集输系统外输存在的问题的分析与工艺改造史昆--中国期刊网

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集输系统外输存在的问题的分析与工艺改造史昆

发表时间：2020/5/7 来源：《基层建设》2020年第2期作者：史昆1 杨勇2 周建新1 代明礼1

[导读] 摘要：该文调查了我所在的青海油田采油一厂集输系统存在管线结垢；螺杆泵供液不足；管线老化腐蚀严重，存在较大的安全隐患等问题做了分析。

        1.青海油田采油一厂青海茫崖 7362022.青海油田采油三厂青海茫崖 736202
        摘要：该文调查了我所在的青海油田采油一厂集输系统存在管线结垢；螺杆泵供液不足；管线老化腐蚀严重，存在较大的安全隐患等问题做了分析。并采取了改造工艺流程；控制温度；控制压力等措施。
        关键词：集输系统；结垢；腐蚀；流程；缓解；措施
        1 外输系统基本现状
        1.1管线结垢严重，螺杆泵供液不足。
        由于接转站外输混合液含水量不断上升，液体矿化度高。长期以来造成外输流程管壁结垢，使管内壁直径越来越小。加之接转站到联合站有12公里的长输管线，又对外输60度以上的温度比较苛刻。结垢也就加剧。外输螺杆泵长期供液不足，泵腔内造成气蚀，导致外输螺杆泵衬套损坏。增加了更换衬套频率。接转站使用螺杆泵每月更换衬套2次。
        1.2管线老化腐蚀严重，存在较大安全隐患。
        接转站外输系统几处弯头由于腐蚀严重已经抢险过13次了。每次管线腐蚀穿孔，就得停外输进行抢险，造成环境污染，增加工人的劳动强度。还影响集输系统的平稳运行。管线穿孔有可能会液柱刺伤，甚至会发生着火爆炸。这段管线已不能满足安全生产要求，存在较大的安全隐患。
        2 影响外输管线内结垢的因素
        2.1水的成分
        当原油混合液中含有高浓度的碳酸盐、硫酸盐、氯化钙和氯化钡盐时，高含水原油就有了形成碳酸钙、硫酸钙和硫酸钡水垢的基本化学条件，只要环境条件发生变化，打破了原有油层水中溶解物质的平衡状态，就有可能形成水垢。
        跃进二号油田的地层水中没有Ba2+、Sr2+离子，主要成垢阳离子为Ca2+、Mg2+，而阴离子为HCO3—、CO32—、SO42—，由于MgSO4是溶于水的，因此初步分析跃进二号油田成垢的类型只可能为CaCO3、CaSO4以及MgCO3。
        2.2温度对外输管线结垢的影响
        碳酸钙的溶解度随着温度的升高和CO2的压力降低而减小，后者的影响尤为重要。因为在系统内的任何部位，压力降低都可能产生碳酸钙沉淀。盐类垢中以碳酸盐为主。当温度升高时，Ca（HC03）2分解，产物CaCO3结垢。
        Ca（HCO3）2→CaCO3↓+CO2↑+H20（L）（公式1）
        该反应为吸热反应，温度升高，平衡向右移动。有利于CaCO3的析出。对于以CaCO3、BaSO4和SrSO4为主的盐类垢。主要是因为介质中SO42-与Ca2+、Sr2+结合而生成难溶解沉淀。由于这些反应大部分也是吸热反应。随着温度升高，沉淀析出将会更多。显然，如果系统内压力降低，溶液中CO2减少，促使反应向右进行，导致CaCO3沉淀。因此，管线内含有高浓度碳酸氢钙的油田水，在压力降低和温度升高时，碳酸氢钙会分解成二氧化碳和析出碳酸钙。外输管线是密闭系统，二氧化碳不易扩散逸出，碳酸氢钙在水中仍然处于稳定状态，一般不会产生碳酸钙垢，但外输的原油是水套炉加温后输送的，由于二氧化碳很快逸散，管线内也会产生严重的碳酸钙垢。温度也会影响细菌的繁殖速度和钢铁电化学反应的速度率。种类细菌对温度的要求不同，大部分细菌的最佳适宜温度为20-40℃左右。随着管线内输送介质温度的变化，细菌的繁殖率也会变化。对管道的腐蚀也就随之而变，从而影响腐蚀垢的生成速率。同样，随着温度的变化，钢铁电化学反应的速率也将发生变化。
        2.3压力对外输管线结垢的影响
        压力对CaCO3、BaSO4、CaSO4结垢均有影响。CaCO3结垢有气体参加反应。压力对其影响相对较大，压力降低，式（公式1）向右进行，可以促进结垢。在管线内的介质输送中，由于盘管弯头多，流速慢，压力一般是降低的，因此，结垢是上升趋势。
        2.4流速对结垢的影响
        对于各类污垢，污垢增长率随着液体速度增大而减小。这可解释为，虽然流速增大可以增加污垢沉积率。但是，流速增大所引起的剥蚀率的增大更为显著，因而造成总的增长率减小。流速降低时，介质中携带的固体颗粒和微生物和排泄物沉积概率增大。管线结垢概率也明显增大。特别是在结构突变的部位，流速的突变也可以解释为压力的变化。如果流速变化加大，引起局部脱气。使CO2分压降低。式（公式1）平衡向右移动，引起CaCO3结垢。
        外输管线结垢是一个相当复杂的过程.对于盐类垢而言，结垢的首要因素就是溶解度处于过饱和状态.过饱和浓度除了与溶解度有关外，还受热力学、结晶动力学、流体力学等诸多因素的影响。形成垢时受输送介质、材料以及周围环境的共同影响。
        3 外输管线腐蚀的因素
        3.1、矿化度对腐蚀速率的影响
        取原始矿化度为127455mg/L的高含水原油，稀释成不同矿化度的溶液，加热除去硫化氢、二氧化碳腐蚀性气体和溶解氧，考察不同矿化度对腐蚀速率的影响，实验结果见表3-1。

