江同文 孟祥娟 黃錕 趙力彬 陳德飛 吳紅軍

1. 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司；2. 中國石油塔里木油田分公司

克深2氣田屬于典型超深高溫高壓氣田，具有埋藏深 (6 500～8 038 m)、壓力高 (105～136 MPa)，溫度高 (120～190 ℃)、礦化度高 (＞105mg/L)等特點［1］，井筒解堵工藝存在3個難點：(1)井筒堵塞物井下分布位置不清楚。高壓氣井井筒壓力高、超深、油管內(nèi)徑小(內(nèi)徑76 mm)，井筒內(nèi)取樣較為困難，只能在零星修井作業(yè)起油管過程中收集到堵塞物樣品，因高壓氣井修井作業(yè)次數(shù)少，通過實際觀察堵塞物分布位置研究較為困難。(2)井筒堵塞物成分未形成統(tǒng)一認識。前期堵塞物成分分析方法主要采用“酸溶蝕測定+分析殘酸中離子組分”實現(xiàn)堵塞物成分鑒定，該方法分析過程較為復(fù)雜，只能分析出常見類型的鹽，準確性有待提高［2］。(3)解堵措施難以配套。為解除井筒堵塞問題，前期嘗試了放噴解堵、油管穿孔解堵、連續(xù)油管解堵、大修作業(yè)解堵等解堵措施，雖然取得一定成效，但均存在一定不足：部分高壓氣井解堵效果較差，甚至頻繁解堵［3］。

國內(nèi)外學(xué)者做了大量研究：(1)針對堵塞物分布位置，主要是通過理論預(yù)測進行研究，2012年文守成等［4］通過飽和指數(shù)法預(yù)測了文23氣田井底普遍具有結(jié)碳酸鈣、硫酸鈣垢的趨勢；2018年魏凱等［5］對大牛地氣田井筒結(jié)垢深度進行了研究，使用優(yōu)化后的Davis-Stiff飽和指數(shù)法預(yù)測井筒內(nèi)結(jié)垢深度主要為管鞋位置，與現(xiàn)場觀測一致。(2)針對井筒堵塞物成分，2018年羅偉等［6］通過X-射線衍射儀、紅外光譜儀等對元壩氣田井筒內(nèi)有機、無機堵塞物開展分析，得出堵塞物主要為碳酸鈣、硫化鐵和緩蝕劑高溫分解物。(3)針對井筒解堵，元壩氣田針對酸溶類堵塞物成分專門研制了高效解堵液(20% 鹽酸為主)，成功應(yīng)用 8 口井，日增氣 316×104m3；文 23 氣田針對碳酸鈣垢堵塞研制了PDT-1清垢劑，在地層溫度90 ℃下具有較好的溶蝕率和較低的腐蝕率。2019年葉小闖等［7］采用井口注入除垢劑的方式成功去除了長慶油田37口氣井井筒結(jié)垢、腐蝕產(chǎn)物等堵塞物，累計增氣1.1×108m3。

克深2氣田儲層溫度(超過120 ℃)遠高于常規(guī)氣田，需針對堵塞物類型研制耐高溫、高溶蝕、低腐蝕解堵液體系。開展了井筒解堵技術(shù)研究，對連續(xù)油管疏通措施過程中返排堵塞物開展精細取樣，通過懸重變化確定井筒堵塞物分布位置，綜合多種分析方法對堵塞物類型進行表征，分析堵塞物形成機理，針對堵塞物類型研制高溶蝕、低腐蝕解堵液體系和配套的解堵工藝。

1 研究方法

1.1 堵塞物分布位置分析方法

在前期的解堵技術(shù)試驗中，連續(xù)油管沖砂工藝取得較好的實施效果［8］，但存在不能清除井壁表面和篩管外頑固結(jié)垢等缺點，優(yōu)點是能夠通過沖砂液循環(huán)將堵塞物返排至地面，方便取樣。作業(yè)過程中井口懸重變化可以很好地指示井筒內(nèi)堵塞嚴重程度，某井段懸重下降相對較多，指示該段堵塞嚴重，并每隔10 m取樣；井段懸重下降較小或懸重正常，則該段堵塞較輕。通過全井筒連續(xù)油管沖砂井口懸重記錄分析及返排物取樣，可以確定井筒內(nèi)主要堵塞位置。

