渤海某油田油井回壓管線防垢措施的探索與應用

張浩(中海石油(中國)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，由一座中心平臺(CEP)和兩座井口平臺(WHPA和WHPB)組成。油田采用注水開發方式，目前共投產油井72口，注水井36口，水源井3口。隨著開發時間的延長，油井單井含水率逐漸上升，部分油井已達到80%，多口高溫高含水油井由于回壓管線結垢導致回壓異常，影響油井正常穩定生產。初期油田通過外委施工對回壓管線實施酸洗解堵，取得了較好效果。但由于清洗作業無法在線進行，且作業周期較短(平均為1～2個月)，嚴重影響油井生產時率，也未從根本上解決管線結垢問題。因此，有必要開展結垢原因分析及防垢措施的研究與應用，以降低回壓管線的結垢速率，達到提高油井生產時率，充分釋放油井產能的目的。

1 存在問題

2018年6月26日，某油田井口崗巡檢過程中，發現A井回壓為800kPaG，明顯高于正常值(450kPaG)，持續跟蹤觀察10d，壓力上漲至1000kPaG，現場采取更換壓力表、檢查回壓變送器、活動油嘴、沖洗回壓管線等措施后，回壓仍無變化，現場操作人員分析該井回壓管線或單流閥可能存在縮頸或卡堵，流量受限是造成壓力升高的主要原因。

由于壓力繼續上漲可能存在單井回壓高觸發單井關停的風險，2018年7月10日，現場人員對該井回壓管線單流閥進行了拆檢，發現單流閥結垢嚴重，閥瓣卡死不能正常工作，單流閥相鄰管段內壁垢層厚達2 cm，如圖1所示。

圖1 某油田A井回壓管線單流閥拆檢現場圖片

隨后，操作人員對單流閥處進出口管段壁垢進行清理，更換新的單流閥，回裝試壓后，油井啟泵生產，回壓降至正常壓力范圍(450kPaG)。

2018年8月，該井再次出現回壓上漲情況，再次拆檢單流閥，發現單流閥及相鄰管段內壁垢層較上次明顯變厚，與此同時，B/C/D井也相繼出現了同樣問題，嚴重影響了油井的正常穩定生產。

2 結垢原因及組分分析

油井回壓管線結垢堵塞是一個普遍存在的問題，油井在開采過程中，由于溫度變化、壓力變化、水成分變化或不相容的水相混合等因素影響，會造成在集輸管線發生結垢現象，從而影響了油井的正常運行。關于結垢機理，國內外學者已進行了部分研究，目前普遍認為油井結垢的主要類型是碳酸鹽垢，還有硫酸鎂垢、碳酸鎂垢、硫酸鈣垢等[1]，引起油井結垢的主要原因有：結垢離子析出引起的結垢、外來液影響引起的結垢等。

本文以理論分析、實驗室研究為基礎，主要思路為：首先對油井回壓管線垢樣成分進行化驗分析，隨后對油田注水及單井水樣進行化驗分析，通過兩者對比分析，并結合油田地質油藏、油井生產參數及運行工況，分析油井回壓管線結垢堵塞的主要機理。

2.1 單井垢樣組分分析化驗

通過進行單井垢樣組分分析化驗，結果如表1所示。

表1 單井垢樣分析結果

根據以上化驗數據分析得出：垢樣的主要成分為CaCO3。

2.2 單井水樣組分分析化驗

進行單井水樣組分分析化驗，結果如表2所示。

表2 單井水樣分析結果

通過查閱油田總體開發方案得出：油田地層水為NaHCO3水型，依據SY/T 0600—2009《油田水結垢趨勢預測：碳酸鈣結垢趨勢預測》，由表2水質化驗結果得出：油田注水和單井水質飽和指數均大于0，穩定指數均低于3，屬于嚴重結垢水質，這是油井結垢的內在因素。

2.3 結合四口油井的運行工況和生產參數進行對比分析

結合四口油井的運行工況和生產參數進行對比分析，結果如表3所示。

分析表3數據得出：A、B、C、D四口油井井口溫度(73～86℃)明顯高于其他油井(40～60℃)，且A、D兩口油井含水(59.6%、82.5%)明顯高于平臺綜合含水(50%)，因此，單井產液溫度高、含水高，且油嘴上下游存在明顯的壓降，是造成管線結垢的外在因素。

表3 油井生產參數分析表

2.4 相關注水井增注措施影響分析

通過查詢作業記錄，四口井的相關注水井E在2018年進行過層內生氣(二氧化碳)調驅作業，由于二氧化碳在水中呈現酸性，能夠溶解地層中的碳酸鈣，使其混合在地層水中[2]，從而增加井液中碳酸鈣組分，當井液采出地面，壓力下降以后，碳酸鈣溶解度降低，就會析出沉積在集輸管線中，因此，相關注水井的作業影響也是加劇油井回壓管線結垢的一個重要因素。

綜上，回壓管線結垢的主要機理為：由于油田地層水和注水均屬于嚴重結垢水質，且受相關注水井實施二氧化碳調驅作業的影響，使油井產液的碳酸鈣組分濃度升高，當井產高溫流體中的成垢組分流經油嘴后，由于壓力降低，溶解度變小，導致碳酸鈣等晶體析出，附著在回壓管線內壁，且在彎頭、變徑、單流閥等處由于流速降低，更容易沉積加厚，以上是造成回壓管線結垢堵塞的主要原因。

