張浩(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

0 引言

渤海某油田位于渤海海域南部，由一座中心平臺(tái)(CEP)和兩座井口平臺(tái)(WHPA和WHPB)組成。油田采用注水開發(fā)方式，目前共投產(chǎn)油井72口，注水井36口，水源井3口。隨著開發(fā)時(shí)間的延長，油井單井含水率逐漸上升，部分油井已達(dá)到80%，多口高溫高含水油井由于回壓管線結(jié)垢導(dǎo)致回壓異常，影響油井正常穩(wěn)定生產(chǎn)。初期油田通過外委施工對(duì)回壓管線實(shí)施酸洗解堵，取得了較好效果。但由于清洗作業(yè)無法在線進(jìn)行，且作業(yè)周期較短(平均為1～2個(gè)月)，嚴(yán)重影響油井生產(chǎn)時(shí)率，也未從根本上解決管線結(jié)垢問題。因此，有必要開展結(jié)垢原因分析及防垢措施的研究與應(yīng)用，以降低回壓管線的結(jié)垢速率，達(dá)到提高油井生產(chǎn)時(shí)率，充分釋放油井產(chǎn)能的目的。

1 存在問題

2018年6月26日，某油田井口崗巡檢過程中，發(fā)現(xiàn)A井回壓為800kPaG，明顯高于正常值(450kPaG)，持續(xù)跟蹤觀察10d，壓力上漲至1000kPaG，現(xiàn)場采取更換壓力表、檢查回壓變送器、活動(dòng)油嘴、沖洗回壓管線等措施后，回壓仍無變化，現(xiàn)場操作人員分析該井回壓管線或單流閥可能存在縮頸或卡堵，流量受限是造成壓力升高的主要原因。

由于壓力繼續(xù)上漲可能存在單井回壓高觸發(fā)單井關(guān)停的風(fēng)險(xiǎn)，2018年7月10日，現(xiàn)場人員對(duì)該井回壓管線單流閥進(jìn)行了拆檢，發(fā)現(xiàn)單流閥結(jié)垢嚴(yán)重，閥瓣卡死不能正常工作，單流閥相鄰管段內(nèi)壁垢層厚達(dá)2 cm，如圖1所示。

圖1 某油田A井回壓管線單流閥拆檢現(xiàn)場圖片

隨后，操作人員對(duì)單流閥處進(jìn)出口管段壁垢進(jìn)行清理，更換新的單流閥，回裝試壓后，油井啟泵生產(chǎn)，回壓降至正常壓力范圍(450kPaG)。

2018年8月，該井再次出現(xiàn)回壓上漲情況，再次拆檢單流閥，發(fā)現(xiàn)單流閥及相鄰管段內(nèi)壁垢層較上次明顯變厚，與此同時(shí)，B/C/D井也相繼出現(xiàn)了同樣問題，嚴(yán)重影響了油井的正常穩(wěn)定生產(chǎn)。

2 結(jié)垢原因及組分分析

油井回壓管線結(jié)垢堵塞是一個(gè)普遍存在的問題，油井在開采過程中，由于溫度變化、壓力變化、水成分變化或不相容的水相混合等因素影響，會(huì)造成在集輸管線發(fā)生結(jié)垢現(xiàn)象，從而影響了油井的正常運(yùn)行。關(guān)于結(jié)垢機(jī)理，國內(nèi)外學(xué)者已進(jìn)行了部分研究，目前普遍認(rèn)為油井結(jié)垢的主要類型是碳酸鹽垢，還有硫酸鎂垢、碳酸鎂垢、硫酸鈣垢等[1]，引起油井結(jié)垢的主要原因有：結(jié)垢離子析出引起的結(jié)垢、外來液影響引起的結(jié)垢等。

本文以理論分析、實(shí)驗(yàn)室研究為基礎(chǔ)，主要思路為：首先對(duì)油井回壓管線垢樣成分進(jìn)行化驗(yàn)分析，隨后對(duì)油田注水及單井水樣進(jìn)行化驗(yàn)分析，通過兩者對(duì)比分析，并結(jié)合油田地質(zhì)油藏、油井生產(chǎn)參數(shù)及運(yùn)行工況，分析油井回壓管線結(jié)垢堵塞的主要機(jī)理。

2.1 單井垢樣組分分析化驗(yàn)

通過進(jìn)行單井垢樣組分分析化驗(yàn)，結(jié)果如表1所示。

表1 單井垢樣分析結(jié)果

根據(jù)以上化驗(yàn)數(shù)據(jù)分析得出：垢樣的主要成分為CaCO3。

2.2 單井水樣組分分析化驗(yàn)

進(jìn)行單井水樣組分分析化驗(yàn)，結(jié)果如表2所示。

表2 單井水樣分析結(jié)果

通過查閱油田總體開發(fā)方案得出：油田地層水為NaHCO3水型，依據(jù)SY/T 0600—2009《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測：碳酸鈣結(jié)垢趨勢預(yù)測》，由表2水質(zhì)化驗(yàn)結(jié)果得出：油田注水和單井水質(zhì)飽和指數(shù)均大于0，穩(wěn)定指數(shù)均低于3，屬于嚴(yán)重結(jié)垢水質(zhì)，這是油井結(jié)垢的內(nèi)在因素。