1.2 堵塞物成分分析方法

克深2氣田高壓氣井檢修期間在井口取得一些堵塞物樣品，前期化驗分析得出堵塞物以無機物為主。參考前人提出的堵塞物樣品分析方法，提出“宏觀+微觀”分析方法，確定堵塞物組成，實驗分析步驟：(1)堵塞物樣品“宏觀”分析：取若干克堵塞物進行烘干、稱重，在90 ℃下浸泡至過量20%鹽酸中，2 h至溶蝕完全，取出后烘干、稱重，確定酸溶物質(zhì)量比例。(2)堵塞物樣品“微觀”分析：取若干克堵塞物進行X 射線衍射分析，確定堵塞物中結(jié)晶物質(zhì)成分和比例。綜合“宏觀+微觀”實驗結(jié)果，可基本確定堵塞物主要成分。

1.3 解堵液體系評價方法

針對無機物堵塞，經(jīng)驗表明化學(xué)解堵效果更好，配套解堵液至關(guān)重要。解堵液對堵塞物的溶蝕率及對管材的腐蝕率是主要的2個指標，評價方法：(1)解堵液體系溶蝕率評價：取10 g堵塞物樣置于50 mL解堵液內(nèi)，放入90 ℃恒溫水浴，然后取出冷卻至室溫觀察，直到無氣泡產(chǎn)生，過濾殘留物，蒸餾水洗至pH為中性為止，在105 ℃下烘至恒重，計算溶蝕率。(2)解堵液體系腐蝕率評價：參考行業(yè)標準SY/T 5405—2019《酸化用緩蝕劑性能試驗方法劑評價指標》進行高溫高壓動態(tài)掛片腐蝕率評價。

2 討論和分析

2.1 堵塞物分布特征

連續(xù)油管下放至井筒內(nèi)某深度處懸重呈現(xiàn)5～25 kN突降，表明該處有井筒堵塞現(xiàn)象，且井筒深部懸重下降越多，井筒堵塞越嚴重?？松?氣田實際作業(yè)期間，大部分井段連續(xù)油管下放正常，明確了井筒堵塞物主要分布在局部井段，并且通過統(tǒng)計分析，堵塞物總量一般小于30 L。

2.2 堵塞物成分特征及形成機理

2.2.1 堵塞物成分特征

X 射線衍射分析得出堵塞物主要成分為碳酸鈣(43.5%)、含鐵化合物(13.3%)、可溶鹽(17.8%)、地層巖石(25.4%)，酸溶實驗分析堵塞物溶蝕率為74.8%。X 射線衍射分析結(jié)果中酸溶物比例與實際酸溶實驗溶蝕率較為接近，兩者之間可相互印證，明確克深2氣田堵塞物以碳酸鈣結(jié)垢為主，含少量地層砂。

2.2.2 井筒堵塞機理

克深2氣田主要為碳酸鈣結(jié)垢，結(jié)垢物質(zhì)來源于地層水和天然氣中二氧化碳［9］?？松?氣田地層水為氯化鈣水型，弱酸性，礦化度＞105mg/L，鈣離子濃度104mg/L左右，碳酸氫根濃度150 mg/L左右。氣體類型為干氣，二氧化碳含量0.5%左右。高壓氣藏基質(zhì)儲層致密，成藏過程中局部排驅(qū)不充分，存在少量可動的滯留地層水，成為后期結(jié)垢的物質(zhì)基礎(chǔ)，并且因局部儲層裂縫不發(fā)育、物性差、驅(qū)替通道不暢也將導(dǎo)致產(chǎn)生滯留水，儲層裂縫的發(fā)育程度差異和構(gòu)造位置決定了滯留水分布的差異，其中裂縫欠發(fā)育區(qū)和低部位富集滯留水［10-12］。滯留水中碳酸鈣結(jié)垢主要的反應(yīng)方程式為

