E-mail Alert
-
目前，深水油气开发已成为我国油气工业发展的重要方向，加大深水油气资源的开发对维持我国能源供应意义重大[1-2]。相比陆上气井，深水气井开发具有技术难度大、施工成本高、安全风险大的特点，避免油气事故发生、保证气井生产安全极为重要[3-4]。
目前，很多学者对气井结垢风险及防治进行了研究。张宏祥[5](1993)通过对气井排水采气过程中的结垢过程研究发现，碳酸钙垢是油气井开采过程中最常遇到的结垢问题，研究碳酸钙垢的形成机理、结垢趋势和防治方法。郭龙江等[6](2014)针对松南气田的气井结垢问题，分析了气井垢样成分并开展了室内结垢实验研究，得出了松南气田的结垢原因主要是压井液和地层水的不配伍性造成的，并对气井的结垢趋势进行了进行一步预测。叶小闯等[7](2019)从分析气井结垢机理出发，提出了适合长庆气区气井的化学除垢方法及优化的除垢药剂配方。魏凯等[8](2018)针对大牛地气田的结垢现状，通过气田垢样成分、地层水组成和气井流温流压测试数据分析，明确了大牛地气田的气井结垢机理并研制了针对性的防垢剂。邹跃伟等[9](2018)研究了丘东气田气井的结垢过程，并分析得到较高的井下温度是导致气井结垢的重要原因。王林等[10](2018)对蜀南地区的煤层气井结垢问题进行研究得到垢物成分以碳酸钙、铁化物和煤粉为主，流体压力降低导致CO2从水中析出和油管、抽油杆发生无氧腐蚀为结垢的主要原因。郭显赋[11](2018)对高含CO2的酸性气藏生产中的结垢进行了研究，并对结垢原因及主要影响因素进行了分析，优选了气井防垢剂除垢技术。目前的气井结垢研究主要针对的是陆上常规及非常规气井，而对深水气井中的结垢问题研究还较缺乏[12]。
深水气井深度大，普遍穿过多组砂层，储层内往往存在高矿化度的边水或底水。同时，深水气井具有生产管柱长度大、气井产量变化剧烈、管柱外部温度环境复杂等特点，在气井开发中的气水同产阶段通常出现井筒结垢现象。生产管柱结垢将对气井生产的效率和安全性产生影响，垢物生成并在管壁附着将直接缩小流体流动通道，增加井筒摩阻压降，进而降低气井产气效率，若管柱结垢严重将直接堵塞井筒，甚至形成憋压造成管柱破裂，形成重大安全事故并造成巨大经济损失[13-14]。
结合我国南海某深水气田的生产实际，首先通过室内实验研究了管壁结垢规律及结垢过程的影响因素，然后通过理论预测了该深水气井的结垢趋势及易结垢的管柱位置，最后提出了针对性的井筒防垢及除垢措施，对深水气田的安全和高效开发具有重要意义。
-
深水气井结垢速率大小是评价气井结垢风险的关键因素，通过结垢速率实验来定量描述深水气井井筒内的结垢速率大小。其中，实验地层水根据深水气井水样成分配置而成，实验中同时开展了静态结垢实验和动态结垢实验并对2种实验结果进行了分析和对比。
-
实验选用蒸馏水来配置地层水样，根据地层水样分析数据表(表1)中的离子组成及含量计算所需盐含量，利用电子天平称取所需盐分份量加入水箱中，并充分搅拌使之溶解，当盐分按计算量添加完成且水箱中不出现明显沉淀时完成配置过程。
地下砂层的层位 地层水离子含量 /(mg·L−1) 总矿化度/
(mg·L−1)水型 pH值 阳离子 阴离子 K++Na+ Ca2+ Mg2+ Cl− SO42− HCO3− CO32− A井SAND1 7 944 512 50.4 1 593 115 0 47 14 270 NaHCO3 6.8 B井SAND3 7 390 242 10 11 778 942 0 0 25 090 CaCl2 7.3 B井SAND4 7 241 154 6 12 500 830 0 0 26 840 CaCl2 7.4 C井SAND2 11 308 91 13 16 465 418 4 088 0 32 807 CaCl2 7.5 D井SAND2 10 448 212 26 14 102 277 3 083 0 28 165 CaCl2 7.9 D井SAND5 9 106 78 11 12 587 206 3 007 0 25 016 CaCl2 7.7 Table 1. Analysis data of the water samples taken from different layers of the gas field
-
为分析气井井筒结垢机理，首先对气井的地层水样进行了初步分析，根据地层水型和离子种类及含量初步判断垢样成分，为后续实验研究提供基础。
