松南氣田氣井結垢分析與預測研究

郭龍江, 李 威, 秦國順, 吉樹鵬, 李樹軍, 楊肖曦

(1.中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院，山東青島 266580； 2中國石化東北油氣分公司工程技術研究院，吉林長春 130062)

松南氣田氣井結垢分析與預測研究

郭龍江1, 李 威1, 秦國順1, 吉樹鵬2, 李樹軍2, 楊肖曦1

(1.中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院，山東青島 266580； 2中國石化東北油氣分公司工程技術研究院，吉林長春 130062)

針對松南氣田氣井井筒結垢問題，對垢進行成分分析，并在室內條件下進行結垢實驗研究，同時利用飽和指數法對氣井結垢進行結垢趨勢預測研究。結果表明，松南氣井井筒垢物主要為碳酸鈣，在一定的井筒產出水中，其他條件不變的情況下，結垢質量隨溫度的升高而增大，隨壓力的升高而減小。結合壓井液和地層水的配伍性實驗可以得出：結垢的主要原因是CaCl2型壓井液與地層水的不配伍性，地層水進入井筒后壓力下降導致CaCO3溶解度下降產生沉淀結垢；利用Oddo-Tomoson飽和指數法對CaCO3結垢趨勢的理論預測結果與實際測量結果一致。

氣井； 碳酸鈣結垢； 原因分析； 結垢趨勢預測

隨著氣田的不斷開采，排水采氣力度加大，可能會出現近井帶地層、井筒和地面管線結垢現象，從而導致氣田產量下降甚至停產。松南氣田腰深101井井底形成碳酸鈣垢，導致產量不斷降低，2011年4月對該井進行酸洗，取得了一定效果，但不明顯。腰平11井2011年3月21日產氣量與油壓開始急劇下降，發現上部堵塞物為蠟質，井下結垢為碳酸鈣。

如果在氣井開采前，利用相關資料，通過實驗技術和計算機預測的方法，找到氣井井筒結垢原因并對生產過程中的結垢趨勢進行預測，從而采取相應的防垢措施，就能減少結垢對氣田生產造成的危害并降低垢處理費用[1-5]。因此，研究氣田水結垢規律，分析氣井井筒結垢原因，預測結垢趨勢，對于保持氣田穩產、提高采收率、降低生產成本有著十分重要的意義[6-7]。

本文根據松南氣田實際生產數據，對氣田水結垢規律進行了實驗研究[4]，分析了松南氣井結垢的原因，并利用飽和指數法預測，得到了不同氣井的結垢趨勢[8-12]。

1 實驗研究

1.1垢樣分析

垢樣成分的正確分析是結垢原因分析及解決垢堵的重要基礎，室內對從現場不同位置取得的垢樣進行了垢樣分析，實驗結果見表1。從表1的數據可以看出，垢樣的主要成分是碳酸鈣垢。

表1 松南氣井垢樣分析結果Table 1 The analysis results of the scale in Songnan gas well

1.2實驗設計

為研究氣井井筒結垢規律，需進行結垢實驗。實驗時將松南氣田所用管材加工成掛片后，分別掛入不同控制條件下的氣井產出水中，在規定的溫度下浸泡一定的時間，由于結垢使掛片在浸泡前后產生了質量差，利用質量差可計算出結垢速率，通過不同條件下的結垢速率就可以來評價不同因素對結垢的影響程度。

1.3結垢實驗

1.3.1 不同氣井井筒結垢規律研究 松南氣田不同氣井產出水水質分析數據見表2。

圖1是不同氣井井筒產出水在不同溫度下的結垢質量。圖2是腰深101井產出水在不同壓力下掛片的結垢質量。從圖1和圖2中可以看出，在一定的井筒產出水中，其他條件不變的情況下，結垢質量隨溫度的升高而增大，隨壓力的升高而減小。與其他產出水相比，腰平11、腰深101和腰平8在同一溫度下具有較明顯的結垢趨勢，結垢趨勢最明顯的腰平8在溫度升高30 ℃后，結垢質量增加了115%；而腰平7、腰深1和腰平3結垢質量則較少，而且結垢質量隨溫度的增加也并不明顯；壓力增加20 MPa，結垢質量減少約50%。這些實驗結果與現場實際情況基本一致。

表2 松南氣田不同氣井產出水水質分析數據表Table 2 The produced-water quality analysis data in different gas wells

圖1 不同氣井井筒不同溫度下結垢質量

Fig.1Theamountofscalingindifferentgaswellsandtemperature

圖2 腰深101井產出水90 ℃不同壓力下結垢質量

Fig.2Theamountofscalingat90 ℃inYaoshenNo.101gaswells

1.3.2 氣井產出水與壓井液配伍性實驗 通過對YP11井采出水的水質分析可知，其水型為NaHCO3型，而現場應用壓井液為質量濃度1.25 mg/L的CaCl2溶液，容易與NaHCO3水生成沉淀，因此對其進行配伍性實驗。分別將YP11產出水和壓井液按不同體積比混合(5∶0、4∶1、3∶2、2∶3、1∶4、0∶5)，進行室內掛片結垢實驗，結果如圖3所示。

