低滲油田中高含水期電泵井井筒防垢技術研究與應用
——以海上A油田為例

趙云斌,王殿武,王鳳剛,王彥鵬 ,李瑞雪,王中華

(1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津 300459;2.中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

A油田為海上典型低滲油藏,儲層主要含油層系為沙二段和沙三段,平均孔隙度為15.2%,平均滲透率為35×10-3μm2,埋深3 500 m,原始地層壓力50 MPa,地層溫度139 ℃,沉積類型以辮狀河三角洲和扇三角洲為主,油藏類型以構造、構造-巖性、巖性-構造油藏為主。原油含蠟量高(17%～40%)、凝固點高(30 ℃)、膠質瀝青質含量高(7%),黏度低(1.25 mPa·s)、密度低(0.87 g/cm3)。該油田至今已開采16年,目前綜合含水62%,日產液2 230 m3,單井平均日產油25 m3,以潛油電泵為主要人工舉升方式開發。近幾年油田電泵井故障率逐年攀升,運轉時長明顯縮短,故障機組拆檢發現泵腔內結垢嚴重(圖1),葉輪有裂痕,泵軸斷裂,加之井況復雜、修井難度大、作業周期長、投入成本高,嚴重制約了油田的高效開發。

圖1 潛油電泵泵腔葉導輪結垢情況

1 油井井筒垢樣和水質分析

1.1 油井垢樣分析

取現場垢樣進行實驗分析,用二氯甲烷充分洗脫垢樣,其中可溶油相質量占2.2%,固相不可溶占97%,油相元素分析結果顯示為明顯的原油組成,固相不溶物中10%是泥沙和鐵粉末顆粒,90%是片狀物。片狀物中20%可被磁鐵吸附,對片狀物分別進行X射線光電子能譜分析,結果顯示,可被磁鐵吸附片狀物含Mg、Fe、Na、O、Ca、C等元素,不可被磁鐵吸附物含C、Fe、O、S、N、Cl等元素(圖2)。

a.可被磁鐵吸附片狀物 b.不可被磁鐵吸附片狀物圖2 固相不溶片狀物X射線光電子能譜分析結果

考慮垢樣中含有硫元素,后期現場酸洗除垢可能存在H2S氣體溢出風險。室內進行酸洗實驗驗證,取pH測定為1的溶液與垢樣反應,整體的溶解率為48%,剩余酸渣呈白色粉狀顆粒,硫化氫氣體檢測儀全程監測,溶解過程中釋放大量的H2S氣體,反應迅速。結合X射線光電子能譜分析結果,綜合判斷垢樣成份中含有大量的FeS,后期現場作業需做好硫化氫監測和防護。

1.2 油井水質分析

通常情況下,油田產出水礦化度較高,所含離子種類多樣,外界環境條件改變時,原來穩定的體系失穩,易產生沉淀,從而結垢。文獻調研資料顯示,絕大多數油田產出水析出的垢為碳酸鈣垢[1-2]。對A油田某油井水樣開展室內實驗研究,模擬研究地層壓力條件下不同溫度的結垢情況,結果顯示,結垢量隨溫度升高呈現快速上升趨勢,溫度大于60 ℃后上升趨勢變緩(圖3)。

圖3 不同溫度下結垢量的預測與實驗結果

掃描電鏡揭示了碳酸鈣垢的微觀形貌,主要是長粒方解石(圖4a),高能譜圖分析表明,物質構成主要是Ca、O、C三種元素(圖4b),判斷析出垢樣為碳酸鈣垢。

圖4 垢樣掃描電鏡分析和高能圖譜分析

2 結垢機理分析

2.1 油田碳酸鈣結垢機理分析

井筒內泵掛垂深為2 500 m,對應深度下環境溫度為125 ℃左右,井筒內的高溫環境降低了CaCO3在水中的溶解速度,加之油井提液后,產液量從60m3/d提高至110 m3/d,井筒壓力進一步下降,由14 MPa降低至8 MPa,加劇了CaCO3結晶沉淀。

2.2 油田硫化亞鐵結垢機理分析

硫化亞鐵垢主要是H2S與碳鋼反應形成,井筒內H2S成因主要分生物和非生物成因[3]。生物成因主要是硫酸鹽還原菌代謝過程中,分解有機酸和天然有機物得到分子氫,營養物質被氧化,硫酸鹽被還原生成H2S[4]。海上生產流程檢測過程中,在監測點均發現硫酸鹽還原菌,且個別監測點具有逐年上升的趨勢。A油田Z1井組于2014年開始注水,注采井距420 m,日注水150 m3,注采比1.2,注水后受益油井地層壓力逐步回升,油井表現為液量充足,注采受效。考慮生產流程中含有硫酸鹽還原菌,且井組注水受效明顯,分析是注入水攜帶硫酸鹽還原菌長期注入地層,后期油井見水后采出,在井筒中產生少量硫化氫,對碳鋼材質電泵產生腐蝕所致。

3 防垢對策研究

目前國內外常規的阻垢技術主要分物理阻垢、化學阻垢、工藝阻垢三類[5-6]。物理阻垢包括磁防垢、超聲波阻垢等技術,其優點是操作簡單方便,缺點是造價高,在油田應用較少;化學阻垢主要是液體阻垢劑阻垢技術,操作簡單,設備投資少,可通過改變防垢劑種類或濃度以適應變化的環境,適用性強,阻垢效果好且能夠長期使用。工藝阻垢包括延長沉降時間、凈水處理等技術,該方法適用于油田水處理,不適用井筒除垢[7]。綜合分析,結合目前油田實際情況,采用化學阻垢方法。

