利用含水油成垢机理解决增压站集油系统结垢问题.pdfVIP

技术研究 中国石油和化工标准与质量 1月（下） 利用含水油成垢机理解决增压站集油系统结垢问题 付守宏 余兴华 周明善 周国华 延长油田股份有限公司靖边采油厂 陕西 榆林 718500  油田生产过程中，含水油的结垢不但造成管线堵塞，而且造成集输井口回压过高，影响正常的原油生产运行。含水油中Ca2+，Mg2+含量高 【摘要】 以及外界条件变化（温度、压力、流速、pH值等）是引起结垢的主要因素，靖边采油厂技术人员利用成垢的机理、环境、条件，制作便于清垢的专用 加热容器，采取加温、降低流速、储存沉淀措施，促使含水油中的大部分易结垢成分，在指定的专用容器内快速结垢消耗，解决了增压站集输系统结 垢问题。 油田 含水油 成垢机理 集油系统 【关键词】 靖边采油厂六号联合站油区油井全部为 出口短管因结垢通径只有10～20mm左右。 由于含水油中大部分泥、沙、钙、镁等 延9层位，地面集油工程采取单井单管不加 因为结垢加热炉盘管每4个月左右就更换一 结垢物质，在加热过程中已经消耗附着在加 热冷输集油进站，站内集中加热增压外输生 次，不但浪费大量的人力、物力，而且严重 热炉盘管内，因此加热炉至外输泵管线内壁 # # 影响正常生产。 结垢明显减少。 产工艺。油区建有1 ~4 四座集油增压站，于 2008年11月进油投产。运行3个月左右，增 通过对增压站加热炉盘管和站内外输 根据对增压站冷输含水油进站加热过 压站陆续出现加热炉含水油进口管线回压明 线结垢部位、程度的进一步跟踪调查，发现 程中，结垢成因的判断认识，利用成垢的机 显上升，原油外输温度显著降低的现象，与 结垢有下列特点：结垢部位主要发生在加热 理、环境、条件，制作便于清垢的专用加 投产初期相比，总机关阀组压力由0.3MPa上 炉盘管和出口管线60m范围内，且随着距离 热容器，采取加温、降低流速、储存沉淀措 升到1.2MPa，油井回压上升1.5～3.0MPa， 加热炉长度的增加结垢逐渐减少。结合增压 施，促使含水油中的大部分易结垢成分，在 造成井口盘根漏油严重、油井产量降低，回 站工艺流程（见图1增压站前工艺流程）及 指定的专用容器内快速结垢消耗，是我们这 压更高的个别油井不能集输生产。原油外输 结垢现象的分析，认为形成结垢的主要原因 次防垢改造项目的主导思想。 温度由45℃降低到15～25℃，外输管线经常 为：由于加热炉结构和工作性质决定，冷输 防垢项目对原来油气分离、加热工艺 发生原油凝堵事故，导致整座增压站生产停 含水油进入加热炉盘管后阻力增加流速减 流程，按照防垢主导思想进行了改造，并在 运。 缓，随着温度升高，含水油中的微小泥沙等 加热工艺流程中，专门设计安装2个串联的 经进一步检查发现，加热炉含水油出口 杂质逐渐沉积，钙、镁等结垢物质化合反应 35m3矩型加热结垢箱，含水原油在矩型箱加 阀门因结垢而不能关闭，DN65mm 的阀门因 速度加快形成垢质，附着在管线内壁形成 热、沉淀、结垢物质消耗后，通过外输泵外 空腔结垢通径只有20mm，加热炉DN65mm 垢，随着时间的延长逐渐堵塞管道。 输到6#联合站。 改造后的增压站工艺流程：见（图2增 压站防垢工艺流程） 防垢改造后的4座增压站通过四个多月 的试验运行，1# #