大港南部油田注水管道除垢节能技术的应用.pdf

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1、■技木·疸用，Technology&Application大港南部油田注水管道除垢节能技术的应用郭成平常铭赵留阳于嘉亮宁亚军(大港油田公司第三采油厂工艺所)摘要大港油田南部地区污水水性较差，污水矿化度高，温度高，因此，地面管网结垢现象普遍，影响注水井正常配注。为完成配注任务，泵站必须提高运行压力或采用增注泵注水，造成超压安全隐患，并且系统无功损耗增加，注水系统整体效率下降。针对上述问题，通过现场调研，结合注水管道取管段样分析，引进了注水管道通球、化学清洗、物理清洗(射流)等成熟的工艺技术。对结垢严重的52条

2、注水干线、135条单井注水管道实施除垢，全部取得成功，达到了预期的效果，经济及社会效益显著。实现初期日节电26320kwh，注水管道压损平均降低4MPa，解决欠注井58口，增加注水量1783m。／d，节省管道更换费用650万元，而且降低了管道对回注水质的二次污染。关键词油田注水管道除垢通球化学清洗射流二次污染D0l：10．3969／i．iSSIq．2095-1493．2013．004．010大港南部油田回注污水水性较差，矿化度高统无功损耗增加，系统整体效率降低。另外，由于(2X10～4X10mg／L)，温度

3、高(55～70℃)，造管道结垢压损大，造成部分水井采取单井增注，能成注水管道结垢(图1)严重。经现场调查统计，耗增加，管理及维修工作量增加。目前在用的100条注水系统管道中压损超过3．0MPa1．2水质二次污染严重的有20条，总长度26．2km，平均压损达到4多年来，只重视污水处理系统表面的运行，对MPa；在用的484条注水井单井注水管道中压损大污水处理系统的运行过程控制及日常管理不到位，于3．0MPa的68条，总长度38．86km，平均压损5．8储罐定期清砂、排污的制度没有形成，大部分储罐MPa。由于管道

4、结垢严重压损大，管道末点压力沉砂、积油，造成水质严重的二次污染(表1)。低，造成注水井欠注、系统无功损耗增加，同时对表1部分管道二次污染取样数据回注污水水质形成二次污染，影响油田注水开发。目一污lO．4冒四注15．0官l2站27．6官33-5726．0官一污lO．4官八注16．2官9站16．8官33—7449．4自一污7．2自一注7．2自1站8．4自8—1121．01．3形成安全隐患图1注水管道结垢图片由于管道结垢，压损增大，系统运行压力升1存在的问题高，造成地面注水设施承压升高，形成安全隐患。1．1无功损

5、耗增加，系统效率降低2除垢技术研究与应用由于注水管道结垢压损大，管道末点压力低，为了解决南部油田注水管道结垢问题，对不同为保证配注泵站需提高运行压力，因此造成注水系管道、不同垢质进行了深入细致的研究分析，制定出不同的技术方案，优选了3种除垢技术即注水管第一作者简介：郭成平，工程师，1984年毕业于大港石油学校(采道通球除垢技术、化学清洗除垢技术、“射流”(物油工程专业)，1994年中国石油大学采油工程系函授毕业，从事注理)除垢技术，解决了南部油田注水管道结垢问水工艺技术研究工作，E-mail：gu0chpi

6、“g2@petr0china．corn．cn，地址：河北省沧县大港油田公司第三采油厂工艺所，061035。题，取得可观的经济及社会效益。281www．syshjn．c。m