杨波 （长江大学研究生院，湖北 荆州 434023）

王林海 （中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，广东 湛江 524057）

刘华荣 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

沈靖 （中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，广东 湛江 524057）

吴娟，梅平，尹先清，陈武 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023）

W11－4N油田位于南海北部湾海域内，自从投产以来生产比较正常；W11－4N油田到 W11－1A油田的海底管道于2008年1月1日开始使用，设计最大流量600m3/d，目前的实际流量约为1000～1200m3/d。但是近年发现W11－4N油田的SDV阀、A3井油嘴、多路阀出口管线、阀门内部及下岸生产管线结垢比较严重，导致不能进行发球作业，甚至出现下岸管线堵塞情况。为了清除设备和管道内的垢物，保证输送设备的正常运行，达到减小输油回压、减小磨阻、降低输油温度的目的，笔者针对W11－4N油田海管结垢堵塞情况开展了清垢技术研究，旨在为彻底清除管线内部的凝油、蜡和垢提供科学依据。

1 W11－4N油田水样分析

为了弄清W11－4N油田结垢情况，以便针对性地开展清垢技术研究，参照文献 ［1］对现场取水样进行了分析 （表1），并采用Stiff－Davis稳定指数法［2～4］预测污水结垢倾向 （表2）。

表2理论预测表明，W11－4N油田单井A1井、A2井、A6井水都有结垢倾向；2种或3种单井水等体积混合也有结垢倾向；而W11－4N上岸取样口分离水无结垢倾向，说明上岸水是在管道中结过垢的水，与海底混输管道实际结垢情况一致。

表1 W11－4N油田水样分析

表2 W11－4N油田部分水样结垢预测分析结果

2 W11－4N油田垢样分析

为了弄清W11－4N油田结垢类型，以便针对性地开展溶垢技术研究，对取自现场的垢样进行X射线衍射分析 （XRD）。结果表明，管道垢样的主要成分是：Ca9MgNa（PO4）7质量分数约为65%，CaCO3质量分数约为20%，SiO2质量分数约为8%，FeCO3质量分数约为7%。

3 清垢剂体系试验研究

3.1 清垢剂的筛选

在研钵中放入垢样研细至140～170目 （颗粒直径0.1mm左右），除油或不除油放入干燥器中待用，试验时称取一定量垢样用于下一步溶解试验。根据W11－4N油田A1井和A2井采出水 （见表1）离子平均值配制模拟地层水，由W11－4N油田的现场情况，确定试验温度为65℃。然后分别在100ml一定质量浓度的清垢剂QG－1、QG－2、QG－3水溶液中各加入1.0g垢样 （除油、干燥恒重），在65℃、磁力搅拌器搅拌4h，滤出未溶物，烘干，冷却，恒重称量，求出清垢率，结果见图1。

图1 不同清垢剂清垢率对比

图2 不同络合剂对清垢率的影响

由图1可知，在清垢剂QG－1、QG－2、QG－3中分别加1.0g垢样后，在可比条件下，清垢剂QG－3清垢效率最高，因此以下试验选择清垢剂QG－3。

3.2 络合剂的筛选

为了增强清垢剂清垢能力，分别取络合剂LH－1、LH－2、LH－3、LH－4，分别在100ml质量浓度为5×104mg/L清垢剂QG－3中，加入不同质量浓度的不同络合剂，再加入1.0g垢样，在65℃、磁力搅拌器搅拌4h，滤出未溶物，烘干，冷却、恒重称量，求出清垢率。不同络合剂对清垢剂清垢率影响结果见图2。

由图2可知，在65℃、100ml的5×104mg/L清垢剂QG－3中加入5×104mg/L的络合剂LH－1，清垢效果最好，清垢率达到88.66%，大于1×105mg/L清垢剂QG－3的清垢率86.07%。因此，可以确定清垢剂和络合剂的较佳组合是5×104mg/L的清垢剂QG－3＋5×104mg/L的络合剂LH－1。

3.3 渗透剂的筛选

垢物中含有的油污、烃类物质使垢表面具有非水湿特性、妨碍了清垢剂溶液同垢的直接接触。因此添加渗透剂可以降低油水界面张力，以使溶垢剂产生润湿、渗透和分散作用，提高溶垢效率。分别取渗透剂ST－1～ST－4，分别在100ml质量浓度为5×104mg/L清垢剂QG－3水溶液中，加入不同质量浓度的不同渗透剂，然后加入1.0g未除油垢样，在65℃、磁力搅拌器搅拌4h，滤出未溶物，烘干冷却、恒重称量，求出清垢率。不同渗透剂对清垢剂清垢率影响结果见图3。

由图3可知，在65℃、100ml的清垢剂溶液中加入不同渗透剂及1.0g未除油干燥垢样后，磁力搅拌器搅拌4h，渗透剂效果最好是150mg/L的ST－4，其次是ST－2。

图3 不同渗透剂对清垢率的影响

图4 不同缓蚀剂质量浓度对腐蚀速率的影响

3.4 缓蚀剂的筛选

在125ml质量浓度1×105mg/L清垢剂QG－3＋125ml地层水中，不加或加入一定量缓蚀剂，然后按照标准SY/T 5405—1996［5］在65℃温度下对N80钢片进行清垢剂腐蚀性试验，挂片时间24h。结果如图4所示。由图4通过初步筛选可知，清垢剂中不加缓蚀剂时，腐蚀速率为18.8142g/（m2·h）；加入质量浓度为5000mg/L的缓蚀剂HS－2，腐蚀速率为0.4438g/（m2·h），缓蚀效果最好，缓蚀效率达到97.64%。对缓蚀剂 HS－2开展了进一步研究，试验条件同上，其浓度对缓蚀效率的影响如图5所示。

