譚小偉

中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院

0 引言

四川威遠(yuǎn)頁巖氣主要開發(fā)方式是水力壓裂。壓裂期間大量摻有化學(xué)物質(zhì)的水進(jìn)入地層，在隨后的生產(chǎn)過程中，通過氣流將壓裂時(shí)進(jìn)入地層的水返排至地面。經(jīng)過多年的發(fā)展，目前有很多氣井存在地層及井筒堵塞、積液嚴(yán)重的問題?，F(xiàn)有的排水采氣技術(shù)難以解決目前氣井存在的問題，嚴(yán)重制約了威遠(yuǎn)頁巖氣的發(fā)展。究其原因，除了氣井本身地層能量的下降導(dǎo)致一定程度的產(chǎn)量自然遞減之外，地層堵塞導(dǎo)致的地層流體返排困難和井筒結(jié)垢占了很大的因素。多數(shù)老井低產(chǎn)低壓，單井產(chǎn)能低、措施選井難、措施后穩(wěn)產(chǎn)周期短；部分井在氮?dú)庹e作業(yè)中發(fā)現(xiàn)，油壓在短時(shí)間內(nèi)迅速上升，證明井筒有嚴(yán)重堵塞。這給頁巖氣的穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)帶來了嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)，急需尋找一種新的措施解決地層和井筒的堵塞問題，實(shí)現(xiàn)頁巖氣的良性發(fā)展。

目前國(guó)內(nèi)外在解堵助排的研究應(yīng)用主要體現(xiàn)在壓裂返排施工中，而在氣井的生產(chǎn)增產(chǎn)措施中研究較少。為填補(bǔ)這一技術(shù)空白，筆者分析了威遠(yuǎn)頁巖氣地層的堵塞機(jī)理的井筒結(jié)垢機(jī)理，結(jié)合油井解堵相關(guān)經(jīng)驗(yàn)和存在的問題，通過分析堵塞物和結(jié)垢物成分來篩選解堵助排劑的除垢劑，優(yōu)化藥劑泵注工藝和燜井時(shí)間，在威遠(yuǎn)和榮縣作業(yè)區(qū)18口井的應(yīng)用中，取得良好的應(yīng)用效果。

1 井筒結(jié)垢、積液機(jī)理

通過對(duì)A井的油管內(nèi)堵塞物進(jìn)行室內(nèi)分析，確認(rèn)無機(jī)物結(jié)垢和有機(jī)物膠結(jié)物為井筒堵塞的原因。圖1為A井油管內(nèi)堵塞物樣品烘干前和烘干后實(shí)物照片。

圖1 A井油管內(nèi)堵塞物樣品照片

1.1 水分含量、油含量及有機(jī)物含量

對(duì)烘干研磨以后的樣品進(jìn)行室內(nèi)分析[1]，測(cè)定其水份含量、油含量及有機(jī)物含量[1]（表1）。

表1 A井油管內(nèi)堵塞物含水、含油、有機(jī)物含量分析結(jié)果表

1.2 垢樣無機(jī)物組分及返排水樣

分別對(duì)灼燒后的結(jié)垢樣品進(jìn)行酸溶解后采用EDTA滴定法[2]測(cè)定代表性成分的含量和對(duì)樣品采用有機(jī)萃取劑萃取后進(jìn)行X射線衍射分析。測(cè)得樣品中的主要無機(jī)沉淀物為FeCO3，CaCO3，F(xiàn)e2O3，SiO2。

通過對(duì)地層返排水樣的分析，其pH值為8.2，堿性，測(cè)得返排水中的主要離子含量如表2所示。

表2 返排水樣分析結(jié)果表

分析結(jié)果表明井筒結(jié)垢的主要成分為：有機(jī)物殘留及其衍生物+高礦化度引起無機(jī)物沉淀+地層砂+腐蝕產(chǎn)物。

1.3 結(jié)垢機(jī)理

主要結(jié)垢為地層流體高礦化度造成的CaCO3無機(jī)鹽結(jié)垢[3]。當(dāng)流體中的Ca2+濃度超過其最大溶解濃度時(shí)，與CO32-結(jié)合，容易在井筒形成結(jié)垢。地層液體礦化度越高，滯留時(shí)間越長(zhǎng)，形成的沉淀物起多，結(jié)垢物越難處理[4]。