圖3 YP11井與壓井液配伍性實驗

Fig.3ThecompatibilityexperimentbetweenYP11gaswellandwellkillingfluid

由圖3可知，不同溫度、不同壓井液配比下結垢規律基本一致，結垢質量在壓井液體積分數為20%時達到最大，隨后結垢質量有所下降，混合液結垢質量比單一溶液結垢質量大。通過配伍性結果可以看出，YP11井產出水與壓井液配伍性差，不同混配比例下均有白色沉淀出現，結垢趨勢明顯，溫度升高，結垢加劇。這是導致松南氣田YP11氣井井筒結垢的原因之一。

2 CaCO3結垢趨勢預測

2.1飽和指數法

Stiff和Davis于1952年提出的飽和指數法是預測油氣井鹽水中CaCO3結垢趨勢較成功的方法之一[4]，該方法主要考慮了系統的熱力學條件。Oddo-Tomoson于1982年對此方法進行了改進，考慮了CO2分壓和總壓對CaCO3結垢趨勢的影響，使得模型的預測更較準確[5]。對于大多數油氣井鹽水Oddo-Tomoson法的飽和指數SI值[1]，可用下式表示：

(1)

其中，μ=TDS/58 500。

式中：cCa2+—Ca2+濃度，mol/L；

μ—離子強度，mg/L；

TDS—溶解性固體總量，mg/L；

xCO2—CO2的摩爾分數(壓力p、溫度t條件下),%；

p—壓力，Pa；

t—地層溫度，℃。

判斷標準如下：當SI=0時，表示溶液與固體垢相平衡；SI>0時，表示過飽和狀態或有形成垢的條件；SI<0時，表示欠飽和狀態，或不能形成垢。

2.2預測結果

以松南氣田7口生產井數據為例，不同氣井產出水水質分析數據和基本生產數據分別見表2和表3。

根據不同氣井的水質分析數據和其基本生產數據，利用飽和指數法對不同氣井井底結垢情況進行了預測，預測結果見表4。

表3 不同氣井基本生產數據表Table 3 The basic production data of different gas wells

通過表4的預測結果可以看出，腰平11和腰深101井結垢較嚴重，腰深1井和腰平3井不結垢，與現場實際結果和實驗結果基本一致。證明使用Oddo-Tomoson飽和指數法預測氣田結垢是可靠的。壓力對氣井井筒CaCO3結垢起決定性作用。在地層壓力、溫度及鹽度合適的條件下，鈣鹽溶解于水中而達到最大濃度，當地層水隨同油氣進入井筒中，壓力下降使水溶解鈣鹽的能力下降，形成過飽和現象，在油井或地層內產生沉淀，生成鈣鹽水垢。

3 結論

(1)通過對現場垢物分析表明，松南氣田的結垢以碳酸鈣垢為主。

(2)室內實驗結果表明，腰平11和腰深101在不同溫度下都具有較明顯的結垢趨勢。地層水進入井筒后壓力下降使鈣鹽的溶解度下降，以及CaCl2壓井液與產出水不配伍是導致松南氣井井筒結垢的主要原因。

(3)利用Oddo-Tomoson飽和指數法對CaCO3結垢趨勢的理論預測結果與實際測量結果和室內實驗結果基本一致，說明用此方法預測CaCO3垢是可靠的。

(4)建議在結垢較嚴重的腰平11和腰深101井中加入適宜的防垢劑。

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(編輯 宋官龍)

Analysis and Prediction of the Scaling in Gas Wells in Songnan Gas Field

Guo Longjiang1, Li Wei1, Qin Guoshun1, Ji Shupeng2, Li Shujun2, Yang Xiaoxi1

(1.CollegeofPipelineandCivilEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Huadong),QingdaoShandong266580,China;2.InstituteofEngineeringTechnology,NortheastOilandGasBoardCo.,Sinopec,ChangchunJilin130062,China)

For the problem of scaling in producing wells in Songnan gas fields, components of the scale samples were analyzed for its, and scaling experimental research was done indoor. In addition, the trend of scaling in gas wells was predict using saturated index method. Results showed that the scale in Songnan gas wells was mainly calcium carbonate. When the well producing water was fixed, the scaling quantity arised with the temperature increasing, while reduced with the pressure rising. Considering the compatibility test, it was indicted that the mainly scaling reason was the mismatch between the CaCO3well killing fluid and the stratum water, which caused the decrease of pressure when the stratum water get into the wellbore. Theoretic prediction on the tendency of the scaling of CaCO3was made with the Oddo-Tomoson saturating exponential method, and the result was consistent with the measurement in field.

Gas well; Calcium carbonate scale; Cause analysis; Prediction of scaling tendency

2014-07-10

：2014-09-11

國家科技支撐計劃項目“CO2驅油藏工程及注采工藝關鍵技術研究”(2012BAC24B03)。

郭龍江(1989-)，男，碩士研究生，從事熱能工程的理論和應用研究；E-mail：guolongjiang2010@163.com。

楊肖曦(1963-)，女，碩士，教授，從事熱能工程的理論和應用研究；E-mail: yxiaoxi123@163.com。

1006-396X(2014)05-0050-04

TE358

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.011