頁巖油高氣油比水平井復(fù)雜垢型防垢技術(shù)

引用格式：吳霞，黨永潮，趙暉，張鑫，劉小歡，賈劍波，陳臻，龍學(xué)莉. 頁巖油高氣油比水平井復(fù)雜垢型防垢技術(shù)［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（3）：368-376.

摘要：慶城油田長7 頁巖油水平井開發(fā)以來，井筒結(jié)垢程度遠(yuǎn)高于同區(qū)域其它層系，一定程度上影響了開井時率和檢泵周期。頁巖油水平井套壓分布在0.5～2.0 MPa，生產(chǎn)氣油比較高（大于100 m3/t），井口藥劑加注難度較大；井筒垢型復(fù)雜可變，單一的阻垢劑已不能滿足現(xiàn)場使用要求。因此，亟需進(jìn)行頁巖油井筒結(jié)垢機(jī)理及高效防垢工藝研究。通過開展頁巖油不同開發(fā)階段流體性質(zhì)、垢型分析，明確結(jié)垢特征及主要影響因素，投產(chǎn)初期垢質(zhì)主要為碳酸亞鐵，后期生成垢質(zhì)以碳酸鈣、硫酸鈣為主。通過研發(fā)頁巖油復(fù)合阻垢劑及井下點(diǎn)滴加藥裝置，現(xiàn)場試驗(yàn)油井見效5 口，結(jié)果表明連續(xù)監(jiān)測采出液磷元素含量28～40 mg/L，井下點(diǎn)滴加藥裝置釋放藥劑連續(xù)且穩(wěn)定；單井結(jié)垢速率由3.4 mm/a 下降至0.5 mm/a，檢泵周期由155 d 延長至362 d，檢泵周期延長162.2%。研究形成了頁巖油水平井井筒長效防垢技術(shù)，為頁巖油的高效開發(fā)和穩(wěn)產(chǎn)提供了技術(shù)指導(dǎo)和參考經(jīng)驗(yàn)。

關(guān)鍵詞：頁巖油；高氣油比；水平井；井筒；結(jié)垢；碳酸亞鐵；阻垢劑；井下點(diǎn)滴加藥器

中圖分類號：TE39；TE349 文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A

0 引言

鄂爾多斯盆地是我國頁巖油地下原位轉(zhuǎn)化最有潛力和最具代表性的地區(qū)， 已成為長慶油田“二次加快”發(fā)展的重要資源保障［1］。長慶油田在鄂爾多斯盆地探明頁巖油地質(zhì)儲量超過10×108 t，成為我國目前探明儲量規(guī)模最大的頁巖油整裝油田，其中慶城油田為中國發(fā)現(xiàn)的首個10×108 t 級頁巖油大油田［2］。然而在投產(chǎn)后，頁巖油水平井普遍存在結(jié)垢問題，慶城長7 頁巖油水平井總井?dāng)?shù)513 口，結(jié)垢井占比47.1%，垢質(zhì)主要集中分布在泵及泵上300m，厚度為0.5～3 mm。結(jié)垢導(dǎo)致泵閥漏失、卡泵以及開關(guān)器堵塞，造成維護(hù)性作業(yè)占比26.5%。清防難度大，修井頻次高，嚴(yán)重影響原油產(chǎn)出效率［3］。

據(jù)統(tǒng)計，美國因結(jié)垢問題每年間接造成油氣減產(chǎn)損失高達(dá)900 萬美元［4］，而中國因結(jié)垢問題每年間接造成的減產(chǎn)損失高達(dá)3.025 億人民幣。目前中國大慶油田、長慶油田、勝利油田、中原油田［5］、吐哈油田［6］、青海油田、南海潿洲油田［7］等地區(qū)，井筒、采油設(shè)備和地面系統(tǒng)管線均遭受不同程度的結(jié)垢傷害。長慶華池油田華152 采油區(qū)，是華池油區(qū)的重要產(chǎn)油區(qū)塊，由于結(jié)垢導(dǎo)致頻繁卡泵、抽油桿斷裂、孔眼堵塞，產(chǎn)量急劇下降［8］，結(jié)垢物成分主要有：硫酸鈣、硫酸鋇、碳酸鈣、碳酸鎂、碳酸亞鐵、二氧化硅及水分和有機(jī)物等，基本上涵蓋了油田中各種常見的結(jié)垢物類型。結(jié)垢現(xiàn)象嚴(yán)重導(dǎo)致采油指數(shù)大幅度降低，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量同步下降，含水迅速上升，開采費(fèi)用大幅增加，部分油井由于結(jié)垢嚴(yán)重難以繼續(xù)開采，甚至開井半年就被迫關(guān)井，給油田開發(fā)帶來巨大損失。