图5 缓蚀剂HS－2质量浓度对腐蚀速率的影响

由图5可知，缓蚀剂 HS－2质量浓度为200mg/L时，缓蚀效率达到94.63%，腐蚀速率为1.1357g/ （m2·h），能满足标准SY/T 5405—1996［5］对腐蚀要求的 一 级 指 标 要 求 （2.0 ～3.0g/ （m2·h））。

3.5 清垢剂体系确定

根据以上试验结果，在65℃、恒温24h的条件下，按照这些药剂的加药量开展配伍性研究，结果表明清垢剂体系配方中，主清垢剂QG－3、络合剂LH－1、渗透剂ST－4与缓蚀剂HS－2在有效使用量时混合，它们之间是配伍的，可以同时使用。因此确定在线清垢剂体系的组成为：质量浓度为5×103mg/L主清垢剂QG－3＋5×104mg/L络合剂LH－1＋150mg/L渗透剂ST－4＋200mg/L缓蚀剂 HS－2。

3.6 清垢剂体系配合使用清垢性能评价

在50ml清垢剂体系水溶液中加入一定量未除油垢样 （干燥恒重），65℃下磁力搅拌器搅拌4h，滤出未溶物，烘干，冷却，恒重称量，求出清垢率，结果见图6。

由图6可知，清垢率随所加垢样量的增加而减少，说明一定量的清垢剂的清垢能力是一定的。50ml清垢剂体系水溶液中加1.0g未除油垢样，清垢率最高达到70.21%。

图6 垢样量对清垢率的影响

图7 清垢剂用量对清垢率的影响

4 影响清垢剂效果的因素研究

4.1 清垢剂用量对清垢效果影响

在一定体积质量浓度为1×105mg/L主清垢剂QG－3水溶液中加入不同量除油垢样，65℃下磁力搅拌器搅拌4h，滤出未溶物，烘干，冷却，恒重称量，求出清垢率，结果见图7。

由图7可知，清垢率随所加垢样量的增加而减少，随清垢剂体积的增加而增加。说明一定量的清垢剂的清垢能力是一定的。100ml和200ml质量浓度为1×105mg/L的主清垢剂QG－3水溶液中加1.0g除油垢样，溶垢率最高分别为81.85%、91.4%。

4.2 渗透剂浓度的影响

在100ml质量浓度为1×105mg/L的主清垢剂QG－3水溶液中加入100ml模拟地层水，再加一定量渗透剂，然后加入2.0g未除油垢样，65℃下磁力搅拌器搅拌4h，滤出未溶物，烘干，冷却，恒重称量，清垢率结果见图8。由图8可知，在主清垢剂QG－3水溶液中加入一定量渗透剂ST－2时，随ST－2加入，溶垢率略有下降；随着ST－4的加入，溶垢率变化显著，在ST－4质量浓度为150mg/L时，溶垢率达到71.29%。

4.3 温度对清垢率的影响

在100ml清垢剂水溶液中加入1.0g垢样，在不同温度下，磁力搅拌器搅拌4.0h，滤出未溶物，烘干，冷却，恒重称量，求出清垢率，结果见图9。由图9可知，在35～75℃范围内，随着温度升高，清垢率增加；但温度高于75℃后，清垢率下降，这可能是由于在高温下清垢剂中有些组分不稳定，或者是清垢剂与成垢离子螯合形成的物质不稳定所致。

表3 清垢时间对清垢率的影响

图8 渗透剂质量浓度对清垢率的影响

图9 清垢温度对清垢率的影响

4.4 清垢时间对清垢率的影响

在100ml清垢剂水溶液中加入1.0g垢样，65℃下磁力搅拌器搅拌不同时间，滤出未溶物，烘干，冷却，恒重称量，求出清垢率，结果见表3。由表3可知，随着清垢时间的增加，清垢率增加显著。

5 清垢剂体系在线性能评价

为了研究在线清垢剂体系在实际采出水中的清垢效果及腐蚀性，分别利用模拟地层水和W11－4N油田A5井采出水，配制在线清垢剂水溶液；然后分别取100ml清垢剂水溶液，分别加入1g的垢样，在65℃下磁力搅拌器搅拌4.0h，滤出未溶物，烘干恒重，称量，求出清垢率。另分别取250ml按照SY 5273—91［6］，对这2种清垢剂水溶液进行腐蚀性试验 （试验条件：N80钢片，65℃，24h），结果见表4。表4表明，无论是在模拟地层水中还是在实际生产井A5井采出水中，在线清垢剂体系清垢效率几乎相同，缓蚀效率相同，且在实际生产水A5井配制的体系中腐蚀速率更低。

表4 现场采出水中清垢剂体系性能评价

6 结语

上述试验结果表明，通过研究得到的在线清垢剂，用量少，适宜温度范围宽，溶垢时间短、效率高，对输油管道材料腐蚀速率低，对管线不造成损伤性危害，清垢具有安全、彻底、速度快、无污染等特点，基本能够满足现场对不停产化学清垢的的各项技术指标要求，具有进一步开展在线清垢工艺技术及参数现场试验研究价值，预期该在线清垢技术对油田集输管线清垢有很好的推广应用前景及较好的经济效益。

［1］SY/T 5523—2000，油气田水分析方法 ［S］.

［2］朱义吾 .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.

［3］Yuan M D，Todd A C.Prediction of sulfate scaling tendency in oilfield operations ［J］.SPE18484，1989.

［4］陆柱 .油田水处理技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1990.

［5］SY/T 5405—1996，酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标 ［S］.

［6］SY 5273—1991，油田注水缓蚀剂评价方法 ［S］.

［编辑］ 萧雨