流压对油井结垢的影响解析

杨庆峰 韩建伟 葛春东

摘  要：抽油机结垢问题近几年出现，并逐年增多，给泵况管理造成巨大压力。我们不断在生产和管理中找寻造成问题的根源所在。本文对全矿各结垢井生产数据进行统计分析，发现这些结垢问题井普遍存在流压下降过程。为了验证这一推论，我们对垢质成分、采出液离子成分以及成垢环境进行综合分析，得到一个规律，当系统压力降低时，水中二氧化碳分压降低，水中碳酸氢根离子的溶解度也降低，导致垢质的析出，这是成垢的最主要因素。

关键词：结垢;杆滞后;流压;碳酸盐

1.问题的提出

近几年我矿抽油机井结垢的问题逐年增多，导致杆滞后井增多、偏磨加剧、严重造成卡泵作业，给泵况管理造成巨大压力。虽然采取了有针对性的治理措施（如酸洗），但仍然很难避免再次结垢。所以找出造成结垢的根本原因是我们需要解决的最主要问题。一直以来我们不断寻找生产管理中存在的影响因素，不论从注入水质还是日常管理洗井等方面均符合行业标准。在管理泵况的过程中我逐渐总结出一个规律：这些易出现结垢问题的井普遍存在液面较深，流压低于历史正常时期水平的特点。个别井在用掺水压井后打开套管闸门，存在“倒吸”现象，具有区块系统压力偏低的共同点。再加上2017年我矿钻控区大量出现杆滞后问题，结合现场实际以及地质和油田化学资料展开研究，寻找影响问题的关键因素。

2.问题井分析

为了证实上述问题的普遍性，我们对全矿9个采油队的抽油机井从2017年至今的生产情况进行了归纳分析。找出典型杆滞后75井次，他们都具有沉没度和流压较低的特点。其中62井次在出现杆滞后问题之前的一段时间，沉没度及流压逐步降低，且明显低于历史正常值。在低流压环境下生产一段时后，杆滞后问题的出现，且都是在沉没度及流压下降到最低值时。这类情况所占比例高达82.7%。

以杏A井为例，该井2017年以前平均沉没度400m以上，流压4.0Mpa以上，但从2017年5月开始，沉没度流压逐渐下降。到2017年5月出现杆滞后。经过一年的低流压生产，该井于2017年5月功图出现杆滞后，并逐渐加重，2017年九月检泵，检泵起出情况来看，底部40根杆管上流结了一层垢质。

举另外一口井为例：杏B井2017年上调冲次，从2017年5月开始沉没度及流压开始下降，在低流压下生产了一年后，于2017年12月功图出现杆滞后并逐渐加重。

包括上两口井在内，一共62井次均符合这一特点。另外，在统计中我们还发现：对于那些常年低流压生产的井很少出现杆滞后。而杆滞后问题普遍出现于这类流压突然降低的井。大量的实例证明了一件事情：在近几年的生产中，沉没度下降是普遍现象，这又导致了流压逐步降低。流压的降低和油井的结垢存在着必然的因果关系。在随后的工作中，我们对这项推论进行了验证。

3.成垢原因

3.1 垢质成分化验

要找到垢质来源，首先要对垢的成分进行分析。2017年对L9-PS1501的垢质进行，化验结果说明，油井的结垢主要成分为碳酸亚铁、四氧化三铁、碳酸钙，少量有机物。L9-PS1501和L7-AS1721两口结垢井的垢进行离子浓度化验，HCO3-离子浓度很高。结果表明两口井都存在碳酸盐结垢，其中9-PS1501碳酸盐结垢较重。化验结果说明，目前油井存在的垢以碳酸盐垢为主，而且不同的井结垢严重程度不同。

3.2 成垢环境分析

针对碳酸盐垢的成垢条件进行综合分析，油井结垢主要具备一下几点影响因素，由于本区块从开发至今一直采取水驱开采，温度、和pH至变化不大，对于井筒结垢来说，系统压力下降是引起结垢的主要因素。随着区域上调参数提液，油井流压低，当地层液流入井底和吸入泵筒时，由于液柱压力低于地层水溶解二氧化碳气体的分压，导致二氧化碳气体逸出，碳酸氢根在水中的平衡方程式向有利于生成碳酸垢的方向移动，形成盐垢：在成垢过程中，垢晶体吸附周围环境的泥砂、腐蚀物、原油等物质一起沉积增大，形成无机垢混和物。

綜上所述，我们得出一个结论：流压的大幅下降，是导致目前油井结垢增多的主要原因。随着油井普遍上调参数提液，使区块各油井流压不断降低，区域油层压力也随之降低。流压下降一方面降低了采出液中的碳酸盐溶解度，使碳酸盐垢沉积，另一方面，使得地层中压力平衡受到破坏，使油层中粘土微粒随碳酸盐晶体运移出地层，两者混合就形成了我们在泵筒中见到的垢质。随着长期低压成产，能量得不到及时补充，垢不断沉积，最终导致杆滞后和卡泵，缩短了检泵周期。

4.解决办法

4.1通过以上分析

给我们带来了一个解决问题的有效思路：在还未出现结垢问题之前，保持合理的系统压力，避免流压大幅度下降，从而预防结垢，而不是等油井已经结垢卡泵时进行处理。从而延长油井的检泵周期。

在保证目前产量的形势下，也不能盲目下调参数，根据流压的计算公式，通过套压和动液面两个参数可以控制流压。通过对历年结垢井液面和套压数据的摸索，我们建议对曾经出现过结垢问题的抽油机井进行特殊管理，并制定管理标准。

4.2 建立问题井档案，确立合理流压范围

我们将75井次典型杆滞后所涉及到的抽油机井的历史资料套压、沉没度、流压进行了统计。通过数据统计我们得出，这些结垢的抽油机井在临近杆滞后前的流压沉没度逐步降低，低流压平均值只有2.45Mpa，低沉没度平均值只有129.40m。在出现滞后之前的正常流压平均值为3.77Mpa，正常时沉没度平均值为347.64m。因此，为了控制油井结垢速度，应该将流压控制在3.8Mpa以上。如果单一的提高沉没度会影响产量，为避免这一矛盾，适当提高套压也可增大流压。因此我们制定了套压和流压的控制标准，建议将结垢区油井沉没度保持在250米以上，套压控制在1.5Mpa以上即可满足流压标准。对于个别套压憋不上来的井，建议每低0.1Mpa套压增加10米沉没度来制定标准。

所以对于这类井应重点管理，适当增大套压，也就是增加了泵吸入口压力，从而抑制更多气体逸出。如果无特殊情况，尽量减少放套管气的次数。

5.结论及认识

5.1 通过工程与地质资料的全面分析，我们认识到各单井流压的大幅降低及区域系统压力的降低是导致近几年水驱油井结垢增多的最主要原因。控制沉没度和套压能够提高流压，起到防止油井的结垢的作用，从而达到延长检泵周期的目的。在通过资料统计摸索出了具体的套压和沉没度控制范围。

5.2 但是对于沉没度的控制，涉及到抽油机井参数的调整，要根据生产情况更为及时的调整参数，这需要相关部门给予支持。在下一步工作中，应该将工作具体到各个单井，根据各井具体生产状况，制定合理的套压控制范围。

作者简介：杨庆峰，男，42，第四采油厂第四油矿聚杏北八队，采油工，技校，河北省保定市雄县。