程利民， 梁玉凱， 李彥闖， 謝思宇， 宋吉鋒

(中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司)

2009年1月至2018年5月底，南海西部油田共發(fā)現(xiàn)約90井次存在結(jié)垢問題，結(jié)垢類型以硫酸鋇鍶垢為主(約70%)。結(jié)垢的主因是地層水和注入水不配伍，同時(shí)還受溫度、壓力、管柱結(jié)構(gòu)及流速等因素影響[1-4]。

硫酸鋇鍶垢在水中的溶解度極小，且不溶于酸、堿及有機(jī)溶劑[5]，因此，一旦生成，很難清除，嚴(yán)重影響油井正常生產(chǎn)，同時(shí)大幅增加修井和測(cè)試作業(yè)難度[6-8]，受結(jié)垢影響，保守估計(jì)每天降低油田產(chǎn)量約650 m3。前期針對(duì)油井結(jié)硫酸鋇鍶垢難題，在除垢方面，進(jìn)行了機(jī)械刮管除垢，嘗試了超聲波除垢措施；在防垢方面，嘗試了在油井及注水井井下連續(xù)加注化學(xué)防垢劑等手段，結(jié)垢井治理效果甚微。為此，開展了化學(xué)螯合除垢+擠注緩釋防垢工藝研究，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用5井次，取得了較好的穩(wěn)產(chǎn)增油效果。

一、前期除防垢存在問題

1. 除垢方面

機(jī)械刮管除垢。一般只有修井時(shí)，起完生產(chǎn)管柱，然后在套管及射孔段附近刮管洗井將垢清除。只有動(dòng)管柱修井作業(yè)時(shí)，才能實(shí)施，且對(duì)于有分層開采管柱井，需將分層管柱撈出井筒，作業(yè)成本較高，由于硫酸鋇鍶垢極易生成，措施有效期短。

超聲波物理除垢。超聲波介質(zhì)處理器在應(yīng)用過程中會(huì)產(chǎn)生空化噪聲，會(huì)給長(zhǎng)期處于這種工作環(huán)境中的工作人員帶來健康問題；此外，超聲波除垢設(shè)備一般需要電源控制，很難安裝到井下使用。

這兩種除垢手段均只對(duì)井筒有效，無法實(shí)現(xiàn)地層除垢。

2. 防垢方面

井下藥劑管線加注防垢藥劑。在定期擠注藥劑到地層時(shí)，由于加藥管線尺寸較小、耐磨性不夠，會(huì)導(dǎo)致加藥管線在入井過程中容易發(fā)生磨損；同時(shí)，由于加藥管線在井底附近受到的沖蝕較大，容易發(fā)生穿孔破裂問題。

注水井加注化學(xué)防垢劑。該方式通過加注防垢劑隨注入水進(jìn)入目的產(chǎn)層。由于流體從注水井到采油井目的層距離較遠(yuǎn)，藥劑早已稀釋失效，故該工藝防垢效果得不到保證。

二、可行性除防垢工藝研究

1. 化學(xué)螯合除垢

1.1 作用原理

除垢劑旳陰離子與溶液中的Ba2+、Sr2+等成垢陽離子能夠形成較為穩(wěn)定的可溶性螯合物，從而將成垢陽離子封鎖起來，阻止成垢陽離子和溶液中的成垢陰離子接觸而產(chǎn)生沉淀，相對(duì)來說就是增加了微溶鹽在溶液中的溶解度，以起到除垢作用[9]。

該除垢工藝作業(yè)時(shí)無需動(dòng)管柱、可隨時(shí)施工、作業(yè)時(shí)間短，且對(duì)地層及全井筒均能有效除垢。

1.2 除垢劑優(yōu)選及評(píng)價(jià)

