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摘要：某海上采油平台采出伴生气中CO2含量较高，部分油井出砂严重，综合含水率逐年升高，导致该平台外输海管出现了严重的结垢问题，海管运行压力不断升高，输送能力逐渐降低，给油田安全生产带来了严重影响。文章从海管结垢机理和结垢影响因素分析，结合海管通球数据，确定出海管结垢严重程度和分布状态。创新提出海管在线除垢新技术，解决了海管在线清垢期间，清垢剂体系在推动过程中不断被稀释，影响海管在线清垢效果的难题。
关键词：海上平台；海管；结垢机理；分布状态；在线除垢新技术；稀释
0引言
某海上采油平台投产以来，其产出伴生气中CO2含量高达79%，且部分油井出砂严重。平台产出的液体通过海底管道输送至下游处理中心，海管运行过程中产生沉淀在海管管壁堆积聚结，出现严重的结垢现象。结垢使得海底管道输送压力持续升高，海管输送效率也明显降低。油田结垢引起外输压差的增大，将对原油外输造成直接影响[1]。同时，在外输海管内的结垢很可能带来垢下腐蚀的严重问题[2]，结垢会引起细菌堆积繁殖，诱发管道局部腐蚀，对油田安全生产造成严重影响。为了提升海管输送效率，保障海管运行安全。通过改进工艺流程及技术，创新提出海管在线通球新技术，实现了海管清垢期间上游平台不减产的同时，保证了海管清垢效果。
1海管结垢机理及结垢影响因素分析
根据该平台取得的地面流程和海管入口垢样，通过X射线衍射分析(XRD)定量分析得出该条海管内沉积物为碳酸钙、铁化合物、出砂沉积的混合物，垢样成分如表1所示。
1.1海管成垢推论
(1)CaCO3成垢推论，如式(1)、式(2)和式(3)所示：
HCO3-→CO-+H+ (1)
Ca2++CO-→CaCO3↓ (2)
Ca2++2HCO3-→CaCO3↓+CO2↑+H2O (3)
在一定温度、pH值、CO2、流速条件下，油田水中碳酸钙溶解平衡被打破，CaCO3析出形成晶核，逐渐沉积成垢，为油田最常见的结垢类型之一。
(2)FeCO3成垢推论，如式(4)和式(5)所示：
Fe2++CO-→FeCO3↓ (4)
Fe2++2HCO3-→FeCO3↓+CO2＋H2O (5)
海管外输液体中溶解有的少量CO2，CO2在水中溶解形成CO-、HCO3-、H+等腐蚀性物质，对海管表面腐蚀形成Fe2+，溶液中的CO-、HCO3-与金属Fe2+反应后生成FeCO3。
(3)氧化铁成垢推论，如式(6)所示：
4FeCO3+O2=2Fe2O3↓+4CO2 (6)
垢样中的碳酸亚铁在处理加温过程中形成氧化铁，同时可能存在少量腐蚀产物CO2，加速整个反应的发生。
(4)SiO2成垢推论
SiO2来自出砂过程，并随其他沉淀物一起沉积。固体杂质沉积后，细菌容易在结垢堆积处大量繁殖，从而导致产生较为严重的垢下腐蚀。
1.2成垢影响因素
在垢形成过程中，溶液过饱和状态、结晶的沉淀与溶解、与表面的接触时间等是关键因素。除了CO2、无机盐离子、细菌、泥沙等内在因素外，温度、压力、流速、pH值等条件改变时，也会对结垢产生不同程度的影响。
1.2.1温度对结垢的影响
油田常见的垢以碳酸钙为主。温度对他们的溶解度影响较大，垢在水中的溶解度随温度的升高而降低，会导致更多的CaCO3晶体析出，从而形成更多的沉淀。此外，温度也会影响细菌的繁殖速度和钢铁电化学反应速率。
1.2.2压力对结垢的影响
压力的影响主要表现CO2分压对结垢的影响，改变CO2的分压会影响垢的形成。由于液体在管道中受到摩擦阻力的影响，压力持续降低，导致结垢作用一直增强。压力下降过程中，会引起气体膨胀和部分液体汽化，造成溶液的总体积减小，从而导致溶液的矿化度升高，增大结垢的可能性。
1.2.3流速和液流形态对结垢的影响
在只考虑液体流速的情况下，液体的流速越小，结垢趋势越大，雷诺数越小，越容易结垢。垢的增长率随着流速的增大而减小，流速越低，液体中携带的固体颗粒和悬浮物沉积的概率也就越大，从而高流速状态下，可以避免垢的形成。
1.2.4 pH值对结垢的影响