2.3 結(jié)合四口油井的運(yùn)行工況和生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行對(duì)比分析

結(jié)合四口油井的運(yùn)行工況和生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果如表3所示。

分析表3數(shù)據(jù)得出：A、B、C、D四口油井井口溫度(73～86℃)明顯高于其他油井(40～60℃)，且A、D兩口油井含水(59.6%、82.5%)明顯高于平臺(tái)綜合含水(50%)，因此，單井產(chǎn)液溫度高、含水高，且油嘴上下游存在明顯的壓降，是造成管線結(jié)垢的外在因素。

表3 油井生產(chǎn)參數(shù)分析表

2.4 相關(guān)注水井增注措施影響分析

通過查詢作業(yè)記錄，四口井的相關(guān)注水井E在2018年進(jìn)行過層內(nèi)生氣(二氧化碳)調(diào)驅(qū)作業(yè)，由于二氧化碳在水中呈現(xiàn)酸性，能夠溶解地層中的碳酸鈣，使其混合在地層水中[2]，從而增加井液中碳酸鈣組分，當(dāng)井液采出地面，壓力下降以后，碳酸鈣溶解度降低，就會(huì)析出沉積在集輸管線中，因此，相關(guān)注水井的作業(yè)影響也是加劇油井回壓管線結(jié)垢的一個(gè)重要因素。

綜上，回壓管線結(jié)垢的主要機(jī)理為：由于油田地層水和注水均屬于嚴(yán)重結(jié)垢水質(zhì)，且受相關(guān)注水井實(shí)施二氧化碳調(diào)驅(qū)作業(yè)的影響，使油井產(chǎn)液的碳酸鈣組分濃度升高，當(dāng)井產(chǎn)高溫流體中的成垢組分流經(jīng)油嘴后，由于壓力降低，溶解度變小，導(dǎo)致碳酸鈣等晶體析出，附著在回壓管線內(nèi)壁，且在彎頭、變徑、單流閥等處由于流速降低，更容易沉積加厚，以上是造成回壓管線結(jié)垢堵塞的主要原因。

3 防垢措施的現(xiàn)場應(yīng)用

針對(duì)油井回壓管線結(jié)垢堵塞這一實(shí)際問題，目前其他油田除垢的主要方法是定期酸洗解堵，但維持周期較短，且酸液對(duì)管道有較強(qiáng)的腐蝕作用。據(jù)報(bào)道，防除垢技術(shù)大體上可以分為物理法和化學(xué)法，包括固體防垢、強(qiáng)磁防垢和化學(xué)防垢等措施[3]，其中化學(xué)法在工業(yè)防垢中占主導(dǎo)地位，加注阻垢劑就是最常用的方法之一。

3.1 化學(xué)防垢—加注化學(xué)防垢劑

油田使用的化學(xué)防垢劑，是指將藥劑溶入水中，通過離子間相互作用，抑制阻止結(jié)垢物生成的一種化學(xué)藥劑，其中：聚合物型防垢劑、有機(jī)膦酸型防垢劑等是最為常用的化學(xué)防垢劑[4]。要想使化學(xué)防垢藥劑在使用過程中達(dá)到理想的防垢效果，必須選擇合適的藥劑型號(hào)、合理的加藥工藝與加藥方式，才能更好發(fā)揮藥劑的防垢作用。

3.1.1 高溫工況效果評(píng)價(jià)

為此，在分析化驗(yàn)油井采出液各離子含量、pH值、礦化度及水型及油井結(jié)垢部位和結(jié)垢類型的基礎(chǔ)上，聯(lián)合藥劑供應(yīng)商對(duì)防垢劑E進(jìn)行了高溫工況下的效果評(píng)價(jià)，結(jié)果如表4、表5所示。

結(jié)合表4、表5實(shí)驗(yàn)結(jié)果得出：

(1)同一溫度下，加注濃度由20×10-6提高至50×10-6，防垢劑E阻垢率有所上升，但不明顯。

(2)同一加注濃度下，溫度由50℃上漲至85℃，防垢劑E阻垢率有下降趨勢，但在85℃、20×10-6條件下，阻垢率仍能達(dá)到82%，可以起到很好的防垢效果。

表4 防垢劑E效果評(píng)價(jià)(50℃，16h)

表5 防垢劑E效果評(píng)價(jià)(85℃，16h)

(3)因此，綜合考慮油井工況和經(jīng)濟(jì)因素，防垢劑E的加注濃度選擇20×10-6。

3.1.2 加注流程改造

由于平臺(tái)現(xiàn)有防垢劑加注點(diǎn)位于生產(chǎn)管匯末端，油井采油樹至生產(chǎn)/計(jì)量管匯整段回壓管線缺少相應(yīng)的防垢及除垢措施，這也是導(dǎo)致回壓管線結(jié)垢的外在因素。因此，油田人員通過現(xiàn)場調(diào)研，決定對(duì)井口平臺(tái)現(xiàn)有防垢劑加注流程實(shí)施優(yōu)化調(diào)整，增加A、B、C、D單井阻垢劑加注流程，形成一泵多點(diǎn)流程，分別加注防垢劑，加藥濃度20×10-6，加注方式為連續(xù)加注，以緩解結(jié)垢趨勢。

