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摘要：华池油田开发进入中高含水期后，由于水的热力学不稳定和化学不相容性，以及在注采过程中温度、压力等一系列因素的变化，造成油、水井结垢严重，给油田生产带来了极大的危害。通过对华池油田油、水井结垢因素和机理的分析与探讨，研究出相应的油、水井清防垢工艺技术，确保油田开发正常平稳运行。
关键词：中高含水期;结垢因素和机理;清防垢工艺技术
1 概 况
第二采油厂华池油区构造位于鄂尔多斯盆地中北部，主要开采层位为三叠系长2、长3、长4+5层和侏罗系长6和长8层;地面原油平均密度0.86g/cm3，地面原油动力粘度5.0～15.0mPa·s，初馏点50-85℃，凝固点15～25℃;长4+5、长6水型为CaCl2型，长2、长3水型主要为Na2SO4型;原始地层压力为5.10～13.47MPa，油藏原始地层温度为35.0～51.8℃左右。
2 油、水井结垢因素和机理
2.1结垢因素
2.1.1注入水与地层水的不配伍性造成堵塞
长6地层水型为CaCl2水型，含有大量的Ca2+，少量的Ba2+等成垢离子，同时还含有一定的HCO3-，注水水源主要采用洛河层水系，为NaHCO3型、Na2SO4型，含有一定量的SO42-、CO32-和HCO3-，与地层水作用会形成CaCO3、CaSO4沉淀而堵塞地层。
2.1.2细菌堵塞
第二采油厂华池作业区所辖油田地层中主要有两种细菌：硫酸还原菌和铁细菌，硫酸还原菌为厌氧菌，而铁细菌为好氧菌。其堵塞地层主要有两种情况：
A、细菌自身大量繁殖，形成菌络堵塞地层;
B、细菌代谢产生的粘液堵塞地层。
2.1.3粘土矿物
粘土矿物对地层的堵塞主要表现在储层的敏感性，第二采油厂所辖油田主要就是水敏、酸敏。水敏矿物相对较少，主要在华152区表现明显，这些堵塞在近井地带表现明显。
2.1.4产出水条件变化
流体流出地层后，随着井筒温度、压力等的下降，因物理原因出现结垢，垢型一般为碳酸盐垢。
2.2结垢机理
2.2.1碳酸钙结垢机理
碳酸钙是一种在石油矿场中经常遇到的沉淀物，油田伴生气中CO2含量1%～7%，具备生成碳酸钙垢的离子条件，CaCO3在含二氧化碳的水中溶解时将会发生如下化学反应：
2.2.2硫酸钡结垢机理
在长4+5、长6油层油井产出水中，Ba2+、Sr2+含量较高，根据溶度积和同离子效应，在水中溶解的离子形成难溶盐分子，最终生成极为难以除去的硫酸钡垢。
3 垢样分析
华池油田垢样，在注水管柱内壁500m、850m处取混合样，结垢物成份：FeO含量为22.73%，Fe2O3含量为51.44%，FeS含量4.03%，水分及有机物含量10.84%，还有5.84%的CaSO4、1.95%的CaCO3和1.80%的酸不溶物。垢型主要为Fe2O3+ FeO型。
华池油田华40-14井垢样结垢物成份：FeS含量为61.08%，CaCO3含量为22.41%，Fe2O3为3.70%，水分及有机物3.08%，CaSO4为5.84%，还有1.70%的酸不溶物。垢型为FeS+ CaCO3型。
从以上数据分析，华40-14井结垢是由于注入水中的溶解氧对注水系统和管柱存在腐蚀，同时由于细菌作用，导致结垢;而华40-14井是由于产出水中高含腐蚀性硫化氢，对油管杆造成腐蚀，形成硫化亚铁，同时由于产出水分压下降，导致碳酸氢根分解，形成碳酸钙而成垢。
4 清防垢工艺技术
4.1防垢技术
通过对结垢因素和机理的分析与探讨，第二采油厂华池作业区主要采取在产出液或地层加入化学防垢剂的防垢工艺，根据结垢的部位和类型采取针对性的加药方式。
第一种方式是通过油井套管环形空间，周期性滴加化学防垢剂，一般对结碳酸钙型垢的油井和流程比较适用。
第二种方式是把防垢剂挤进地层，使防垢剂与岩层充分吸咐。该方法最适用于油井近井地带污染。
第三种方式是为防止地层结垢在注入水中加入防垢剂，投加浓度30ppm。
第四种方式是注入水中加入改性剂，消除成垢离子，降低pH值和清除碳酸根离子，防止显弱碱性的注入水与显弱酸性的原始地层水中和结垢;杀灭细菌，阻止各类细菌生长，使腐蚀受到抑制。