3 防垢措施的現場應用

針對油井回壓管線結垢堵塞這一實際問題，目前其他油田除垢的主要方法是定期酸洗解堵，但維持周期較短，且酸液對管道有較強的腐蝕作用。據報道，防除垢技術大體上可以分為物理法和化學法，包括固體防垢、強磁防垢和化學防垢等措施[3]，其中化學法在工業防垢中占主導地位，加注阻垢劑就是最常用的方法之一。

3.1 化學防垢—加注化學防垢劑

油田使用的化學防垢劑，是指將藥劑溶入水中，通過離子間相互作用，抑制阻止結垢物生成的一種化學藥劑，其中：聚合物型防垢劑、有機膦酸型防垢劑等是最為常用的化學防垢劑[4]。要想使化學防垢藥劑在使用過程中達到理想的防垢效果，必須選擇合適的藥劑型號、合理的加藥工藝與加藥方式，才能更好發揮藥劑的防垢作用。

3.1.1 高溫工況效果評價

為此，在分析化驗油井采出液各離子含量、pH值、礦化度及水型及油井結垢部位和結垢類型的基礎上，聯合藥劑供應商對防垢劑E進行了高溫工況下的效果評價，結果如表4、表5所示。

結合表4、表5實驗結果得出：

(1)同一溫度下，加注濃度由20×10-6提高至50×10-6，防垢劑E阻垢率有所上升，但不明顯。

(2)同一加注濃度下，溫度由50℃上漲至85℃，防垢劑E阻垢率有下降趨勢，但在85℃、20×10-6條件下，阻垢率仍能達到82%，可以起到很好的防垢效果。

表4 防垢劑E效果評價(50℃，16h)

表5 防垢劑E效果評價(85℃，16h)

(3)因此，綜合考慮油井工況和經濟因素，防垢劑E的加注濃度選擇20×10-6。

3.1.2 加注流程改造

由于平臺現有防垢劑加注點位于生產管匯末端，油井采油樹至生產/計量管匯整段回壓管線缺少相應的防垢及除垢措施，這也是導致回壓管線結垢的外在因素。因此，油田人員通過現場調研，決定對井口平臺現有防垢劑加注流程實施優化調整，增加A、B、C、D單井阻垢劑加注流程，形成一泵多點流程，分別加注防垢劑，加藥濃度20×10-6，加注方式為連續加注，以緩解結垢趨勢。

主要流程為：以A井為例，從現有防垢劑注入管線流量計上游泄放口處安裝接頭，并連接管線鋪設至A井采油樹處，拆卸A井油嘴下游回壓表，加裝三通，三通一側安裝壓力表，另一側安裝閥門后與新增管線對接，改造示意圖如圖2所示。

圖2 防垢劑加注流程改造示意圖

3.2 物理防垢—“量子環”技術

由于多點同時加注，備壓不同，各井之間存在干擾，流量無法實現精確控制，油田人員積極尋找國內外物理除垢新技術，其中“量子環”技術近兩年已在陸地油田取得了很好的應用效果。

3.2.1 工作原理

其工作原理主要是：借助量子物理學理論，使用最新的激光和振動技術，將超精微振動波(又名生物能量波)加載并存儲于特殊記憶合金材料中，量子環安裝到管壁后，可以持續不斷地往外釋放超精微振動波。超精微振動波可以透過管壁傳到液體中，沿著流體的方向向管道下游傳播，超精微振動波作用于液體及液體中的相關物質分子，使得水垢晶體結構由針尖鋸齒狀變為“球”狀，不易吸附在管壁。同時，阻止鈣離子與碳酸根離子的結合，從而達到除銹除垢作用，且有環保節能，安裝簡便等優點。

3.2.2 適用性分析

通過聯系相關技術廠家，對比油井生產參數和F型號量子環的適用性技術參數，判斷F型號量子環(適用流體溫度最高可達150℃，含水率≥35%，最大處理量可達2500m3/h，管道直徑12～2000mm)適用于本油田油井回壓管線。2018年10月，以A井為試點，在A井回壓管線下游安裝了1套F型號量子環。

4 兩種措施綜合應用效果分析

2018年11月至2019年2月，在保持A井生產制度不變，各項生產參數基本保持不變的情況下，連續跟蹤三個月，效果如下：2018年11月—2019年2月，A井回壓處于正常范圍(450kPaG)，無明顯上漲趨勢，較之前相比(清理周期約為1個月)，結垢速率有所降低，人工拆檢周期明顯延長。2019年3月，生產人員對A井回壓管線再次進行了拆檢，單流閥及管線內壁無明顯垢層附著。以上證明：油田化學防垢措施與物理防垢措施相結合的綜合應用取得了良好效果。

5 結語

本文以渤海地區某油田油井回壓升高，影響油井的正常穩定生產這一現象為導向，通過拆檢單流閥發現了回壓管線存在結垢堵塞的問題，借助理論研究和化驗分析的方法開展了以下工作：通過對比分析油田水性質和單井垢樣、水樣化驗結果，確定了油田注水和單井產水都屬于嚴重結垢水質是管線結垢的內在因素。通過綜合分析油井及相關注水井的運行工況和各項生產參數，確定了高溫高含水是管線結垢的外在因素，同時，相關注水井的作業影響也是加劇油井回壓管線結垢的一個外在因素。綜合闡述了回壓管線結垢的主要機理，并針對性開展防垢措施探索。通過開展防垢劑高溫工況下效果評價和加注流程改造在現場應用了化學防垢措施。通過量子環技術參數適用性分析，在現場應用了物理防垢措施。通過兩種措施的綜合應用，有效減緩了該油田高溫高含水油井回壓管線的結垢速率，保證了油井的正常穩定生產，釋放了油井產能，同時也為其他油田提供了類似問題的解決思路和可借鑒的經驗。