从地层水样分析结果来看，该气田的地层水类型以CaCl2型水为主，只有A井穿过的SAND1层位的地层水为NaHCO3型。整体上，结垢阳离子主要为Ca2+和Mg2+，其中Ca2+含量普遍大于Mg2+，结垢阴离子主要包括SO42−、HCO3−和CO32−。通常化合物的结合顺序为Ca2+＞Mg2+，CO32−＞HCO3−＞SO42−下，不同井由于地层水的离子含量不同将形成不同类型的垢物沉淀[15]。
A井地层水中含结垢阴离子SO42−、CO32−但不含HCO3−，结垢阳离子Ca2+含量远大于Mg2+，初步预测该井的垢物沉淀为CaCO3和MgCO3。
B井穿过2段砂层，结垢阳离子以Ca2+为主，Mg2+少量，结垢阴离子仅含SO42−且含量远大于结垢阳离子，预测该气井垢物为CaSO4、CaSO4 · 2H2O和MgSO4，其中MgSO4垢物量很少。
对于C和D井，地层水中HCO3−含量远大于SO42−，且不含CO32−，根据离子结合顺序，将结合形成Ca(HCO3)2和Mg(HCO3)2化合物，同时这2口气井内地层水PH值均在7~8之间，Ca(HCO3)2和Mg(HCO3)2将在近中性条件下水解为垢物沉淀CaCO3和MgCO3，由于后者溶解度是前者5倍，且易水解，因此预测A、B气井垢物沉淀以CaCO3为主，仅含少量MgCO3。
另外，根据地层水pH值测定值，该气田水呈弱碱性，并且实际管柱经过防腐处理，具备较强抗蚀能力，不易造成管柱腐蚀，因此腐蚀垢物的含量很低，以盐类垢为主。
-
选择金属挂片(13 Cr挂片)、不锈钢金属球及石英片为实验材料开展实验，将以上3种材料浸没在模拟地层水中，并将整套装置放至恒温箱中，如图1所示。实验中压力控制为0.1 MPa，温度控制在30 ℃，称量不同浸泡时间及不同温压条件下的试件质量，通过试件浸泡前后的质量差计算结垢速率，并分析结垢规律。
Figure 1. Static scaling experimental device
-
实验1 d后发现，不锈钢金属球及石英片表面均出现浅色垢物，而13 Cr挂片表面则出现明显的腐蚀现象，如图2所示。金属挂片质量因腐蚀出现明显下降而不能得到实际结垢质量，分析原因是室内实验材料并未像实际管柱一样进行抗蚀处理。因此在后续实验中，仅将不锈钢金属球及石英片的表面结垢量作为有效结垢数据。
Figure 2. Comparison of different experimental materials before and after the experiment
在选定实验材料(不锈钢球、石英片)后，我们设置一组实验的时间为12 d，每隔2 d对实验材料进行称重，将2 d内的平均结垢速率作为中间时间下的实际结垢速率值，以A井及C井产出的地层水为例，图3和图4分别是A井和C井生产条件下不同实验材料的结垢速率实验模拟结果。
Figure 3. Experimental simulation results of scaling velocity for different materials (Gas Well A)
Figure 4. Experimental simulation results of scaling velocity for different materials (Gas Well C)
从图3和图4可以看出，对于不同离子组成的地层水样，无论是石英片还是不锈钢球，在实验初期结垢速率均较低，且结垢速率随实验天数的增加而增大，约在4 d后趋于稳定。这是因为初期生成的垢物需要在材料表面附着(早期附着)，当垢物铺满材料表面时，再生成的垢物将在垢层表面附着逐渐加厚。垢物在垢层表面的附着速率是比较稳定的，且要高于早期在实验材料(石英片、不锈钢球)表面的附着速率。此外，在实验初期(4 d内)，石英片表面的结垢速率明显快于不锈钢球，这表明石英片相对于不锈钢球更适合垢物附着。而在实验中后期(4 d后)，石英片及不锈钢球表面的结垢速率基本相同且均趋于稳定，这表明垢物在垢层表面的附着速率不再与实验材料有关。
以实验4 d后的平均结垢速率作为气井的结垢速率预测值，4口气井的结垢速率分别为10.09、21.35、1.52、2.76 g/(m2 · d)，4口井的结垢风险为D＞C＞B＞A。其中，相对于C和D井，A和B井结垢速率很小1~3 g/(m2 · d)，在气井生产过程中，如此小的结垢速率下产生的垢物基本上将完全被气流带出，很难在管壁上附着，结合气井的结垢实际得出结论：在静态结垢实验条件下稳定结垢速率小于5 g/(m2 · d)时可认为该井不具备结垢风险。
