松南气田气井结垢分析与预测研究

郭龙江, 李 威, 秦国顺, 吉树鹏, 李树军, 杨肖曦

(1.中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东青岛 266580； 2中国石化东北油气分公司工程技术研究院，吉林长春 130062)

松南气田气井结垢分析与预测研究

郭龙江1, 李 威1, 秦国顺1, 吉树鹏2, 李树军2, 杨肖曦1

(1.中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东青岛 266580； 2中国石化东北油气分公司工程技术研究院，吉林长春 130062)

针对松南气田气井井筒结垢问题，对垢进行成分分析，并在室内条件下进行结垢实验研究，同时利用饱和指数法对气井结垢进行结垢趋势预测研究。结果表明，松南气井井筒垢物主要为碳酸钙，在一定的井筒产出水中，其他条件不变的情况下，结垢质量随温度的升高而增大，随压力的升高而减小。结合压井液和地层水的配伍性实验可以得出：结垢的主要原因是CaCl2型压井液与地层水的不配伍性，地层水进入井筒后压力下降导致CaCO3溶解度下降产生沉淀结垢；利用Oddo-Tomoson饱和指数法对CaCO3结垢趋势的理论预测结果与实际测量结果一致。

气井； 碳酸钙结垢； 原因分析； 结垢趋势预测

随着气田的不断开采，排水采气力度加大，可能会出现近井带地层、井筒和地面管线结垢现象，从而导致气田产量下降甚至停产。松南气田腰深101井井底形成碳酸钙垢，导致产量不断降低，2011年4月对该井进行酸洗，取得了一定效果，但不明显。腰平11井2011年3月21日产气量与油压开始急剧下降，发现上部堵塞物为蜡质，井下结垢为碳酸钙。

如果在气井开采前，利用相关资料，通过实验技术和计算机预测的方法，找到气井井筒结垢原因并对生产过程中的结垢趋势进行预测，从而采取相应的防垢措施，就能减少结垢对气田生产造成的危害并降低垢处理费用[1-5]。因此，研究气田水结垢规律，分析气井井筒结垢原因，预测结垢趋势，对于保持气田稳产、提高采收率、降低生产成本有着十分重要的意义[6-7]。

本文根据松南气田实际生产数据，对气田水结垢规律进行了实验研究[4]，分析了松南气井结垢的原因，并利用饱和指数法预测，得到了不同气井的结垢趋势[8-12]。

1 实验研究

1.1垢样分析

垢样成分的正确分析是结垢原因分析及解决垢堵的重要基础，室内对从现场不同位置取得的垢样进行了垢样分析，实验结果见表1。从表1的数据可以看出，垢样的主要成分是碳酸钙垢。

表1 松南气井垢样分析结果Table 1 The analysis results of the scale in Songnan gas well

1.2实验设计

为研究气井井筒结垢规律，需进行结垢实验。实验时将松南气田所用管材加工成挂片后，分别挂入不同控制条件下的气井产出水中，在规定的温度下浸泡一定的时间，由于结垢使挂片在浸泡前后产生了质量差，利用质量差可计算出结垢速率，通过不同条件下的结垢速率就可以来评价不同因素对结垢的影响程度。

1.3结垢实验

1.3.1 不同气井井筒结垢规律研究 松南气田不同气井产出水水质分析数据见表2。

图1是不同气井井筒产出水在不同温度下的结垢质量。图2是腰深101井产出水在不同压力下挂片的结垢质量。从图1和图2中可以看出，在一定的井筒产出水中，其他条件不变的情况下，结垢质量随温度的升高而增大，随压力的升高而减小。与其他产出水相比，腰平11、腰深101和腰平8在同一温度下具有较明显的结垢趋势，结垢趋势最明显的腰平8在温度升高30 ℃后，结垢质量增加了115%；而腰平7、腰深1和腰平3结垢质量则较少，而且结垢质量随温度的增加也并不明显；压力增加20 MPa，结垢质量减少约50%。这些实验结果与现场实际情况基本一致。

表2 松南气田不同气井产出水水质分析数据表Table 2 The produced-water quality analysis data in different gas wells