实际生产过程中，体系的pH值对垢的形成也有很大的影响，pH值升高，结垢趋势增强，pH值降低，结垢趋势减弱。溶液中的H2CO3、HCO3-、CO-在平衡时的浓度比例与溶液的pH值有关。当在低pH值范围时，主要以H2CO3形式存在，在中等pH值范围内，主要以HCO3-形式存在；在高pH值时，主要以CO-形式存在。因此，当pH值较高时，就会产生更多的碳酸钙和碳酸镁沉淀。
2海管结垢严重程度及分布状态
该条海管长度为36.5 km，海管容积1 854 m3，根据泡沫电子几何检测结果显示，沉积物量大约有33 m3，结合海管工况、结垢速率大小、成垢时间及成垢形态，分析出该条海管结垢的严重程度和分布状态。
(1)“海管出发端—海管0.8 km处”工艺管线结垢严重，以组团垢为主。主要原因是物流仍受湍流和乳化影响。由于在海管出发端有外输泵增加动能，物料流体的湍流和乳化状态仍持续一段时间(30 min左右)，油水还没有明显分层，此段形成的是组团垢和薄层的纯硬垢。
(2)“海管0.8～3.6 km处”工艺管线结垢最为严重，以纯碳酸钙垢为主，硬度非常大，垢层厚度预计达到4～5 mm。主要原因是此段管线内物流流动平缓，介于湍流和层流之间。油水开始分层，非常硬的碳酸钙垢层在海管截面上呈现扇形分布。介质在此段管线的运行时间为0.5～2.0 h，随着海管运行过程中压力的不断降低，碳酸钙垢逐渐析出。由于没有油乳化的参与，析出的碳酸钙垢非常坚硬。
(3)“海管3.6～10.0 km处”管线结垢严重，以纯碳酸钙垢为主，硬度非常大，垢层厚度预计达到2～3 mm。此段管线物流流动平缓，属于层流。介质在此段管线的运行时间为2～6 h，随着海管运行压力不断降低，碳酸钙垢逐渐析出。由于钙离子在前端不断析出，此段管线和前面的管段比较，垢层厚度有所降低。
(4)“海管10 km到下游处理中心接收端”管线结垢程度降低，以纯碳酸钙垢为主，硬度非常大，垢层厚度预计达到1～2 mm。此段管线物流流动平缓，属于层流。非常硬的碳酸钙垢层在海管截面上呈现扇形分布，介质在此段管线的运行时间为6～21 h，由于随着钙离子在前端不断析出，此段的结垢趋势减弱，垢层厚度有所降低，且厚度已经不明显。
3常见的海底管道清垢技术
3.1化学清垢
平台通过往海管中加注防垢剂，防垢剂在水中解离后的阴离子与成垢的阳离子通过反应＋络合(螯合)产生稳定的水溶性的环状结构，起到防垢效果。添加防垢剂用于预防海底管道的结垢，在一定程度上可以缓解海管结垢，但不能从根本上起到除垢的作用。
对结垢严重的海底管道，主要通过往海管注入清垢剂，对海管内的垢块进行溶解腐蚀，可实现不停产除垢。但配置清垢剂体系必须具备良好腐蚀防护性能，清垢时要避免腐蚀影响。
3.2海管在线通球
通过对海管定期通球，通过泡沫球+刮板球循序渐进的通球方式，依靠清管球来刮除海管管壁上的垢物。这可适用于各种管径、各种长度的海管，实现不停产在线除垢。通过在线通球的方式，难以清除表面致密的垢且清管球在海管内运行有一定风险。
3.3机械除垢
使用机械设备和工具来清除管道内的污垢和堵塞物。常见的机械除垢方法包括刮削、冲击、刷洗等。对于海底管道而言，机械除垢需全面停产，且作业复杂，费用高、效率低，已基本上不采用。
3.4高压水除垢法
高压水除垢是指使用高压水流将管道内的污垢和堵塞物冲刷出来。高压水除垢具有清洁彻底、无需使用化学品、对管道无损伤等优点。但在使用高压水除垢时，要全面停产，且对水的压力和流量的控制存在一定难度。
3.5物理共振除垢法
物理共振除垢是指利用声音的共振效应来清除管道内的污垢和堵塞物。具体方法是将特定频率的声波引入管道内，通过声波的共振效应将污垢和堵塞物震动脱落。在使用物理共振除垢时，要全面停产，且在海管长度过长的情况下无法实施。
4海管在线除垢新技术
根据泡沫电子几何检测结果显示，结合海管长度推算，该条海管沉积物量大约有33 m3，为保证海管正常运行，需对海管进行清垢作业。
4.1在线清垢体系
为有效清除碳酸盐垢、铁垢等混合物，降低清垢过程中对海管带来腐蚀风险以及清垢过程垢块脱落堵塞海管的风险。本次海管化学清垢体系选择缓释酸清垢体系，缓释酸清垢体系组成如表2所示。