此外，通过分析实验得到的垢样成分得到，A和B气井地层水垢物为少量硫酸钙，C和D气井地层水垢物组成为碳酸钙和微量硫酸钙，与地层水样初步分析结果一致。
-
动态结垢实验装置由岩心夹持器、中间容器、压力泵、流量计、压力表等设备组成，将内部装有3条挂片的金属岩心作为实验材料，将岩心装于岩心夹持器中，通过压力泵及中间容器把模拟地层水注入实验管线中来模拟流动条件，实验中注入压力控制为0.1~0.5 MPa，恒温箱温度同样控制在30 ℃。金属岩心表面及岩心挂片表面均会结垢，由于金属岩心质量远大于结垢质量，为减小实验误差，实验中仅通过称量实验前后金属岩心中挂片的质量变化来计算得到流动条件下的结垢速率。
-
采用D井模拟地层水样开展动态结垢实验，通过改变注入压力来设置不同的流体流速，本实验中选择0.5 m/s的低流速和5 m/s的高流速进行实验，并与静态条件下的结垢速率进行对比。低流速条件下的实验前后对比情况如图5所示，不同结垢条件下的实验数据见表2~4，不同结垢条件下的结垢速率对比情况如图6所示。
样品 质量/g 初始 2 d 4 d 7 d 10 d 挂片1 4.594 4.648 4.679 4.687 4.693 挂片2 4.585 4.643 4.675 4.692 4.689 Table 2. Static scaling data of Well D
样品 质量/g 初始 2 d 4 d 7 d 10 d 挂片1 4.594 4.659 4.688 4.707 4.710 挂片2 4.585 4.654 4.693 4.703 4.705 Table 3. Dynamic scaling data of Well D (flow velocity: 0.5 m/s)
样品 质量/g 初始 2 d 4 d 7 d 10 d 挂片1 4.594 4.638 4.659 4.663 4.668 挂片2 4.585 4.633 4.655 4.667 4.664 Table 4. Dynamic scaling data of Well D (flow velocity: 5 m/s)
Figure 5. Comparison before and after the experiment (flow velocity: 0.5 m/s)
Figure 6. Comparison of scaling velocities at different flow velocities
从实验前后实验材料对比图可看出，动态实验条件下金属岩心和挂片表面均结有白色垢物沉积。
从不同流速下的结垢速率对比图中可发现，低流速(0.5 m/s)条件下，结垢速率较静态升高约10%~15%；高流速(5 m/s)条件下，结垢速率较静态条件下降23%~30%。分析原因得出，低速流动条件下溶液中的结垢离子较静态条件下能更快地结合生成沉淀物并沉降下来，这是溶液流动增加了离子间的扰动造成的，而高速流动条件下即使能生成垢物，但生成的垢物将随溶液流走而发生小量的沉积。
理论上，温度、压力是影响结垢的重要因素。其中，温度主要是通过改变易结垢盐类的溶解度来影响结垢[16-17]。根据垢物在水中的溶解度规律，除水中CaSO4 · 2H2O的溶解度在50 ℃左右有极大值外，其他垢物溶解度均随温度升高而降低，这与大多数结垢反应为吸热反应有关，另外，温度也会对管材的腐蚀结垢有影响；压力对CaCO3、CaSO4等垢物的生成均有影响，尤其是对有气体参加的结垢反应。总之，随着压力降低，井筒内的结垢趋势增大。此处，以D井产出的地层水进行实验，主要分析温度、压力对结垢速率的影响。
为了进一步得到结垢速率与温度、压力的基本关系，在动态结垢实验条件下分别升高结垢环境的温度(30、45、60、75、90 ℃)和压力(0.1、5、10、15、20 MPa)，取实验4~6 d内的平均结垢速率作为稳定结垢速率值。实验得到的结垢速率变化情况如图7和图8所示。
Figure 7. Scaling velocity under different environmental temperatures (0.1 MPa)
Figure 8. Scaling velocity under different environmental pressures (30 ℃)
通过图7和图8可以看出，随温度的升高，结垢速率逐渐加快，当温度升至90 ℃时，结垢速率趋于平缓并稳定在某一高值。当环境压力升高时，结垢速率逐渐减慢，且减慢程度较明显。对于深水气井生产过程，由于产出物以气体为主，井筒沿程压力整体维持在一个较高值，压力变化对管壁结垢的影响并不明显，而在地层及海水的冷却下，井筒沿程温度会发生很大变化，因此温度对管壁结垢的影响起到显著作用。
