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摘要：结合A油田B区某块三元复合驱工业试验区块现场情况，分析了三元抽油机井卡泵前的各种特征，根据单井情况，有针对性地及时采取预防措施，有效防止三元油井卡泵，节约开发成本。
关键词：三元复合驱；结垢；卡泵
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：
强碱三元复合驱油技术可以大幅度提高采收率，但在采出井暴露出结垢的问题，抽油机井频繁卡泵，严重影响了油井时率，增加了开采难度。2007年8月注入前置聚合物段塞，2007年11月开始注三元主段塞，2008年6月出现第一口垢卡井。2009年1月到8月该区块因卡泵影响的时率达到1.9%，也影响了综合经济效益。目前该区块主要以化学防垢为主，物理防垢为辅，通过不断实践，对该区块不断有新的认识。通过分析抽油机井卡泵前特征，结合单井情况，及时采取预防措施，有针对性地投加防垢药剂，有效防止卡泵且节约成本。
1三元抽油机井卡泵前特征
1.1采出液离子变化
三元复合驱随着碱的注入，地层原有的离子平衡被打破，HCO3-转化为C032-，使地层中的C032-含量上升，生成碳酸盐沉淀。碳酸盐垢形成是先形成晶核后着附，属有晶型垢，主要是溶液中离子达到饱和状态后结晶析出。而硅垢的形成主要是碱溶蚀岩石，硅以可溶性硅酸盐的形式转移，硅酸根水解形成硅酸，硅酸在碱性条件下连续缩合生成凝胶，凝胶脱水最终生成无定型二氧化硅。硅垢可为碳酸盐垢提供晶核，碳酸盐垢可为硅酸盐胶体提供着附表面，两者有相互促进作用。A油田B区某块垢组分以碳酸盐垢为主，除了含有钙、镁、硅垢之外，还出现了钡垢、锶垢，钡垢含量达到30%～50%。碱是导致结垢的主要因素，另外钙、镁的存在降低了可溶性硅离子浓度，加速结垢。B区某块三元污水pH一般在8.5左右，统计 143口三元采出井中作业发现结垢的有47口井，这47口结垢井有46口井作业发现结垢前pH值都达到9以上，统计表明，采出液pH在9以上此时三元井进入结垢期。一般结垢的临界点为钙、镁、硅离子突然减少，HCO3-转化为C032-也相应减少，形成碳酸盐垢。A41井在3月15日首次卡泵，由图1可知，该井在2008年12月开始结垢，主要是硅离子变化明显；A34井在2008年11月测试的pH值超过9，阳离子变化明显，见图2，此时该井开始进入结垢期，该井在2009年5月作业发现杆、管及泵结垢严重。相反PH值增加会使可溶性硅离子浓度增大，结垢趋势减弱，一般采出液pH值在10以上结垢基本属于末期，相对结垢不是很严重。通过单井采出液离子变化可预测三元井是否进入结垢期，及时采取预防措施。
图1 A41井离子变化曲线图2A34井离子变化曲线
1.2抽油机井电流变化
依照能量守恒的原理：当光杆上行时：电机做功+曲柄重力做功=抽油杆及液柱重力做功+摩擦载荷做功；当光杆下行时：电机做功+抽油杆及液柱重力做功=曲柄重力做功+摩擦载荷做功。而电机做功=U·I·t，在抽油机电压稳定的前提下，井下情況的变化就可以通过电机的电流变化体现出来。当井下结垢时，电机的电流变化比较大，大体规律是抽油机井上、下电流都增大。光杆上行时：抽油杆、液柱重力做功及曲柄重力做功不变，但摩擦载荷增大，故电机做功增大，电流变大；光杆下行时：抽油杆、液柱重力做功及曲柄重力做功不变，但摩擦载荷增大，故电机做功增大，电流变大。表2为结垢井与非结垢井电流变化，可以明显看出结垢井上下电流逐渐变大，未结垢井电流变化不大。电流是每天都录取的值，且比功图测试周期短，易于发现单井结垢程度，及时采取预防措施。
