新场须二气井采气流程结垢机理及阻垢技术

王雨生

中国石油化工集团有限公司西南油气分公司采气一厂

气田开发表明，气井流体含CO2，产出水含HCO3-、Ca2+等离子，开采中随气井压力、温度等条件变化，产出水易在地层、井筒或地面管线形成CaCO3结垢[1-6]。新场气田须二气藏为含CO2气体的CaCl2水型有水气藏，气井开采过程中X2、X201井采气流程低压段、排污管线频繁结垢堵塞，严重影响气井生产。国内一些学者对CaCO3结垢机理进行了定性分析，对CaCO3结垢多采用饱和指数法定性预测[3，6-9]，定性分析无法确定影响结垢主控因数，不利于针对性开展预防措施。在针对新场须二气井流程结垢组分分析基础上采用Scale Chem 软件对CaCO3结垢影响因素进行了定量研究，明确了主控因数，优选了阻垢剂并进行现场应用，解决了流程结垢堵塞，确保了正常生产。

1 采气流程结垢特征

新场须二气井X2、X201 开采过程中采气流程采用两级节流降压，生产过程中一、二级节流间管线发生过一次结垢堵塞，而二级节流后低压管线及排污管线每2个月就会产生一次结垢堵塞。结垢主要发生在阀门法兰与管线连接、管线弯头、管径缩径等部位。

结垢物颜色为黄色或黄褐色间，夹少量白色、灰白色，在管线内呈环状层理逐层堆积，结垢物坚硬、致密（图1）。

图1 新场须二气井地面管线结垢Fig.1 Surface pipeline scaling of Xinchang Xu'er Gas Well

2 采气流程结垢机理及主控因素

2.1 生产环境

X2、X201 气井地层压力、地层温度高，所产天然气含CO2，产水量大、产出水矿化度高（表1）。生产中采用二级节流降压，一级节流后压力13 MPa，二级节流后压力1.4 MPa。产出水中存在Ca2+、Mg2+等阳离子，不存在Ba2++Sr2+。X2、X201 气井产出水中阳离子中Ca2+摩尔浓度分别达到86.09%、86.77%，阴离子含Cl-、HCO3-、SO42-，无CO32-（表2）。从生产环境来看，产出水在高温低压下易生产CaCO3及硫酸盐等结晶垢。

表1 地面流程结垢严重的气井基本情况Tab.1 Basic situation of gas wells with severe scaling in surface processes

表2 新场须二气藏气井水样分析Tab.2 Analysis of water samples from gas wells in Xinchang Xu'er Gas Reservoir mg/L

2.2 结垢物成分

X2、X201气井产出水组分较接近，生产中X2气井结垢更为严重，地面流程堵塞频繁。选取X2垢样进行分析，结果见表3。分析表明X2气井结垢物成垢离子中，Ca2+含量最高，含少量Ba2++Sr2+和Mg2+。经X 衍射分析结垢物主要为CaCO3及少量MgCO3、BaSO4、SrSO4等。

表3 X2气井的垢样分析Tab.3 Scale analysis of X2 Gas Well

2.3 结垢机理

由流体组分及结垢产物分析可知：气井产出流体中含CO2、Ca2+、Mg2+、SO42-，其中Ca2+含量最高。高压气井中CO2溶解于水中形成碳酸，碳酸溶于水后在水中同时存在动态平衡过程[10]，公式（1）所示：

CO2在水中的溶解受压力、温度的影响。压力越高，CO2分压越高，在水中的溶解度越高，在一定压力、温度下达到平衡。

同时，水中Ca2+在一定温度、压力下与HCO3-、CO32-、SO42-反应，且存在如下平衡[11]，见公式（2）：

产出水从井底到达地面，在地面节流降压、分离、输送过程中CO2溶解度随压力降低而不断下降，从水中逸出使平衡向右进行造成pH 值不断上升，影响到水中另一平衡[2]，见公式（3）：

水中pH 值越高越有利于平衡向右移动，即[CO32-]增加，使Ca2++CO32-=CaCO3↓反应更为有利。因此，产出水由原来高压经节流降压、分离后，压力降至l.4 MPa 以下，使原来水中的平衡受到破坏，CO2逸出，pH值升高，使CaCO3容易析出沉淀，最后堆集形成垢层。

2.4 CaCO3结垢主控因素分析

新场须二气井生产过程中压力、温度高，实验很难模拟结垢影响因素。Scale Chem软件在油气及化工中应用广泛，可预测600F、22 000 psi 和749 000 mg/L下的结垢反应，在国内一些油气田中得到成功应用[12-17]，本文采用Scale Chem 3.0结合气井实际定量模拟分析流程结垢因素。

