楊浩波，殷碩，吳濤，郝蘭鎖

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518067；2.中海油天津化工研究設(shè)計院有限公司，天津300131）

油氣田水處理

一種復(fù)合阻垢劑在海上油田換熱器上的應(yīng)用研究

楊浩波1，殷碩2，吳濤2，郝蘭鎖2

（1.中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳518067；2.中海油天津化工研究設(shè)計院有限公司，天津300131）

通過對南海東部某海上油田換熱器處水樣、垢樣進行分析，并結(jié)合水質(zhì)的結(jié)垢趨勢預(yù)測，研究了該油田換熱器的結(jié)垢問題。結(jié)果表明，該油田換熱器有明顯的硫酸鈣結(jié)垢傾向。針對該油田設(shè)備內(nèi)流體水含量較低（含水率在10%～20%）的特點，開發(fā)了一種適合該環(huán)境的復(fù)合型阻垢劑?，F(xiàn)場應(yīng)用研究表明，當(dāng)注藥質(zhì)量濃度為100mg/L時，成垢離子Ca2+、SO42-的保有率均有明顯提高，換熱器的硫酸鈣結(jié)垢傾向得到了有效控制。

結(jié)垢；阻垢劑；油田換熱器

油田生產(chǎn)處理系統(tǒng)結(jié)垢是各個油田最常見的問題，一方面易發(fā)生垢下腐蝕和細菌滋生，增加設(shè)備漏失風(fēng)險；另一方面易造成管線堵塞，使操作壓力升高，影響油田正常生產(chǎn)，嚴(yán)重的可直接引起關(guān)斷，給企業(yè)造成巨大的經(jīng)濟損失〔1-2〕。目前，最普遍采用的阻垢方法就是加注化學(xué)防垢劑來抑制垢在工藝流程設(shè)備內(nèi)的生成。但市面上的阻垢劑以水溶性為主，當(dāng)采出液中油含量較高、水含量較低時，阻垢劑在采出液中的分散性能明顯下降，抑制成垢離子成垢的效率大大降低，因此，當(dāng)采出液中油含量較高時，其結(jié)垢傾向往往難以得到有效控制。筆者就南海東部某油田FPSO管式換熱器的結(jié)垢問題進行了分析研究，針對該位置流體含水率較低的特點，開發(fā)了一種復(fù)合防垢劑，該藥劑在油水兩相均有良好的分散性，降低了藥劑損耗，提高了藥劑的防垢效率。

1 結(jié)垢現(xiàn)狀及原因分析

南海東部某油田FPSO主要的油水分離工藝流程如圖1所示。

圖1 油水分離工藝流程示意

油水混合物首先經(jīng)過分離器進行分離，分離后產(chǎn)生的原油（含水率在10%～20%）進入管式換熱器，經(jīng)加熱后再進入電脫鹽脫水裝置中進行進一步油水分離。此換熱器自油田投產(chǎn)以來，經(jīng)常發(fā)生嚴(yán)重的結(jié)垢堵塞現(xiàn)象，給油田生產(chǎn)帶來了巨大的安全隱患。管束的堵塞情況見圖2。

圖2 換熱器堵塞情況

1.1 水樣分析

現(xiàn)場對換熱器內(nèi)水進行取樣，參照《油田水分析方法》（SY/T 5523—2006）對水樣進行分析，結(jié)果如表1所示。

表1 水質(zhì)全分析

由表1可知，水中Ca2+、SO42-的含量比一般地表水高出很多，這種水質(zhì)有明顯的硫酸鈣結(jié)垢傾向。根據(jù)蒸汽加熱器水質(zhì)情況，利用Scalechem結(jié)垢預(yù)測軟件，對換熱器在溫度為56、68、104℃下的結(jié)垢趨勢進行了預(yù)測，結(jié)果見圖3。

圖3 不同溫度下蒸汽加熱器結(jié)垢趨勢判定

由圖3可以看出，當(dāng)溫度為104℃，壓力為0.03～0.48MPa時，有CaSO4垢和Mg（OH）2垢形成的可能性。

蒸汽加熱器水質(zhì)結(jié)垢量隨溫度的變化見圖4。

圖4 蒸汽加熱器水質(zhì)結(jié)垢量隨溫度的變化

綜合圖3和圖4可以看出，當(dāng)溫度＜71℃時，隨著壓力的變化，水質(zhì)只有CaCO3和Fe（OH）3的結(jié)垢趨勢，但隨著溫度的升高，CaSO4結(jié)垢趨勢持續(xù)增加，溫度達到98℃以上后，CaSO4結(jié)垢趨勢已經(jīng)超過CaCO3的結(jié)垢趨勢，成為最主要結(jié)垢因素。因此，在該油田換熱器換熱界面目前工況條件（溫度104℃左右，壓力＜0.5MPa）下，極易發(fā)生CaSO4結(jié)垢問題〔3〕。

1.2 垢樣分析

采集換熱器列管中垢樣，通過化學(xué)分析、X-衍射光譜、X-熒光光譜等技術(shù)手段對堵塞物組成進行了分析鑒定，結(jié)果見表2。

表2 蒸汽加熱器垢樣分析結(jié)果

垢樣分析結(jié)果顯示，垢樣中存在大量CaSO4，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)在81%左右，同時含有少量CaCO3、SrSO4以及Fe2O3等垢質(zhì)。此結(jié)果與換熱器水質(zhì)結(jié)垢趨勢判定結(jié)果一致，主要以CaSO4垢為主。

進入換熱器前的油水乳狀液含水率一般在10%～20%，經(jīng)過管束式換熱器后溫度會提升至99℃左右，此時CaSO4·2H2O的溶解度會隨溫度的升高而急劇減小，在換熱器管束的換熱界面快速沉積形成致密、堅硬的CaSO4硬垢。同時一旦有垢形成，CaSO4結(jié)晶所需的界面能迅速降低，進一步加速了次生垢的生長，因此很快就造成了管束的堵塞〔4〕。

