流壓對油井結垢的影響解析

楊慶峰 韓建偉 葛春東

摘 ?要：抽油機結垢問題近幾年出現，并逐年增多，給泵況管理造成巨大壓力。我們不斷在生產和管理中找尋造成問題的根源所在。本文對全礦各結垢井生產數據進行統計分析，發現這些結垢問題井普遍存在流壓下降過程。為了驗證這一推論，我們對垢質成分、采出液離子成分以及成垢環境進行綜合分析，得到一個規律，當系統壓力降低時，水中二氧化碳分壓降低，水中碳酸氫根離子的溶解度也降低，導致垢質的析出，這是成垢的最主要因素。

關鍵詞：結垢;桿滯后;流壓;碳酸鹽

1.問題的提出

近幾年我礦抽油機井結垢的問題逐年增多，導致桿滯后井增多、偏磨加劇、嚴重造成卡泵作業，給泵況管理造成巨大壓力。雖然采取了有針對性的治理措施（如酸洗），但仍然很難避免再次結垢。所以找出造成結垢的根本原因是我們需要解決的最主要問題。一直以來我們不斷尋找生產管理中存在的影響因素，不論從注入水質還是日常管理洗井等方面均符合行業標準。在管理泵況的過程中我逐漸總結出一個規律：這些易出現結垢問題的井普遍存在液面較深，流壓低于歷史正常時期水平的特點。個別井在用摻水壓井后打開套管閘門，存在“倒吸”現象，具有區塊系統壓力偏低的共同點。再加上2017年我礦鉆控區大量出現桿滯后問題，結合現場實際以及地質和油田化學資料展開研究，尋找影響問題的關鍵因素。

2.問題井分析

為了證實上述問題的普遍性，我們對全礦9個采油隊的抽油機井從2017年至今的生產情況進行了歸納分析。找出典型桿滯后75井次，他們都具有沉沒度和流壓較低的特點。其中62井次在出現桿滯后問題之前的一段時間，沉沒度及流壓逐步降低，且明顯低于歷史正常值。在低流壓環境下生產一段時后，桿滯后問題的出現，且都是在沉沒度及流壓下降到最低值時。這類情況所占比例高達82.7%。

以杏A井為例，該井2017年以前平均沉沒度400m以上，流壓4.0Mpa以上，但從2017年5月開始，沉沒度流壓逐漸下降。到2017年5月出現桿滯后。經過一年的低流壓生產，該井于2017年5月功圖出現桿滯后，并逐漸加重，2017年九月檢泵，檢泵起出情況來看，底部40根桿管上流結了一層垢質。

舉另外一口井為例：杏B井2017年上調沖次，從2017年5月開始沉沒度及流壓開始下降，在低流壓下生產了一年后，于2017年12月功圖出現桿滯后并逐漸加重。

包括上兩口井在內，一共62井次均符合這一特點。另外，在統計中我們還發現：對于那些常年低流壓生產的井很少出現桿滯后。而桿滯后問題普遍出現于這類流壓突然降低的井。大量的實例證明了一件事情：在近幾年的生產中，沉沒度下降是普遍現象，這又導致了流壓逐步降低。流壓的降低和油井的結垢存在著必然的因果關系。在隨后的工作中，我們對這項推論進行了驗證。

3.成垢原因

3.1 垢質成分化驗

要找到垢質來源，首先要對垢的成分進行分析。2017年對L9-PS1501的垢質進行，化驗結果說明，油井的結垢主要成分為碳酸亞鐵、四氧化三鐵、碳酸鈣，少量有機物。L9-PS1501和L7-AS1721兩口結垢井的垢進行離子濃度化驗，HCO3-離子濃度很高。結果表明兩口井都存在碳酸鹽結垢，其中9-PS1501碳酸鹽結垢較重?；灲Y果說明，目前油井存在的垢以碳酸鹽垢為主，而且不同的井結垢嚴重程度不同。

