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时间:2020-03-22
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1、设备管理庄二增管线结垢问题探讨卫胜利(长庆油田分公司第十二采油厂,甘肃庆阳745400)摘要:本文针对庄二增管线的结垢问题进行探讨。对垢样浓度远大于饱和浓度。如果盐类溶解度较大,则溶解的离子和进行分析,得出庄二增结垢主要为BaSO4垢、SrSO4垢和CaCO3粒子浓度都较高,晶核形成后很容易生长,所以该区域可以认垢。结合实际的生产情况分析结垢原因主要是采出液的不配为是过饱和区,在这个区域中晶核形成但晶格并不生长,晶体伍,高含水率、高含盐度,采出液中CO2、O2、H2S等溶解气,以也不析出。及结蜡等。论文针对相应问题,提出控制注水,
2、进行堵水措施;(2)沉降作用投加高效防蜡剂,进行清蜡;配伍性好的采出液进同一增压站;利用沉降力将水中的污垢粒子通过力的作用出现沉降、分研究适合的缓蚀阻垢剂配方等建议离等现象,而利用剪切力能够使水中的污垢粒子脱离水面,从关键词:结垢;配伍性;阻垢剂;阻垢原理;挤注技术而达到沉降作用,是污垢便于被完全清理。在利用沉降力时需结垢是油田集输过程中常遇的问题,特别是在油田开发的要结合水中污垢的种类、大小以及密度等进行适当调整,例如中后期,结垢问题是不可避免的。原油经管线运输过程中由于铁锈、粘土等污垢物质的密度不同,承受沉降力的范围也不同;温
3、度、压力等因素的变化,在集输管道结垢,给生产带来严重的而在利用剪切力时控制力度大小,如果剪切力过大容易将污垢影响,使生产中的问题更加复杂化。粒子分散,而力度过小无法将粒子进行脱离,难以达到沉降1结垢现状作用。庄二增压站于2009年12月投入运营,2011年发现结垢。3清防垢措施的应用目前庄二增压站管理油井77口,承担200m3/d的原油处理及输3.1物理清垢技术送任务。站内发现结垢部位主要在总机关-加热炉-缓冲罐进物理清垢技术主要利用物理学原理,通过在处购设备中添口,结垢厚度在3~22mm。输油管线结垢厚度在2~10mm。结垢加内
4、振系统和高速喷射管嘴,清理剂放入设备中后将喷射管嘴导致管线压力升高明显。管线拐弯、焊口、闸门等滞留区结垢投放到管道中,利用水流速度带动喷射管嘴运动,并利用水压更为严重。结垢问题严重还表现在:冬季外输温度甚至低于将内振系统启动,通过压力使内振系统收缩膨胀后将清理剂快30℃,各井场至增压点输油管线压力一直维持在较高水平,扫线速喷射到管道内部,并通过高压以及高速的作用产生大量空不起作用。管线结垢问题严重影响了站点的正常生产。炮,强力将管道内污垢打碎、喷落,使掉落的污垢与清理剂溶液2结垢原因及机理同时被带出管道,并从排污口处留出,达到清除
5、污垢的目的。2.1结垢原因分析3.2投加化学阻垢剂防垢(1)采出液的不配伍性,高含水率、高含盐度导致结垢(1)反应+络合(螯合)机理高含水油井占到总井数的一半左右,目前,庄二增的综合阻垢剂在水中解离后的阴离子与成垢的阳离子通过反应+含水率在38%左右。含盐量在10000mg/L以上的有38口,占总络合(螯合)产生稳定的水溶性的环状结构,起到防垢效果。井数的49.35%。含盐量最高达到28933mg/L。由于采出液的高(2)吸附机理含水含盐,对管壁的腐蚀性很强,并产生腐蚀物,改变管壁的光阻垢剂的吸附可通过两种机理起阻垢作用:一是晶格
6、畸变滑度,改变了管壁内的流体流态。机理,这是由于阻垢剂的吸附,使垢表面的正常结垢状态受到(2)采出液中CO2、O2、H2S等溶解气导致结垢干扰(畸变),抑制或部分抑制了晶体的继续长大,使成垢离子采出液中的溶解氧可以形成OH-与管线腐蚀形成的Fe+处在饱和状态或形成松散的垢为水流带走;另一是静电排斥机2生成Fe(OH)3或者铁锈Fe2O3。原油储层一般都伴生有细菌如硫细理,这是由于阻垢剂(非离子型阻垢剂除外)在垢表面吸附,能菌等。当原油采出后,环境条件的改变,为细菌的快速大量繁形成扩散双电层,使垢表面带电,抑制了晶体间的聚结,阻垢剂
7、殖提供了有力条件,H2S在硫细菌的氧化作用下最终转化成硫也可在结垢表面吸附,形成同样的扩散双电层,使结垢表面带酸盐,氧化作用导致管壁腐蚀。硫细菌在繁殖的过程中又会产电,从而使晶体也不能在结垢表面沉积,达到防垢的目的。生排泄产物,会加剧管道的腐蚀。4结语(3)结蜡导致结垢针对庄二增的结垢情况,目前最有效的方法就是采用物理庄二增所属庄36区块,原油低凝点,低密度的特征。说明清垢或者更换管线。油田防垢挤注技术就是将化学处理制剂原油的石蜡含量较高。原油采出过程中,由于压力变化,温度倒入井身内部周边得到地层中,利用化学物质中的一些成分与降低
8、,溶解气析出等变化,使原油对蜡的溶解能力降低,蜡结晶污垢产生化学反应后形成新物质沉淀在其他介质中,而这种生很容易析出并附着在管道内壁,并为垢结晶提供结晶核心,成成物在进行开井作业后会通过降解以及蒸发等现象消失掉,并为垢的一部分。对微溶盐来说,晶核是
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