1.2.1 溶垢效果

配制不同濃度的除垢劑溶液，40℃、60℃、80℃及98℃實(shí)驗(yàn)條件下，分別考察3種除垢劑CG1、CG2及SD302對(duì)硫酸鋇垢的溶垢率與溫度及除垢劑質(zhì)量濃度之間的關(guān)系，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示，其中，不同質(zhì)量濃度的除垢劑溶液與垢樣質(zhì)量比均100∶1，反應(yīng)時(shí)間均為24 h。

表1 三種除垢劑分別在不同溫度及濃度下的溶垢率

由表1可知,除垢劑質(zhì)量濃度一定，當(dāng)溫度升高時(shí)，其溶垢率逐漸增大；而相同溫度下，同一種除垢劑濃度增大時(shí)，其溶垢率呈現(xiàn)先增大后略微減小的趨勢(shì)。對(duì)比3種除垢劑的除垢效果可知,SD302除垢效果最好，98℃實(shí)驗(yàn)條件下，質(zhì)量濃度為40%時(shí)，溶垢率最大，可達(dá)95%。

1.2.2 巖心傷害實(shí)驗(yàn)

開展巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)除垢劑SD302對(duì)目標(biāo)區(qū)塊巖心的傷害程度，表2為相應(yīng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

表2 除垢后水相油相滲透率恢復(fù)率

表2實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,除垢劑對(duì)巖心傷害程度較小，可滿足目標(biāo)區(qū)塊除垢作業(yè)需求。

1.3 工藝要求

(1)所用除垢劑一般為強(qiáng)堿性藥劑，藥劑配制及除垢作業(yè)過程中需穿戴好勞保，保證人員安全。

(2)一般使用酸化泵將藥劑泵入目的儲(chǔ)層。泵注藥劑前，需對(duì)相關(guān)管線及設(shè)備按要求和規(guī)定進(jìn)行試壓和調(diào)試，保證管線不刺不漏及設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)正常；藥劑泵注過程中，理論最大泵注壓力可根據(jù)目的儲(chǔ)層的地層破裂壓力梯度數(shù)據(jù)求得，同時(shí)還需參考各井下工具的耐壓要求。

2. 擠注緩釋防垢

2.1 作用原理

用油管正擠的方式將防垢劑擠注到地層內(nèi)一定深度，防垢劑吸附滯留于地層巖石表面，或者與地層中的鈣離子反應(yīng)產(chǎn)生沉淀滯留在多孔介質(zhì)中。當(dāng)油井開井后，防垢劑緩慢地解析或溶解于產(chǎn)出液中，從而起到防垢作用[8]。

該防垢工藝可有效避免井下藥劑管線加注藥劑防垢工藝中存在的管線穿孔破裂問題，可以實(shí)現(xiàn)地層及全井筒的有效防垢，同時(shí)具有有效期相對(duì)較長(zhǎng)的優(yōu)點(diǎn)。

2.2 防垢劑優(yōu)選及評(píng)價(jià)

2.2.1 靜態(tài)有效性

為考察防垢劑SA308、SA701及CN201的靜態(tài)有效性，根據(jù)地層水離子組成，分別配制陰、陽離子溶液，兩種溶液混合前向其中一種溶液加入不同質(zhì)量濃度的防垢劑，兩種溶液混合后放在90℃的恒溫箱中靜置24 h。采用ICP測(cè)定混合前后溶液中結(jié)垢陽離子含量，計(jì)算防垢率[8]。結(jié)果如圖1所示。

圖1 靜態(tài)有效性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從圖1中可以看出,防垢劑濃度較低時(shí)，3種防垢劑SA308、SA701及CN201的防垢率比較接近且隨各自濃度的增加而增大;防垢劑濃度為5～10 mg/L時(shí)的防垢率達(dá)最大且相同濃度下SA308的防垢率要高于SA701及CN201的防垢率，當(dāng)防垢劑濃度繼續(xù)增加時(shí)防垢率略有降低或基本不變。