3.2 成垢環境分析

針對碳酸鹽垢的成垢條件進行綜合分析，油井結垢主要具備一下幾點影響因素，由于本區塊從開發至今一直采取水驅開采，溫度、和pH至變化不大，對于井筒結垢來說，系統壓力下降是引起結垢的主要因素。隨著區域上調參數提液，油井流壓低，當地層液流入井底和吸入泵筒時，由于液柱壓力低于地層水溶解二氧化碳氣體的分壓，導致二氧化碳氣體逸出，碳酸氫根在水中的平衡方程式向有利于生成碳酸垢的方向移動，形成鹽垢：在成垢過程中，垢晶體吸附周圍環境的泥砂、腐蝕物、原油等物質一起沉積增大，形成無機垢混和物。

綜上所述，我們得出一個結論：流壓的大幅下降，是導致目前油井結垢增多的主要原因。隨著油井普遍上調參數提液，使區塊各油井流壓不斷降低，區域油層壓力也隨之降低。流壓下降一方面降低了采出液中的碳酸鹽溶解度，使碳酸鹽垢沉積，另一方面，使得地層中壓力平衡受到破壞，使油層中粘土微粒隨碳酸鹽晶體運移出地層，兩者混合就形成了我們在泵筒中見到的垢質。隨著長期低壓成產，能量得不到及時補充，垢不斷沉積，最終導致桿滯后和卡泵，縮短了檢泵周期。

4.解決辦法

4.1通過以上分析

給我們帶來了一個解決問題的有效思路：在還未出現結垢問題之前，保持合理的系統壓力，避免流壓大幅度下降，從而預防結垢，而不是等油井已經結垢卡泵時進行處理。從而延長油井的檢泵周期。

在保證目前產量的形勢下，也不能盲目下調參數，根據流壓的計算公式，通過套壓和動液面兩個參數可以控制流壓。通過對歷年結垢井液面和套壓數據的摸索，我們建議對曾經出現過結垢問題的抽油機井進行特殊管理，并制定管理標準。

4.2 建立問題井檔案，確立合理流壓范圍

我們將75井次典型桿滯后所涉及到的抽油機井的歷史資料套壓、沉沒度、流壓進行了統計。通過數據統計我們得出，這些結垢的抽油機井在臨近桿滯后前的流壓沉沒度逐步降低，低流壓平均值只有2.45Mpa，低沉沒度平均值只有129.40m。在出現滯后之前的正常流壓平均值為3.77Mpa，正常時沉沒度平均值為347.64m。因此，為了控制油井結垢速度，應該將流壓控制在3.8Mpa以上。如果單一的提高沉沒度會影響產量，為避免這一矛盾，適當提高套壓也可增大流壓。因此我們制定了套壓和流壓的控制標準，建議將結垢區油井沉沒度保持在250米以上，套壓控制在1.5Mpa以上即可滿足流壓標準。對于個別套壓憋不上來的井，建議每低0.1Mpa套壓增加10米沉沒度來制定標準。

所以對于這類井應重點管理，適當增大套壓，也就是增加了泵吸入口壓力，從而抑制更多氣體逸出。如果無特殊情況，盡量減少放套管氣的次數。

5.結論及認識

5.1 通過工程與地質資料的全面分析，我們認識到各單井流壓的大幅降低及區域系統壓力的降低是導致近幾年水驅油井結垢增多的最主要原因?？刂瞥翛]度和套壓能夠提高流壓，起到防止油井的結垢的作用，從而達到延長檢泵周期的目的。在通過資料統計摸索出了具體的套壓和沉沒度控制范圍。

5.2 但是對于沉沒度的控制，涉及到抽油機井參數的調整，要根據生產情況更為及時的調整參數，這需要相關部門給予支持。在下一步工作中，應該將工作具體到各個單井，根據各井具體生產狀況，制定合理的套壓控制范圍。

作者簡介：楊慶峰，男，42，第四采油廠第四油礦聚杏北八隊，采油工，技校，河北省保定市雄縣。