很快，且在B點處流速降至最低，在A截面處流速分布如圖8(a)所示，在中心流速最高可達0.57 m/s，而在界面B處時中心流速降至0.2 m/s，如圖8(b)所示，在此管段更易發(fā)生結(jié)垢。因此，可以確定將清管器安裝在此位置效果最佳，進行定期清垢。

2.4.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

分別選取來自不同層位的地層水，各取100 mL過濾后的水樣進行混合，一組添加100 mg/L的YS-1阻垢劑，同時做一組空白對照組。可以發(fā)現(xiàn)，未添加阻垢劑的水樣混合后在瓶壁、瓶底均生成一層沉淀緊緊附著在表面，而添加YS-1阻垢劑的實驗組沉淀難以附著在壁面上，極大地降低了清管器的作業(yè)難度，這是因為添加的阻垢劑可以與成垢金屬離子螯合，使晶體發(fā)生畸變，生成的螯合物松散，不易結(jié)垢在管壁。

3 結(jié)論

(1)造成X聯(lián)合站結(jié)垢的主要原因是不同層位的采出液不配伍產(chǎn)生多種無機鹽垢，其中以碳酸鈣、硫酸鋇為主，含有少量硫酸鈣、硫酸鍶、碳酸鎂等。

(2)由于不同層位地層水的極不配伍性，且礦化度高，生成無機垢不可避免，且生成的硫酸鋇垢十分致密，單一的化學(xué)阻垢和機械清垢技術(shù)都不能滿足現(xiàn)場的需求，建議使用阻垢劑與清管器相結(jié)合的方式，先利用阻垢劑的晶體畸變作用改變生成垢的晶體結(jié)構(gòu)，降低其黏附力，再配合清管器進行定期疏通。

(3)利用Fluent計算機模擬技術(shù)可以計算出管線內(nèi)流速低、易結(jié)垢區(qū)域，以確定清管器安裝最佳位置，便于清管器定點、定期、高效地對結(jié)垢嚴(yán)重管段進行疏通。

(4)受地形和成本制約，目前很多聯(lián)合站接收多層系來液，集輸管線面臨含水率高、多層水系不配伍導(dǎo)致結(jié)垢嚴(yán)重問題，通過復(fù)合清垢技術(shù)對該類集輸管線清垢工作具有重要的借鑒意義和廣闊的應(yīng)用前景。