集中结垢与腐蚀控制技术在长庆油田的应用liu_油井因腐蚀而结垢
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集中结垢与腐蚀控制技术在长庆油田的应用
刘清云1，张兴华2，李毓枫，史瑞雪2，项明杰
3（1.长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023；2.长庆油田分公司第四采油厂，陕西 靖边 718500；
3.长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古 乌审旗 071300）
摘要：结垢与腐蚀在国内外油田都属普遍现象，集中结垢与腐蚀控制装置利用不相容水体混合结垢与预腐蚀原理，通过改变水体化学热力学条件，人为创造结垢与腐蚀环境，诱导水体结垢与腐蚀，预消耗水体结垢与腐蚀因子，避免水体在后续管线设备中结垢和腐蚀。该技术在长庆白于山油田投入现场应用期间，水体结垢趋势降为0，腐蚀速率由0.102mm/a降低到0.048mm/a，效果良好。该技术的成功应用解决了长庆油田多层混采不能混输的生产难题。
关键词：集中结垢 预腐蚀 化学热力学 采出液 混输
油田水体结垢与腐蚀在国内外油田都属普遍现象，长庆油田进入高含水开发期以后，由于水体的热力学不稳定性和化学不相容性，以及部分区块的高浓度钡锶离子等因素单独或者共同作用往往造成注水地层、井筒特别是地面集输系统严重结垢，集输管线及加热炉因结垢堵塞、堵死，被迫更换管线及加热炉等现象也极其普遍[1]，严重影响生产。同时高矿化度采出水富含高浓度腐蚀因子，常使设备造成严重腐蚀破坏，局部腐蚀穿孔造成事故，给油田生产造成极大的经济损失。目前国内外大都采用添加缓蚀阻垢剂的方法缓解[2]，集中结垢与预腐蚀技术还未见文献报道。2008年8月，长庆油田立项，由长江大学研制集中结垢与腐蚀控制技术与装置，以解决绥靖油田采出液防腐防垢问题，使混采混输得以稳定、安全进行，在保障油田正常生产方面具有重要意义。
1.技术分析
长庆油田开采层位复杂，一直采取混采混输方式。由于不同油层采出液化学成分不同，水型各异，这些不相容水体混输时极易结垢，严重时造成新换管线三个月堵死的情况时有发生。特别是一些偏远井场，由于管道建设及更换费用高，油田作业区常常不得不放弃管道混输而改用比较原始的罐车转油方式。
1.1装置结构
集中结垢与预腐蚀现场试验装置由两部分构成，即集中结垢装置主体附加小型电加热装置，主体装置结构简图如下图1所示：
图1 集中结垢与预腐蚀装置结构示意图
该主体设备为具有一定容积的圆柱形空腔，内置活性金属丝状物和碳棒，出口端内置长效固体防垢块[3]，确保装置出水不再结垢。1.2工作原理
集中结垢与腐蚀控制装置利用不相容水体混合结垢与预腐蚀原理，通过改变水体化学热力学条件，人为创造结垢与腐蚀环境，诱导水体结垢与腐蚀，预消耗水体结垢与腐蚀因子，避免水体在后续管线设备中结垢和腐蚀。1.3 主要参数
主要技术参数
最大工作压力：2.5 MPa
额定流量= 6 m3/h
外形尺寸：L=1500 mmФ= 450 mm 设备质量：1500 Kg
设备运行质量：2000 Kg
1.4技术特点
该装置集成了加热、降压、紊乱液流、诱导结晶、电化学腐蚀电池、末端固体化学防垢等多种强化结垢与腐蚀措施，各种不同水型、不同腐蚀性水体在混合进入该装置后能最大限度地反应消耗掉结垢因子和腐蚀因子，使水体稳定性大大增强,水体后续结垢趋势明显减弱减弱，腐蚀速率液大大降低。1.5关键技术
长江大学研制的集中结垢与预腐蚀装置设计应用了不配伍水体混合结垢、改变水体化学热力学条件致垢及电化学腐蚀电池加剧腐蚀而消耗水体结垢与腐蚀因子等关键技术，采用填充物诱导结垢，辅助以内部加热，大大加速了水体结垢与腐蚀因子消耗，避免水体后续结垢和腐蚀。
从理论方面分析，要集中促进结垢，必须具备最基本的结垢条件，即水体混合后同时具备成垢的阴（HCO3-、SO42-）和阳(Ca2+、Ba2+)离子。如果一种水体
含成垢的阳离子、另一种水体含成垢的阴离子，就是不配伍水体，虽然混合后理论上会结垢，但结垢或结晶有一个诱导期，而且结晶过程的周期往往较长[4]，如果是简单的混合，那垢一般会随着流动的液流聚结在集中结垢装置后续的管道上，导致集中结垢失败。装置设计的大空腔可使流速减缓，配合内置的丝状活性金属，可起到诱导结晶、紊乱液流的特殊效果，结晶结垢很快在空腔的丝状物上进行，结晶过程大大缩短，集中结垢效果良好。集中结垢与腐蚀控制技术的前端电加热可将采出液（30-40℃）温度提高到50℃以上，促进Ca(HCO3)2等易溶盐的分解而结晶结垢。
集中结垢与预腐蚀装置内置碳棒与活性金属，与水体构成腐蚀原电池，促进水体电化学腐蚀。电化学腐蚀反应发生时消耗了活性金属，但在消耗活性金属的同时也大大消耗了水体腐蚀因子，使水体对后续管线的腐蚀大大降低。
2．现场应用与效果分析