-
除需要描述结垢速率外，深水气井井筒内的结垢位置判断同样重要。研究中通过理论模拟的方法判断深水气井井筒内的结垢区域及最易发生结垢的位置。首先，我们需要对井筒温压场分布进行描述，然后进行结垢趋势和结垢井段的预测。
-
所研究的气井井深均在3 500 m左右，储层温度在90~100 ℃，最高产气量可达150×104 m3/d。结合深水气井的生产实际，应用PIPESIM软件对气井生产中的井筒沿程温度和压力分布进行了模拟计算，得到不同生产条件下的井筒温度和压力分布如图9和图10所示。
Figure 9. Well temperature distribution at different gas production rates
Figure 10. Well temperature distribution at different water/gas ratios
由图9和图10看出，随产气量减小，井筒内的温度分布普遍降低，温度在海底泥线附近出现明显下降。在低产气量下，井筒最低温度出现在海底以上的某位置，中高气量下最低温度点出现在井口；压力分布随水气比的不同略有差异，从井底至井口逐渐下降。
-
结垢是由于系统内化学不相容性及热力学不稳定造成的，国内外对于管线内的结垢问题进行过系统研究，1952年Stiff和Daivs提出了CaCO3垢的饱和度指数预测方法并在现场得到良好应用[18]，随后Skillman等人提出的热力学溶解度预测法成为现场较为实用的预测方法[19]，Oddo-Tomson于1982年对CaCO3饱和指数法进行改进，考虑了CO2分压和总压对结垢趋势的影响，提高了模型的准确性，并于1994年提出了硫酸盐盐垢饱和指数SI的计算公式并得到广泛应用[20-22]，下文研究中采用Oddo-Tomson的饱和指数法进行结垢预测。
-
饱和指数SI的大小能预测产生沉淀的可能性，但不能预测结垢量。SI值越大，产生结垢的可能性也越大，以0为界，判断标准为：当SI＜0，溶液未饱和，无垢物产生；当SI=0，溶液饱和，处于平衡状态；当SI＞0，溶液过饱和，发生结垢。
对于气液两相共存时的CaCO3垢饱和指数计算方法为
式中，CCa2+为液相中钙离子浓度，mol/L；CHCO3−为碳酸氢根离子浓度，mol/L；p为压力，MPa；XCO2为气相中CO2的摩尔分数；T为温度，℃；I为离子强度，mol/L。
硫酸盐垢预测饱和指数计算方法如公式(2)~(6)所示。
式中，[Ca2+]、[SO42−]分别为与离子浓度相关的计算中间值；CMg2+, CSO42−分别为地层水中Mg2+, SO42−的浓度，mol/L；K为与温度、压力和离子强度相关的系数。
-
A井垢物主要为CaCO3和CaSO4 · 2H2O，分别运用碳酸盐饱和指数法和硫酸盐饱和指数法进行结垢预测，结果如图11所示。
Figure 11. Scaling prediction curve of Well A at different gas production rates
B井垢物主要为CaSO4、CaSO4 · 2H2O，采用硫酸盐饱和指数预测法，预测结果见图12。
Figure 12. Calcium sulphate prediction curve of Well B at different gas production rates
从图11和图12可看出，A井的碳酸钙与硫酸钙饱和指数SI均小于0，B井的硫酸钙饱和指数值也均为负值，表明这两口井地层水中的结垢离子浓度均未达饱和值，结垢可能性很小，这与前述实验结果符合。
C井垢物主要为CaCO3，运用碳酸盐饱和指数法进行结垢预测。C井不同产气量和水气比条件下的碳酸盐饱和指数计算值如图13和图14所示，井筒内的结垢区主要分布在中下部位，在相同水气比条件下，高产气量井筒内的结垢区域长于低产气量井筒，150×104 m3/d产量下井筒内的结垢区长度可达2 700 m，20×104 m3/d产量下的井筒结垢区长度在1 000 m以下；在相同产气量条件下，高水气比的井筒结垢区要长于低水气比的井筒，水气比为10 m3/104 m3时的结垢区域长度相较1.25 m3/104 m3时要长接近700 m。
Figure 13. Calcium carbonate prediction curve of Well C at different gas production rates