表2 结垢井与非结垢井电流变化对比
1.3抽油机井示功图变化
三元抽油机井结垢，主要是从下往上结垢依次减缓，活塞首先结垢，柱塞在泵内部分垢的附着强度大，杆管上垢的附着强度较弱。活塞结垢摩擦阻力增大导致抽油机悬点载荷增大，示功图上反应为悬点最大载荷增大，悬点最小载荷减少。目前该区块已作业发现结垢的44口抽油机井在卡泵前可以明显看出示功图载荷变化。图3最后一张功图为该井卡泵前示功图，可以看出载荷变化明显。可以通过连续的几个月的示功图对比可明显看出结垢井结垢程度，从而根据具体情况采取相应措施，如进行井口冲击式加药或加大化学防垢药剂的加入量，从而有效防止活塞卡死。
图3 A46井4个月功图对比图4 A37示功图
另外，三元井的示功图普遍都有一个特点，示功图增载线部分呈弧状，即抽油机悬点上冲程时增载缓慢，试验区102口抽油机井有34口井示功图显示此特征，其中有19口井作业时发现结垢严重。主要是因为活塞游动凡尔球与凡尔球座结垢，导致上冲程时凡尔球关闭不严，引起轻微泵漏失，示功图增载缓慢。目前该区块此类示功图多为供液不足，主要是因为产量低，井筒中液柱压力低，这样垢影响的漏失量会增大，示功图增载缓慢变得明显。A37井示功图显示此特征，作业时剖泵发现下游动凡尔球座结垢严重，功图见图4。示功图增载线呈弧状影响因素是多方面的，目前该区块三元井产气量大，每天外输气量在2万方左右，三元中转站外输液产生大量气泡，单井取样普遍存在大量气体。活塞上行时，油气混合物进入泵内，并且随着活塞继续向上运动，泵内压力降低，溶解在石油中的气体大量分离出来，同时气体产生膨胀，使光杆载荷不能很快地增加到最大理论值。因此，增载过程变慢也同样受气影响。另外试验区三元抽油机井长期不洗井，蜡影响导致游动凡尔关不严，引起轻微漏失同样会使功图产生此现象。
1.4抽油机井外部特征变化
结垢抽油机井在抽汲过程中由于负荷增大，会表现出一些明显的外部特征，如悬绳器下行过程中时产生明显晃动，由于活塞表面及泵衬套结垢不均匀，下行过程中摩擦阻力变化大导致悬点晃动。A47井作业发现结垢严重，该井有液体防垢装置，作业后4个月悬绳器晃动明显，功图显示载荷变化大，从而采用冲击式加药同时加大了防垢剂加入量，免修期已达到166天；三元井结垢严重最直接的反应就是皮带频繁磨断，主要是因为结垢严重井下冲程时受摩擦阻力影响悬点载荷明显减小，导致电机举升平衡块困难，电机负荷增大，电机轮与皮带相对运动不同步造成皮带磨损。目前该区块平均每天因结垢导致皮带断的井数占所有皮带断井数的75%；卡泵前有很多井都是首先发现光杆有时不同步，此特征明显，易于发现。试验区有4口井都是首先发现光杆偶尔不同步，采取冲击式加药后采用液体加药成功避免了卡泵。三元油井可以根据采出液离子变化来判断单井是否进入结垢期，进入结垢期的油井可以根据电流变化、功图载荷变化来判断单井结垢严重程度，油井卡泵前一般会表现出一些易于发现的明显外部特征，及时采取应对措施，可以成功避免卡泵。
2结论
（1）三元油井采出液pH值变为9以上，证明该井已开始进入结垢期。进入结垢期后抽油机井负荷开始增大，示功图显示悬点最大载荷增大，最小载荷减少，部分井示功图增载线呈弧状，油井上下电流增大，根据这些特征变化即可判断油井结垢严重程度，及时采取预防措施，有效防止卡泵。
（2）三元抽油机井在结垢严重时会表现出一些外部特征，如悬绳器晃动、皮带易断、电机过热偷停等，及时采取冲击式加药，同时增大防垢药剂加入量会避免一些井卡泵。
参考文献：