2 阻垢劑的開發(fā)

針對該油田換熱器結(jié)垢現(xiàn)狀及成垢原因分析，開發(fā)了一種可抑制高溫下CaSO4結(jié)垢的阻垢分散劑。該阻垢分散劑是一種復(fù)合多元防垢劑，由膦化磺酸羧酸多元共聚物、1，6-雙亞己基三胺五亞甲基膦酸、烷基酚聚氧乙烯醚等組成，其有效組分不低于45%（以質(zhì)量分?jǐn)?shù)計），其中烷基酚聚氧乙烯醚主要用于改善藥劑在油水兩相的分散性，增加藥劑與水相的接觸，減少藥劑損耗，提高藥劑的效率。通過高溫高壓結(jié)垢評價裝置，于室內(nèi)模擬換熱器內(nèi)的溫度、壓力、流速及停留時間等參數(shù)，考察了該阻垢劑的阻垢性能。結(jié)果表明，當(dāng)藥劑投加質(zhì)量濃度為80～100 mg/L時，阻CaSO4垢率可達97%以上，明顯優(yōu)于油田常用的CaSO4阻垢劑。

3 現(xiàn)場應(yīng)用試驗

為了進一步驗證研制的阻垢劑的阻垢效果，在該油田進行了現(xiàn)場應(yīng)用試驗。阻垢劑在分離器出口至換熱器之間的管線上進行加注，注入質(zhì)量濃度為100mg/L。試驗周期5 d，試驗期間定期采集換熱器進口及出口處的水樣，分析水樣中成垢離子Ca2+和SO42-的含量，計算油水混合液經(jīng)過換熱器后成垢離子的保有率，并與未加藥劑時成垢離子的保有率進行對比，確定研制的阻垢劑的現(xiàn)場實際應(yīng)用效果。現(xiàn)場應(yīng)用試驗結(jié)果如圖5、圖6所示。

圖5 成垢離子Ca2+保有率對比

從圖5、圖6可以看出，在未加阻垢劑情況下，油水混合液經(jīng)過換熱器后，主要成垢離子Ca2+的保有率維持在85%左右，的保有率維持在86%左右；加注阻垢劑后，油水混合液經(jīng)過換熱器后，主要成垢離子Ca2+的保有率維持在92%左右，SO42-的保有率維持在96%左右，與未加阻垢劑相比，陰陽主要成垢離子保有率均有明顯增大，說明加注該阻垢劑后，換熱器結(jié)CaSO4垢傾向得到了明顯控制。

圖6 成垢離子保有率對比

4 結(jié)論

（1）通過對現(xiàn)場水樣、垢樣進行分析，并結(jié)合水質(zhì)結(jié)垢趨勢預(yù)測，對該油田水質(zhì)的結(jié)垢情況進行了研究。結(jié)果表明，在現(xiàn)場操作參數(shù)下該油田水質(zhì)具有明顯的結(jié)CaSO4垢風(fēng)險。

（2）針對該油田換熱器內(nèi)油水混合液含水率較低的特點，開發(fā)了一種復(fù)合阻垢劑，提高了藥劑主要組分分散到水相的效率。現(xiàn)場應(yīng)用試驗表明，加注該藥劑后，蒸汽加熱器內(nèi)主要成垢離子Ca2+、的保有率均有明顯提升，結(jié)CaSO4垢傾向得到有效抑制，該阻垢劑可有效抑制油田換熱器的結(jié)垢問題。

［1］張穎，王超明，陸原，等.某海上油田精細過濾器結(jié)垢原因分析及防護研究［J］.全面腐蝕控制，2012，26（7）：7-12.

［2］徐應(yīng)波，吳濤，劉殿宇，等.海上油田生產(chǎn)水處理系統(tǒng)結(jié)垢研究與控制［J］.工業(yè)水處理，2013，33（6）：82-84.

［3］陳宏程，何素娟，吳濤，等.一種復(fù)合阻垢劑在海上油田的應(yīng)用研究［J］.廣州化工，2014，42（9）：168-170.

［4］Dyer S J，Graham G M.The effect of temperature and pressure on oilfield scale formation［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2002，35（1/2）：95-108.

Research on the app lication ofa kind ofcom posite scale inhibitor to the heatexchanger in an offshore oilfield

Yang Haobo1，Yin Shuo2，Wu Tao2，Hao Lansuo2
（1.Shenzhen Branch Co.，CNOOCLtd.，Shenzhen 518067，China；2.CenerTech Tianjin ChemicalResearch and Design Institute Co.，Ltd.，Tianjin 300131，China）

The water samples and scale samples of the heat exchanger in an offshore oilfield in the east part of the South China Sea have been analyzed.According to the scaling tendency prediction ofwater quality，the problem of heatexchanger scaling in theoilfield isstudied.The resultsshow that theoilfield heatexchangerhas remarkable calcium sulfate scaling tendency.Since the fluidwater contentin theoilfield system is low（water contentis10%-20%），a kind of composite scale inhibitor suitable for that environment has been developed.The application on site shows thatwhen themass concentration of the chemicals injected is100mg/L，the retention rates ofscale forming ionsCa2+andareboth improved obviously.The calcium sulfate scaling tendency of the heatexchanger is effectively controlled.

scaling；scale inhibitor；heatexchanger in oilfields

TE357.6

A

1005-829X（2016）06-0087-03

楊浩波（1971—），工程師，陸豐油田作業(yè)區(qū)經(jīng)理。電話：075526023370，E-mail：yanghb3@cnooc.com.cn。

2016-04-05（修改稿）