渤海某油田油井回压管线防垢措施的探索与应用

张浩(中海石油(中国)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，由一座中心平台(CEP)和两座井口平台(WHPA和WHPB)组成。油田采用注水开发方式，目前共投产油井72口，注水井36口，水源井3口。随着开发时间的延长，油井单井含水率逐渐上升，部分油井已达到80%，多口高温高含水油井由于回压管线结垢导致回压异常，影响油井正常稳定生产。初期油田通过外委施工对回压管线实施酸洗解堵，取得了较好效果。但由于清洗作业无法在线进行，且作业周期较短(平均为1～2个月)，严重影响油井生产时率，也未从根本上解决管线结垢问题。因此，有必要开展结垢原因分析及防垢措施的研究与应用，以降低回压管线的结垢速率，达到提高油井生产时率，充分释放油井产能的目的。

1 存在问题

2018年6月26日，某油田井口岗巡检过程中，发现A井回压为800kPaG，明显高于正常值(450kPaG)，持续跟踪观察10d，压力上涨至1000kPaG，现场采取更换压力表、检查回压变送器、活动油嘴、冲洗回压管线等措施后，回压仍无变化，现场操作人员分析该井回压管线或单流阀可能存在缩颈或卡堵，流量受限是造成压力升高的主要原因。

由于压力继续上涨可能存在单井回压高触发单井关停的风险，2018年7月10日，现场人员对该井回压管线单流阀进行了拆检，发现单流阀结垢严重，阀瓣卡死不能正常工作，单流阀相邻管段内壁垢层厚达2 cm，如图1所示。

图1 某油田A井回压管线单流阀拆检现场图片

随后，操作人员对单流阀处进出口管段壁垢进行清理，更换新的单流阀，回装试压后，油井启泵生产，回压降至正常压力范围(450kPaG)。

2018年8月，该井再次出现回压上涨情况，再次拆检单流阀，发现单流阀及相邻管段内壁垢层较上次明显变厚，与此同时，B/C/D井也相继出现了同样问题，严重影响了油井的正常稳定生产。

2 结垢原因及组分分析

油井回压管线结垢堵塞是一个普遍存在的问题，油井在开采过程中，由于温度变化、压力变化、水成分变化或不相容的水相混合等因素影响，会造成在集输管线发生结垢现象，从而影响了油井的正常运行。关于结垢机理，国内外学者已进行了部分研究，目前普遍认为油井结垢的主要类型是碳酸盐垢，还有硫酸镁垢、碳酸镁垢、硫酸钙垢等[1]，引起油井结垢的主要原因有：结垢离子析出引起的结垢、外来液影响引起的结垢等。

本文以理论分析、实验室研究为基础，主要思路为：首先对油井回压管线垢样成分进行化验分析，随后对油田注水及单井水样进行化验分析，通过两者对比分析，并结合油田地质油藏、油井生产参数及运行工况，分析油井回压管线结垢堵塞的主要机理。

2.1 单井垢样组分分析化验

通过进行单井垢样组分分析化验，结果如表1所示。

表1 单井垢样分析结果

根据以上化验数据分析得出：垢样的主要成分为CaCO3。

2.2 单井水样组分分析化验

进行单井水样组分分析化验，结果如表2所示。

表2 单井水样分析结果

通过查阅油田总体开发方案得出：油田地层水为NaHCO3水型，依据SY/T 0600—2009《油田水结垢趋势预测：碳酸钙结垢趋势预测》，由表2水质化验结果得出：油田注水和单井水质饱和指数均大于0，稳定指数均低于3，属于严重结垢水质，这是油井结垢的内在因素。

2.3 结合四口油井的运行工况和生产参数进行对比分析

结合四口油井的运行工况和生产参数进行对比分析，结果如表3所示。

分析表3数据得出：A、B、C、D四口油井井口温度(73～86℃)明显高于其他油井(40～60℃)，且A、D两口油井含水(59.6%、82.5%)明显高于平台综合含水(50%)，因此，单井产液温度高、含水高，且油嘴上下游存在明显的压降，是造成管线结垢的外在因素。

表3 油井生产参数分析表

2.4 相关注水井增注措施影响分析

通过查询作业记录，四口井的相关注水井E在2018年进行过层内生气(二氧化碳)调驱作业，由于二氧化碳在水中呈现酸性，能够溶解地层中的碳酸钙，使其混合在地层水中[2]，从而增加井液中碳酸钙组分，当井液采出地面，压力下降以后，碳酸钙溶解度降低，就会析出沉积在集输管线中，因此，相关注水井的作业影响也是加剧油井回压管线结垢的一个重要因素。

综上，回压管线结垢的主要机理为：由于油田地层水和注水均属于严重结垢水质，且受相关注水井实施二氧化碳调驱作业的影响，使油井产液的碳酸钙组分浓度升高，当井产高温流体中的成垢组分流经油嘴后，由于压力降低，溶解度变小，导致碳酸钙等晶体析出，附着在回压管线内壁，且在弯头、变径、单流阀等处由于流速降低，更容易沉积加厚，以上是造成回压管线结垢堵塞的主要原因。

3 防垢措施的现场应用

针对油井回压管线结垢堵塞这一实际问题，目前其他油田除垢的主要方法是定期酸洗解堵，但维持周期较短，且酸液对管道有较强的腐蚀作用。据报道，防除垢技术大体上可以分为物理法和化学法，包括固体防垢、强磁防垢和化学防垢等措施[3]，其中化学法在工业防垢中占主导地位，加注阻垢剂就是最常用的方法之一。

