张运飞 杨伟 杨卫景
中国石油华北油田公司二连分公司阿南采油作业区 内蒙古 锡林浩特 026000
摘要：油田开发中后期出现的高含水油田集输管线结垢日益严重,结垢带来诸如缩小管径、换热效率降低等问题;严重制约油田工艺的发展.本文通过对油田作业区结垢现状进行了系统分析,研究该油田管线结垢的主要原因，提出对应治理措施，通过运行调整、化学防垢有效改善油田管线结垢状况。
关键词：管网结垢；原因分析；治理措施
前言
二连油田各采油作业区普遍采用末端掺水串联集油的工艺模式，掺水采用高效三相分离器脱出的含油污水，实际运行中，掺水管线结垢严重，需化验水质找出结垢原因并提出解决方案。
1室内碳酸钙结垢趋势试验
试验水样：一环回液；二环回液；三环回液；四环西回液；四环东回液；换热器前混合液；三相分离器前混合液；去水区 污水出口；掺水泵出口；储罐底水。
1.1油田站内环线回液室内碳酸钙结垢趋势分析
（1）试验温度≤35℃，各环线回液碳酸钙结垢趋势几乎为零。（2）试验温度≥40℃，碳酸钙结垢趋势随着温度的升高而缓慢增加。（3）一环回液、二环回液、三环回液及四环西回液，现场温度40-4l℃，实验室预测发生CaC03沉积量很小，为5.0mg/L左右。
1.2油田站内集输管网室内碳酸钙结垢趋势分析
（1）试验温度≤30℃，站内集输管网碳酸钙结垢趋势几乎为零。(2)试验温度≥35℃，碳酸钙结垢趋势随着温度的升高而缓慢增加。(3)换热器前，现场温度42℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成C8C03沉积量为178.5～216.4mg／L。(4)三相分离器前，现场温度61℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成CaC03沉积量为228.7—271.9mg／L。(5)去水区污水，现场温度58℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成CaC03沉积量为327.6～370.9mg／L。(6)掺水泵出口，现场温度58℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成CaC03沉积量为268.8～297.6mg／L。(7)储罐底水(现场采集样品时，该液体未包含卸油罐来液)，现场温度40℃，实验室预测发生CaC03沉积量很小，为5.0mg/L左右。
1.3结垢物剖析
针对油田掺水泵出口管网经常出现结垢堵塞问题统计分析发现，结垢周期为15～20天。现场采集油田掺水泵出口结垢物样品实验室进行了结垢物剖析。垢样外观：质硬，黑灰色、块状，厚度2.0cm左右。分析结果看出；该结垢物主要组成为CaC03及少量铁的氧化物。由此可知，油田各环线回液及卸油罐来液经换热器升温(夏季60，冬季75℃)至三相分离器后污水出现了CaC03结垢沉积。
2 结垢原因分析及治理技术
2.1掺水泵管网结垢原因分析
油田污水在温度、压力条件适宜的情况下存在CaC03结垢趋势。CaC03结垢机理：在油田系统环境条件下，当水中C032一与Ca2+结合达到CaC03溶度积Ksp CaC03时发生化学反应，生成CaC03分子，并随着反应C02的溢出，不断加剧沉积反应的进行，并通过晶粒化过程堆积成垢。因此，在系统温度较高或压力降低部位容易发生CaC03沉积结垢。