主要流程為：以A井為例，從現(xiàn)有防垢劑注入管線流量計(jì)上游泄放口處安裝接頭，并連接管線鋪設(shè)至A井采油樹處，拆卸A井油嘴下游回壓表，加裝三通，三通一側(cè)安裝壓力表，另一側(cè)安裝閥門后與新增管線對(duì)接，改造示意圖如圖2所示。

圖2 防垢劑加注流程改造示意圖

3.2 物理防垢—“量子環(huán)”技術(shù)

由于多點(diǎn)同時(shí)加注，備壓不同，各井之間存在干擾，流量無法實(shí)現(xiàn)精確控制，油田人員積極尋找國內(nèi)外物理除垢新技術(shù)，其中“量子環(huán)”技術(shù)近兩年已在陸地油田取得了很好的應(yīng)用效果。

3.2.1 工作原理

其工作原理主要是：借助量子物理學(xué)理論，使用最新的激光和振動(dòng)技術(shù)，將超精微振動(dòng)波(又名生物能量波)加載并存儲(chǔ)于特殊記憶合金材料中，量子環(huán)安裝到管壁后，可以持續(xù)不斷地往外釋放超精微振動(dòng)波。超精微振動(dòng)波可以透過管壁傳到液體中，沿著流體的方向向管道下游傳播，超精微振動(dòng)波作用于液體及液體中的相關(guān)物質(zhì)分子，使得水垢晶體結(jié)構(gòu)由針尖鋸齒狀變?yōu)椤扒颉睜?，不易吸附在管壁。同時(shí)，阻止鈣離子與碳酸根離子的結(jié)合，從而達(dá)到除銹除垢作用，且有環(huán)保節(jié)能，安裝簡便等優(yōu)點(diǎn)。

3.2.2 適用性分析

通過聯(lián)系相關(guān)技術(shù)廠家，對(duì)比油井生產(chǎn)參數(shù)和F型號(hào)量子環(huán)的適用性技術(shù)參數(shù)，判斷F型號(hào)量子環(huán)(適用流體溫度最高可達(dá)150℃，含水率≥35%，最大處理量可達(dá)2500m3/h，管道直徑12～2000mm)適用于本油田油井回壓管線。2018年10月，以A井為試點(diǎn)，在A井回壓管線下游安裝了1套F型號(hào)量子環(huán)。

4 兩種措施綜合應(yīng)用效果分析

2018年11月至2019年2月，在保持A井生產(chǎn)制度不變，各項(xiàng)生產(chǎn)參數(shù)基本保持不變的情況下，連續(xù)跟蹤三個(gè)月，效果如下：2018年11月—2019年2月，A井回壓處于正常范圍(450kPaG)，無明顯上漲趨勢，較之前相比(清理周期約為1個(gè)月)，結(jié)垢速率有所降低，人工拆檢周期明顯延長。2019年3月，生產(chǎn)人員對(duì)A井回壓管線再次進(jìn)行了拆檢，單流閥及管線內(nèi)壁無明顯垢層附著。以上證明：油田化學(xué)防垢措施與物理防垢措施相結(jié)合的綜合應(yīng)用取得了良好效果。

5 結(jié)語

本文以渤海地區(qū)某油田油井回壓升高，影響油井的正常穩(wěn)定生產(chǎn)這一現(xiàn)象為導(dǎo)向，通過拆檢單流閥發(fā)現(xiàn)了回壓管線存在結(jié)垢堵塞的問題，借助理論研究和化驗(yàn)分析的方法開展了以下工作：通過對(duì)比分析油田水性質(zhì)和單井垢樣、水樣化驗(yàn)結(jié)果，確定了油田注水和單井產(chǎn)水都屬于嚴(yán)重結(jié)垢水質(zhì)是管線結(jié)垢的內(nèi)在因素。通過綜合分析油井及相關(guān)注水井的運(yùn)行工況和各項(xiàng)生產(chǎn)參數(shù)，確定了高溫高含水是管線結(jié)垢的外在因素，同時(shí)，相關(guān)注水井的作業(yè)影響也是加劇油井回壓管線結(jié)垢的一個(gè)外在因素。綜合闡述了回壓管線結(jié)垢的主要機(jī)理，并針對(duì)性開展防垢措施探索。通過開展防垢劑高溫工況下效果評(píng)價(jià)和加注流程改造在現(xiàn)場應(yīng)用了化學(xué)防垢措施。通過量子環(huán)技術(shù)參數(shù)適用性分析，在現(xiàn)場應(yīng)用了物理防垢措施。通過兩種措施的綜合應(yīng)用，有效減緩了該油田高溫高含水油井回壓管線的結(jié)垢速率，保證了油井的正常穩(wěn)定生產(chǎn)，釋放了油井產(chǎn)能，同時(shí)也為其他油田提供了類似問題的解決思路和可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。