3.1 化学防垢—加注化学防垢剂

油田使用的化学防垢剂，是指将药剂溶入水中，通过离子间相互作用，抑制阻止结垢物生成的一种化学药剂，其中：聚合物型防垢剂、有机膦酸型防垢剂等是最为常用的化学防垢剂[4]。要想使化学防垢药剂在使用过程中达到理想的防垢效果，必须选择合适的药剂型号、合理的加药工艺与加药方式，才能更好发挥药剂的防垢作用。

3.1.1 高温工况效果评价

为此，在分析化验油井采出液各离子含量、pH值、矿化度及水型及油井结垢部位和结垢类型的基础上，联合药剂供应商对防垢剂E进行了高温工况下的效果评价，结果如表4、表5所示。

结合表4、表5实验结果得出：

(1)同一温度下，加注浓度由20×10-6提高至50×10-6，防垢剂E阻垢率有所上升，但不明显。

(2)同一加注浓度下，温度由50℃上涨至85℃，防垢剂E阻垢率有下降趋势，但在85℃、20×10-6条件下，阻垢率仍能达到82%，可以起到很好的防垢效果。

表4 防垢剂E效果评价(50℃，16h)

表5 防垢剂E效果评价(85℃，16h)

(3)因此，综合考虑油井工况和经济因素，防垢剂E的加注浓度选择20×10-6。

3.1.2 加注流程改造

由于平台现有防垢剂加注点位于生产管汇末端，油井采油树至生产/计量管汇整段回压管线缺少相应的防垢及除垢措施，这也是导致回压管线结垢的外在因素。因此，油田人员通过现场调研，决定对井口平台现有防垢剂加注流程实施优化调整，增加A、B、C、D单井阻垢剂加注流程，形成一泵多点流程，分别加注防垢剂，加药浓度20×10-6，加注方式为连续加注，以缓解结垢趋势。

主要流程为：以A井为例，从现有防垢剂注入管线流量计上游泄放口处安装接头，并连接管线铺设至A井采油树处，拆卸A井油嘴下游回压表，加装三通，三通一侧安装压力表，另一侧安装阀门后与新增管线对接，改造示意图如图2所示。

图2 防垢剂加注流程改造示意图

3.2 物理防垢—“量子环”技术

由于多点同时加注，备压不同，各井之间存在干扰，流量无法实现精确控制，油田人员积极寻找国内外物理除垢新技术，其中“量子环”技术近两年已在陆地油田取得了很好的应用效果。

3.2.1 工作原理

其工作原理主要是：借助量子物理学理论，使用最新的激光和振动技术，将超精微振动波(又名生物能量波)加载并存储于特殊记忆合金材料中，量子环安装到管壁后，可以持续不断地往外释放超精微振动波。超精微振动波可以透过管壁传到液体中，沿着流体的方向向管道下游传播，超精微振动波作用于液体及液体中的相关物质分子，使得水垢晶体结构由针尖锯齿状变为“球”状，不易吸附在管壁。同时，阻止钙离子与碳酸根离子的结合，从而达到除锈除垢作用，且有环保节能，安装简便等优点。

3.2.2 适用性分析

通过联系相关技术厂家，对比油井生产参数和F型号量子环的适用性技术参数，判断F型号量子环(适用流体温度最高可达150℃，含水率≥35%，最大处理量可达2500m3/h，管道直径12～2000mm)适用于本油田油井回压管线。2018年10月，以A井为试点，在A井回压管线下游安装了1套F型号量子环。

4 两种措施综合应用效果分析

2018年11月至2019年2月，在保持A井生产制度不变，各项生产参数基本保持不变的情况下，连续跟踪三个月，效果如下：2018年11月—2019年2月，A井回压处于正常范围(450kPaG)，无明显上涨趋势，较之前相比(清理周期约为1个月)，结垢速率有所降低，人工拆检周期明显延长。2019年3月，生产人员对A井回压管线再次进行了拆检，单流阀及管线内壁无明显垢层附着。以上证明：油田化学防垢措施与物理防垢措施相结合的综合应用取得了良好效果。

5 结语

本文以渤海地区某油田油井回压升高，影响油井的正常稳定生产这一现象为导向，通过拆检单流阀发现了回压管线存在结垢堵塞的问题，借助理论研究和化验分析的方法开展了以下工作：通过对比分析油田水性质和单井垢样、水样化验结果，确定了油田注水和单井产水都属于严重结垢水质是管线结垢的内在因素。通过综合分析油井及相关注水井的运行工况和各项生产参数，确定了高温高含水是管线结垢的外在因素，同时，相关注水井的作业影响也是加剧油井回压管线结垢的一个外在因素。综合阐述了回压管线结垢的主要机理，并针对性开展防垢措施探索。通过开展防垢剂高温工况下效果评价和加注流程改造在现场应用了化学防垢措施。通过量子环技术参数适用性分析，在现场应用了物理防垢措施。通过两种措施的综合应用，有效减缓了该油田高温高含水油井回压管线的结垢速率，保证了油井的正常稳定生产，释放了油井产能，同时也为其他油田提供了类似问题的解决思路和可借鉴的经验。