油田各环线回液及卸油罐来液经换热器升温至三相分离器及掺水泵管网系统水质是由低温瞬间升至高温的过程。当 HC03一与Ca2+快速达到并超过该环境条件下的CaC03溶度积时，将会发生CaC03结垢沉积。在现场管网温度40～70℃下，温度越高，电离速度越快，达到并超过CaC03溶度积的速度越快，CaC03沉积量越多，结垢越严重。因此，该油田温度较高的部位如：换热器、三相分离器及掺水泵出口等处容易发生CaC03结垢沉积。水质分析结果，换热器前Ca2+含量为722.6 mg／L，三相分离器前Ca2+含量降低为495.5 mg/L，说明在换热器前后之间系统发生了CaC03沉积。去水区污水及掺水泵出口Ca2+含量降低为469.1～481.0mg/L，说明三相分离器前后之间系统继续发生了CaC03沉积。通常油田站内管网结垢堵塞易发生在加热系统前后管线拐弯处。因此，油田掺水泵出口管网出现了严重的CaC03结垢堵塞。
2.2油田结垢治理技术
目前，油田CaC03结垢治理技术主要有改变工艺参数法和化学药剂法。
（1）改变工艺参数法
主要是在保证油田正常生产的前提下，适当降低加热温度来降低CaC03的沉积量，以达到阻垢的目的。该方法操作简单，阻垢效果较好。从油田环线来液不同温度结垢趋势分析数据来看，温度40-4l℃，实验室预测发生CaC03沉积量很小，为5.Omg/L左右。温度55℃时，CaC03沉积量为10-35.8 mg/L；温度60℃时，CaC03沉积量为24.9-44.8mg/L；温度70℃时，CaC03沉积量为37.7-62.7 mg/L；温度75℃时，CaC03沉积量为49.8-69.7 mg/L。随着温度的不断升高，沉积量增加很大。适当降低换热器温度可以有效降低CaC03沉积量，夏季换热器温度由60℃降为55℃，可使CaC03沉积量降低率为20％-62.8％；冬季热器温度由75℃降为70℃，可使CaC03沉积量降低率为10％～31.0％。因此，在保证油田正常生产的前提下，可以适当降低换热器的加热温度，以减少CaC03沉积量。
（2）化学阻垢效果试验
试验温度：75℃；采集地点：换热器前，三相分离器前，去水区污水，掺水泵出口。 试验药剂：阻垢剂。试验方法：油田用阻垢剂性能评价方法。
油田污水CaC03阻垢效果试验结果：在75℃试验条件下，HEDP阻垢剂和ATMP阻垢剂对该油田污水具有较好的阻垢效果。最佳投药量为25-30mg/L，阻垢率为90-97.8％，CaC03沉积量控制为8.4-46.8％。
（3）现场阻垢剂投药位置及投药方式
投药位置：实验室结垢趋势试验结果看出，换热器前、三相分离器前、去水区污水及掺水泵出口均存在较严重的结垢趋势。因此，在换热器前投加阻垢剂可使该管网及其后续流程管网得到较好的阻垢效果。
投药方式：在换热器前安装耐酸碱微型柱塞泵，将HEDP阻垢剂或和ATMP阻垢剂连续注入系统管网中。
3 结论
（1）结垢趋势较低的部位是：站外油井管网至换热器前集油管线。结垢趋势较重的部位是：换热器后至三相分离器前、去水区污水及掺水泵出口管线。掺水泵出口管线结垢物剖析主要组成为CaC03及少量铁的氧化物。说明该系统出现了 CaC03结垢沉积。
（2）掺水管网结垢原因：该系统温度较高为60～70℃，水质成垢的Ca2+与HC03一容易达到并超过该环境条件下的CaC03溶解度发生CaC03结垢沉积。
（3）油田CaC03结垢治理方案：①在保证油田正常生产的前提下，可采用适当降低换热器温度和加阻垢剂联合应用的方案，达到阻垢的目的。在换热器前 安装耐酸碱微型柱塞泵，将HEDP阻垢剂或和ATMP阻垢剂连续注入系统管网中。该药剂最佳投药量为25-30mg/L，阻垢率为 90～97.8％。②措施井来液应该根据实际情况尽量进入水区系统，以便降低换热器后至三相分离器前、去水区污水及掺水泵出口管线的结垢趋势。
参考文献：
[1]汪军．油田集输管线结垢认识与对策[J]，内蒙古石油化工，2010(07)：13-16.