一种复合阻垢剂在海上油田换热器上的应用研究

杨浩波，殷硕，吴涛，郝兰锁

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油天津化工研究设计院有限公司，天津300131）

油气田水处理

一种复合阻垢剂在海上油田换热器上的应用研究

杨浩波1，殷硕2，吴涛2，郝兰锁2

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳518067；2.中海油天津化工研究设计院有限公司，天津300131）

通过对南海东部某海上油田换热器处水样、垢样进行分析，并结合水质的结垢趋势预测，研究了该油田换热器的结垢问题。结果表明，该油田换热器有明显的硫酸钙结垢倾向。针对该油田设备内流体水含量较低（含水率在10%～20%）的特点，开发了一种适合该环境的复合型阻垢剂。现场应用研究表明，当注药质量浓度为100mg/L时，成垢离子Ca2+、SO42-的保有率均有明显提高，换热器的硫酸钙结垢倾向得到了有效控制。

结垢；阻垢剂；油田换热器

油田生产处理系统结垢是各个油田最常见的问题，一方面易发生垢下腐蚀和细菌滋生，增加设备漏失风险；另一方面易造成管线堵塞，使操作压力升高，影响油田正常生产，严重的可直接引起关断，给企业造成巨大的经济损失〔1-2〕。目前，最普遍采用的阻垢方法就是加注化学防垢剂来抑制垢在工艺流程设备内的生成。但市面上的阻垢剂以水溶性为主，当采出液中油含量较高、水含量较低时，阻垢剂在采出液中的分散性能明显下降，抑制成垢离子成垢的效率大大降低，因此，当采出液中油含量较高时，其结垢倾向往往难以得到有效控制。笔者就南海东部某油田FPSO管式换热器的结垢问题进行了分析研究，针对该位置流体含水率较低的特点，开发了一种复合防垢剂，该药剂在油水两相均有良好的分散性，降低了药剂损耗，提高了药剂的防垢效率。

1 结垢现状及原因分析

南海东部某油田FPSO主要的油水分离工艺流程如图1所示。

图1 油水分离工艺流程示意

油水混合物首先经过分离器进行分离，分离后产生的原油（含水率在10%～20%）进入管式换热器，经加热后再进入电脱盐脱水装置中进行进一步油水分离。此换热器自油田投产以来，经常发生严重的结垢堵塞现象，给油田生产带来了巨大的安全隐患。管束的堵塞情况见图2。

图2 换热器堵塞情况

1.1 水样分析

现场对换热器内水进行取样，参照《油田水分析方法》（SY/T 5523—2006）对水样进行分析，结果如表1所示。

表1 水质全分析

由表1可知，水中Ca2+、SO42-的含量比一般地表水高出很多，这种水质有明显的硫酸钙结垢倾向。根据蒸汽加热器水质情况，利用Scalechem结垢预测软件，对换热器在温度为56、68、104℃下的结垢趋势进行了预测，结果见图3。

图3 不同温度下蒸汽加热器结垢趋势判定

由图3可以看出，当温度为104℃，压力为0.03～0.48MPa时，有CaSO4垢和Mg（OH）2垢形成的可能性。

蒸汽加热器水质结垢量随温度的变化见图4。

图4 蒸汽加热器水质结垢量随温度的变化

综合图3和图4可以看出，当温度＜71℃时，随着压力的变化，水质只有CaCO3和Fe（OH）3的结垢趋势，但随着温度的升高，CaSO4结垢趋势持续增加，温度达到98℃以上后，CaSO4结垢趋势已经超过CaCO3的结垢趋势，成为最主要结垢因素。因此，在该油田换热器换热界面目前工况条件（温度104℃左右，压力＜0.5MPa）下，极易发生CaSO4结垢问题〔3〕。

1.2 垢样分析

采集换热器列管中垢样，通过化学分析、X-衍射光谱、X-荧光光谱等技术手段对堵塞物组成进行了分析鉴定，结果见表2。

表2 蒸汽加热器垢样分析结果

垢样分析结果显示，垢样中存在大量CaSO4，其质量分数在81%左右，同时含有少量CaCO3、SrSO4以及Fe2O3等垢质。此结果与换热器水质结垢趋势判定结果一致，主要以CaSO4垢为主。