油田井筒結(jié)垢是一個十分復(fù)雜的過程，涉及到熱力學(xué)、結(jié)晶動力學(xué)、流體動力學(xué)等方面。李洪建等［9］提出溫度升高加劇碳酸鈣的結(jié)垢；錢慧娟等［10］提出壓力對碳酸鈣、硫酸鈣、硫酸鋇及硫酸鍶等垢質(zhì)的溶解度均有影響；陳世軍等［11］研究發(fā)現(xiàn)pH 值對碳酸鈣垢形成的影響最為顯著；涂乙等［12］研究發(fā)現(xiàn)較低的流速有利于垢質(zhì)沉淀且晶核間填充了較多的其他成分垢質(zhì)，質(zhì)地較疏松，隨著流速的增大，離子反應(yīng)速率加快，結(jié)垢加速；流體的性質(zhì)［13］、配伍性［14］、成垢離子濃度［15］等也是結(jié)垢的主要影響因素。石油開采中結(jié)垢是以上多種因素共同作用的結(jié)果，而在油田注水開采中，化學(xué)不相容原理尤為重要。從本質(zhì)上講，結(jié)垢過程是由成垢離子在特定的溫度、壓力等因素作用下，系統(tǒng)內(nèi)熱力學(xué)不穩(wěn)定性和化學(xué)不相容性引起設(shè)備表面結(jié)晶和聚集。結(jié)垢的根源在于原來的均衡態(tài)被打破，當(dāng)流體中同時含有2 種或多種不配伍的水，或者當(dāng)流體流動過程中發(fā)生溫度和壓力的變化，或者流體的化學(xué)組分失衡時，就有可能發(fā)生結(jié)垢［16］。所以，對于一個油田，結(jié)垢現(xiàn)象可能出現(xiàn)在從地層到井筒，再到地面系統(tǒng)的任何位置。

目前各大油田在處理結(jié)垢問題上，投加阻垢劑是一種常用的治理措施。黃晶等［17］對天然阻垢劑、無機(jī)磷酸鹽阻垢劑和聚合物阻垢劑的性能進(jìn)行了評價研究；徐素鵬等［18］闡述了化學(xué)阻垢法中油田阻垢劑的發(fā)展、各阻垢劑的優(yōu)缺點(diǎn)及適用場合；陳勇等［19］對新型油田阻垢劑的合成和性能進(jìn)行探究?，F(xiàn)場試驗(yàn)證明，投加阻垢劑是一種行之有效的方法，具有工藝簡便、費(fèi)用低廉、防垢性能好等優(yōu)點(diǎn)。但由于油田的水質(zhì)組成非常復(fù)雜，并且各個油田都存在著很大差異，成垢離子濃度高，垢成分復(fù)雜，目前大多阻垢劑的阻垢效果比較單一，只對單一垢的阻垢效果比較好，對其它垢可能起不到有效的作用。另外，硫酸鈣、硫酸鋇、硫酸鍶等難溶垢具有極低的溶解度［20］，一旦結(jié)垢就很難治理，許多阻垢劑難以達(dá)到預(yù)期效果。

頁巖油開發(fā)技術(shù)復(fù)雜，生成流程（鉆井、壓裂、燜井、投產(chǎn)、生產(chǎn)） 多且周期較長，儲層和縫網(wǎng)體系內(nèi)部的溫壓條件隨著開采進(jìn)行在持續(xù)變化，含水率也會逐漸上升［21］，導(dǎo)致在水平井開發(fā)的不同階段和時間節(jié)點(diǎn)，形成的結(jié)垢組分差別很大，時間異質(zhì)性強(qiáng)。例如長慶華H40 平臺的長7 水平井結(jié)垢初期以碳酸亞鐵為主，后期則以碳酸鈣為主，容易與返砂形成混合垢，而地面的集輸系統(tǒng)在2022 年后則出現(xiàn)硫酸鋇為主的混合垢，充分體現(xiàn)了結(jié)垢形成機(jī)理的復(fù)雜性［22］。亟需對頁巖油水平井井筒結(jié)垢原因進(jìn)行分析，開展頁巖油水平井的結(jié)垢規(guī)律研究，研發(fā)合成高效阻垢劑，配套優(yōu)化井筒防垢工藝，探索形成頁巖油井筒長效防垢技術(shù)。