第五种方式是将防垢药块置于防垢筒中，下入井底，防垢剂缓慢连续的溶于产出液中，起到防垢作用，一般防止油管结垢。
4.2清垢工艺技术
4.2.1清垢剂的成分
清垢剂要有强的洗油能力、快速溶垢和剥离垢的性能，并且对管线有较低的腐蚀性。因此，应配有渗透剂、浮化剂、溶垢酸、酸性缓蚀剂等清垢助剂。
4.2.2清垢基本原理
对不同的垢型，清垢剂有不同的配方和清垢方法，分别描述如下。
① 垢型为CaCO3
可直接用10%盐酸溶解，发生以下反应：
为防止管线被腐蚀，应加入缓蚀剂，清垢效果良好。对于硫化亚铁型、氧化铁型的垢层，可用和该法基本相同的方法去除。
② 垢型为CaSO4
第一种方法是用27%盐酸和15%NaCl的混合液（体积比为1：5：1）。在50℃浸泡，进行循环处理。
第二种方法是用20%的NaOH溶液浸泡，循环并使其保持在这一浓度，可除去垢。
③ 垢型为Ba（Sr）SO4
一般在60℃以上温度中，用饱和Na2CO3浸泡12h，使BaSO4、SrSO4转化为BaSO3、SrSO3，同时复配较高浓度的EDTA螯合剂，浓度在5～25%之间，最后放进清垢液，再用5%盐酸溶解，进而除去垢层。
5 认识与建议
5.1认识
（1）注水井高压的原因是近井地带堵塞，如果注入水中含氧量较高，可能产生铁氧化物堵塞近井地带形成高压。注入水经常洗井是降低细菌腐蚀最有效的方法。
（2）油井近井地带结垢是由于生产压差过大，或者是由于原油物性原因导致孔喉堵塞，形成碳酸钙垢或有机垢，使得泄油能力下降，产量降低。
（3）井筒形成附着在抽油泵、筛管等井底的垢层，是由于生产压差过大，形成碳酸钙垢的原因。
（4）抽油泵因垢卡修井，可能是硫化氢腐蚀形成片状成垢物落入井底所致。
（5）油管内部基本均布垢层，凡尔球座也出现垢层，一般是产出水因温度降低，硫酸钙溶度积下降，形成二水硫酸钙垢层的原因。
前两种情况可用调整生产参数或地层酸化的方法解决，后三种情况可用加入防垢剂、缓蚀剂的方法解决。
5.2建议
（1）因近井地带堵塞而造成的注水高压问题，应对注水井和注水流程的日常管理进行改进，做到按制度和要求进行管理。
（2）检泵时如发现井底设备附有垢层，应及时合理调整油井生产参数。
（3）对每口油井进行垢样分析后，确定加药类型、加药周期、加药浓度后，应加强管理，不能人为改变。
（作者单位：长庆油田公司第二采油厂华池作業区）
关键词：中高含水期;结垢因素和机理;清防垢工艺技术
1 概 况
第二采油厂华池油区构造位于鄂尔多斯盆地中北部，主要开采层位为三叠系长2、长3、长4+5层和侏罗系长6和长8层;地面原油平均密度0.86g/cm3，地面原油动力粘度5.0～15.0mPa·s，初馏点50-85℃，凝固点15～25℃;长4+5、长6水型为CaCl2型，长2、长3水型主要为Na2SO4型;原始地层压力为5.10～13.47MPa，油藏原始地层温度为35.0～51.8℃左右。
2 油、水井结垢因素和机理
2.1结垢因素
2.1.1注入水与地层水的不配伍性造成堵塞
长6地层水型为CaCl2水型，含有大量的Ca2+，少量的Ba2+等成垢离子，同时还含有一定的HCO3-，注水水源主要采用洛河层水系，为NaHCO3型、Na2SO4型，含有一定量的SO42-、CO32-和HCO3-，与地层水作用会形成CaCO3、CaSO4沉淀而堵塞地层。
2.1.2细菌堵塞
第二采油厂华池作业区所辖油田地层中主要有两种细菌：硫酸还原菌和铁细菌，硫酸还原菌为厌氧菌，而铁细菌为好氧菌。其堵塞地层主要有两种情况：
A、细菌自身大量繁殖，形成菌络堵塞地层;
B、细菌代谢产生的粘液堵塞地层。
2.1.3粘土矿物
粘土矿物对地层的堵塞主要表现在储层的敏感性，第二采油厂所辖油田主要就是水敏、酸敏。水敏矿物相对较少，主要在华152区表现明显，这些堵塞在近井地带表现明显。
2.1.4产出水条件变化
流体流出地层后，随着井筒温度、压力等的下降，因物理原因出现结垢，垢型一般为碳酸盐垢。
2.2结垢机理
2.2.1碳酸钙结垢机理
碳酸钙是一种在石油矿场中经常遇到的沉淀物，油田伴生气中CO2含量1%～7%，具备生成碳酸钙垢的离子条件，CaCO3在含二氧化碳的水中溶解时将会发生如下化学反应：
2.2.2硫酸钡结垢机理