集中结垢技术与装置已于2009年6月—2010年1月投入现场试验，以解决不同层位单井采出液混输结垢、或者其它水源混合结垢等问题，告别偏远井组罐车拉油、管线酸洗等生产现状。现场试验期间集中结垢装置在白于山作业区35-20井场安装运行。2.1现场应用试验方案
⑴ 工艺选点
工艺试验选点的原则，主要是考虑井场是否为多层位混采，具有水体不配伍而结垢的条件，或者是富含Ca(HCO3)2水体，温度等化学热力学条件改变时严重结垢，而细菌繁殖、矿化度与硫化物含量高等腐蚀性因素也比较重要。
研究表明，白于山油田采出液水体不稳定是导致混输时水煮加热炉、管线结垢的主要原因，混输液中高含Ca(HCO3)2，矿化度也比较高，是试验的良好场所。
进一步的水质调研分析表明，白于山作业区于35-20井组共有5口油井，其中“于35-19”为Y9层，采出液富含HCO3-，而Ca2+、Mg2+等阳离子极少;其它四口井均采“长4+5”层，采出液富含Ca2+、Mg2+等阳离子，而极少有HCO3-等阴离子。两种特征鲜明的采出液非混输并不结垢，但混输结垢严重，而且全线结垢，短期即堵塞管道，于35-20井组满足现场试验条件。
于35-20井组水质分析数据如下表1所示：
从表中数据可以看出，采自长4+5层的于35-
21、于36-20和于36-21同属CaCl2水型相同，可用同一管线输往集中结垢与预腐蚀装置；而于35-19采自延9层，属于NaHCO3水型，为化学热力学不稳定水体，加热极易结垢。
⑵ 集中结垢与腐蚀控制技术现场试验工艺方案
通过以上分析，于35-20井组集中结垢与预腐蚀装置现场试验方案设计如下图2所示：
图2 集中结垢与预腐蚀装置在白于山油田的现场应用
于35-20井组现场的集中结垢装置，单独加热延9层的于35-19采出液，由于该液中极少含Ca2+离子，主要成分为NaHCO3, NaHCO3比较稳定，所以单独加热
并不结垢，但当加热的于35-19采出液与于36-20等混合后，由于结垢的阴阳离子均具备，所以立即结垢，加热之后再混合，与不加热的结果是不同的，结垢的力度要强的多，在集中结垢装置中会有大量的结垢产物聚集。
当然，如果先混合再进入电加热器加热，最后进入集中结垢装置，由于在加热之前水体中已经具备结垢的阴阳离子，即加热之前已经形成Ca(HCO3)2,在电加热器中加热立即分解结垢，结果电加热器结垢堵死，后面的集中结垢装置也有垢产生。
2.2试验结果及分析⑴ 现场观察：
现场试验装置在于35-20井场安装运行后，通过现场取样观察并现场采样分
析，装置内部结垢严重，活性金属因腐蚀导致的消耗也很明显，说明集中结垢和预腐蚀均十分明显，达到了预期效果。
⑵ 取样分析：
现场试验采样分析结果如下表2所示：
结垢阴离子：源水中结垢阴离子消耗殆尽，出口液中无可结垢的阴离子。其中SO42-、CO32-浓度为0、HCO3-也基本消失（HCO3-浓度由3124mg/l降低到284 mg/l，已与滴定分析误差在同一水平）。
结垢阳离子： Ca2+浓度：11834mg/l，因预结垢消耗有所降低，但仍然很高。⑶ 现场试验结果分析：
集中结垢与预腐蚀装置出水中只有成垢阳离子而基本没有成垢阴离子，无法再结垢，出水为不结垢水体，结垢趋势为0；腐蚀速率由0.102mm/a降低到0.048mm/a，出水腐蚀大幅度减缓，出水水质完全符合腐蚀控制标准。可见该装置具有良好的集中结垢与腐蚀控制效果。
3.结论：
长江大学研制集中结垢与腐蚀控制技术与装置已在长庆油田获得成功应用：
⑴ 装置出口水体因只有成垢的阴阳离子之一，已无结垢动力，结垢趋势锐减为0；腐蚀也大大减弱，腐蚀速率由0.102mm/a降低到0.048mm/a。
⑵ 现场试验运行结果表明，集中结垢与腐蚀控制技术解决长庆油田混采混输过程中结垢与腐蚀控制问题，效果良好。
长庆油田开采层位复杂，同一井场多层位开采现象非常普遍，各油井采出水不配伍混输结垢的情况非常普遍，集中结垢与腐蚀控制技术在长庆油田的成功应用，预示这一技术装置具有广阔的应用前景。参考文献：
[1]朱义吾，赵作滋，巨全义等.油田开发中的结垢机理及其防治技术[M].西安：陕西科学技术出版社，1995：80～88．
[2] 陆柱，郑士忠，钱澳子，等.油田水处理技术[M].北京：石油工业出版社，1990：l56～172．
[3]周云,付朝阳,郑家燊.耐高温固体缓蚀阻垢剂的研制[J]材料保护, 2004,37(06)：14～16.[4]黎晓茸,庞岁社.无机盐垢在油井中的沉积特征分析[J]钻采工艺, 1999,22(04)：84-86.作者简介：刘清云（1964-），男，1986年兰州大学毕业，副教授，一直从事油田应用化学研究工作。
通讯地址：湖北荆州南环路一号长江大学化工学院刘清云（收）身份证号：刘清云 ***037 项目来源：
长庆油田科研项目：“绥靖油田采出水处理工艺及防腐防垢技术研究”编号：CSIJS08-060