油田使用防垢劑作用機理與結垢過程(晶核—晶體生長—晶體聚集)密切聯系。根據晶格畸變理論,防垢劑進入到成垢環境后,藥劑分子迅速出現在晶體的活性增長點,吸附、包圍成垢離子,阻礙其在規則的晶格點陣上聚集排列,歪曲晶格,晶體變形,抑制晶體繼續生長,從而使所生成的污垢物理性質發生變化,松軟且易被井液攜帶,以達到防垢目的[8]。

油田多年的開發效果表明:液體阻垢劑的選擇需要根據地層水樣(各項離子的含量、礦化度、pH值以及水型等)、油井生產方式和地質條件,進行針對性的實驗分析,采取合適的阻垢劑。常規的防垢劑種類包括無機磷酸鹽類、有機磷酸及鹽類或脂類、氨基多羥酸鹽、聚合物類、天然化合物類(表1),受本身特征的限制,其適用條件有所不同[9]。

表1 不同防垢劑種類對比

常規阻垢劑只能針對結垢的某一特定階段有效果[10],各類型的阻垢劑機理不同,且各有側重并且聯系緊密,因此采用復合阻垢劑,包含多種阻垢劑和緩蝕劑,能發揮較好的協同作用[11]。新型耐溫阻垢劑屬于聚合物類,成分中無磷且不含其他毒害有機物,對人體和環境危害較低,并且阻垢后的產物對地層傷害也較低。

該復合阻垢劑在A油田生產系統、注水系統、工業循環水系統中廣泛使用。其作用機理是通過藥劑中的螯合酸緩慢釋放氫離子,與碳酸鈣、硫化亞鐵等無機垢中的陽離子進行交換,降低了離子濃度,減少了沉淀生成,并與金屬成垢離子配位形成螯合物,避免再次結晶沉淀,溶垢的同時會產生少量H2S氣體,該氣體與藥劑中的相關成分反應產生酸溶性化合物,從而可降低逸散危害。另外該復合阻垢劑中包含有部分緩蝕劑,同時也能夠起到降低對金屬管柱的腐蝕。

針對該防垢劑的效果,采用動態環道評價法和靜態結垢分析法進行分析評價。動態環道評價法通過室內對該復合阻垢劑進行巖心驅替實驗,模擬注入后對巖心的傷害程度,實驗溫度130 ℃,實驗巖心為模擬人造巖心。結果表明添加阻垢劑后,對巖心的滲透率傷害程度(指驅替過程中的動態滲透率與巖心初始滲透率的比值)較低,并且隨著阻垢劑濃度增加,傷害程度進一步降低(圖5)。靜態結垢分析法通過室內實驗該復合阻垢劑在140 ℃環境條件下,對不同濃度的藥劑進行橫向對比,發現300×10-4濃度以上即可達到很好的阻垢效果,即在較高的溫度條件下,通過提高藥劑濃度,可以達到較好的防垢作用。結合油井實際溫度環境條件,設定該濃度條件下,進行縱向溫度梯度實驗分析,該復合阻垢劑在120 ℃以下阻垢率均達到95.0%以上,130 ℃阻垢率為92.7%,防垢效果顯著。

圖5 巖心驅替實驗模擬阻垢劑的注入對巖心的傷害程度對比

此外,合適的復合阻垢劑必須選擇合理的加藥方式才能充分發揮防垢效果。常規的加藥方式包括地面間歇加藥、地面連續加藥和吞吐加藥等。地面間歇加藥方式適合結垢較輕的情況,投入少、效果好;地面連續加藥方式主要是利用藥劑自身重力和套壓作用,促使藥劑在井筒內緩慢流動;吞吐加藥方式適用于結垢嚴重的情形,通過藥劑與地層的吸附作用,開采過程中伴隨井液流動,逐步釋放有效的化學組分,從而達到防垢效果。

根據現場油井生產實際情況和地面流程系統,選取地面連續加藥方式,設置投藥點在電泵機組吸入口處,通過藥劑管線連接至地面,采用柱塞泵連續注入,使注入的復合阻垢劑與地層液體能夠充分混合,起到緩蝕阻垢作用,保障電泵機組正常運轉。

4 A油田現場應用效果分析

利用藥劑注入復合電纜連接井口柱塞泵和潛油電泵吸入口,通過柱塞泵提供動力源,新型耐溫阻垢劑流入藥劑注入復合電纜至電泵吸入口,再進入泵腔、油管,返回至地面管線流程,促使新型耐溫阻垢劑與井液在井筒內中充分混合,抑制垢體析出,保障油井正常生產,電泵穩定運轉,有效延長了機組使用壽命,油田泵機組年故障率下降了4.3%。截至目前,已經穩定運行時長425 d,較近幾年下入泵機組的平均壽命294 d大幅提高。試驗油井目前產液178 m3/d,產油65 m3/d,藥劑管線井口注入壓力2.8 MPa,日注入量48 L,各項參數運行穩定,取得了初步的成效,對于后期低滲油田電泵井的穩定開發有一定的借鑒意義。

5 結論

1)海上A油田井筒結垢主要分為兩種,一種是由于環境溫度和提液后井筒壓力大幅下降,打破平衡,在井筒中易析出碳酸鈣垢;另一種是由于注入水攜帶硫酸鹽還原菌,長期注水,油井受效后,攜帶硫酸鹽還原菌產出,導致井筒電泵受到腐蝕,從而產生硫化亞鐵垢。

2)通過藥劑管線從地面向井下電泵吸入口連續注入復合阻垢劑,有效起到緩蝕阻垢作用,在A油田現場單井應用中延長了電泵機組使用壽命,取得了初步的效果,對于油田中高含水后期高效開發有一定的借鑒意義。