1、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
2、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，
3、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
4、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，
5、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
6、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
7、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）阻垢剂防垢：化清后期加阻垢剂。在作业区管辖的正常生产的抽油井普遍采用化清后期
8、在热化清液中追加 15kg 阻垢剂泵入井内，以达到清洗和防止管壁、抽油泵、抽油杆结垢现象的目的。端点加阻垢剂：我作业区采用油气集输系统端点自动加药工艺，已取得明显效果。原油降粘率达 20-50%，集油管线降压率达 10-55%，药剂用量由原来的 11Ot/a 降至 66t。但油包水型原油乳状液的粘度比无水原油粘度高的多，不仅增加了原油流动阻力，而且使井口、计量站回压升高，从而影响产油量。 （三）井下下防腐泵：油井含水达到 95%以上的井不同程度都有管、杆腐蚀结垢现象，影响油井正常生产或不能正常生产。我们在井下管、杆工艺上进行改进，在偏磨井段的抽油杆上加尼龙扶正器。 （四）使用防砂泵，防止脱落的
9、垢片进入泵筒造成卡泵。防砂泵柱塞较长，一般为 6.6 米，泵筒都处于柱塞行程内，不易结垢。同时，挡砂环和沉砂尾管可防止脱落的垢片沉降到泵筒内。该方法既能防砂卡又能防垢卡，目前在八区 530 井区和 446 井区大面积推广使用。 （五）注水井每半年进行定期洗井，预防地层堵塞及结垢，同时加强对注入污水后产生的结垢现象进行研究，通过改善注入水水质，减少注水井结垢现象。 近几年的工作虽然缓解了油井的结垢问题，但结垢现象依然呈现上升趋势。随着油井采出液的增多，含水量越来越高，油井及地层的结垢问题愈加突出，严重影响了原油的正常生产，也给石油企业带来巨大经济损失。油水井结垢问题已经成为制约油田进一步降本增效、提高开发管理水平的重要因素。常年的高温热化清洗，使油井结垢现象越来越严重，并且随着油田开发时间的延长，油井含水逐渐上升，含水高于 98%的井逐年增多，也使结垢现象更趋严重。因此，油水井的防垢、除垢问题，除了要加强技术方面的管理，尽量减少损失外，作为管理者更需要清醒的认识到防垢和除垢问题与石油工业可持续发展的重要性，并站在石油工业可持续发展的战略高度审慎地解决这些问题。 参考文献 李章亚.油气田腐蚀与防护技术手册 （M） ，石油工业出版社，1999 年. 作者简介：胡景鲁：（1962-） ，新疆克拉玛依采油二厂第六采油作业助理工程师，研究方向：工程管理。
