W11-4N油田海管在線清垢作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

王林海,陳 武,沈 靖,劉華榮,吳 娟,梅 平,尹先清

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)分公司,廣東湛江524057; 2.長(zhǎng)江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院,湖北荊州434023)

W11-4N油田海管在線清垢作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

王林海1,陳 武2,沈 靖1,劉華榮2,吳 娟2,梅 平2,尹先清2

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術(shù)服務(wù)分公司,廣東湛江524057; 2.長(zhǎng)江大學(xué)化學(xué)與環(huán)境工程學(xué)院,湖北荊州434023)

為了驗(yàn)證在線清垢劑的清垢效果,解決W11-4N油田海管結(jié)垢堵塞問題,開展了為期45 d的低含水輸送海管在線清垢現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)工作。結(jié)果表明,清垢作業(yè)試驗(yàn)獲得成功,清垢達(dá)到了預(yù)定目標(biāo)。海管進(jìn)口壓力和海管進(jìn)出口壓差均大幅下降,降幅均約為130 kPa,且在作業(yè)后期穩(wěn)定在此數(shù)值左右;清垢作業(yè)結(jié)束時(shí),海管輸送液分離水樣中Ca2+濃度下降并穩(wěn)定在520～600 mg·L-1,接近作業(yè)前期濃度(500～580 mg·L-1);清垢作業(yè)完成后,拆卸發(fā)球閥外觀結(jié)垢已徹底清除,且無明顯腐蝕跡象,海管輸送液分離水樣中Fe2+濃度穩(wěn)定在0.2～0.3 mg·L-1,清垢作業(yè)期間海管腐蝕速率比加清垢劑前大大降低;清垢作業(yè)的返出液對(duì)油水分離處理無明顯影響;清垢作業(yè)完成后,W11-4N油田生產(chǎn)穩(wěn)定,外輸6英寸海管保持日輸送液量為1330 m3,海管輸送壓力穩(wěn)定正常。

W11-4N油田;低含水原油;海底管道;在線清垢

針對(duì)W11-4N油田平臺(tái)SDV閥、多路閥出口管線及閥門內(nèi)部結(jié)垢嚴(yán)重,并引起外輸下海管線堵塞、管線輸送量降低、壓力上升及垢下腐蝕等問題,在前期研究[1]的基礎(chǔ)上,通過室內(nèi)研究明確了W11-4N油田海底管線垢的主要成分及結(jié)垢原因,建立并確定了在線清垢劑體系配方。為了驗(yàn)證室內(nèi)研究的結(jié)果及在線清垢劑的清垢效果,制定了在線清垢實(shí)施方案,包括清垢效果監(jiān)測(cè)、腐蝕監(jiān)測(cè)等,中海油采油技術(shù)服務(wù)分公司南海西部技術(shù)服務(wù)中心于2012年3月16日～4月30日開展了為期45 d的W11-4N油田至W11-1中心平臺(tái)低含水原油(含水率10%)海底6英寸輸送管道在線清垢現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)工作,在不停產(chǎn)、不拆卸設(shè)備的條件下,首次在W11-4N油田實(shí)現(xiàn)了海管通球成功,達(dá)到了恢復(fù)海管正常管輸指標(biāo)的目的,具有清垢成本低、質(zhì)量高、速度快、無環(huán)境污染、無金屬腐蝕的優(yōu)點(diǎn),經(jīng)濟(jì)效益、社會(huì)效益和環(huán)境效益顯著。為海上油田海管在線清垢作業(yè)提供了借鑒意義,對(duì)原油集輸管線清垢有很好的推廣應(yīng)用前景。

1 在線清垢試驗(yàn)方案

1.1 清垢試驗(yàn)方法及清垢效果監(jiān)測(cè)

1.1.1 試驗(yàn)方法

在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)前,清垢劑HYQG-01在陸地配好后運(yùn)往海上平臺(tái),結(jié)合在線清垢特點(diǎn)與W11-4N油田外輸海管工況,試驗(yàn)在W11-4N平臺(tái)與W11-1平臺(tái)兩處同時(shí)開展,分別在平臺(tái)上建立清垢劑連續(xù)在線注液流程,以便清垢劑與垢表面有一定的接觸時(shí)間,延長(zhǎng)管內(nèi)清垢劑與垢的反應(yīng)時(shí)間,同時(shí)建立Microcor在線腐蝕監(jiān)測(cè)流程監(jiān)測(cè)清垢前后腐蝕情況[2]。