[1]贾忠伟．三元复合驱结垢机理及防垢技术研究[G]．黑龙江省石油学会首届学术年会优秀论文集．北京：石油工业出版社，2003：144～152．
关键词：三元复合驱；结垢；卡泵
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：
强碱三元复合驱油技术可以大幅度提高采收率，但在采出井暴露出结垢的问题，抽油机井频繁卡泵，严重影响了油井时率，增加了开采难度。2007年8月注入前置聚合物段塞，2007年11月开始注三元主段塞，2008年6月出现第一口垢卡井。2009年1月到8月该区块因卡泵影响的时率达到1.9%，也影响了综合经济效益。目前该区块主要以化学防垢为主，物理防垢为辅，通过不断实践，对该区块不断有新的认识。通过分析抽油机井卡泵前特征，结合单井情况，及时采取预防措施，有针对性地投加防垢药剂，有效防止卡泵且节约成本。
1三元抽油机井卡泵前特征
1.1采出液离子变化
三元复合驱随着碱的注入，地层原有的离子平衡被打破，HCO3-转化为C032-，使地层中的C032-含量上升，生成碳酸盐沉淀。碳酸盐垢形成是先形成晶核后着附，属有晶型垢，主要是溶液中离子达到饱和状态后结晶析出。而硅垢的形成主要是碱溶蚀岩石，硅以可溶性硅酸盐的形式转移，硅酸根水解形成硅酸，硅酸在碱性条件下连续缩合生成凝胶，凝胶脱水最终生成无定型二氧化硅。硅垢可为碳酸盐垢提供晶核，碳酸盐垢可为硅酸盐胶体提供着附表面，两者有相互促进作用。A油田B区某块垢组分以碳酸盐垢为主，除了含有钙、镁、硅垢之外，还出现了钡垢、锶垢，钡垢含量达到30%～50%。碱是导致结垢的主要因素，另外钙、镁的存在降低了可溶性硅离子浓度，加速结垢。B区某块三元污水pH一般在8.5左右，统计 143口三元采出井中作业发现结垢的有47口井，这47口结垢井有46口井作业发现结垢前pH值都达到9以上，统计表明，采出液pH在9以上此时三元井进入结垢期。一般结垢的临界点为钙、镁、硅离子突然减少，HCO3-转化为C032-也相应减少，形成碳酸盐垢。A41井在3月15日首次卡泵，由图1可知，该井在2008年12月开始结垢，主要是硅离子变化明显；A34井在2008年11月测试的pH值超过9，阳离子变化明显，见图2，此时该井开始进入结垢期，该井在2009年5月作业发现杆、管及泵结垢严重。相反PH值增加会使可溶性硅离子浓度增大，结垢趋势减弱，一般采出液pH值在10以上结垢基本属于末期，相对结垢不是很严重。通过单井采出液离子变化可预测三元井是否进入结垢期，及时采取预防措施。
图1 A41井离子变化曲线图2A34井离子变化曲线
1.2抽油机井电流变化
依照能量守恒的原理：当光杆上行时：电机做功+曲柄重力做功=抽油杆及液柱重力做功+摩擦载荷做功；当光杆下行时：电机做功+抽油杆及液柱重力做功=曲柄重力做功+摩擦载荷做功。而电机做功=U·I·t，在抽油机电压稳定的前提下，井下情況的变化就可以通过电机的电流变化体现出来。当井下结垢时，电机的电流变化比较大，大体规律是抽油机井上、下电流都增大。光杆上行时：抽油杆、液柱重力做功及曲柄重力做功不变，但摩擦载荷增大，故电机做功增大，电流变大；光杆下行时：抽油杆、液柱重力做功及曲柄重力做功不变，但摩擦载荷增大，故电机做功增大，电流变大。表2为结垢井与非结垢井电流变化，可以明显看出结垢井上下电流逐渐变大，未结垢井电流变化不大。电流是每天都录取的值，且比功图测试周期短，易于发现单井结垢程度，及时采取预防措施。
表2 结垢井与非结垢井电流变化对比
1.3抽油机井示功图变化
