摘要：介绍了A油田油井结垢的现状、油井结垢给井筒管理带来的困难，分析了结垢油井垢样成分、采出液水质、原油物性情况和影响碳酸盐结垢的因素。阐述了油井结垢机理，并对目前A油田在用的三种化学清防垢方式应用及存在的问题进行探讨。应用表明，井筒化学除垢技术、井下点滴加药阻垢技术和防垢抽油泵可不同程度地提高防垢效果。
关键词：结垢；化学清防垢方式；效果
1结垢油井现状
随油田开发时间的延续，结垢油井数量逐年增加，截止目前，某厂共有结垢油井764口，开井515口。油井结垢严重地影响着油田的正常生产，给井筒管理带来很大的难度，1996年至1998年垢检比例逐年增加，1998年油井结垢及垢检比例表现得最为突出，全厂因垢检泵358井次，占检泵井数的32.3%。从1999年开始加大对结垢油井的治理力度，全厂1999年、2000年、2001年、2002年的垢检比例分别为27.5%、28.4% 、29.6%和33.3%。垢检井比例虽有不同程度的增加，但因垢检泵周期进一步延长，由1998年的281天延长到2002年的561天，2003年的垢检比例为19.0%，因垢检泵周期761天，结垢油井的治理见到了一定的效果。
2结垢机理研究
2.1结垢油井垢样成分分析
（1）结垢油井垢样成分的X-衍射定性和化学定量分析。由X-射线衍射定性分析报告和结垢油井垢样成分的化学定量分析结果表明，垢样的主要成分为CaCO3，次要成分为FeO或FeS、SiO2、有机物(蜡、胶质和沥青质的混合物)，MgCO3、Fe2O3、Zn(OH)2等，酸不溶物主要为SiO2。
（2）结垢油井垢样成分的扫描电镜实验。垢层从内到外由致密到疏松多孔带，晶粒呈它形或柱纤状，内有圆形球窝，絮状体含量高，见石英晶粒。分析认为含有粘土矿物、有机质及铁质。
2.2结垢油井采出液水质分析
条件发生变化时，可能生成的沉淀有CaCO3、MgCO3和CaSO4，三者中CaSO4的溶度积最大， CaCO3的溶度积最小，另外，朝84-88井中Ca2+浓度大于Mg2+浓度，CO32-和HCO3-浓度总和大于SO42-，因此，若发生沉淀，则沉淀主要为CaCO3。
2.3结垢油井采出液原油物性分析结果
统计了五个区块原油中含蜡量都较高，在14.07%～23.96%之间；其次是胶质，含量在1.39%～5.43%之间；含量最少的是沥青，在0.13%～3.99%之间。
2.4油井结垢机理研究
结垢的形成过程是一个复杂的过程，一般可分成下面四步：第一步：水中离子结合形成溶解度很小的盐类分子；第二步：结晶作用，分子结合和排列形成微晶体，然后产生晶粒化过程。第三步：大量晶体堆积长大，沉积成垢。第四步：由于不同的条件，形成不同形状的结垢。在油井油套管环形空间，由于有很好的结晶中心（如蜡），有充分的结晶时间，温度也不太高，所以井中发现的结垢均是很好的晶体。各种条件对形成结垢的各个阶段产生不同程度的影响。
（1）碳酸盐结垢机理。碳酸盐垢[CaCO3，CaMg(CO3)2]是由于钙、镁离子与碳酸根或碳酸氢根结合而生成的，反应式如下：
碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉积物。常温下，碳酸钙溶度积为2.9×10-9，在25℃，溶解度为0.053g/L。在油井生产过程中，当流体从高压地层流向压力较低的井筒时，CO2分压下降，水组分改变，沉积平衡(1)式和(2)式向右移动，CaCO3、MgCO3不断析出沉淀，这就是油井生成CaCO3垢的主要原因。
（2）有机物结垢机理。由于原油中含蜡量比较高，含量在14.07%～23.96%之间，且析蜡点(44.6～55.2℃)和凝点(30～37℃)都比较高，因此，原油从地层流到井口的过程中，温度压力逐渐下降，轻质组分逐渐从原油中分离出来，蜡等有机物就有可能析出而成垢。有机垢和无机垢的形成是相互进行的，早先形成的垢又成了结垢的晶核，CaCO3和有机物又不断地沉积下来，形成新的垢层，最后得到无机物和有机物的混合垢。
（3）影响碳酸盐结垢的因素。成垢离子浓度：水中成垢离子含量越高，形成垢的可能性就越大。对某一特定的垢，当超过了它在一定温度和pH值下的可溶性界限时，垢就沉积下来。水的成分：水中盐含量增加，通常能增大垢的溶解度，这是一种盐效应。如对CaCO3来讲，它在200g/L盐水中溶解度较在高纯水中大2.5倍。压力和温度：碳酸钙的溶解度随着温度的升高和CO2的分压降低而减小，后者的影响尤为重要。因为在系统内的任何部位，压力降低都可能产生碳酸钙沉淀。