2.4.1 气井结垢影响因素

（1）压力影响。根据X2气井流体组分、产出水温度及节流压降模拟产出水在采气流程中的Ca-CO3结垢及结垢变化情况，如图2所示。

图2 X2气井产出水90 ℃时节流降压结垢变化Fig.2 Scaling change of throttling and depressurization for the produced water of X2 Gas Well at 90 ℃

从图2 可知在同一温度下，随压力下降CaCO3结垢快速增长。由CaCO3结垢机理可知节流后压力降低，CO2分压降低增大CO2气体生成，使电离朝生成CaCO3方向移动，增大结垢量。模拟表明当流体压力从36.5 MPa 经一级节流后降至13 MPa，结垢量由127.7 mg/L 上升为131.6 mg/L，CaCO3析出增量3.9 mg/L；二级节流由13 MPa 降至1.4 MPa，CaCO3析出量由131.6 mg/L 上升为149.6 mg/L，CaCO3析出增量18 mg/L，远高于一级节流CaCO3析出量，这是气井一、二级节流之间管线结垢堵塞少，二级节流后结垢堵塞频繁的重要原因之一。其次，一、二级节流析出的CaCO3经过分离后全部进入排污管线，地层水压力再次从1.4 MPa 降至大气压，再次析出CaCO3，造成CaCO3沉降，这是二级节流后低压排污管线频繁结垢堵塞另一个重要原因。

（2）温度影响。碳酸钙在水中的溶解度随温度升高而降低，温度升高溶解在水中的碳酸钙会析出生成沉淀堆积成垢。图3、图4为X2气井产出水分别在45 ℃、90 ℃下不同压力时的结垢趋势图。

图3 X2气井产出水45 ℃时不同压力结垢趋势Fig.3 Scaling trend of the X2 Gas Well produced water under different pressures at 45 ℃

图4 X2气井产出水90 ℃时不同压力结垢趋势Fig.4 Scaling trend of the X2 Gas Well produced water under different pressures at 90 ℃

模拟结果表明在4 000、3 000、2 000、1 000 psi压力下，温度为45 ℃、90 ℃时X2 气井产出水的CaCO3析出量分别为101.3、104.2、107.0、114.0、128.8、130.0、131.6、134.6 mg/L。由此可见，在同一压力条件下，温度越高析出CaCO3沉淀越多。X2气井的[Ca2+]低于X201的[Ca2+]，其他成垢离子接近，X2气井产出水温度为90 ℃、X201气井产出水温度为74 ℃，X2气井的产出水温度高于X201气井是X2气井地面排污管线结垢堵塞严重于X201气井的根本原因。

（3）流体离子浓度的影响。采用正交实验法分析新场须二气井产出水在同一压力、温度下不同离子、不同浓度条件下对气井结垢产生的影响。实验中各离子的浓度均设4 个水平，按照正交表L16（45）来设计实验方案，实验结果如表4。

表4 不同离子浓度对气井结垢影响正交实验结果Tab.4 Orthogonal experimental results of the effect of different ion concentrations on gas well scaling mg/L

根据极差分析，新场须二气井产出水中，离子浓度对气井结垢影响大小依次为Ca2+>HCO3->Cl->Mg2+>SO42-，且Ca2+的浓度远高于其他离子浓度对成垢的影响。

（4）流体pH值影响。气井结垢主要由于水中Ca2+与HCO3-离解出来的CO32-结合形成CaCO3。影响结垢量的主要因素是流体中Ca2+和HCO3-含量，HCO3-离解成CO32-主要受pH值影响[18]。压力、温度不变条件下，气井不同pH 值下CaCO3结垢趋势模拟表明，随pH值降低气井结垢量急剧降低，pH值<3.0时不会形成碳酸钙垢。

2.4.2 气井结垢主控因素

（1）Ca2+和HCO3-是气井结垢的基本条件。新场须二气井流体[Ca2+]范围为2 000～5 000 mg/L，[HCO3-]范围为100～400 mg/L，气井流体中高浓度的Ca2+和HCO3-子为气井结垢的基本条件。

（2）气井结垢流体pH 值的影响。CaCO3结垢基本条件是流体中含Ca2+和HCO3-，HCO3-离解成CO32-受pH 值影响。新场须二气井地层水pH 值在6～6.6 之间，pH 值>3.0，处于结垢范围，流体pH值是影响结垢的重要因素。

（3）压力和温度是影响气井地面结垢的主控因素。X2 气井、X201 气井采气流程节流前压力高，CaCO3析出少，在气液高速流动下CaCO3被携走，未出现结垢；一级节流后降压为13 MPa，CaCO3析出量增加，但流速仍然能将大部分CaCO3带走，一级节流后结垢堵塞较少；二级节流后流体压力从13 MPa 剧降至1.4 MPa，使CO2大量析出，反应向CaCO3生成方向进行，生成大量CaCO3沉淀；同时，流体经二级节流后再进行气液分离，先前析出的CaCO3全部进入排污管线，加之分离后的地层水进入排污管线后压力进一步降低至大气压，导致大量CaCO3沉淀结垢。X2 气井、X201 气井日产水量在250 m3以上，水比热容大，同一口气井地面节流降压过程中温度变化可忽略。由此可见，同一口气井在温度基本不变情况下压力是结垢的关键因素。

