【摘要】针对曙光油田稠油老区油气水管道难溶垢化学清洗技术，通过结垢特点分析，实验室垢样成分分析研究，对现场化学清洗工艺技术进行改进，取得了超过了国家标准及行业标准的清洗效果，为低成本、高效率解决管道难溶垢提供有效的方法。
【关键词】油田 管道 难溶垢 化学清洗
采油过程中处于各种环境和条件下的油田水可能存在着某种化学变化和物理变化，导致生产沉淀物，它们沉积或聚集在地层、油套管上及设备管道的表面即是结垢。常见垢盐是碳酸钙、硫酸钙，另外还有硫酸钡、硫酸锶垢，根据结垢的部位可分地层垢、近井垢、井筒垢和设备垢。管道结垢处理引起管道缩径、堵塞外，还会引起腐蚀穿孔，造成破坏性事故。曙光采油厂稠油地面集输工艺采取双管掺水工艺流程，采用油田产出液处理后的污水作为掺水水源，水质物性差，杂质种类多含量高，近年集输系统结垢现象也日趋严重。本文重点对管道难溶垢化学清洗技术进行探讨。
1 地面管道难溶垢的特点
地面集输系统难溶垢的主要成分为硫酸盐，常见的有硫酸钙（CaSO4）、硫酸钡（BaSO4）以及少量硫酸锶（SrSO4）。这类垢的形成主要因素是过饱和沉积或含有不相配伍化合物的两种水互相混合沉淀所致。难溶垢大多分坚硬层（直接附着于金属壁）和疏松层（处于坚硬层上部）两部分，明显反映垢的沉积过程。
曙光油田地面集输系统的难溶垢最大特点是，垢质中夹杂着大量多层棕黑色的沥青质、胶质及黄白色的无机盐组份，它们与垢质黑白相间呈层状沉积，并且相互间结合致密坚硬。分析形成原因是由于稠油地面集输系统所用污水为联合站沉降罐放水，含油指标在500mg/l左右，这样原油等有机成份以乳化微颗粒的状态存在于污水中，与污水中的Ca2+、Ba2+、Sr2+等离子及机杂悬浮物微粒等成份一起逐渐沉积了下来，由于各种杂质分子结构式的不同，其沉积速度也不尽相同，久而久之便形成了这种层状垢质。由于这种垢的传热系数低（仅为钢铁材质的1/30—1/50），生成速度快（一般在3—5mm/年），往往几年就使油井管线的使用效率降低了50—80%，更有甚者会造成管道堵死事故，因此管道结垢问题已经成为制约油田中后期平稳发展的重要原因之一。
2 地面管道难溶垢化学清洗技术研究
2.1 实验室垢样成分研究
在曙光油田选择5个地点的污水或外输管线选取垢样，在实验室通过显微镜观察可以看出，此类难溶垢是由硫酸盐形成固体空间框架，胶质、沥青质及泥沙等杂质成份填充在其间，彼此镶嵌，形成一种稳固、坚硬的层状结构。要彻底清除垢层，首先要打破垢层中的固体框架，使其间的不溶或难溶物质失去依附的对象，而随着清洗液的冲刷被带出来，达到彻底清除的清洗效果。进行完整分析数据如下表1所示：
垢质中层状框架结构中的胶质、沥青质成份为烷烃类的有机混合物，与酸液不发生反应。现场常规清洗过程中，碱洗除油过程只除掉表面的油质，接下来的酸洗过程，把表层部分无机盐成份反应掉之后，更多的胶质、沥青质成份暴露出来，阻断了酸液与无机盐垢继续反应，在现场监测数据中表现为酸浓度不再持续下降，酸洗结束的假象，这就是层状结构难溶垢常规清洗无法彻底清除的原因。
通过研究清洗地面集输系统的层状难溶垢，要在清垢剂中加入足够浓度的表面活性物质，降低清垢剂溶液与垢表面间的界面张力，从而提高清洗效率，通过实验数据寻找一种或多种在强酸介质下具有良好乳化、渗透、增溶效果的表面活性剂取得了很好的清洗效果。
2.2 化学清洗工艺研究
整体工艺采用闭路强制式循环清洗，清洗步骤为：
①清水顶油循环试压→②表面活性剂+碱洗除油→③水冲洗→④酸洗浸泡循环→⑤水冲洗→⑥漂洗→⑦中和钝化
主要工序步骤要求如下表2所示：
3 现场应用效果评价
3-2#站曙3-04-05井，含水率90%以上，双管掺底水工艺流程，掺水管线内垢层厚度达15-20mm，回油压力达0.8-1.2Mpa，采取化学清洗回油压力降至0.4Mpa，割管取样测得除油率97%以上，除垢率98%以上，缓蚀率98%以上，生产平稳正常。
1-68#站100万大卡掺水加热炉，出口温度变为75℃达不到设定温度，进出口压差为0.4Mpa，管线口径φ159mm。取样管线内垢层厚度25-35mm，采取化学清洗后测得缓蚀率为97.5%以上，除垢率为99%以上，挂样试片腐蚀速率小于等于2g/m2h，清洗后出口温度达到97℃，进出口压差降为0.03 Mpa。
试验证明，针对曙光油田稠油老区油气水管道难溶垢化学清洗的工艺技术研究，现场应用除垢率达到99%，缓蚀率达到98%以上，腐蚀速率小于2g/m2·h，完全超过了国家标准及行业标准。
参考文献
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