在长4+5、长6油层油井产出水中，Ba2+、Sr2+含量较高，根据溶度积和同离子效应，在水中溶解的离子形成难溶盐分子，最终生成极为难以除去的硫酸钡垢。
3 垢样分析
华池油田垢样，在注水管柱内壁500m、850m处取混合样，结垢物成份：FeO含量为22.73%，Fe2O3含量为51.44%，FeS含量4.03%，水分及有机物含量10.84%，还有5.84%的CaSO4、1.95%的CaCO3和1.80%的酸不溶物。垢型主要为Fe2O3+ FeO型。
华池油田华40-14井垢样结垢物成份：FeS含量为61.08%，CaCO3含量为22.41%，Fe2O3为3.70%，水分及有机物3.08%，CaSO4为5.84%，还有1.70%的酸不溶物。垢型为FeS+ CaCO3型。
从以上数据分析，华40-14井结垢是由于注入水中的溶解氧对注水系统和管柱存在腐蚀，同时由于细菌作用，导致结垢;而华40-14井是由于产出水中高含腐蚀性硫化氢，对油管杆造成腐蚀，形成硫化亚铁，同时由于产出水分压下降，导致碳酸氢根分解，形成碳酸钙而成垢。
4 清防垢工艺技术
4.1防垢技术
通过对结垢因素和机理的分析与探讨，第二采油厂华池作业区主要采取在产出液或地层加入化学防垢剂的防垢工艺，根据结垢的部位和类型采取针对性的加药方式。
第一种方式是通过油井套管环形空间，周期性滴加化学防垢剂，一般对结碳酸钙型垢的油井和流程比较适用。
第二种方式是把防垢剂挤进地层，使防垢剂与岩层充分吸咐。该方法最适用于油井近井地带污染。
第三种方式是为防止地层结垢在注入水中加入防垢剂，投加浓度30ppm。
第四种方式是注入水中加入改性剂，消除成垢离子，降低pH值和清除碳酸根离子，防止显弱碱性的注入水与显弱酸性的原始地层水中和结垢;杀灭细菌，阻止各类细菌生长，使腐蚀受到抑制。
第五种方式是将防垢药块置于防垢筒中，下入井底，防垢剂缓慢连续的溶于产出液中，起到防垢作用，一般防止油管结垢。
4.2清垢工艺技术
4.2.1清垢剂的成分
清垢剂要有强的洗油能力、快速溶垢和剥离垢的性能，并且对管线有较低的腐蚀性。因此，应配有渗透剂、浮化剂、溶垢酸、酸性缓蚀剂等清垢助剂。
4.2.2清垢基本原理
对不同的垢型，清垢剂有不同的配方和清垢方法，分别描述如下。
① 垢型为CaCO3
可直接用10%盐酸溶解，发生以下反应：
为防止管线被腐蚀，应加入缓蚀剂，清垢效果良好。对于硫化亚铁型、氧化铁型的垢层，可用和该法基本相同的方法去除。
② 垢型为CaSO4
第一种方法是用27%盐酸和15%NaCl的混合液（体积比为1：5：1）。在50℃浸泡，进行循环处理。
第二种方法是用20%的NaOH溶液浸泡，循环并使其保持在这一浓度，可除去垢。
③ 垢型为Ba（Sr）SO4
一般在60℃以上温度中，用饱和Na2CO3浸泡12h，使BaSO4、SrSO4转化为BaSO3、SrSO3，同时复配较高浓度的EDTA螯合剂，浓度在5～25%之间，最后放进清垢液，再用5%盐酸溶解，进而除去垢层。
5 认识与建议
5.1认识
（1）注水井高压的原因是近井地带堵塞，如果注入水中含氧量较高，可能产生铁氧化物堵塞近井地带形成高压。注入水经常洗井是降低细菌腐蚀最有效的方法。
（2）油井近井地带结垢是由于生产压差过大，或者是由于原油物性原因导致孔喉堵塞，形成碳酸钙垢或有机垢，使得泄油能力下降，产量降低。
（3）井筒形成附着在抽油泵、筛管等井底的垢层，是由于生产压差过大，形成碳酸钙垢的原因。
（4）抽油泵因垢卡修井，可能是硫化氢腐蚀形成片状成垢物落入井底所致。
（5）油管内部基本均布垢层，凡尔球座也出现垢层，一般是产出水因温度降低，硫酸钙溶度积下降，形成二水硫酸钙垢层的原因。
前两种情况可用调整生产参数或地层酸化的方法解决，后三种情况可用加入防垢剂、缓蚀剂的方法解决。
5.2建议
（1）因近井地带堵塞而造成的注水高压问题，应对注水井和注水流程的日常管理进行改进，做到按制度和要求进行管理。
（2）检泵时如发现井底设备附有垢层，应及时合理调整油井生产参数。
（3）对每口油井进行垢样分析后，确定加药类型、加药周期、加药浓度后，应加强管理，不能人为改变。
（作者单位：长庆油田公司第二采油厂华池作業区）