1 方法過程

1.1 室內(nèi)研究

1.1.1 水平井結(jié)垢成因分析

（1） 水平井井筒垢型分析。慶城長7 頁巖油水平井總井?dāng)?shù)513 口，2020—2023 年在沖砂過程中累計發(fā)現(xiàn)水平段砂垢膠結(jié)井84 口，占開井?dāng)?shù)16.3%，重點(diǎn)分布在10 個平臺，砂垢膠結(jié)發(fā)生在水平段射孔炮眼附近，呈無規(guī)律分布。砂垢膠結(jié)物微觀呈砂質(zhì)核結(jié)構(gòu)，二氧化硅核被碳酸亞鐵、碳酸鈣和硫酸鈣膠結(jié)成塊。截至2023 年底直井段結(jié)垢井占比47.1%，集中在泵及泵上300 m，厚度0.5～3 mm。通過對不同開發(fā)階段井筒管桿泵閥處的垢樣進(jìn)行EDS 能譜分析、掃描電子顯微鏡分析，結(jié)果顯示垢型以碳酸鈣為主，含有少量碳酸亞鐵、硫酸鈣和二氧化硅。水平井H22 因固定凡爾罩漏失導(dǎo)致檢泵，起出發(fā)現(xiàn)泵筒內(nèi)有大量垢渣，取100 g 泵筒垢樣采用電子顯微鏡分析其表面形貌。分析結(jié)果如圖1 所示。

從圖1 中可以看出，垢樣粒間孔隙發(fā)育且大部分顆粒被碳酸鹽包裹，團(tuán)塊狀鐵質(zhì)表面附著有硫酸鈣碎屑，鐵方解石包裹石英顆粒并充填孔隙，見鐵方解石包殼雙層結(jié)構(gòu)。對H22 井垢樣表面產(chǎn)物進(jìn)行EDS 分析元素組成及含量分析，垢樣成分主要含有鈣、鐵、碳以及少量硅、氧等元素，鈣元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為22.32%，鐵元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為58.11%，碳元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.82%，氧元素質(zhì)量分?jǐn)?shù)為16.75%，因此判斷垢樣主要成分為碳酸鈣、碳酸亞鐵和硫酸鈣。

（2） 水平井采出液成垢離子分析。通過連續(xù)監(jiān)測H90 井投產(chǎn)后成垢離子鈣、鋇、鍶、亞鐵、碳酸氫根濃度變化，分析其規(guī)律后可以發(fā)現(xiàn)：投產(chǎn)初期鈣離子濃度較低（550～600 mg/L），隨著投產(chǎn)時間延長，鈣離子濃度逐漸升高，6 個月后其值趨于穩(wěn)定（1 400mg/L 左右）；投產(chǎn)初期鋇鍶離子濃度較低（80～100mg/L），隨著投產(chǎn)時間延長，鋇鍶離子濃度逐漸升高，6 個月后趨于穩(wěn)定，在220 mg/L 左右；投產(chǎn)初期亞鐵離子濃度較高（50～60 mg/L），隨著投產(chǎn)時間延長，離子濃度逐漸下降至20 mg/L。

水平井地層水測試結(jié)果顯示，水質(zhì)離子成分是影響是否成垢的主要因素。按照蘇林分類法長7 水平井地層水型為氯化鈣型，pH 值為5.52～6.7，地層水偏酸性，礦化度普遍很高，最高達(dá)65 691 mg/L。