2.2.2 動(dòng)態(tài)有效性

90℃條件下進(jìn)行動(dòng)態(tài)環(huán)路實(shí)驗(yàn)，測(cè)定3種防垢劑SA308、SA701及CN201的動(dòng)態(tài)有效性：將模擬地層水的陽離子溶液和陰離子溶液，用兩個(gè)恒流泵分別從不同管線注入混合管線，監(jiān)測(cè)混合管線兩端的壓差，壓差一旦上升即表明管線中已出現(xiàn)結(jié)垢，通過測(cè)定結(jié)垢時(shí)間來確定 MIC 值[8]，其中，陽離子溶液中加有不同質(zhì)量濃度的防垢劑，兩個(gè)恒流泵的流量比為1∶1。結(jié)果如圖2所示。

圖2 動(dòng)態(tài)環(huán)路實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從圖2看出，不加防垢劑時(shí)，混合管線兩端壓差上升時(shí)間為32 min;當(dāng)加防垢劑時(shí)，混合管線兩端壓差上升所需時(shí)間為不加防垢劑時(shí)壓差上升所需時(shí)間的3～5倍時(shí)，所對(duì)應(yīng)的防垢劑質(zhì)量濃度被定為該防垢劑的MIC值?？芍拦竸〤N201質(zhì)量濃度為5 mg/L時(shí)，混合管線兩端壓差上升所需時(shí)間為97 min，即該防垢劑MIC值為5 mg/L。而防垢劑SA701和SA308隨各自濃度的增加防垢效果不明顯。

2.2.3 吸附性能

開展巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度為90℃，巖心滲透率304 mD，實(shí)驗(yàn)流體為南海西部油田某井地層水及原油，評(píng)價(jià)防垢劑CN201的吸附性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。

由圖3可知，當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)為800時(shí)，防垢劑CN201的質(zhì)量濃度仍可達(dá)到5 mg/L(MIC值)，表明其在地層中吸附性能較好，可滿足目標(biāo)區(qū)塊防垢作業(yè)需求。

2.3 工藝要求

防垢劑設(shè)計(jì)用量相對(duì)較大(一般大于200 m3)，由于海上平臺(tái)空間的限制，酸罐容積一般僅有35 m3，為保證防垢作業(yè)的連續(xù)性，防垢劑一般采用油田泥漿池配制，配制藥劑前需用熱水和高壓水槍將泥漿池內(nèi)的油污反復(fù)清洗干凈。藥劑泵注前、泵注過程中及返排時(shí)的基本要求與除垢作業(yè)相同。

圖3 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果

三、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

截止到2018年5月底，南海西部油田成功實(shí)施5口井化學(xué)螯合除垢+擠注緩釋防垢作業(yè)，各單井措施效果如表3所示。

表3 5口除防垢井措施情況

從表3可以看出，截止2018年5月底，這5口井除防垢措施效果顯著，累計(jì)增油4.5×104m3。

四、結(jié)論

(1)針對(duì)南海西部油田井下硫酸鋇鍶垢防治存在的問題，開展了化學(xué)螯合除垢+擠注緩釋防垢工藝研究。

(2)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選出的除垢劑SD302除垢效果最好，98℃實(shí)驗(yàn)條件下，質(zhì)量濃度為40%時(shí)，溶垢率最大為95%，巖心傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，除垢后水相滲透率恢復(fù)率可達(dá)110.5%、油相滲透率恢復(fù)率可達(dá)132.3%。優(yōu)選出的防垢劑CN201防垢效果最佳，其最低有效濃度為5 mg/L，巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)為800時(shí)，其質(zhì)量濃度仍為MIC值，具有較好的吸附性能。

(3)成功實(shí)施5口井化學(xué)螯合除垢+擠注緩釋防垢作業(yè)，累計(jì)增油4.5×104m3。對(duì)海上及陸地油田結(jié)硫酸鋇鍶垢油井的治理具有借鑒和參考意義。