SZ36-1平台A10井固体化学棒井口加药防垢器效果评价

江 安, 高 波, 苏延辉, 孙 林, 孙红瑛, 斯 旭, 童 玲

（中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452）

SZ36-1平台A10井固体化学棒井口加药防垢器效果评价

江 安, 高 波, 苏延辉, 孙 林, 孙红瑛, 斯 旭, 童 玲

（中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452）

针对SZ36-1油田A10注水井注入压力高，多次采取增产作业，措施有效期短的问题。进行储层情况及注入水质分析：预测出A10井存在结垢可能。通过现场取样和结垢组分分析，证实了垢样存在并确认出垢样组成。最终在A10井井口安装了加药防垢装置，装置采用金属加药工具配合添加与之匹配的固体化学棒的方式，经过一年多现场应用，取得现场防垢器进、出口的垢样进行再次分析，有效验证了防垢效果，为后续该技术在现场应用等工艺适应性问题的改进和升级提供了宝贵的经验。

注水井；防垢器；固体防垢剂；防垢效果

SZ36-1油田是中海油在渤海海域发现的并开发的最大油田群，具有上亿吨的海上稠油油田，位于渤海辽东湾海域。油藏深度1 300～1 400 m，具有正常温度和压力系统。在 SZ36-1油田开发过程中，易发生结垢的现象。结垢部位常见于油水井井筒[1]、储层、地面集输管线等部位，几乎含盖了油田水流动的整个流程。为解决SZ36-1油田注水井结垢问题，我们将研发出适合海上油田的固体型防垢剂和盛放固体防垢剂的特制工具，安装在SZ36-1油田A10注水井井口。

防垢一年来，技术人员现场监测防垢器效果，获得防垢直观数据，未发现大规模结垢现象。证实防垢器具有稳压稳注效果，解决该井因结垢导致多次增产措施、更换管柱、视吸水指数[2]下降快等问题。为该技术在海上平台的进一步推广提供有力证据。

1 A10井基本情况

1.1 油层基础数据

SZ36-1油田A10注水井油层基本数据见表1。

Iu油组射开厚度共计16.5 m，Id油组射开厚度共计57.8 m，II油组射开厚度共计10.0 m。A10井射开厚度总计为84.3 m。

1.2 A10井近年增产措施出现的情况

A10注水井近几年采取了多次增产措施（主要采取酸化作业），酸化后在一定时间内效果显著，例如第一次酸化作业后，注入量800～1 200 m3，注入压力较低，随着注水的不断进行，注水压力从6 MPa增加达到8 MPa；后来，改为分层配注后，注水压力从7 MPa上升到9 MPa而注水量不断减少，实施污水处理物理防垢后，注水量仍不断减小。随后进行第二次酸化作业，作业后，在压力基本维持不变条件下，注入量大幅度提高，四个月后，注入量又开始下降。于是又必须进行三次酸化。历次作业统计情况见表2。

表1 SZ36-1油田A10井基本数据表Table 1 SZ36-1 oil wells A10 basic data table

表2 SZ36-1油田A10井历次作业效果统计表Table 2 SZ36-1 oil wells A10 previous operating results

从表2注水量和视吸水指数数据的变化也可看出，酸化后都是短期效果良好，但作用维持时间不长，注水量开始下降，可见注水会对地层产生伤害，采取酸化作业一般有效期为4个月，污水处理物理防垢效果不佳。

2 A10井结垢情况

2.1 结垢趋势预测

2.1.1 水质情况

A10井目前管柱为分注管柱，无近期吸水剖面资料。注水层位Iu、Id和II油组。主力层位地层温度为65 ℃，压力为12 MPa。已取得的现场注水井为水源进行水质分析，数据见表3。

表3 A10井水质数据Table 3 Well A10 water quality data

2.1.2 结垢预测

结垢预测是防垢工作前的一项重要步骤，我们根据A10井的水质分析数据，同时采用目前结垢预测较为先进、准确的Oddo-Tomason饱和指数法[3-4]和Stiff-Davis的饱和指数法[5]进行结垢预测，并预测结垢程度及结垢量，A10井结垢预测结果见表4。

表4 A10井结垢预测结果Table 4 Well A10 scalingprediction

表4预测结果可知，该井的注入水易产生碳酸钙结垢，而且预测结垢状态是垢多且硬。因为注入水常规水质分析数据未包含 Ba2+、Sr2+、Fe3+等离子数据，故未对其它垢型进行预测。

2.2 现场结垢情况

实际我们在A10井中发现大量垢样存在(图1)。并对现场垢样进行扫描电镜分析(图2)。

从图1直观证实了A10井存在大量垢样；从图2垢样SEM分析看出：垢样组分主要是碳酸盐类及铁氧化物，与A10井结垢预测结果吻合。且铁氧化物的存在，使我们对防垢剂成分进行适当调节，在固体化学防垢剂成分中加入缓释剂，防止注水造成的腐蚀，同时抑制碳酸盐类垢物生成，以期达到更好防垢效果。

