W11-4N油田海管在线清垢作业现场试验

王林海,陈 武,沈 靖,刘华荣,吴 娟,梅 平,尹先清

(1.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; 2.长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州434023)

W11-4N油田海管在线清垢作业现场试验

王林海1,陈 武2,沈 靖1,刘华荣2,吴 娟2,梅 平2,尹先清2

(1.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; 2.长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州434023)

为了验证在线清垢剂的清垢效果,解决W11-4N油田海管结垢堵塞问题,开展了为期45 d的低含水输送海管在线清垢现场试验工作。结果表明,清垢作业试验获得成功,清垢达到了预定目标。海管进口压力和海管进出口压差均大幅下降,降幅均约为130 kPa,且在作业后期稳定在此数值左右;清垢作业结束时,海管输送液分离水样中Ca2+浓度下降并稳定在520～600 mg·L-1,接近作业前期浓度(500～580 mg·L-1);清垢作业完成后,拆卸发球阀外观结垢已彻底清除,且无明显腐蚀迹象,海管输送液分离水样中Fe2+浓度稳定在0.2～0.3 mg·L-1,清垢作业期间海管腐蚀速率比加清垢剂前大大降低;清垢作业的返出液对油水分离处理无明显影响;清垢作业完成后,W11-4N油田生产稳定,外输6英寸海管保持日输送液量为1330 m3,海管输送压力稳定正常。

W11-4N油田;低含水原油;海底管道;在线清垢

针对W11-4N油田平台SDV阀、多路阀出口管线及阀门内部结垢严重,并引起外输下海管线堵塞、管线输送量降低、压力上升及垢下腐蚀等问题,在前期研究[1]的基础上,通过室内研究明确了W11-4N油田海底管线垢的主要成分及结垢原因,建立并确定了在线清垢剂体系配方。为了验证室内研究的结果及在线清垢剂的清垢效果,制定了在线清垢实施方案,包括清垢效果监测、腐蚀监测等,中海油采油技术服务分公司南海西部技术服务中心于2012年3月16日～4月30日开展了为期45 d的W11-4N油田至W11-1中心平台低含水原油(含水率10%)海底6英寸输送管道在线清垢现场试验工作,在不停产、不拆卸设备的条件下,首次在W11-4N油田实现了海管通球成功,达到了恢复海管正常管输指标的目的,具有清垢成本低、质量高、速度快、无环境污染、无金属腐蚀的优点,经济效益、社会效益和环境效益显著。为海上油田海管在线清垢作业提供了借鉴意义,对原油集输管线清垢有很好的推广应用前景。

1 在线清垢试验方案

1.1 清垢试验方法及清垢效果监测

1.1.1 试验方法

在现场试验前,清垢剂HYQG-01在陆地配好后运往海上平台,结合在线清垢特点与W11-4N油田外输海管工况,试验在W11-4N平台与W11-1平台两处同时开展,分别在平台上建立清垢剂连续在线注液流程,以便清垢剂与垢表面有一定的接触时间,延长管内清垢剂与垢的反应时间,同时建立Microcor在线腐蚀监测流程监测清垢前后腐蚀情况[2]。

1.1.2 清垢效果监测

本试验主要通过监测海管进出口压力变化、海管输送液中成垢离子Ca2+浓度变化及拆卸旁通管线观测来判断清垢效果[3];通过在线腐蚀监测和测定海管输送液中成垢离子Fe2+浓度变化来判断清垢作业对腐蚀的影响[4]。

1.2 清垢剂加注点设计

W11-4N油田结垢最严重的位置在管汇之后地面流程段的SDV阀、多路阀出口管线及阀门内部和海管的初始段,因此,清垢剂加注点设计主要考虑其作用范围需涵盖W11-4N地面流程和海管初始段,尽量在流程前端设置清垢剂加注点,以确保清垢剂对SDV阀和多路阀等结垢严重位置有比较充分的清垢作用。经与油田现场协商,确认在W11-4N油田单井井口的取样点上加装三通改造成临时清垢剂加注点。清垢剂加注点位置如图1所示。

图1 W11-4N油田总流程及清垢剂加注点位置Fig.1 The total technical process for W11-4N Oilfield, location of adding sites for scale removing agent

1.3 清垢剂HYQG-01加注量及准备

根据现场调研,W11-4N油田共有9口井,日产液量约1300 m3,采出液含水率约10%,设计最大流量600～1000 m3·d-1,实际流量约1000～1400 m3·d-1。采出液中含水量约为1300×10%=130 m3·d-1,根据油田含水量和室内研究结果,确定清垢剂加注量为0. 8～1.6 m3·d-1,在初期开展清垢剂梯度加注试验,确定加注量后进行持续加注,计划清垢周期为30～45 d,清垢剂HYQG-01储备量为60 m3。

