宝浪油田油井结垢的综合治理

2014-03-21乔林陆正元李华斌石建丽郑修刚

油气田地面工程 2014年5期

关键词：防垢结垢油井

乔林陆正元李华斌石建丽郑修刚

1成都理工大学能源学院2中国石化西南油气分公司销售运行处3中国石油长庆油田分公司超低渗透第二项目部五蛟作业区

宝浪油田油井结垢的综合治理

乔林1陆正元1李华斌1石建丽2郑修刚3

1成都理工大学能源学院2中国石化西南油气分公司销售运行处3中国石油长庆油田分公司超低渗透第二项目部五蛟作业区

目前宝浪油田已进入开发中后期，含水率上升较快、压力下降幅度大等诸多不利因素造成油井的结垢现象明显。通过对采取连续加防垢剂的方式对部分结垢油井进行矿场试验，结果表明：宝浪油田结垢主要是由于热力学条件发生改变造成成垢离子的析出，而垢型主要为CaCO3、BaSO4型；结垢油井的防垢效果相对较好，整体的结垢现象得到遏制，油井由于结垢检修的井次明显减少。

宝浪油田；开发中后期油田；油井结垢；饱和指数；加药

宝浪油田已进入开发中后期，即压力下降较明显、综合含水率上升较快等诸多因素，导致地层水中的离子平衡状态发生改变，致使油井结垢的数量、范围和结垢产状发生相应改变。目前宝浪油田综合含水率为87%，油井大量产地层水，而宝浪油田产出水的总矿化度为40 472.7 mg/L，其中钙、镁离子含量为820.1 mg/L，Ba2+含量为184 mg/L，这样致使油井的结垢现象逐年加重。2004年之前结垢油井为4口，2007年增至35口，并且结垢油井的维修井次也在逐年增加，因此解决或缓解油井结垢问题对宝浪油田生产具有重要的意义。

1 油井结垢机理与分析

1.1 油井结垢机理

油井结垢分为两个阶段，可溶性矿物质结晶作用和沉降作用：①当盐浓度达到过饱和时，首先发生晶核形成过程，溶液中形成了少量盐的微晶粒，然后发生晶格生长过程，形成较大的颗粒，较大的颗粒再进一步聚集[1]；②水中悬浮物（如铁锈、砂土、黏土、泥渣等）受到沉降力和剪应力作用，如果沉降力大，则悬浮物容易沉积，如果剪应力大于水垢本身的结合强度，则粒子被分散在水中[2]。

1.2 油井结垢预测与垢型检测

对结垢油井的结垢动态进行了跟踪测定，其跟踪测定结果见表1。从表1中可看出，宝浪油田的油井结垢垢型主要为CaCO3和BaSO4型。再根据行业标准SY/T 5523—2006油田水分析方法和SY/T 0600—1997油田水结垢趋势预测，对宝浪油田结垢趋势进行预测，表明油井结垢情况与预测一致，各油井均有结垢趋势。

表1 宝浪油田结垢井垢状及垢型

2 综合治理

2.1 药剂的筛选

经过大量的室内实验，筛选出了3种性能优良的防垢剂：JHSI、HAHP、PBTCA，并且3种防垢剂在低浓度条件下也具有防垢效果。当防垢剂浓度为2 mg/L时，防垢效果相对较明显；当防垢剂浓度为4 mg/L时，这3种防垢剂的防垢率均近于100%。防垢剂浓度对防垢率的影响见图1。通过对3种防垢剂进行综合经济评价，最终选用PBTCA防垢剂进行矿场试验。

图1 防垢剂浓度对防垢率的影响

2.2 措施井情况与效果分析

2007年化学防垢技术共实施35口井294井次，部分单井防垢剂的注入情况见表2。通过对措施油井的产出水中成垢离子浓度检测，最终对防垢措施作业进行跟踪和评价。

表2 2007年宝浪油田防垢实施情况

（1）加药方式对成垢离子浓度影响。在现场试验过程中，对结垢油井采取不同的加药方式防垢，判断结垢油井是否存在结垢倾向，主要检查可成垢离子浓度是否增加[3]。结果表明，加药后Ca2+浓度有相对较明显的升高，但随着时间的推移，浓度又有所下降，主要由于药剂的消耗和稀释造成，因此后期采取连续加药措施；Ca2+浓度有相对较明显的升高，达到稳定状态。说明防垢剂具有较好的防垢能力。

（2）措施油井分析。通过对结垢油井采取化学防垢措施，现场试验表明，在长期监测的油井中仅有B1200井在措施后3年凡尔处结垢，以及B2214、B2315井在实施防垢措施2年后出现结垢现象。说明宝浪油田结垢油井的防垢效果相对较好，整体的结垢现象得到遏制，油井由于结垢而检修的井次明显减少。