綜上所述，水平井采出液中鈣鎂等成垢陽離子、碳酸氫根等成垢陰離子含量較高，高含量的成垢離子為結(jié)垢的主要內(nèi)部因素。

（3） 溫度對結(jié)垢的影響。為了研究溫度對井筒結(jié)垢的影響，參考了唐玉強(qiáng)等［23］不同溫度靜態(tài)結(jié)垢試驗(yàn)方法。溶液采用現(xiàn)場所取產(chǎn)出水，并依據(jù)各井從井口至井底實(shí)際運(yùn)行溫度區(qū)間，分別在30～100 ℃ 不同溫度條件下，恒溫水浴200 h 試樣表面的結(jié)垢情況，測量計算不同溫度下的結(jié)垢量，結(jié)果如圖2 所示。

從圖2 中可以看出，H38 溫度在30 ℃ 時采出水結(jié)垢量為0.5 mg/L，隨溫度升高呈單向遞增的趨勢，加溫到60 ℃ 時采出水結(jié)垢量為3.0 mg/L，溫度上升到100 ℃ 時采出水結(jié)垢量為6.5 mg/L；H325 溫度在30 ℃ 時采出水結(jié)垢量為1.2 mg/L，隨著溫度升高呈單向遞增的趨勢，加溫到60 ℃ 時采出水結(jié)垢量為4.0 mg/L，溫度上升到100 ℃ 時采出水結(jié)垢量為7.8 mg/L；H90 溫度在30 ℃ 時采出水結(jié)垢量為1.8 mg/L，隨溫度升高呈單向遞增趨勢，加溫到60℃ 時采出水結(jié)垢量為4.8 mg/L，溫度上升到100 ℃時采出水結(jié)垢量為9.8 mg/L。說明溫度升高有助于垢的形成。

（4） 壓力對結(jié)垢的影響。為了研究壓力對井筒結(jié)垢的影響，參考了王希友等［24］不同壓力下靜態(tài)結(jié)垢實(shí)驗(yàn)方法。在其它因素保持不變的情況下對3 口井進(jìn)行室內(nèi)模擬結(jié)垢實(shí)驗(yàn)。溶液采用現(xiàn)場所取產(chǎn)出水，維持恒溫水浴80 ℃、140 h 條件，測試不同壓力下的結(jié)垢量，研究不同壓力對結(jié)垢量的影響規(guī)律，結(jié)果如圖3 所示。

從圖3 中可以看出，H38 壓力為1 MPa 時采出水結(jié)垢量為4.2 mg/L，隨壓力升高呈單向遞減趨勢，壓力升高到1 MPa 時采出水結(jié)垢量為3.7 mg/L；H325 壓力在1 MPa 時采出水結(jié)垢量為5.5 mg/L，隨壓力升高呈單向遞減趨勢，壓力升高到6 MPa 時采出水結(jié)垢量為4.85 mg/L；H90 壓力在1 MPa 時采出水結(jié)垢量為6.2 mg/L，隨壓力升高呈單向遞減趨勢，壓力升高到6 MPa 時采出水結(jié)垢量為5.55 mg/L。說明壓力降低有助于垢質(zhì)的形成。

綜上所述，結(jié)合不同溫度和不同壓力下結(jié)垢量的變化規(guī)律可以看出，溫度和壓力是結(jié)垢量的主要外部因素。原油在生產(chǎn)過程中，當(dāng)流體從相對高壓地層流向壓力較低的井筒時，壓力降低，二氧化碳從水中逸出，加速垢質(zhì)的沉積；碳酸鈣溶解度隨溫度升高而降低，從井底到地面溫度逐漸降低，結(jié)垢量逐漸減少。

（5） 碳酸亞鐵垢形成。高溫高壓環(huán)境中鐵白云石等礦物極易溶解于弱酸性流體釋放亞鐵離子，流體因壓力、pH 值變化導(dǎo)致碳酸亞鐵沉積。當(dāng)溫度為60 ℃、pH=6 時，碳酸亞鐵溶解的正反應(yīng)常數(shù)較小，碳酸亞鐵不穩(wěn)定。由于碳酸亞鐵溶度積常數(shù)小于碳酸鈣溶度積常數(shù)，因此先出現(xiàn)碳酸亞鐵垢沉淀，主要發(fā)生在返排期，與水平井水平段碳酸亞鐵垢型特征分析結(jié)果一致。

