克拉玛依油田油水井防垢和除垢问题的思考.doc

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克拉玛依油田油水井防垢和除垢问题的思考
克拉玛依油田油水井防垢和除垢问题的思考

摘要：本文分析八区530井区、446井区及九区石炭系及九区杂探油井结垢原因，对现场采用的防垢措施机理及使用效果进行初步探讨。

关键词：油水井结垢防垢
目前，克拉玛依油田的多数采油区进入开发后期阶段。在油田开发中，油藏中的流体从油层中流出，经井筒、井口到地面集输系统，由于温度下降、压力下降、流速的变化，容易发生无机盐类在地层或管网设备上的沉积，即结垢。克拉玛依油田长期采用注水采油，使油田注水井、油井井筒、地层、地面集输系统均出现不同程度的结垢现象。结垢造成油管表面粗糙，油管内部流通面积缩小，在地层的结垢还可能引起储层渗透率降低等问题，储层伤害直接影响着采油井的产能。所以油水井的防垢和除垢问题是一个在油田管理中难以回避的问题，也是一个亟待科学解决的问题。本文就以克拉玛依油田第五作业区的油水井为例进行剖析。
一、克拉玛依油田第五作业区的油水井基本概况分析
我作业区管辖区域为八区530井区、446井区及九区石炭系及九区杂探，共21个层块。截止2012年6月，作业区共有油水井897口。其中自喷井62口，抽油井621口，注水井214口。
从2009年至2012年修井情况的统计结果看，五区队抽油井偏磨、结垢问题主要集中在446井区、八区530P2W1、八区530八4+5，这三个区块比较严重，由于井杆偏磨、结垢致使油、水井、躺井影响了油水井的正常生产。修井作业时，管、杆的全部更换，也大大增加了修井的成本。
注水井结垢较严重集中在八530及九246二个区块，油井结垢在九个区块都不同种度存在。从2012年结垢井统计分类看，问题注水井有5口，占正常注水井总数的3%。问题抽油井有50口，占作业区生产井数的13%。而且作业区九个区块注水井全分析结果看，主要成分基本相同，水型有所不同的有二个区块。八530J1B4+5水型为硫酸钠型、九246T2K为氯化钙型，其余区块水型都为重碳酸钠型。为保持油田地层压力，油田注入水普遍采用油田污水进行沉降处理后回注到井内。污水处理前后的水质变化较小，注入水的悬浮物、含油和细菌等指标超标较严重，污水处理前后的侵蚀性二氧化碳含量均为负值，表明这种污水有碳酸盐自结垢趋势，如九区主要是氯化钙型。
作业区注水井的水型主要以重碳酸钠型为主，属于地层垢。注入水到地层中，与地层中水相遇，破坏了酸碱平衡，由于水的不相容性产生碳酸盐为主的地层水垢。在漫长的生产过程中，地层水中含有高浓度易结垢出盐离子，在采油、注水过程中，随压力、温度或水成分的变化而发生改变，打破原油的平衡状态，使油井介质性质的平衡关系发生变化。此外，由于长期作业，包括酸化作业，改变了部分井液体的酸碱平衡，形成逐渐结垢的趋势。
8927注水井是1983年12月转注，日注水30方，为油管合注井。2012年5月，在修井时提出油管，发现注水井结垢部位从井口300m至油管尾部，油管内壁有2mm的垢，修井过程中只有更换全井油管。71174注水井是1996年12月转注，日注水40方，为油管合注井。2012年5月修井时，发现该井结垢严重，油管内壁有近5mm垢，本次修井更换全井油管。85409注水井在修井发现井口300m以下至1000m，结垢厚度为6mm左右，1000m以下至油管尾部均被结垢堵死，该井必须全部更换油管。9603抽油井为捣开生产井，日产液1.6吨/日，含水量20%，清蜡方式为化清。2012年修井时，提出的油管部分发现外壁结有2mm的垢片。T87621抽油井为调开生产井，日产液2.5吨/日，含水量50%，清蜡方式为化清。2011年9月，进行双漏检泵时发现油管外壁结有2mm左右胶质及碎粉垢。
从抽油井现场结垢情况看，和注水井不同的是抽油井结垢部位都在油管外壁，并且是在抽油泵以上200m-300m处。
造成结垢井的原因有：（一）高温热化清及油井多次酸化使井下管柱严重腐蚀或结垢。（二）注入水与地层水不配伍造成结垢现象。1、当注入水中含有固体杂质时，与水接触的油气管道表面、地层喉道处就容易被腐蚀或堵塞而结垢。2、在地层压力、温度、PH值及盐度合适的条件下，一些矿物质（CaSO4、CaCO3）溶解于水井，达到最大浓度，由于温度和压力下降，使溶解固体的平衡条件发生变化，水溶解矿物的能力下降，形成过饱和现象，导致沉淀而生成水垢。
二、现场防垢和除垢问题的思考
目前，对于注水井、油水井的除垢现场处理通常使用的方法为：（一）酸洗混排：抽油井进行带泵酸洗及提泵酸洗。用一定浓度的酸洗液从井口泵入井内，以解除井筒附近结垢堵塞，关井4小时后将酸洗后的残渣排除地面，既可解除近井地层无机垢堵塞，又能清洗井筒、增加产量延长油井免修期。注水井采用一定酸洗液泵入井内，关井四小时后返排出地面。（二）阻