进入换热器前的油水乳状液含水率一般在10%～20%，经过管束式换热器后温度会提升至99℃左右，此时CaSO4·2H2O的溶解度会随温度的升高而急剧减小，在换热器管束的换热界面快速沉积形成致密、坚硬的CaSO4硬垢。同时一旦有垢形成，CaSO4结晶所需的界面能迅速降低，进一步加速了次生垢的生长，因此很快就造成了管束的堵塞〔4〕。

2 阻垢剂的开发

针对该油田换热器结垢现状及成垢原因分析，开发了一种可抑制高温下CaSO4结垢的阻垢分散剂。该阻垢分散剂是一种复合多元防垢剂，由膦化磺酸羧酸多元共聚物、1，6-双亚己基三胺五亚甲基膦酸、烷基酚聚氧乙烯醚等组成，其有效组分不低于45%（以质量分数计），其中烷基酚聚氧乙烯醚主要用于改善药剂在油水两相的分散性，增加药剂与水相的接触，减少药剂损耗，提高药剂的效率。通过高温高压结垢评价装置，于室内模拟换热器内的温度、压力、流速及停留时间等参数，考察了该阻垢剂的阻垢性能。结果表明，当药剂投加质量浓度为80～100 mg/L时，阻CaSO4垢率可达97%以上，明显优于油田常用的CaSO4阻垢剂。

3 现场应用试验

为了进一步验证研制的阻垢剂的阻垢效果，在该油田进行了现场应用试验。阻垢剂在分离器出口至换热器之间的管线上进行加注，注入质量浓度为100mg/L。试验周期5 d，试验期间定期采集换热器进口及出口处的水样，分析水样中成垢离子Ca2+和SO42-的含量，计算油水混合液经过换热器后成垢离子的保有率，并与未加药剂时成垢离子的保有率进行对比，确定研制的阻垢剂的现场实际应用效果。现场应用试验结果如图5、图6所示。

图5 成垢离子Ca2+保有率对比

从图5、图6可以看出，在未加阻垢剂情况下，油水混合液经过换热器后，主要成垢离子Ca2+的保有率维持在85%左右，的保有率维持在86%左右；加注阻垢剂后，油水混合液经过换热器后，主要成垢离子Ca2+的保有率维持在92%左右，SO42-的保有率维持在96%左右，与未加阻垢剂相比，阴阳主要成垢离子保有率均有明显增大，说明加注该阻垢剂后，换热器结CaSO4垢倾向得到了明显控制。

图6 成垢离子保有率对比

4 结论

（1）通过对现场水样、垢样进行分析，并结合水质结垢趋势预测，对该油田水质的结垢情况进行了研究。结果表明，在现场操作参数下该油田水质具有明显的结CaSO4垢风险。

（2）针对该油田换热器内油水混合液含水率较低的特点，开发了一种复合阻垢剂，提高了药剂主要组分分散到水相的效率。现场应用试验表明，加注该药剂后，蒸汽加热器内主要成垢离子Ca2+、的保有率均有明显提升，结CaSO4垢倾向得到有效抑制，该阻垢剂可有效抑制油田换热器的结垢问题。

［1］张颖，王超明，陆原，等.某海上油田精细过滤器结垢原因分析及防护研究［J］.全面腐蚀控制，2012，26（7）：7-12.

［2］徐应波，吴涛，刘殿宇，等.海上油田生产水处理系统结垢研究与控制［J］.工业水处理，2013，33（6）：82-84.

［3］陈宏程，何素娟，吴涛，等.一种复合阻垢剂在海上油田的应用研究［J］.广州化工，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

杨浩波（1971—），工程师，陆丰油田作业区经理。电话：075526023370，E-mail：yanghb3@cnooc.com.cn。

2016-04-05（修改稿）