（6） 碳酸鹽垢形成。原油在生產(chǎn)過程中，其溫度、壓力等參數(shù)會發(fā)生變化，破壞先前的熱力學(xué)條件。當(dāng)其穩(wěn)定的平衡條件發(fā)生變化，鈣、碳酸氫根離子就會相互結(jié)合生成碳酸氫鈣。然而碳酸氫鈣極其不穩(wěn)定，很容易分解形成碳酸鈣顆粒。反應(yīng)達(dá)到平衡后，采出液各成分會維持動態(tài)的平衡，碳酸鈣顆粒會逐漸沉積，最終經(jīng)過時間的積累形成垢質(zhì)，與井筒碳酸鈣垢型特征分析結(jié)果一致。

1.1.2 阻垢劑合成

頁巖油水平井井筒成垢離子濃度高，垢質(zhì)組分十分復(fù)雜，現(xiàn)有阻垢劑的阻垢效果比較單一，僅對一種垢的阻垢效果比較好，而對其他垢則沒有明顯的抑制作用。因此，合成了一種多膦阻垢劑，它對各種垢均能起到有效的阻垢作用。該阻垢劑可以與多個金屬離子螯合，形成多個單體結(jié)構(gòu)大分子網(wǎng)狀絡(luò)合物，松散地分散于水中，使鈣垢正常結(jié)晶被破壞；同時它可以通過表面活性劑的作用，使垢晶變得不規(guī)則和不均勻，從而減少垢的附著和積聚。

（1） 實(shí)驗(yàn)所需原料及試劑。阻垢劑合成主要原料及試劑有：亞磷酸，分析純，天津市富力化學(xué)試劑廠；丁二腈，分析純，天津市大茂化學(xué)試劑廠；三氯化磷，分析純，上海麥克林生化科技股份有限公司；甲醛：分析純，天津市科密歐化學(xué)試劑有限公司；無水甲醇、無水乙醇，分析純，江蘇富力化工有限公司。

（2） 實(shí)驗(yàn)裝置。主要測試儀器包括：傅里葉紅外光譜儀，德國Bruker-Verte；核磁共振波譜儀，德國Bruker；動態(tài)流變儀，國產(chǎn)AR2000ex； BT9300Z 型激光粒度分析儀，英國Malvern；S-4800 型掃描電子顯微鏡，Hitachi 公司；GTS-2000-S 型伺服系統(tǒng)萬能試驗(yàn)機(jī)，臺灣高鐵科技股份有限公司。

（3） 化學(xué)合成反應(yīng)。將丁二腈、亞磷酸按一定比例加入帶有溫度計和冷凝器的4 口燒瓶中，在室溫下攪拌均勻，升溫到40 ℃，緩慢滴加三氯化磷，然后升溫到80 ℃ 保溫8 h。反應(yīng)結(jié)束后用甲醇重結(jié)晶2 次，得到四膦鹽中間體BPS-1。

將BPS-1、亞磷酸加入帶有溫度計和冷凝器的4 口燒瓶中，在室溫下攪拌均勻并充入高純氮?dú)猓郎氐?0 ℃，緩慢滴加甲醛溶液，然后升溫到105 ℃保溫8 h。反應(yīng)結(jié)束后用甲醇重結(jié)晶2 次，得到小分子多膦阻垢劑ZG。

1.1.3 防垢加藥工具研制

針對常規(guī)套管加藥不均勻、腐蝕套管，井下固體阻垢藥劑受井溫影響有效期短的問題，設(shè)計了井下電控智能加藥裝置。通過電機(jī)帶動活塞往復(fù)運(yùn)動，形成藥劑與采出液的連通通道，通過控制通道開關(guān)時間及配合隔離塞的配重，將藥劑擠入井液中，實(shí)現(xiàn)藥劑在井下的定時、定量、連續(xù)投加的功能。隨電機(jī)配套的還有電池、電控組件等被集成到加藥主體中；設(shè)計中同時還要滿足防腐蝕、加藥制度等。

防垢加藥工具設(shè)計原則為：密封配套零件全部使用不銹鋼，防止腐蝕穿孔造成電控組成短路；藥劑為液體，無固體顆粒，主體采用中心安裝電控組件，環(huán)空加工橋式通道作為藥劑通道；電控設(shè)置功能采用二進(jìn)制拔碼器，可根據(jù)每口井井況不同任意設(shè)置加藥頻率，電池采用耐高溫電池，電量及使用壽命大于1 年；按照每2 h 投加1 次的頻率計算，每天投加12 次，根據(jù)頁巖油井筒結(jié)垢程度確定單次阻垢劑的釋放量。