图1 不同气井井筒不同温度下结垢质量

Fig.1Theamountofscalingindifferentgaswellsandtemperature

图2 腰深101井产出水90 ℃不同压力下结垢质量

Fig.2Theamountofscalingat90 ℃inYaoshenNo.101gaswells

1.3.2 气井产出水与压井液配伍性实验 通过对YP11井采出水的水质分析可知，其水型为NaHCO3型，而现场应用压井液为质量浓度1.25 mg/L的CaCl2溶液，容易与NaHCO3水生成沉淀，因此对其进行配伍性实验。分别将YP11产出水和压井液按不同体积比混合(5∶0、4∶1、3∶2、2∶3、1∶4、0∶5)，进行室内挂片结垢实验，结果如图3所示。

图3 YP11井与压井液配伍性实验

Fig.3ThecompatibilityexperimentbetweenYP11gaswellandwellkillingfluid

由图3可知，不同温度、不同压井液配比下结垢规律基本一致，结垢质量在压井液体积分数为20%时达到最大，随后结垢质量有所下降，混合液结垢质量比单一溶液结垢质量大。通过配伍性结果可以看出，YP11井产出水与压井液配伍性差，不同混配比例下均有白色沉淀出现，结垢趋势明显，温度升高，结垢加剧。这是导致松南气田YP11气井井筒结垢的原因之一。

2 CaCO3结垢趋势预测

2.1饱和指数法

Stiff和Davis于1952年提出的饱和指数法是预测油气井盐水中CaCO3结垢趋势较成功的方法之一[4]，该方法主要考虑了系统的热力学条件。Oddo-Tomoson于1982年对此方法进行了改进，考虑了CO2分压和总压对CaCO3结垢趋势的影响，使得模型的预测更较准确[5]。对于大多数油气井盐水Oddo-Tomoson法的饱和指数SI值[1]，可用下式表示：

(1)

其中，μ=TDS/58 500。

式中：cCa2+—Ca2+浓度，mol/L；

μ—离子强度，mg/L；

TDS—溶解性固体总量，mg/L；

xCO2—CO2的摩尔分数(压力p、温度t条件下),%；

p—压力，Pa；

t—地层温度，℃。

判断标准如下：当SI=0时，表示溶液与固体垢相平衡；SI>0时，表示过饱和状态或有形成垢的条件；SI<0时，表示欠饱和状态，或不能形成垢。

2.2预测结果

以松南气田7口生产井数据为例，不同气井产出水水质分析数据和基本生产数据分别见表2和表3。

根据不同气井的水质分析数据和其基本生产数据，利用饱和指数法对不同气井井底结垢情况进行了预测，预测结果见表4。

表3 不同气井基本生产数据表Table 3 The basic production data of different gas wells

通过表4的预测结果可以看出，腰平11和腰深101井结垢较严重，腰深1井和腰平3井不结垢，与现场实际结果和实验结果基本一致。证明使用Oddo-Tomoson饱和指数法预测气田结垢是可靠的。压力对气井井筒CaCO3结垢起决定性作用。在地层压力、温度及盐度合适的条件下，钙盐溶解于水中而达到最大浓度，当地层水随同油气进入井筒中，压力下降使水溶解钙盐的能力下降，形成过饱和现象，在油井或地层内产生沉淀，生成钙盐水垢。

3 结论

(1)通过对现场垢物分析表明，松南气田的结垢以碳酸钙垢为主。

(2)室内实验结果表明，腰平11和腰深101在不同温度下都具有较明显的结垢趋势。地层水进入井筒后压力下降使钙盐的溶解度下降，以及CaCl2压井液与产出水不配伍是导致松南气井井筒结垢的主要原因。

(3)利用Oddo-Tomoson饱和指数法对CaCO3结垢趋势的理论预测结果与实际测量结果和室内实验结果基本一致，说明用此方法预测CaCO3垢是可靠的。

(4)建议在结垢较严重的腰平11和腰深101井中加入适宜的防垢剂。

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(编辑 宋官龙)

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

国家科技支撑计划项目“CO2驱油藏工程及注采工艺关键技术研究”(2012BAC24B03)。

郭龙江(1989-)，男，硕士研究生，从事热能工程的理论和应用研究；E-mail：guolongjiang2010@163.com。

杨肖曦(1963-)，女，硕士，教授，从事热能工程的理论和应用研究；E-mail: yxiaoxi123@163.com。

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

TE358

： A

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