图1 A10井垢样Fig.1 Well A10 scale sample

图2 A10井垢样SEM分析Fig.2 Well A10 scale SEM analysis

3 A10井现场防垢措施及效果评价

3.1 现场防垢措施简介

为满足油田注水要求，采取在A10井安装固体化学棒井口加药防垢器。固体化学防垢剂装在加药防垢器里，并将防垢器串联在A10井的注水管线中，调节好加药防垢器相应的压力表，各种闸门等。当水通过加药防垢器，固体化学防垢剂溶解在水中，调节防垢器螺钉可控制释放速度，不分散，缓慢溶解的药剂被注入到水井里，这样便起到了防垢的效果。固体化学棒井口加药防垢器现场(图3)。

图3 固体化学棒井口加药防垢器Fig.3 Solid state chemistry stick wellhead dosing scale control device

3.2 效果评价

3.2.1 防垢器安装前后注水情况

安装地面防垢器，统计防垢前后，注水压力、注水量、视吸水指数等数据见表5。

表5 防垢前后注水数据Table 5 Scale data before and after the injection

表5数据显示，对比防垢前4月和8月数据，注水量和视吸水指数则下降较快，而同样防垢前后4个月平均视吸水指数稳定，证明防垢工具具有稳压稳注的作用。作业后约一年时间，注入稳定，无异常。

3.2.2 防垢效果评价

为有效验证防垢效果，技术人员现场取得防垢器进、出口端的垢样见图4，图5。通过X-射线荧光光谱元素分析见表6，表7和X-射线多晶衍射见图6，图7。

表7 出口端垢样X-射线荧光光谱元素分析Table 7 Outlet end scale X- ray fluorescence spectroscopy elemental analysis

对比前后组份变化。获得防垢直观数据，未发现大规模结垢现象。

从表6、表7的X-射线荧光光谱分析可知防垢器前端的样品Ca元素含量为2.12%，Mg元素含量为0.23%；防垢器后端的样品Ca元素含量为1.33%，Mg元素含量为 0.18%。可见经过防垢器后，Ca、Mg元素含量均有下降，下降率分别为 37.3%和21.7%。证明防垢器对防止Ca、Mg离子可以起到比较显著效果。

图4 进口端垢样Fig.4 The inlet end scale sample

图5 出口端垢样Fig.5 The outlet end scale

根据图6，图7的X-衍射谱图检索可知A10井进、出口样品中结晶物质主要成分为 FeCO3，且碳酸盐垢比较多。建议后期还需继续加强防腐。

4 结 论

（1）固体化学棒井口加药防垢器使注水井视吸水指数稳定，具有一定稳压稳注的作用。

（2）固体化学棒井口加药防垢器对防止Ca、Mg离子效果显著，适用于碳酸钙、碳酸镁、硫酸钙等无机盐引起的结垢。

图6 进口端垢样X-射线多晶衍射Fig.6 The inlet end scale X- ray polycrystalline diffraction

图7 出口端垢样X-射线多晶衍射Fig.7 The outlet end scale X- ray polycrystalline diffraction

（3）固体化学棒井口加药防垢器，具有药剂释放速度可控，药剂不分散的特点。无需泵加入，不受环境等条件限制，能克服药剂在油井中像液体那样随产液析出效果减弱的缺陷，固还具有向油井推广使用的价值。

［1］汪双喜,谢小聪,孟凡晶. 油田结垢的防治方法[J].清洗世界,2010,26(1 1):12-19.

［2］刘宇,张迎春,李红英,等.产液、吸水指数预测方法及其在SZ36-1油田的应用[J].特种油气藏,2008,15(1):62-64.

［3］刘 健,邰春磊,方程,等.注气井井筒结垢预测研究[J]. 辽宁石油化工大学学报,2014,34(4):47-49.

［4］俞进桥,张继超.用 Oddo-Tomson 饱和指数法预测油井结垢[J].油气采收率技术,1999,6(1):79-80.

［5］陈海阳,任红贤,侯兴华.长庆油田多层系集输系统结垢预测[J]. 油气田地面工程,2011,30(10):6-8.

Effect Evaluation on Solid Chemical Rods Wellhead Dosing Scale Control Device in Wells A10 of SZ36-1 Platform

JIANG An, GAO Bo, SU Yan-hui, SUN Lin, SUN Hong-ying, SI Xv, TONG Ling
（CNOOC Energy Tech-Drilling ＆ Production Company，Tianjin 300452, China）

Aiming at high injecting pressure of A10 injection well on SZ36-1 platform, the stimulation was repeatedly carried out, but period of validity of the measures was short. So reservoir conditions and injection water quality were analyzed, it’s predicted the scaling problem of A10 well might exist. Through on-site sampling and scaling component analysis, the presence of dirt samples was confirmed, and the scale composition was determined. Eventually dosing scale control device was installed into A10 wellhead, dosing device used a metal tool with solid chemical rods. After a year of field application, through analysis of the dirt samples, effective scale control effect was verified.

Injection wells ; Scale control device ; Scale inhibitor; Scale control effect

TE 357

A

1671-0460（2015）08-1908-04

中海石油（中国）天津分公司《渤海油田油水井防垢除垢技术研究》项目,项目号SC07TJ-PJC-024。

2015-02-18

江安（1981-），男，天津人，工程师，硕士，2005年毕业于西南石油大学应用化学专业，研究方向：钻完井液体系研发、储层保护研究工作。E-mail：jiangan@cnooc.com.cn。