（1） 管柱結(jié)構(gòu)。防垢加藥工具自上而下管柱結(jié)構(gòu)為：?73 mm 油管+抽油泵+生產(chǎn)眼管+擋板+平衡眼管+隔離塞+儲藥管+點(diǎn)滴加藥器+防墜落裝置。隔離塞：將井筒液體與待自動加藥的液體隔離開，主要由隔離膠筒和配重體組成，膠筒與儲藥管內(nèi)壁擠壓從而隔離上下液體，因?yàn)槟z筒擠壓儲藥管內(nèi)壁，滑動時會產(chǎn)生摩擦力，所以增加平衡配重，平衡此摩擦力。儲藥管：一般采用5～10 根管壁平整光滑的油管。擋板：因?yàn)樵撗b置在泵下，生產(chǎn)眼管進(jìn)液會帶入砂垢等顆粒，顆粒下沉到隔離塞上，會造成隔離塞砂卡或不平衡，所以必須在生產(chǎn)眼管下加尾管和擋板，用于沉砂，避免砂垢影響隔離塞，擋板上部連接沉砂尾管，下部連接平衡眼管。平衡眼管：隔離塞在儲藥管內(nèi)下滑時，上部會讓出空間形成真空，阻止隔離塞下滑，所以必須裝平衡眼管，使井液進(jìn)入平衡讓出的空間。點(diǎn)滴加藥器：用于將儲藥管中的液體藥劑按照預(yù)定周期，自動釋放到井筒中；該裝置主要由電池、電控組件、電機(jī)、開關(guān)活塞、內(nèi)套和外套等組成。

（2） 電控設(shè)置。工具入井前需打開外筒及內(nèi)部主控電路內(nèi)筒，設(shè)置加藥周期，并將供電線接入到預(yù)留接線柱上。智能加藥周期設(shè)置通過工具內(nèi)部主控板上的撥碼開關(guān)來設(shè)置，設(shè)置規(guī)律采用二進(jìn)制編碼，撥碼開關(guān)第八位為主控板電源開關(guān)。

1.2 現(xiàn)場應(yīng)用

試驗(yàn)井選取10 口2018—2022 年不同開發(fā)階段、不同結(jié)垢程度的水平井開展井下點(diǎn)滴加藥器注入合成阻垢劑ZG 入井試驗(yàn)。阻垢劑試驗(yàn)井基本信息見表1。

由表1 可看出，試驗(yàn)井液量變化范圍為13～20m3，結(jié)垢速度為2.5～3.8 mm/a，結(jié)垢程度嚴(yán)重，一次性將500～1 000 kg 阻垢劑裝入儲藥管，投加濃度為80～120 mg/L，連續(xù)投加365 d。單井阻垢劑投加量：根據(jù)單井液量及結(jié)垢嚴(yán)重程度確定加藥濃度，結(jié)垢速率小于3.0 mm/a 時投加濃度為80 mg/L，結(jié)垢速度≥3.0 mm/a 時投加濃度為100 mg/L；加藥量=日產(chǎn)液×加藥濃度×365 d。井下點(diǎn)滴加藥器入井：裝置下入位置為儲藥管與防墜落裝置的中間；將阻垢劑一次性裝入儲藥管，釋放周期為2 h/次，可連續(xù)投加365 d，實(shí)現(xiàn)全井段防垢。加藥裝置主要由電池、電控組件、電機(jī)、開關(guān)活塞和內(nèi)外套等組成，內(nèi)套通過各自接頭串連密封，與井液隔離，內(nèi)部裝入電池、電機(jī)、電控組成，內(nèi)套與外套之間的間隙是藥劑流道，在隔離塞重力下將藥劑擠入井液中，電機(jī)控制活塞開關(guān)時間實(shí)現(xiàn)每次加藥量和頻率。