Figure 14. Calcium carbonate prediction curve of Well C at different water/gas ratios
对D井的结垢预测结果见图15~16。D井不同产气量及水气比条件下的碳酸钙结垢预测曲线中可看出与C井类似的规律。对于D井，在相同水气比条件下，当产气量为150×104 m3/d时，自井筒650 m深度以下至井底均为结垢区，该区域比产气量为10×104 m3/d时延长1 650 m；在相同产气量条件下，水气比为10 m3/104m3比1.25 m3/104m3条件下的井筒结垢区长度要长550 m。
Figure 15. Calcium carbonate prediction curve of Well D at different gas production rates
Figure 16. Calcium sulphate prediction curve of Well D at different water/gas ratios
结合图13~16可以看出，C、D井在不同产气量及不同水气比下均有不同程度的结垢，结垢部位主要分布在井筒中下部，高温高压下的井底处结垢趋势最大。由于气井井筒内的沿程压力变化有限，对于井筒的同一深度位置，产气量越高或水气比越高使得井筒内温度越高，结垢趋势越大；同一产气量下，沿井筒向上温度逐渐下降，结垢趋势也逐渐减小，并且D气井的井筒结垢区域的长度要大于C气井。
综合以上理论与实验结果得到，C和D气井在不同的生产条件下会存在不同的井筒结垢区域，结垢风险相对较大，而A和B气井结垢的可能性很小，基本不存在结垢风险。此外，结垢位置主要为靠近井筒的中下部井段，在不同产气量下，井筒内有不同的碳酸钙结垢深度，随着产气量增大与水气比的增加，结垢井段逐渐增长(结垢深度逐渐变小)。因此，井筒的下半部、高产气量及高水气比情况为深水气井防垢的重点。
-
深水气井由于生产管柱长度大、气井产量变化剧烈、管柱外部温度环境复杂等特点，井筒结垢较陆上气井更加复杂，成为深水气井的一项流动保障难题。深水气井在高水气比及高产气量条件下井筒内具有更高的温度分布，因而更利于垢物的生成，此时需要重点防垢。深水气井的结垢位置主要分布在井筒中下部及近储层部位，防垢措施的采取应当重点针对井筒中下部位。此外，适合深水气井井筒防垢的措施还包括以下几种[23-29]。
(1)选用耐蚀管材。腐蚀垢也是井筒垢物的一种，为提高管柱的耐蚀能力，减缓或避免因腐蚀形成的结垢，可以选用镉、钼含量高，硫、磷等杂质含量低的合金管材或玻璃钢管材。
(2)防垢剂防垢。化学防垢是目前油气田采用的主要防垢措施。化学防垢剂能够与气田水中的结垢离子相互作用来阻止垢物的形成，该方法具有适用性广、效果显著的特点。目前，应用最多的防垢剂有有机膦酸型防垢剂与聚合物型防垢剂等。
(3)添加缓蚀药剂。除添加防垢剂外，还可以添加一些化学药剂来改变环境性质来起到缓蚀作用，从而减缓腐蚀结垢。这类化学药剂包括杀菌剂、除硫剂、除氧剂、pH值调节剂等。
(4)物理法防、除垢。当垢物沉积到一定程度，需要在管柱流动截面出现明显缩小前及时除垢，而对于不易酸洗的气井，则需要采用物理法进行除垢。这类方法主要包括采用铣刀、冲击锤或采用井下射流进行除垢，后者的除垢效果较显著，对井筒完整性影响较小。
-
(1)地层水组成决定了气井井筒的结垢类型，结垢初期由于垢物要在管壁表面附着而导致结垢速率较低，但由于表面附着期很短，气井生产过程中的结垢风险主要取决于结垢稳定时的结垢速率；
(2)其他条件一定时，结垢速率随温度的升高而增加，随压力的增加而减小，深水气井生产过程中不同井深的结垢差异性主要取决于沿程井筒的温度分布。通常井筒中下部及近储层部位为深水气井结垢的主要井段，高产气量及高水气比下井筒结垢趋势较大，因此井筒中下部和高产气量及高水气比条件是防垢重点。
(3)相比陆上气井，深水气井受井筒结垢的影响更大，除垢措施也更加复杂，除垢成本更高。采取及时的防垢手段避免垢物生成或将垢物沉积量控制在容许范围内对维持深水气井的高效安全生产至关重要。
Experimental law of well scaling in the production process of deepwater gas well
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.021
- Rev Recd Date: 2020-01-14
