耿83区难溶垢防治技术研究

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1、耿83区难溶垢防治技术研究1绪论1.1研究目的及意义长庆油田是以注水开发为主要采油措施的低渗、特低渗油田，以清、污混注等形式提高采收率。随着注水开发的逐步深入，采出液的含水量逐年增加，部分增压点采出液水体结垢堵塞等各种问题日益严重，致使地面集输系统效率大大降低，直接影响着油田生产的稳定、高效运行。耿83增压点属于长庆油田采油三处超低渗透油藏主力增压点，截至2011年12月，该区共有油井590口，开井486口，其中结垢井21口，严重结垢井5口，主要为注水见效后结垢。结垢特点：井筒结垢主要以CaCO3为主，结垢多发生在油井泵

2、挂以上400m内，结在井下油管内壁、油杆外壁、抽油泵内等部位。油田水结垢会堵塞油气通路，降低储层渗透率、降低油气井产出和注入能力、导致注水压力的升高、缩短注水井作业周期。结垢会造成设备的磨损、腐蚀，影响设备的寿命，当压力增加时，很容易造成设备的损坏。结垢严重影响了油气田的正常开采，大大降低了石油采收率，给油气田的开发造成了极大的经济损失。因此针对长庆油田的实际情况，对结垢机理特征系统分析，进行防垢技术的研究，进而采取有效的防垢措施具有举足轻重的现实意义。该课题的研究成果的应用，解决油田集输系统和设备因结垢而损坏的问题，有

3、力的配合油田的正常开采，从而提高石油采收率，提高石油开发的经济效益。1.2油田结垢现状国内外的许多油田注水开发中，都存在着不同程度的结垢问题。尤其在开发进入到中后期，含水量较高的阶段，结垢现象更加严重。由于油田结垢导致油气储层的伤害、油水井井筒、地面管线阻流、设备腐蚀损坏、地面集输系统的堵塞，从而过早的出现油井、设备报废等现象屡见不鲜。结垢问题的产生严重影响油气田的正常开采，大大提高了采油成本，给石油开发造成了极大地经济损失。近年来有关国内外油田结垢问题的现象和报道越来越多，如美国每年油气井及地面设备因结垢而造成的经济损

4、失高达10亿美金。由此看来结垢伤害给全世界的油田开发都带来了较大地伤害，成为油田开发较为普遍的严重问题之一，为了更好的研究油气田的结垢问题，以期解决油田开采中的结垢伤害问题，有必要先对目前国内外油气田结垢现状有一定的了解和认识。1.2.1国内油田结垢现状目前我国的大庆油田、长庆油田、胜利油田、中原油田、吐哈油田、青海油田以及前几年发现并投入开采的南海涠洲油田等所属油井，都存在一定程度的油气层、采油设备和地面集输系统管线的结垢伤害。长庆华池油田华152采油区，是华池油区的主力产油增压点。实际开井217口，目前已发现近井底地

5、层结垢的井就有184口，修井发现井筒结垢49口，主要表现为结垢引起的频繁卡泵、抽油杆断裂、孔眼堵塞、产量下降迅速等。地面集输系统结垢也十分严重，华152区集输系统结垢为长庆油田最严重的增压点，部分管线不得不因结垢严重而重新更换。结垢物成分主要有：CaSO4、BaSO4、CaCO3、MgCO3、FeCO3、SiO2及水分和有机物等，几乎包括了油田所有常见的结垢物类型。严重的结垢问题，造成了采油指数的大幅度降低，产液量和产油量同时下降，含水急剧升高，采油成本大大提高，个别井因结垢严重而无法维持生产，开井才半年就被迫关井。给油

6、田开发造成了很大的经济损失。安塞油田于上世纪90年代初全面投入注水开发，几年后发现结垢的油井占总油井数的1.6％。10年后已高达5.5％。在结垢油井中，由于各层地层水的不配伍而发生结垢的油井占11％；因套管破损，开采层的地层水与套管破损层的地层水不配伍而发生结垢的油井占36％；因开采过程中油井底部压力、温度的变化而引起的结垢油井占到52％。马岭油田结垢调查显示，结垢井共有128口之多，占生产井的33%，结垢站36座，占5.2%。早在马岭油田70年代投入开发不久，就在一些井发现了结垢的现象。表现为油气管堵死，抽油杆断裂，一

7、些井提前报废掉。马岭油田南区与安塞油田结垢物组分主要有：CaSO4、（Sr）BaSO4、CaCO3，大多数是以上各组分的混合垢型。由于结垢，岭50井，1989年10月修井，不到半年的时间，因结垢被迫再次进行修复，严重影响了正常油井作业。至此，马岭油田、安塞油田、宁夏油田等结垢井已有180多口。油田结垢严重影响了该区油田开发效果和经济效益。大庆油田外围朝阳沟油田、榆林油田均为低渗透油田，自90年代末开采以来，油田油井结垢现象日趋严重。到1999年底，朝阳沟油田1800多口油井中结垢井达650多口，结垢井占总井数接近50%；

8、榆树林油田结垢井也高达近百口之多，累计结垢井所占比例较大。通过对结垢井的调查研究表明，两油井结垢现象非常普遍，结垢类型相似，主要为CaCO3垢型，主要原因是在开采过程中压力、温度等因素变化引起的沉淀析出。中原油田是一个多层次、多油藏类型的复杂断块油田，产出污水水质复杂，回注水进行回注时，不配伍的流体接触混合并进入地下