Ca(HCO3)2Ca2++2HCO3-H2CO3+CO32-+Ca2+CO2↑+H2O+CO32-+Ca2+ （3）
在此平衡过程中，Ca(HCO3)2的溶解度远高于CaCO3，当体系压力降低后，CO2↑析出，平衡向右移动，导致CaCO3沉淀生成。另外，当体系压力降低时，原油中轻质组份（CH3 、CH3CH3等）由液态转化为气态析出，轻质组份在原始地层状态下以液态存在，起到有机溶剂溶解重质有机物（蜡、胶质、沥青质）的作用。压力降低，有机溶剂减少，重质有机物析出，为垢的进一步生成提供了条件。在垢的组份中，SiO2及粘土是不可避免的也是无法处理的两种垢组份，因此，在生产及管理过程中，注意保持环空压力合理的高值，对于避免垢物的生成是十分重要的。pH值：降低pH值使溶解度增大，减弱了成垢倾向，这种作用对CaCO3垢的影响非常明显。润湿与粘附：在油田生产过程中使用不同材质，其内表面有不同的润湿物性。裸钢表面润湿角小于900，这对于晶核的形成和在材质表面的粘附作用是十分重要的，润湿角越小，成核所需能量越小，晶核形成越容易，则结垢趋势就越大。油田无内涂层的管线内壁常见结垢，一旦垢生成(底层垢)，对新的晶核粘附力很强，就很容易继续积垢，即产生次生垢，若管线内衬粗糙，加大了沉淀面积，使垢更易形成。
3化学清防垢技术
3.1井筒化学除垢技术
由油套环空周期性加除垢剂是我厂自96年以来采用的主要化学除垢方式。2003年1-9月份累计加药881井次，用药剂96.95t。从因垢检泵情况的统计摘自：学生论文www.808so.com
数据看，老结垢井点仍是因垢检泵周期较短的主要原因，而新增结垢井点的不断出现是造成因垢检泵比例居高不下的重要原因。井筒周期加除垢剂自1996年应用至今，是我厂油井化学清防垢的主要方式，简单易行，取得了一定的应用效果，但此种除垢方式影响电场脱水效果。
3.2井下点滴阻垢技术
井下加药器由储药仓和点滴器组成，利用点滴器能连续不断地将储药仓内的防垢剂定量注入到油井采出液中，防垢剂与成垢离子发生作用，抑制垢的产生达到防垢的目的。2002-2003年共计下井65套。其中2003年下井29套，措施前平均检泵周期236天，其中A131、134因偏磨检泵，措施前因垢检泵周期49天和217天，措施时间分别为167天和153天，其余27口井措施后平均免修期107天，效果有待近一步观察。2002年应用的37套点滴器至目前已有6口井发生检泵，平均检泵周期由187天延长至224天，其余31口井平均免修期为397天，较措施前检泵周期延长152天，措施效果较好。井下点滴加药阻垢技术，可连续向采出液中加入阻垢剂，减轻管理难度及加药工作强度，但其需在作业过程中下入。点滴加药技术其动力源自于药液与采出液之间的密度差，由于采出液含水率的变化范围过大（2.0%—100%），使得加药的参数很难控制，从而影响措施效果。
3.3防垢抽油泵
2002-2003年应用防垢泵50口井，措施前后产量稳定，其中2003年应用20口井，措施前平均检泵周期355天，目前免修期42天。2002年应用的30口井已有4口发生检泵，检泵周期由295天延长至307天，其余26口井措施前检泵周期391天，目前免修期419天。
4几点认识
（1）通过X-衍射分析，扫描电镜分析和化学分析结果，初步搞清了A油田油井结垢机理，垢的成分主要为CaCO3，另外还含有有机垢(主要为蜡)，MgCO3、SiO2、Fe2O3等。
（2）分析了影响碳酸盐结垢的因素。在生产及管理过程中，应保持环空压力高值，对于避免垢物的生成是十分重要的。但结垢油井仍对油田的开发与管理有较大的制约。鉴于井筒化学防垢、井下点滴加药阻垢技术特点及技术原理，克服目前清防垢存在的不足，进一步探索和应用新技术，加大结垢油井的治理力度，研究了挤注地层防垢工艺，提高防垢效果。
（3）井筒化学除垢技术除垢方式影响电场脱水效果，井下点滴加药阻垢技术和防垢抽油泵可不同程度地提高防垢效果。
参考文献：
万仁溥，罗英俊主编.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1993.
谈谈油井A油田油井结垢机理及化学清防垢技术
更新时间：2024-03-24
作者：用户投稿
本站原创
本站原创
点赞:22321 浏览:97520