三元抽油机井结垢，主要是从下往上结垢依次减缓，活塞首先结垢，柱塞在泵内部分垢的附着强度大，杆管上垢的附着强度较弱。活塞结垢摩擦阻力增大导致抽油机悬点载荷增大，示功图上反应为悬点最大载荷增大，悬点最小载荷减少。目前该区块已作业发现结垢的44口抽油机井在卡泵前可以明显看出示功图载荷变化。图3最后一张功图为该井卡泵前示功图，可以看出载荷变化明显。可以通过连续的几个月的示功图对比可明显看出结垢井结垢程度，从而根据具体情况采取相应措施，如进行井口冲击式加药或加大化学防垢药剂的加入量，从而有效防止活塞卡死。
图3 A46井4个月功图对比图4 A37示功图
另外，三元井的示功图普遍都有一个特点，示功图增载线部分呈弧状，即抽油机悬点上冲程时增载缓慢，试验区102口抽油机井有34口井示功图显示此特征，其中有19口井作业时发现结垢严重。主要是因为活塞游动凡尔球与凡尔球座结垢，导致上冲程时凡尔球关闭不严，引起轻微泵漏失，示功图增载缓慢。目前该区块此类示功图多为供液不足，主要是因为产量低，井筒中液柱压力低，这样垢影响的漏失量会增大，示功图增载缓慢变得明显。A37井示功图显示此特征，作业时剖泵发现下游动凡尔球座结垢严重，功图见图4。示功图增载线呈弧状影响因素是多方面的，目前该区块三元井产气量大，每天外输气量在2万方左右，三元中转站外输液产生大量气泡，单井取样普遍存在大量气体。活塞上行时，油气混合物进入泵内，并且随着活塞继续向上运动，泵内压力降低，溶解在石油中的气体大量分离出来，同时气体产生膨胀，使光杆载荷不能很快地增加到最大理论值。因此，增载过程变慢也同样受气影响。另外试验区三元抽油机井长期不洗井，蜡影响导致游动凡尔关不严，引起轻微漏失同样会使功图产生此现象。
1.4抽油机井外部特征变化
结垢抽油机井在抽汲过程中由于负荷增大，会表现出一些明显的外部特征，如悬绳器下行过程中时产生明显晃动，由于活塞表面及泵衬套结垢不均匀，下行过程中摩擦阻力变化大导致悬点晃动。A47井作业发现结垢严重，该井有液体防垢装置，作业后4个月悬绳器晃动明显，功图显示载荷变化大，从而采用冲击式加药同时加大了防垢剂加入量，免修期已达到166天；三元井结垢严重最直接的反应就是皮带频繁磨断，主要是因为结垢严重井下冲程时受摩擦阻力影响悬点载荷明显减小，导致电机举升平衡块困难，电机负荷增大，电机轮与皮带相对运动不同步造成皮带磨损。目前该区块平均每天因结垢导致皮带断的井数占所有皮带断井数的75%；卡泵前有很多井都是首先发现光杆有时不同步，此特征明显，易于发现。试验区有4口井都是首先发现光杆偶尔不同步，采取冲击式加药后采用液体加药成功避免了卡泵。三元油井可以根据采出液离子变化来判断单井是否进入结垢期，进入结垢期的油井可以根据电流变化、功图载荷变化来判断单井结垢严重程度，油井卡泵前一般会表现出一些易于发现的明显外部特征，及时采取应对措施，可以成功避免卡泵。
2结论
（1）三元油井采出液pH值变为9以上，证明该井已开始进入结垢期。进入结垢期后抽油机井负荷开始增大，示功图显示悬点最大载荷增大，最小载荷减少，部分井示功图增载线呈弧状，油井上下电流增大，根据这些特征变化即可判断油井结垢严重程度，及时采取预防措施，有效防止卡泵。
（2）三元抽油机井在结垢严重时会表现出一些外部特征，如悬绳器晃动、皮带易断、电机过热偷停等，及时采取冲击式加药，同时增大防垢药剂加入量会避免一些井卡泵。
参考文献：
[1]贾忠伟．三元复合驱结垢机理及防垢技术研究[G]．黑龙江省石油学会首届学术年会优秀论文集．北京：石油工业出版社，2003：144～152．