1.1.2 清垢效果監(jiān)測(cè)

本試驗(yàn)主要通過監(jiān)測(cè)海管進(jìn)出口壓力變化、海管輸送液中成垢離子Ca2+濃度變化及拆卸旁通管線觀測(cè)來判斷清垢效果[3];通過在線腐蝕監(jiān)測(cè)和測(cè)定海管輸送液中成垢離子Fe2+濃度變化來判斷清垢作業(yè)對(duì)腐蝕的影響[4]。

1.2 清垢劑加注點(diǎn)設(shè)計(jì)

W11-4N油田結(jié)垢最嚴(yán)重的位置在管匯之后地面流程段的SDV閥、多路閥出口管線及閥門內(nèi)部和海管的初始段,因此,清垢劑加注點(diǎn)設(shè)計(jì)主要考慮其作用范圍需涵蓋W11-4N地面流程和海管初始段,盡量在流程前端設(shè)置清垢劑加注點(diǎn),以確保清垢劑對(duì)SDV閥和多路閥等結(jié)垢嚴(yán)重位置有比較充分的清垢作用。經(jīng)與油田現(xiàn)場(chǎng)協(xié)商,確認(rèn)在W11-4N油田單井井口的取樣點(diǎn)上加裝三通改造成臨時(shí)清垢劑加注點(diǎn)。清垢劑加注點(diǎn)位置如圖1所示。

圖1 W11-4N油田總流程及清垢劑加注點(diǎn)位置Fig.1 The total technical process for W11-4N Oilfield, location of adding sites for scale removing agent

1.3 清垢劑HYQG-01加注量及準(zhǔn)備

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)研,W11-4N油田共有9口井,日產(chǎn)液量約1300 m3,采出液含水率約10%,設(shè)計(jì)最大流量600～1000 m3·d-1,實(shí)際流量約1000～1400 m3·d-1。采出液中含水量約為1300×10%=130 m3·d-1,根據(jù)油田含水量和室內(nèi)研究結(jié)果,確定清垢劑加注量為0. 8～1.6 m3·d-1,在初期開展清垢劑梯度加注試驗(yàn),確定加注量后進(jìn)行持續(xù)加注,計(jì)劃清垢周期為30～45 d,清垢劑HYQG-01儲(chǔ)備量為60 m3。

2 清垢試驗(yàn)效果

2.1 海管清垢作業(yè)過程壓力變化

2012年3月16～27日進(jìn)行了0.8 m3·d-1、1.0 m3·d-1、1.2 m3·d-1、1.6 m3·d-14個(gè)加注量的清垢劑加注試驗(yàn)。從清垢劑加注開始,海管進(jìn)口壓力明顯下降,由1298 kPa下降至1230 kPa,海管出口壓力由450 k Pa下降至367 k Pa。監(jiān)測(cè)評(píng)估發(fā)現(xiàn),加注量為1.2 m3·d-1時(shí)處理效果最佳,且在線檢測(cè)腐蝕速率控制在輕微腐蝕水平,因此,確定以1.2 m3·d-1清垢劑加注量穩(wěn)定加注,期間海管輸送液量穩(wěn)定在1300 m3·d-1。清垢作業(yè)期間海管進(jìn)口壓力與時(shí)間、清垢劑加注量的關(guān)系曲線如圖2所示,海管壓力變化如表1所示。

圖2 海管進(jìn)口壓力與清垢劑加注量、時(shí)間的關(guān)系Fig.2 The relationship of pressure of entry of sub-sea pipeline with adding amount of scale removing agent,time

表1 清垢作業(yè)前后海管壓力指標(biāo)/kPaTab.1 The pressure indexes before and after scale removing work/kPa

由圖2和表1可知,清垢作業(yè)期間,海管進(jìn)口壓力和海管進(jìn)出口壓差均大幅下降,降幅均約為130 k Pa,且在作業(yè)后期穩(wěn)定在此數(shù)值左右。

(1)3月28日至4月30日,清垢劑加注量穩(wěn)定為1.2 m3·d-1持續(xù)加注,期間海管進(jìn)口壓力繼續(xù)明顯下降,至4月8日已由清垢前的1298 k Pa下降至1164 k Pa,壓力減小134 k Pa,壓差也由清垢前的880 k Pa下降為749 k Pa,壓差減少131 k Pa。初步表明,海管內(nèi)結(jié)垢已明顯減少,清垢作業(yè)效果顯著。