例如，A 井2023 年2 月1 日因凡爾罩結(jié)垢漏失導(dǎo)致檢泵，5 根尾管結(jié)垢厚度為2～3 mm，眼管其中2/3 的孔眼被垢質(zhì)堵實(shí)，泵上1～30 根油管內(nèi)壁結(jié)垢為1.0～1.5 mm，結(jié)垢速率2.5 mm/a，敲碎呈片狀，垢樣主要成分為碳酸鈣、碳酸亞鐵和硫酸鈣垢。A 井日產(chǎn)液為18.2 m3，檢泵周期為200 d，根據(jù)結(jié)垢程度設(shè)計加藥濃度為80 mg/L，經(jīng)過計算阻垢劑的投加量為531 kg/a，設(shè)置點(diǎn)滴加藥器加藥周期2 h 釋放一次。根據(jù)投加量及點(diǎn)滴加藥器參數(shù)入井試驗(yàn)。

2 結(jié)果現(xiàn)象分析討論

2.1 單井結(jié)垢速率下降討論

頁巖油水平井井筒的主要結(jié)垢類型為碳酸鈣垢，因此阻垢劑現(xiàn)場效果評價主要是分析采出液中成垢離子的鈣含量變化。連續(xù)監(jiān)測水平井A 采出液中的鈣離子含量，平均每10 d 監(jiān)測一次。水平井A 投加阻垢劑的濃度為80～120 mg/L，投加前鈣離子的平均含量為1 129 mg/L，投加后鈣離子的平均含量為1 771 mg/L，采出液螯合出來的成垢離子含量明顯高于加藥前，鈣離子增加57%，阻垢效果明顯，有效降低結(jié)垢速率。

2.1.1 阻垢劑效果評價

（1） 對碳酸鈣的阻垢性能評價。阻垢劑性能評價條件：鈣離子濃度為1 780 mg/L，碳酸氫根離子濃度為1 396 mg/L。對不同濃度阻垢劑的阻垢率進(jìn)行測定，對比多膦阻垢劑ZG 與普通阻垢劑的碳酸鈣阻垢效果，如圖4 所示。隨著阻垢劑ZG 用量的增加，對碳酸鈣的阻垢性能呈上升趨勢，當(dāng)濃度為80mg/L 時阻垢率能達(dá)到92.5%，繼續(xù)增大阻垢劑的用量，阻垢率無明顯的變化，表現(xiàn)出溶限效應(yīng)。

（2） 對碳酸亞鐵的阻垢性能評價。對不同濃度阻垢劑的碳酸亞鐵阻垢率進(jìn)行測定，對比多膦阻垢劑ZG 與普通阻垢劑的阻垢效果， 如圖5 所示。ZG 阻垢劑濃度在80 mg/L 時阻垢率能達(dá)84%，繼續(xù)增大濃度，阻垢率變化不明顯。普通阻垢劑在不同濃度下，阻垢率均為0，沒有防碳酸亞鐵垢的性能。ZG 阻垢劑表現(xiàn)出了良好的阻碳酸亞鐵垢性能。

（3） 對硫酸鈣的阻垢性能評價。評價條件：鈣離子濃度為1 862 mg/L，硫酸根濃度為2 103 mg/L。對不同濃度阻垢劑的阻垢率進(jìn)行測定，研究對比多膦阻垢劑ZG 與普通阻垢劑的阻垢效果，如圖6 所示。當(dāng)濃度在80 mg/L 時，阻垢劑ZG 的阻垢率能達(dá)到98.9%，繼續(xù)增大濃度至120 mg/L 時，阻垢率變化不明顯。普通阻垢劑濃度為80～120 mg/L 時阻垢率均未超過95%， 整體保持在90% 左右， 與ZG 相比其阻垢性能較差。

綜上所述，可以得到阻垢劑ZG 的合理用量范圍為80～100 mg/L，在此用量范圍內(nèi)，其阻垢效果優(yōu)于普通阻垢劑，表現(xiàn)出了良好的阻碳酸鈣、碳酸亞鐵、硫酸鈣垢性能。

2.1.2 井下智能點(diǎn)滴加藥器效果評價

合成的阻垢劑ZG 主要成分為磷，采出液中成垢陽離子與多膦鹽發(fā)生化學(xué)反應(yīng)時，形成可溶性的絡(luò)合物或穩(wěn)定的沉淀物。這些化合物可以穩(wěn)定存在于采出液中，被采出液帶走，而不會在井筒沉積。