2 清垢试验效果

2.1 海管清垢作业过程压力变化

2012年3月16～27日进行了0.8 m3·d-1、1.0 m3·d-1、1.2 m3·d-1、1.6 m3·d-14个加注量的清垢剂加注试验。从清垢剂加注开始,海管进口压力明显下降,由1298 kPa下降至1230 kPa,海管出口压力由450 k Pa下降至367 k Pa。监测评估发现,加注量为1.2 m3·d-1时处理效果最佳,且在线检测腐蚀速率控制在轻微腐蚀水平,因此,确定以1.2 m3·d-1清垢剂加注量稳定加注,期间海管输送液量稳定在1300 m3·d-1。清垢作业期间海管进口压力与时间、清垢剂加注量的关系曲线如图2所示,海管压力变化如表1所示。

图2 海管进口压力与清垢剂加注量、时间的关系Fig.2 The relationship of pressure of entry of sub-sea pipeline with adding amount of scale removing agent,time

表1 清垢作业前后海管压力指标/kPaTab.1 The pressure indexes before and after scale removing work/kPa

由图2和表1可知,清垢作业期间,海管进口压力和海管进出口压差均大幅下降,降幅均约为130 k Pa,且在作业后期稳定在此数值左右。

(1)3月28日至4月30日,清垢剂加注量稳定为1.2 m3·d-1持续加注,期间海管进口压力继续明显下降,至4月8日已由清垢前的1298 k Pa下降至1164 k Pa,压力减小134 k Pa,压差也由清垢前的880 k Pa下降为749 k Pa,压差减少131 k Pa。初步表明,海管内结垢已明显减少,清垢作业效果显著。

(2)4月9～21日海管进口压力出现波动(图2),是由于W11-4N油田A4、A2、A8井开关井生产调整频繁,对海管压力造成影响,但4月22日重新开井,生产工况稳定下来后,海管进口压力在短时间内即恢复至稳定低值。

(3)在稳定工况条件下,4月25日海管进口压力开始稳定在1164 k Pa低值、压差为749 k Pa的相对较低水平。为验证判断,4月26日将清垢剂加注量提高至1.6 m3·d-1,至4月30日上午7:30全部清垢剂加注完毕,压力无明显变化,初步判断海管内再无较大体积的垢样溶解,残存垢量已不明显,清垢已达预定目标。

2.2 海管输送液流中Ca2+浓度监测数据分析

为了监测海管中垢是否溶解,监测了海管上岸出口分离水样中成垢离子Ca2+浓度随清垢剂加注前后的变化,结果如图3所示。

图3 海管产液Ca2+浓度监测数值Fig.3 The Ca2+concentration monitored of sub-sea pipeline produced fluid

由图3可知,清垢作业前(3月14日),由于海管内液流的Ca2+已成垢析出,产液内Ca2+浓度仅为500～580 mg·L-1;清垢作业初期(3月16～31日),在清垢剂加注开始后,清垢剂使原以碳酸钙形式存在的钙溶解至产液中,以Ca2+形态存在,产液内Ca2+浓度大幅上升,高达800 mg·L-1;清垢作业中后期(4月1～22日),随着海管内碳酸钙等结垢沉积物的逐步溶解,并随海管内液流带走,海管内结垢物越来越少,溶解出来的Ca2+也逐渐减少;清垢作业后期(4月23～30日),Ca2+浓度下降并稳定在520～600 mg·L-1,接近作业前期的浓度,分析为海管的碳酸钙等沉积物已基本溶解消除,海管内的Ca2+逐渐恢复至饱和平衡状态,清垢作业基本完成。

2.3 清垢过程中在线腐蚀监测数据分析

在W11-4N油田至W11-1中心平台6英寸海管的上岸出口点安装Microcor电感式腐蚀监测系统,在清垢作业开始前,运行Microcor进行3 d的腐蚀监测,下载读取数据1次;在清垢剂加注开始后,每6 h下载读取数据1次;完成全部清垢作业后,腐蚀数据持续监测2 d,每12 h下载读取数据1次。

结果表明,2012年3月6～16(加清垢剂前)平均腐蚀速率为0.0057 mm·a-1;3月16～21日(清垢剂加注后)平均腐蚀速率为0.0005 mm·a-1,较加清垢剂前大大降低,在轻度腐蚀范围内,这是由于清垢剂HYQG-01中添加了缓蚀剂。

2.4 海管输送液流中Fe2+浓度监测数据分析

对清垢作业前后的海管输送液分离水样中Fe2+浓度进行了持续监测。3月14日～4月28日的监测数据显示Fe2+浓度稳定在0.2～0.3 mg·L-1,无明显波动,表明清垢前后海管的腐蚀并无明显变化。

2.5 管线拆卸观察分析

为直观观察海管清垢效果,结合压力监测数据与离子浓度分析数据判断清垢作业完成情况,在清垢作业前后均拆卸W11-4N油田外输6英寸海管发球阀,观测其内部结垢情况,拆卸发球阀外观如图4所示。