(2)4月9～21日海管進(jìn)口壓力出現(xiàn)波動(dòng)(圖2),是由于W11-4N油田A4、A2、A8井開關(guān)井生產(chǎn)調(diào)整頻繁,對(duì)海管壓力造成影響,但4月22日重新開井,生產(chǎn)工況穩(wěn)定下來后,海管進(jìn)口壓力在短時(shí)間內(nèi)即恢復(fù)至穩(wěn)定低值。

(3)在穩(wěn)定工況條件下,4月25日海管進(jìn)口壓力開始穩(wěn)定在1164 k Pa低值、壓差為749 k Pa的相對(duì)較低水平。為驗(yàn)證判斷,4月26日將清垢劑加注量提高至1.6 m3·d-1,至4月30日上午7:30全部清垢劑加注完畢,壓力無明顯變化,初步判斷海管內(nèi)再無較大體積的垢樣溶解,殘存垢量已不明顯,清垢已達(dá)預(yù)定目標(biāo)。

2.2 海管輸送液流中Ca2+濃度監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)分析

為了監(jiān)測(cè)海管中垢是否溶解,監(jiān)測(cè)了海管上岸出口分離水樣中成垢離子Ca2+濃度隨清垢劑加注前后的變化,結(jié)果如圖3所示。

圖3 海管產(chǎn)液Ca2+濃度監(jiān)測(cè)數(shù)值Fig.3 The Ca2+concentration monitored of sub-sea pipeline produced fluid

由圖3可知,清垢作業(yè)前(3月14日),由于海管內(nèi)液流的Ca2+已成垢析出,產(chǎn)液內(nèi)Ca2+濃度僅為500～580 mg·L-1;清垢作業(yè)初期(3月16～31日),在清垢劑加注開始后,清垢劑使原以碳酸鈣形式存在的鈣溶解至產(chǎn)液中,以Ca2+形態(tài)存在,產(chǎn)液內(nèi)Ca2+濃度大幅上升,高達(dá)800 mg·L-1;清垢作業(yè)中后期(4月1～22日),隨著海管內(nèi)碳酸鈣等結(jié)垢沉積物的逐步溶解,并隨海管內(nèi)液流帶走,海管內(nèi)結(jié)垢物越來越少,溶解出來的Ca2+也逐漸減少;清垢作業(yè)后期(4月23～30日),Ca2+濃度下降并穩(wěn)定在520～600 mg·L-1,接近作業(yè)前期的濃度,分析為海管的碳酸鈣等沉積物已基本溶解消除,海管內(nèi)的Ca2+逐漸恢復(fù)至飽和平衡狀態(tài),清垢作業(yè)基本完成。

2.3 清垢過程中在線腐蝕監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)分析

在W11-4N油田至W11-1中心平臺(tái)6英寸海管的上岸出口點(diǎn)安裝Microcor電感式腐蝕監(jiān)測(cè)系統(tǒng),在清垢作業(yè)開始前,運(yùn)行Microcor進(jìn)行3 d的腐蝕監(jiān)測(cè),下載讀取數(shù)據(jù)1次;在清垢劑加注開始后,每6 h下載讀取數(shù)據(jù)1次;完成全部清垢作業(yè)后,腐蝕數(shù)據(jù)持續(xù)監(jiān)測(cè)2 d,每12 h下載讀取數(shù)據(jù)1次。

結(jié)果表明,2012年3月6～16(加清垢劑前)平均腐蝕速率為0.0057 mm·a-1;3月16～21日(清垢劑加注后)平均腐蝕速率為0.0005 mm·a-1,較加清垢劑前大大降低,在輕度腐蝕范圍內(nèi),這是由于清垢劑HYQG-01中添加了緩蝕劑。

2.4 海管輸送液流中Fe2+濃度監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)分析

對(duì)清垢作業(yè)前后的海管輸送液分離水樣中Fe2+濃度進(jìn)行了持續(xù)監(jiān)測(cè)。3月14日～4月28日的監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)顯示Fe2+濃度穩(wěn)定在0.2～0.3 mg·L-1,無明顯波動(dòng),表明清垢前后海管的腐蝕并無明顯變化。

2.5 管線拆卸觀察分析

為直觀觀察海管清垢效果,結(jié)合壓力監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)與離子濃度分析數(shù)據(jù)判斷清垢作業(yè)完成情況,在清垢作業(yè)前后均拆卸W11-4N油田外輸6英寸海管發(fā)球閥,觀測(cè)其內(nèi)部結(jié)垢情況,拆卸發(fā)球閥外觀如圖4所示。