        以上实验表明，腐蚀速率随温度变化十分明显，60℃的腐蚀速率是40℃的近2倍，90℃的腐蚀速率是40℃的4倍，因此高矿化度的高含水原油在较高的运行温度下腐蚀性很强。
        4 采取的措施
        4.1工艺改造方案实施
        针对外输流程结垢、腐蚀、螺杆泵泵效下降问题进行了流程改造。原来流程是500m3外输到1#螺杆泵进口到三相分离器出口流程才能到外输3#4#螺杆泵流程上，也就是启用3#泵时要走1#2#进口转一圈才能到3#4#泵。因为1#2#泵不能满足外输要求。改造后的流程是从500m3直接到4台外输螺杆泵上，互不影响。螺杆泵出口也直接到Φ214的管线上，流程简单化。操作方便化。
        4.2控制温度减缓结垢
        从图1可以看出，温度在60-70℃，CaSO4•2H20的结垢速度是最快的。温度最好控制在50-60℃。实验表明，腐蚀速率随温度变化十分明显，60℃的腐蚀速率是40℃的近2倍，90℃的腐蚀速率是40℃的4倍，因此高矿化度的高含水原油在较高的运行温度下腐蚀性很强。
        4.3控制外输压力减缓结垢
        在管线内的介质输送中，由于盘管弯头多，流速慢，压力降低时，结垢速度加快。因此，结垢是上升趋势。压力一般控制在1.0-2.0之间最好.
        5 经济效益
        改造后的7个月来管线畅通无阻，外输泵压力在30HZ时从以前的1.2mp提高到2.2mp了，节约穿孔13次维修费用0.8万元，材料费2.2万元。外输螺杆泵从以前的每月2次降低到1个月1次，每年更换衬套减少了12次，每次维修衬套费用9万元，人工费用1万元，每年节约维修螺杆泵12次*10万元=120万元，共计120+3=123万元经济效益得到明显提高，为采油一厂的原油任务和平稳运行做出了应有的贡献。