當壓力下降，溫度上升時，反應(yīng)整體向正向進行，加劇結(jié)垢產(chǎn)生。近井地帶壓降梯度大，易產(chǎn)生結(jié)垢，造成地層滲透性下降。當高壓流體從生產(chǎn)套管進入油管時，因截面、流動方向的急劇變化，流體摩擦和碰撞均會急劇增加，形成渦流，氣液在渦流中因離心力存在差異將產(chǎn)生氣液分離，氣體在靠近井筒中心以氣柱的形式流動，液體滯留在油管內(nèi)壁，并且因撞擊的作用，油管內(nèi)壁的液體滯留時間會增加，因液體仍然處于高溫、高壓條件下，液體又會蒸發(fā)，但液體中的礦物離子幾乎不蒸發(fā)，并且生產(chǎn)管柱中的變徑位置節(jié)流也將導(dǎo)致溫度和壓力快速下降，天然氣飽和含水量明顯增加，引起地層水向氣中的蒸發(fā)加劇，也將逐漸結(jié)垢［13-15］。因此，堵塞模式為“井周儲層-井筒”復(fù)合堵塞。

2.3 解堵液體系研制及解堵工藝配套

2.3.1 研制耐高溫、高溶蝕、低腐蝕解堵液體系

堵塞物主要成分以鈣垢為主，含少量砂，為保證對垢和砂均有一定溶蝕能力［16-17］，且高溫下較為穩(wěn)定，解堵液選用土酸(鹽酸+氫氟酸)體系。針對13 Cr油管材質(zhì)，開展耐高溫緩釋劑優(yōu)選，控制解堵液對管材腐蝕降至最低。

根據(jù)“80%垢+20%砂”配比模擬堵塞物，開展酸液濃度優(yōu)選研究：鹽酸濃度從9%提升至12%，溶蝕率提升小于3%，增加鹽酸濃度提升堵塞物溶蝕能力幅度較小，延長反應(yīng)時間提升溶蝕率效果更明顯，反應(yīng)1.5 h比0.5 h溶蝕率提升6%～10%，因此鹽酸濃度選用9%；對于純砂樣，氫氟酸濃度從1%提升至3%，溶蝕率提升12%，溶蝕率增加明顯，但因堵塞物以鈣垢為主，氫氟酸濃度選用1%。

利用“9%鹽酸+1%氫氟酸”解堵液對井筒取得的堵塞物樣品開展溶蝕實驗，1 h內(nèi)溶解堵塞物樣品的77.84%，表明“9%鹽酸+1%氫氟酸”解堵液可較好地溶蝕以結(jié)垢為主的堵塞物。

高壓氣井地層溫度普遍高于100 ℃，高溫下酸液對金屬管材的腐蝕速率急劇增加，為實現(xiàn)酸液對油管腐蝕降至最低，需要配置適合13Cr油管材質(zhì)的專用高溫緩蝕劑。開展了高溫高壓動態(tài)腐蝕評價實驗 (溫度 120 ℃，壓力 16 MPa，攪拌速度 60 轉(zhuǎn)/min)，優(yōu)選出的耐高溫緩蝕劑動態(tài)腐蝕速率7.53 g/(m2· h)，滿足行業(yè)標準SY/T 5405—2019《酸化用緩蝕劑性能試驗方法評價指標》要求的15 g/(m2· h)。截至目前已完成五十余井次解堵施工，未發(fā)生因酸液解堵造成的井筒完整性問題。

2.3.2 井筒解堵工藝配套

現(xiàn)場實際實施中，解堵工藝要考慮“井周儲層-井筒”最優(yōu)解堵效果，兼顧控制管材腐蝕，還要考慮措施時間短、井控安全、成本低等因素。綜合考慮，采用不動管柱，使用高壓泵車向油管內(nèi)注入解堵液的方式疏通井筒，這種方法具有工序簡單、成本低、施工時間短，井控安全性高等優(yōu)點。

為控制管材腐蝕，在注入解堵液前，以較高排量注入1倍油管體積的清潔鹽水，達到井筒降溫的效果，實際測試管鞋處可降20～30 ℃；在施工工序上為實現(xiàn)最優(yōu)堵塞物溶蝕效果，低排量將解堵液注入井筒和地層，停泵反應(yīng)0.5～1 h，使堵塞物得到充分溶蝕；為實現(xiàn)井周儲層解堵，在解堵液后續(xù)注入1倍油管體積的清水，將解堵液全部頂替進入地層，到達“清潔井周儲層”的目的。

現(xiàn)場實際解堵過程中，部分高壓氣井通常伴隨著堵塞嚴重，前置液擠不進、油管與A 環(huán)空滲漏等問題，為保證解堵作業(yè)安全、作業(yè)成本低、作業(yè)效果好，創(chuàng)新總結(jié)形成了以“油套是否連通”和“有無擠液通道”為主要考慮因素的4 套解堵工藝(圖1)，為不同井筒工況定制解堵方案。

圖1 解堵配套工藝技術(shù)Fig. 1 Supporting technologies for blockage removal

3 現(xiàn)場應(yīng)用

克深2-X井是克深2氣田的一口開發(fā)井，2014年4月投產(chǎn)，油壓58.9 MPa，日產(chǎn)氣 61.91×104m3。后續(xù)生產(chǎn)期間，井筒堵塞問逐漸顯現(xiàn)，至2019年4 月，油壓 23.1 MPa，日產(chǎn)氣 5.91×104m3，井筒堵塞問題嚴重。

2019年5月對本井實施井筒酸液解堵作業(yè)，施工總液量150 m3，其中前置液35 m3，解堵液為80 m3(解堵半徑1.5 m)，頂替液 35 m3。施工過程：(1)試擠前置液 35 m3，排量 0.5 m3/min，泵壓 40 MPa，注入正常，表明井筒未完全堵死，具有流動通道，可以后續(xù)注解堵液；(2)低排量注入解堵液80 m3，排量0.34～1.83 m3/min，注入過程中施工泵壓逐漸下降，從75.6 MPa下降至48.5 MPa，井筒疏通效果明顯；(3)注入頂替液35 m3，排量1.85 m3/min，期間泵壓持續(xù)下降，從52.1 MPa下降至38.5 MPa，解堵液逐漸被頂替進入地層，泵壓下降說明存在井周儲層堵塞問題；(4)停泵反應(yīng)1 h，確保解堵液在井周儲層內(nèi)充分反應(yīng)，同時降低解堵液對管材的腐蝕；(5)返排放噴求產(chǎn)?？松?-X井解堵作業(yè)后，油壓61.5 MPa，產(chǎn)氣量27.15×104m3/d，解堵措施取得成功。

截止2019年底，克深2氣田共實施氣井解堵作業(yè)14 井次，有效率86%，解堵后單井平均油壓由29.7 MPa上升至44.1 MPa，單井平均無阻流量由26.8×104m3增加至 123.3×104m3，增產(chǎn) 3.6 倍，實現(xiàn)躺井、異常井的高效復(fù)產(chǎn)。

4 結(jié)論和建議

(1)根據(jù)連續(xù)油管沖砂過程懸重曲線明確了井筒堵塞類型為局部堵塞，采用“微觀+宏觀”分析方法明確了井筒堵塞物為碳酸鈣垢，含少量砂。

(2)高溶蝕、低腐蝕的解堵液體系“9%鹽酸+1%氫氟酸”，配套不動管柱解堵工藝成功應(yīng)用14井次，有效率86%，單井平均無阻流量增加3.6倍，初步解決了克深2氣田井筒堵塞問題。

(3)高壓氣井井筒結(jié)垢具有長期性，解堵作業(yè)需重復(fù)開展，需加強對井筒結(jié)垢堵塞預(yù)測理論研究，科學(xué)指導(dǎo)解堵作業(yè)時機。酸性解堵液對管材腐蝕，還需進一步探索研發(fā)低腐蝕或非酸性解堵液體系。