通過連續(xù)監(jiān)測智能點(diǎn)滴加藥器試驗(yàn)井采出液磷元素含量，可以判斷點(diǎn)滴加藥器在井底釋放藥劑的連續(xù)性和穩(wěn)定性，監(jiān)測頻率為入井前5 d 每隔2 h 取樣分析，之后每天取樣分析一次。通過化驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，水平井試驗(yàn)井A 井下點(diǎn)滴加藥器入井前采出液中磷元素含量為0，試驗(yàn)該儀器后采出液中磷元素含量持續(xù)穩(wěn)定在28～40 mg/L，檢測出的磷元素含量與ZG 阻垢劑主要成分一致，說明井下點(diǎn)滴加藥器按照設(shè)置參數(shù)釋放藥劑連續(xù)穩(wěn)定。與試驗(yàn)前相比，可對比井檢泵前平均單井結(jié)垢速率3.4 mm/a，檢泵時對管柱結(jié)垢情況進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)可對比井泵閥油管桿均無明顯結(jié)垢，平均結(jié)垢速率降至0.5 mm/a。

2.2 水平井檢泵周期延長討論

2023 年全年試驗(yàn)水平井井筒投加阻垢劑10 口井，試驗(yàn)效果對比如表2 所示。對比數(shù)據(jù)分析已見效5 井次，平均檢泵周期由155 d 上升至362 d，檢泵周期平均延長162.2%，每年每口井作業(yè)頻次由2.21 次降至0.99 次， 平均每年每口井減少作業(yè)12.2 井次，減少作業(yè)費(fèi)用31 萬元人民幣。例如，A 水平井從2023 年2 月1 日配套井下點(diǎn)滴加藥器注入阻垢劑開始，截至2024 年4 月底該井已連續(xù)生產(chǎn)450 d，與原檢泵周期200 d 對比已超過250 d，油井檢泵周期得到有效延長。D 水平井2024 年4 月措施酸化解堵，對該井起管柱結(jié)垢情況進(jìn)行檢查，固定球座、泵筒及以上油管外壁較清潔無結(jié)垢現(xiàn)象，可以達(dá)到防止采出液成垢陽離子析出并結(jié)晶長大。該阻垢技術(shù)的應(yīng)用可實(shí)現(xiàn)水平井全井段阻垢防垢，油井檢泵周期得到延長。

3 結(jié)論與建議

（1） 形成了一種頁巖油水平井井筒全流程防垢技術(shù)，通過井筒結(jié)垢特征與機(jī)理的研究、高效阻垢劑的合成、智能井下點(diǎn)滴加藥器的研發(fā)，解決了油井采出液成垢離子含量高、垢型復(fù)雜、生產(chǎn)氣油比高進(jìn)而導(dǎo)致套管投加阻垢劑難以見效的問題。

（2） 頁巖油水平段砂垢膠結(jié)物微觀呈現(xiàn)砂質(zhì)（核） 結(jié)構(gòu)，初期以碳酸亞鐵為主，后期以碳酸鈣為主。原油從地層流向井筒時，其溫度、壓力等參數(shù)會發(fā)生變化，破壞先前的熱力學(xué)條件，導(dǎo)致成垢離子沉積形成結(jié)垢，垢型以碳酸鈣為主，含有少量碳酸亞鐵和硫酸鈣。

（3） 通過化學(xué)防垢研究，合成了適用于水平井井筒防垢的ZG 阻垢劑，阻垢性能優(yōu)于普通阻垢劑。設(shè)計水平井井下點(diǎn)滴加藥器可實(shí)現(xiàn)阻垢劑從井底連續(xù)穩(wěn)定地釋放，現(xiàn)場單井結(jié)垢速率由3.4 mm/a 下降至0.5 mm/a，平均檢泵周期由155 d 上升至362 d，檢泵周期平均延長162.2%。

（4） 頁巖油水平井不同開發(fā)階段采出液成垢離子差異大、井筒垢型復(fù)雜，僅靠一種阻垢劑難以滿足現(xiàn)場需求，下一步繼續(xù)針對不同垢型研發(fā)適配的阻垢劑，形成完善有效的頁巖油水平井防垢體系。