由圖4可知,清垢前,發(fā)球閥內(nèi)壁有白色垢樣致密覆蓋,垢樣表面有油泥附著,目測(cè)結(jié)垢厚度為10～15 mm;清垢后,結(jié)垢已徹底清除,發(fā)球閥內(nèi)壁光滑光亮,無明顯結(jié)垢物附著,清垢效果明顯,且無明顯腐蝕跡象。

2.6 清垢作業(yè)期間返出液影響

在清垢作業(yè)期間(3月16日～4月30日),W11-4N油田外輸產(chǎn)液隨W11-1中心平臺(tái)外輸液流一起輸送至W12-1油田進(jìn)行油水分離處理,此期間對(duì)排海污水含油與原油含水進(jìn)行了不間斷監(jiān)測(cè)。結(jié)果表明,清垢作業(yè)的返出液對(duì)油水分離處理無明顯影響。

圖4 清垢作業(yè)前后拆卸發(fā)球閥外觀Fig.4 Appearance of the ball valve detached before and after scale removing work

2.7 清垢作業(yè)完成后海管運(yùn)行狀況

在完成清垢作業(yè)后(5月1～2日),W11-4N油田生產(chǎn)穩(wěn)定,外輸6英寸海管保持日輸送液量為1330 m3,海管輸送壓力穩(wěn)定正常,海管進(jìn)口壓力1160～1200 kPa,海管運(yùn)行壓差保持在750 k Pa,表明本次海管清垢作業(yè)取得成功。

3 結(jié)論

(1)清垢作業(yè)過程中,海管進(jìn)口壓力和海管進(jìn)出口壓差均大幅下降,降幅均約為130 k Pa,且在作業(yè)后期穩(wěn)定維持在此數(shù)值左右;清垢作業(yè)結(jié)束時(shí),海管輸送液分離水樣中Ca2+濃度下降并穩(wěn)定在520～600 mg· L-1,接近作業(yè)前期Ca2+濃度(500～580 mg·L-1);清垢作業(yè)后,拆卸發(fā)球閥外觀結(jié)垢已徹底清除,內(nèi)壁光滑光亮,無明顯結(jié)垢物附著,無明顯腐蝕跡象。表明海管清垢達(dá)到預(yù)定目標(biāo)。

(2)清垢前海管平均腐蝕速率為0.0057 mm· a-1,清垢作業(yè)期間海管平均腐蝕速率大大降低,為0.0005 mm·a-1;海管輸送液分離水樣中Fe2+濃度持續(xù)穩(wěn)定在0.2～0.3 mg·L-1,無明顯波動(dòng)。表明清垢作業(yè)不會(huì)對(duì)海管及球閥等造成腐蝕危害。

(3)清垢作業(yè)的返出液對(duì)油水分離處理無明顯影響。

(4)清垢作業(yè)完成后,W11-4N油田生產(chǎn)穩(wěn)定,外輸6英寸海管保持日輸送液量為1330 m3,海管輸送壓力穩(wěn)定正常,海管進(jìn)口壓力1160～1200 k Pa,海管運(yùn)行壓差保持在750 k Pa,表明海管清垢作業(yè)取得成功。

[1] 李躍喜,付美龍,熊帆.潿洲12-1油田油井結(jié)垢現(xiàn)狀分析及對(duì)策研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2010,32(2):327-329.

[2] 梅平,陳武,劉華榮.油氣田緩蝕阻垢技術(shù)研究與應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社,2011:137-141.

[3] 陳武,刁浪滔,尹先清,等.緩蝕阻垢劑NYHGA在潿洲12-1油田生產(chǎn)污水處理中的應(yīng)用評(píng)價(jià)[J].油田化學(xué),2005,22(2):126-129.

[4] 刁浪滔,王林海,陳武,等.緩蝕阻垢劑NYHGA緩蝕性能在線快速評(píng)價(jià)[J].化學(xué)與生物工程,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

國(guó)家科技重大專項(xiàng)資助項(xiàng)目(2011ZX05024-004),中海油能源發(fā)展股份有限公司資助項(xiàng)目(CJ11ZC2177)

2013-01-17

王林海(1976-),男,浙江文成人,工程師,主要從事油田化學(xué)藥劑及技術(shù)方面的研究及管理工作,E-mail:wanglh6@cnooc.com.cn。