由图4可知,清垢前,发球阀内壁有白色垢样致密覆盖,垢样表面有油泥附着,目测结垢厚度为10～15 mm;清垢后,结垢已彻底清除,发球阀内壁光滑光亮,无明显结垢物附着,清垢效果明显,且无明显腐蚀迹象。

2.6 清垢作业期间返出液影响

在清垢作业期间(3月16日～4月30日),W11-4N油田外输产液随W11-1中心平台外输液流一起输送至W12-1油田进行油水分离处理,此期间对排海污水含油与原油含水进行了不间断监测。结果表明,清垢作业的返出液对油水分离处理无明显影响。

图4 清垢作业前后拆卸发球阀外观Fig.4 Appearance of the ball valve detached before and after scale removing work

2.7 清垢作业完成后海管运行状况

在完成清垢作业后(5月1～2日),W11-4N油田生产稳定,外输6英寸海管保持日输送液量为1330 m3,海管输送压力稳定正常,海管进口压力1160～1200 kPa,海管运行压差保持在750 k Pa,表明本次海管清垢作业取得成功。

3 结论

(1)清垢作业过程中,海管进口压力和海管进出口压差均大幅下降,降幅均约为130 k Pa,且在作业后期稳定维持在此数值左右;清垢作业结束时,海管输送液分离水样中Ca2+浓度下降并稳定在520～600 mg· L-1,接近作业前期Ca2+浓度(500～580 mg·L-1);清垢作业后,拆卸发球阀外观结垢已彻底清除,内壁光滑光亮,无明显结垢物附着,无明显腐蚀迹象。表明海管清垢达到预定目标。

(2)清垢前海管平均腐蚀速率为0.0057 mm· a-1,清垢作业期间海管平均腐蚀速率大大降低,为0.0005 mm·a-1;海管输送液分离水样中Fe2+浓度持续稳定在0.2～0.3 mg·L-1,无明显波动。表明清垢作业不会对海管及球阀等造成腐蚀危害。

(3)清垢作业的返出液对油水分离处理无明显影响。

(4)清垢作业完成后,W11-4N油田生产稳定,外输6英寸海管保持日输送液量为1330 m3,海管输送压力稳定正常,海管进口压力1160～1200 k Pa,海管运行压差保持在750 k Pa,表明海管清垢作业取得成功。

[1] 李跃喜,付美龙,熊帆.涠洲12-1油田油井结垢现状分析及对策研究[J].石油天然气学报,2010,32(2):327-329.

[2] 梅平,陈武,刘华荣.油气田缓蚀阻垢技术研究与应用[M].北京:石油工业出版社,2011:137-141.

[3] 陈武,刁浪滔,尹先清,等.缓蚀阻垢剂NYHGA在涠洲12-1油田生产污水处理中的应用评价[J].油田化学,2005,22(2):126-129.

[4] 刁浪滔,王林海,陈武,等.缓蚀阻垢剂NYHGA缓蚀性能在线快速评价[J].化学与生物工程,2004,21(4):49-50.

Test of On-Line Scale Removing Work for Sub-Sea Pipeline in W11-4N Oilfield

WANG Lin-hai1,CHEN Wu2,SHEN Jing1,LIU Hua-rong2,WU Juan2,MEI Ping2,YIN Xian-qing2
(1.CNOOC Energy Technology Services-Oilfield Technology Services Co.,Zhanjiang 524057,China; 2.School of Chemistry and Environmental Engineering,Yangtze University,Jingzhou 434023,China)

In order to validate efficiency of on-line scale removing agent and solve the problem of scale clog in sub-sea pipeline in W11-4N Oilfield,a 45-day on-line scale removing work has been carried out.The result shows that the test is very successful and the scaling effect meets the expected goal.The entry pressure of pipeline decreases and the pipeline pressure difference between entry and exit both decreases by about 130 k Pa.At the end of scale removing,Ca2+concentration decreases to 520～600 mg·L-1in the splitting sample from the sub-sea pipeline,close to 500～580 mg·L-1before production.After scale removing,the scale on the surface of ball valve detached is removed without obvious corrosive signs.Fe2+concentration in the splitting sample from the sub-sea pipeline is 0.2～0.3 mg·L-1.During scale removing,corrosive rate decreases far more than that before adding scale removing agent.Returned fluid of scale removing has no obvious effect on the separation of oil and water.After scale removing,W11-4N Oilfield maintains its steady production with the daily oil volume of 1330 m3by the 6-inch pipeline and steady pressure of pipeline.

W11-4N Oilfield;low-water-content crude oil;sub-sea pipeline;on-line scale removing

TE 358.5

A

1672-5425(2013)03-0071-04

10.3969/j.issn.1672-5425.2013.03.019

国家科技重大专项资助项目(2011ZX05024-004),中海油能源发展股份有限公司资助项目(CJ11ZC2177)

2013-01-17

王林海(1976-),男,浙江文成人,工程师,主要从事油田化学药剂及技术方面的研究及管理工作,E-mail:wanglh6@cnooc.com.cn。