- Available Online: 2020-08-25
-
Key words:
- deepwater gas well /
- scaling experiment /
- scaling prediction /
- scale control & scale removal
Abstract: Offshore gas wells are characterized by large depth, complex scale removing operation and high operation cost, so it is imperative to predict and control the scaling in the wells of deepwater gas wells. In this paper, laboratory experiment and theoretical calculation were combined to evaluate the scaling risks in the wells during the production of four typical deepwater gas wells in the South China Sea Gasfield, predict scaling velocities and scaling positions in the wells of gas wells in the process of production and analyze the scaling characteristics and laws. It is indicated that the scaling type of gas well is controlled by the compositions of formation water and the scaling velocity in the production process of gas well is mainly dependent on the deposition velocity of stable scale after the surface deposition period. The scaling difference at different well depths in the production process of deepwater gas well is mainly dominated by the temperature distribution along the well, and the scale control shall focus on the middle and lower parts of the well and the conditions of high gas production rate and high water/gas ratio. Compared with onshore gas wells, deepwater gas wells are affected more by the scaling in wells, so to keep the efficient and safe production of deepwater gas wells, it is quite important to take the scale control measures in time to prevent the formation of scale and control the scale deposition in the allowable range.
| Citation: | LIU Wenyuan, HU Jinqiu, YAO Tianfu, OUYANG Tiebing, LI Xiangfang. Experimental law of well scaling in the production process of deepwater gas well[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(3): 375-384 doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.021
|
DownLoad: