三元复合驱采出井结垢规律与防治对策研究

2019-06-20曾宪涛

石油化工高等学校学报 2019年3期

曾宪涛

（大庆油田有限责任公司第五采油厂，黑龙江大庆163513）

弱碱复合驱试验中，由于注入体系中存在NaCO3，水解后形成CO2-3,导致体系呈弱碱性，与地层岩石矿物，如高岭石、长石、蒙脱石、石英等发生化学反应，溶解它们所含的钙、镁等成份，并生成CaCO3、MgCO3等沉淀、结垢。当含有沉淀的流体被持续采出时，温度、压力、pH改变，垢将在举升系统和设备上沉积，严重时垢卡抽油泵，直接影响油田生产，对复合驱技术开展造成不利影响。以往研究表明，ASP驱结垢问题与离子质量浓度和溶蚀-沉积等因素相关[1-2]；利用有机酸和无机酸可以较好地解决抽油机和螺杆泵井除垢问题[3-4]；FHE复合防垢剂和Cr3+聚合物凝胶的除垢技术均有助于除垢[5-7]，以酸洗为主的除垢技术在油田应用广泛[4-10]，也取得了较好的清垢措施。但酸洗或利用以上研究提及的其他化学除垢剂除垢成本较高，一般仅在抽油泵垢卡后检泵处理时采用，具有一定局限性。本研究通过离子变化规律预测油井是否结垢，使清防垢工作更具针对性；对预测的结垢井采用以物理清防垢为主化学清防垢为辅的治理措施，可有效解决化学清防垢成本问题，且施工更加简单易行，具有较重要意义。

本研究以X12区复合驱工业性现场为例：X12区ASP驱位于X12区块杏12-2-丙35井区，西部与杏十区葡Ⅰ3层短井距聚驱相邻，东部以32#断层为边界，试验区占地 0.70 km2，储量 110.23×104t，地下孔隙215.49×104m3，有效渗透率320 mD。试验区井网应用5点法布置，注采井距120 m，注入井21口，采出井33口。目的层为葡Ⅰ3层，单井井均钻遇砂岩15.16 m，有效厚度11.84 m。

1 结垢规律

1.1 结垢类型测试

现场采取垢样化验成分，垢样主要成分为碳酸盐，垢样含碳酸盐质量分数（碳酸钙、碳酸镁、碳酸钡）78.57%、硅酸盐质量分数（以二氧化硅计）0、有机物质量分数（原油、微生物）17.66%（见表1、图 1）。

表1 垢样成分Table 1 Scale component %

图1 垢样样本Fig.1 Scale sample

1.2 结垢机理分析

X12区ASP驱三元主段塞主要含碱、表活剂及聚合物。注入后，溶液中的Na2CO3与地层水中的矿物离子（Ca2++Mg2++Ba2+）反应，产生垢沉淀[4-8]。区块地层水中平均矿物离子质量浓度情况见表2。

表2 地层水矿物离子成分Table 2 Mineral ion composition table of formation water mg/L

在弱碱ASP驱采出井中,最常见的垢是CaCO3、MgCO3、BaCO3等碳酸盐。

1.3 结垢趋势预测

绘制pH、CO23-和Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度随注入PV数变化曲线（见图2）。根据图2中Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度的降低情况，并结合施工现场验证的结果确定是否结垢。

图2 pH、CO23-和Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度随PV的变化Fig.2 Variation of PH,carbonate concentration and calcium,magnesium and barium ion concentration with PV

由图2可知，随三元体系注入，pH、CO23-质量浓度逐渐上升；而Ca2++Mg2++Ba2+变化呈“升-稳-降”的Ω曲线形状。由图2（c）可知，注入PV数为0.23～0.24后,Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度不断下降，且基本分为两个阶段：第一阶段79～73 mg/L,降幅7.6%；第二阶段73～67 mg/L,降幅8.2%，整个一、二阶段79～67 mg/L,降幅15.2%，说明开始结垢且结垢不断加剧。结垢开始时对应的pH为8.3，CO23-和Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度为142、79 mg/L。据调查，该区油井施工现场最早发现结垢井时间为2017年1月前后，其对应的注入PV数为0.25，与上述结论基本一致。综上，X12区ASP驱结垢有如下特征：发生在注入量0.23 PV左右；发生在CO23-质量浓度超过140 mg/L以上；发生在pH8.3以上；自Ca2++Mg2++Ba2+Ω型质量浓度线的右上角开始，主要特点为：Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降低，降幅0～15%。

因此，在区块注入量达0.23 PV后，以pH为横坐标，以Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降幅为纵坐标绘制“ASP驱结垢判别图版”（见图3），可作为结垢预测依据。图3主要包含：

（a）缓结垢区：pH≥8.3,Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降幅＜15%，该区域内开始结垢，结垢速度逐渐加快，垢量增多，应采取适当清防垢措施。

（b）速结垢区：pH≥8.3,Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降幅≥15%；该区域内结垢快，垢量多，是结垢卡泵的高危区，必须采取相应清防垢措施。

（c）未结垢区：pH＜8.3,Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降幅＜15%；该区域内基本不成垢。

（d）待落实区：pH＜8.3,Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降幅≥15%；该区域内Ca2++Mg2++Ba2+质量浓度降低幅度较大，宜进一步核实降低原因。

图3 弱碱ASP驱结垢判别图版Fig.3 Discrimination chart of weak alkali ASP flooding scale

2 防治技术

结合图3，应用成熟工艺，减少结垢对复合驱生产的影响。如，下入敞口式防垢卡泵；采用预结垢工艺管柱；见垢井安装点滴加药设备。

实际应用中，根据单井在图版中所处分区，对其采用相应技术对所有实验区井利用油井作业或新井投产时下入敞口式防垢卡泵；重点关注缓结垢区和速结垢区井，对于缓结垢区井除下入敞口式防垢卡泵外，对其安装点滴加药设备，抑制或减轻结垢；对于速结垢区井，除安装防垢卡泵和安装点滴加药设备外，另安装预结垢工艺管柱，促进垢在泵下尾管处提前沉积，减少进泵垢量，防止卡泵。

2.1 应用敞口式防垢卡泵

统计油田复合驱T区块2015—2016年采出井检泵原因，100口抽油机检泵井中有58口井是垢卡原因（见图4）。

图4 检泵原因分类Fig.4 Classification diagram of pump inspection reasons

从垢卡井情况来看，现有聚驱泵抽举升工艺仍需要进一步提高和完善。因此，对处于X12区ASP驱结垢期的采出井主动防垢，随检泵下入敞口式防垢卡抽油泵（见图5），延长检泵周期。敞口式防垢泵的泵筒上端设计成变径敞口，使柱塞能稳定的进入泵筒。上冲程末期柱塞从泵筒脱出，液体回流冲洗泵筒中的垢，防止积垢卡泵。

图5 敞口式防垢泵结构Fig.5 Structure of open scale antifouling pump

目前累计下入26台，生产正常，平均泵效44.96%。最早下入防垢泵的X井已正常生产410 d，泵示功图正常（见图6），适应性好，满足需要。“物理吸附为主、化学防垢为辅”的设计，实现井下定点结垢的目的。图7主要工艺特点是：

①物理吸附段：采取38 mm外径短接与78 mm外径油管串联组合方式，通过变径改变采出液的流速，形成液体紊流，促进结垢与增大垢挂壁比例的目的。为提高应用效果，可多段组合串联。

②化学防垢段：防垢段主要为井下携带工具内置固化防垢药剂，药剂为有机磷类，分散络合碳酸盐垢，利于携带采出[9-10]。

③泵杆自由段：泵、杆、管、扶正器配合使用。

图6 X井敞口式防垢泵示功图Fig.6 Indicator diagram of open type anti scaling pump for X well

图7 预结垢工艺管柱Fig.7 Tube column of pre scaling proces

2.2 采用预结垢工艺管柱

将采出井管柱结构由下到上细化为物理吸附段、化学防垢段及泵杆自由段3部分（见图7），按照

现场共计应用预结垢工艺管柱6井次，应用前后采出液Ca2+、Mg2+等离子质量浓度进一步降低，说明该工艺管柱起到了较好的预结垢作用（见表3）。

表3 试验井情况Table 3 Statistics data of test production well

2.3 安装点滴加药设备

通过化验采出液离子质量浓度，根据图3对进入缓结垢区和速结垢区的井预判，并在井口安装点滴加药装置，抑制和减缓结垢。

技术原理：在采出井井口安装防垢加药装置，装置集药物储存、泵入、控制系统一体设计（见图8）。运行时，向采出井油套环空泵入预配溶液，泵入周期及工作时间可设定，预配溶液主剂为有机膦酸盐类XSJ-01，在水溶液中解离成H+和酸根负离子，离解后的负离子以及分子中的氮原子与金属离子生成稳定的络合物，从而防止了碳酸盐垢的析出，起到防垢作用[11-12]。