流体温度越高CaCO3等物质在水中的溶解度越低，从而结垢量增加[19-20]。X2 气井、X201 气井产出水温度分别为90 ℃和74 ℃，在排污管线内的压力相同，X2气井结垢堵塞远较X201气井严重，关键原因为X2 气井产出水温度高。在压力相同条件下温度是结垢的另一关键因素。

3 阻垢工艺应用

3.1 阻垢方法选择

常用的阻垢方法有化学阻垢法、物理阻垢法和工艺法，其各种方法及机理如表5所示。

表5 各种阻垢方法及其机理Tab.5 Various scale inhibition methods and their mechanisms

结合新场须二气井生产及结垢特点，工艺法不适于须二气井。物理法中，须二气井产出水含盐量远高于3 000 mg/L，不宜采用磁处理法。因此，对新场须二气井流程采用化学阻垢剂阻垢工艺。

3.2 阻垢剂优选

根据新场须二气井产出水温度、pH 值及其离子组分，选用了XH-422系列阻垢剂进行评价和应用。该系列阻垢剂的主要成分为马来酸酐（MA）-丙烯酸（AA）-丙烯酸甲酯（MAC）共聚物和羟基乙叉二膦酸（HEDP），二者易溶于水并具有良好的热稳定性和耐酸碱性，并具有明显的限溶性。MA—AA—MAC共聚物对气井产出液的硫酸盐抑制能力较强；HEDP能与水中铁、铜、锌等多种金属离子形成稳定的络合物，尤其与Ca2+形成六圆环螯合物，钙盐垢阻效果好，MA—AA—MAC共聚物和HEDP复合使用协同效应好，可根据水中不同的成垢离子浓度比例来确定最佳的复配比例。为满足新场须二气井阻垢，选择了XH-422 系列4 种阻垢剂进行评价，优选出了XH-422D[21]。

（1）测试阻垢剂。测试条件：选用XH 系列阻垢剂50 mg/L，实验温度80 ℃，恒温24 h，采用X2气井产出水样按SY/T 5673—1993 检测标准[22]测定阻垢剂的阻垢率。

实验结果如表6 所示。实验表明80 ℃条件下，阻垢剂XH-422D 在抑制碳酸盐垢、硫酸盐垢方面均能取得较好的效果。

表6 阻垢剂实验评价结果Tab.6 Experimental evaluation results of scale inhibitor

（2）阻垢剂使用浓度的确定。测试条件：实验温度80 ℃，恒温24 h，实验水样为现场所取X2气井水样，测定标准参照SY/T 5673—1993 中碳酸钙垢的阻垢方法进行。通过测定结果选择在X2 井中使用的阻垢剂质量浓度为80～100 mg/L（表7）。

表7 不同浓度XH-422D阻垢剂的阻垢性能评价结果Tab.7 Scale inhibition performance evaluation results of XH-422D Scale Inhibitor with different concentrations

3.3 现场试验应用

X2气井产水量为330 m3/d，根据测定的最佳浓度计算，XH-422D 阻垢剂加量30 kg/d。采用高压泵按稀释比例为1∶20 连续加注。因X2 气井产水量较大管线中水流速度快，结垢主要发生在一、二级节流后，因此选择一级节流后作为阻垢剂的加注点。

X2 气井采用优选的XH-422D 试验，分别在工艺实施10 个月及22 个月时进行效果评价，阻垢率达97.6%以上（图5）。在X2 气井成功应用基础上，X201 气井也成功开展了XH-422D 阻垢剂的应用，阻垢效果良好。2 口井实施阻垢5 年多，管线从未出现过结垢堵塞，保证了气井正常生产。

图5 实施工艺前后排污管线结垢效果对比Fig.5 Scaling effects comparison of sewage pipelines before and after implementation of the process

4 结论

（1）新场须二气井结垢主要为CaCO3，结垢受产出水压力、温度、成垢离子浓度、pH 值等因素影响，压降和温度是气井结垢的主控因素，Ca2+和HCO3-是气井结垢的基本条件，流体pH值影响气井是否结垢，pH值<3时，气井不会结垢。

（2）压力和温度不变条件下，新场须二气井成垢离子浓度对气井结垢影响大小依次为：Ca2+>HCO3->Cl->Mg2+>SO42-。

（3）化学阻垢法适用于新场须二气井阻垢，优选的XH-422D 阻垢剂对碳酸钙垢有较好抑制作用，现场应用阻垢率达97.6%，解决了新场须二气井采气流程结垢堵塞，在新场须二气藏具较大推广应用价值。