根据药剂有效清垢时间，结合物流在海管中输送速度和时间，在线清垢过程中清垢剂在海管中的输送时间大于药剂有效反应时间，才能保证海管清垢效果。根据室内评价方案最终评价确定出适用于油田的化学清垢剂HYQG-01，该化学清垢剂可实现在不停产模式状况下对海管进行清垢作业，推荐溶垢质量比为1∶8，与生产水配比为1∶5。在室内试验条件下，垢样与清垢剂反应18 h后，垢样不再反应，大块垢溶解完全，溶垢率高达93.5%，清垢剂腐蚀速率评价为0.024 9 mm/a，满足海管在线通球条件。
该条海管垢量约为33 m3，按照溶垢比例1∶8配比，所需清垢剂HYQG-01约为400 m3。具体数据如表3所示。
4.2海管在线清垢存在问题
该平台产液量2 000 m3/d，按照产液量与药剂比满足5∶1的设计要求，每小时需注入清垢剂16.8 m3。海管在线清垢流程如图1所示，在保证平台正常生产的同时，使用泥浆池配制清垢剂，通过泥浆泵控制清垢剂注入排量，并将清垢剂增压后注入海管，与海管内的液体充分混合，实现海管浸泡除垢。
为保证海管的除垢效果，需将400 m3清垢剂在24 h持续注入海管。在加注清垢剂过程中，如果出现清垢剂不能持续注入的情况，产出的液体会不断稀释海管内清垢剂的浓度，从而造成海管除垢效果变差。由于海上采油平台空间有限，泥浆池容积只有140 m3，且配置清垢体系需要较长时间，要保证24 h内持续注入400 m3清垢剂基本不可能实现。
4.3海管在线清垢新技术原理及应用
结合以往海管通球经验，平台将海管通球与酸化除垢结合在一起，提出“汉堡式在线除垢”新技术，如图2所示。在平台不停产不减产的情况下，采用前后两个泡沫球密封酸液段，避免了泡沫球前后的液体对酸液段造成稀释，从而保证了海管除垢效果。通过采用“汉堡式在线除垢”[2]，将400 m3清垢剂分三个时间段注入海管，三次分别注入清垢剂140 m3、130 m3、130 m3。在每次注入清垢剂前，先往海管内通一个过盈量符合要求的高密度泡沫球，用以隔绝海管内前端液体，等待确认清管球发出后，启动泥浆泵，按照计算排量将清垢剂注入海管，直至清垢剂注入完成后，再往海管内通入第二个高密度泡沫球，隔绝海管后端来液。两个泡沫球将清垢剂与平台来液的混合液夹持在中间，上游平台来液推动酸液段向前移动。通过两个高密度泡沫球的密封作用，可避免泡沫球中间夹持的液体与两端液体相互混合而造成酸液浓度降低，从而保证了海管除垢效率。
平台通过采用海管在线除垢新技术，可以在未停产或者减产的情况下，通过三次注入清垢剂对海管进行除垢。与海管清垢前相比，海管运行压力整体降低100 kPa，根据下游钙离子与总铁离子的监测结果分析，清垢液对碳酸钙垢与铁垢的溶垢已完成。清垢完成后，该海管发送过盈量为102%的高密度泡沫球，验证海管清垢效果。通球结果显示泡沫球球体完整，表面无破损，表面干净无带出物，证明海管在线清垢效果良好。
5结语
海管在线除垢新技术在油田群的成功应用，解决了海管在线清垢期间，清垢剂体系在推动过程中不断被稀释，从而影响海管清垢效果的难题。这在实现了海管清垢期间上游平台不减产的同时，保证了海管清垢效果。海管在线除垢新技术的应用促进了海上油气管道解堵技术的突破和发展，也为后期同类型的管道在线除垢提供了指导依据。
参考文献：
[1]张国礼，秦立峰，张峙，等.涠洲11-4N油田在线清垢作业技术应用[J].腐蚀与防护，2012，33(11)：1011-1013.
[2]张西迎.一种新型油气管道解堵技术在文昌油田群的应用[J].天津化工，2016，30(5)：17-20后台-系统设置-扩展变量-手机广告位-内容正文底部 -
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海管在线除垢新技术在海上平台的应用论文
人参与 2024-08-01 10:24:42 分类 : 理学 点这评论 作者：团论文网 来源：https://www.tuanlunwen.com/
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