氣相色譜法組分檢測(cè)結(jié)果（表3）表明，頁巖氣中的酸性氣體CO2與井筒中的金屬鐵及鈣離子發(fā)生了化學(xué)反應(yīng)，形成FeCO3和CaCO3沉淀。

表3 威遠(yuǎn)頁巖氣組份構(gòu)成統(tǒng)計(jì)表

氣井壓裂和后期生產(chǎn)中，不可避免要使用緩蝕劑、起泡劑等藥劑。如果這些藥劑不能及時(shí)排出至地面，其殘留物在井底和井筒容易形成黏結(jié)物和皂鈣聚集。

由于生產(chǎn)制度的不合理，地層出砂過快，不易被氣流攜帶出地面的滯留砂與沉淀物和有機(jī)物殘留包裹在一起，形成堵塞[5]。

1.4 井筒積液機(jī)理

當(dāng)?shù)貙佣氯麜r(shí)，井底積液會(huì)停留在近井地帶和水平井段，不能及時(shí)被氣流攜帶出地面，嚴(yán)重時(shí)會(huì)直接導(dǎo)致氣井水淹停產(chǎn)[6]。井筒積液機(jī)理主要有：①地層能量的自然遞減，地層氣攜液能力不足； ②泡排制度的不合理造成井底沉淀與井筒堵塞[7]；③因地面因素關(guān)井造成的井筒積液；④不合理的油嘴調(diào)整制度，使產(chǎn)氣量變化與地層壓力變化不匹配[8]。

因此，要解決井筒積液?jiǎn)栴}，需同時(shí)解決地層堵塞與地層液體的返排問題。

2 工作液體系篩選

2.1 解堵除垢工作液體系

筆者所選氣井均為相鄰氣井平臺(tái)，A井的井筒垢樣更具代表性，其選取的解堵除垢工作液主劑為有機(jī)酸、無機(jī)酸及螯合劑的組合[9-10]。在室內(nèi)條件下，對(duì)所選主劑的溶垢能力進(jìn)行測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如表4～6所示。

表4 不同濃度有機(jī)酸溶垢能力展示表

表5 不同濃度HCl溶垢能力展示表

表6 不同濃度螯合劑溶垢能力展示表

綜合考慮工作液體系的解堵溶垢效果和施工成本因素，結(jié)合表3～5的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，選定工作液體系的主劑配方為：5%HCl+6%有機(jī)酸+4%螯合劑。

所選的工作液體系，除主劑的選用外，還需要加入一定的助劑[11]。包括緩蝕劑，防膨劑，鐵離子穩(wěn)定劑。緩蝕劑種類及濃度的選擇參照生產(chǎn)管理時(shí)的種類及濃度，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%的WYHS-11。防膨劑種類和濃度的選擇參照壓裂施工的種類的濃度，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%的WYFP-15。鐵離子穩(wěn)定劑參照文獻(xiàn)和其他氣田的經(jīng)驗(yàn)，選用0.1%的NTA鐵離子穩(wěn)定劑[12]。

2.2 助排工作液體系

作為頁巖氣井的助排劑，助排性能指標(biāo)占據(jù)了重要位置。目前比較常用的藥劑為表面活性劑加適當(dāng)?shù)闹鷦１砻婊钚詣┓N類繁多，在油田助排劑體系當(dāng)中，氟類特種表面活性劑的效果最佳。但目前的很多氟類特種活性劑都存在碳鏈過長(zhǎng)、難降解、持久性生物等問題，長(zhǎng)氟碳鏈（C8以上）已被國(guó)際禁用[13]。筆者以氟類活性劑為基礎(chǔ)，篩選出高效助排和易降解的短氟碳鏈[14]的特種表面活性劑。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，分別對(duì)C4、C6、C8的短氟碳鏈的分子穩(wěn)定性、降解進(jìn)行分析，最篩選出C6—C6型全氟表面活性劑作為氣井的助排劑的主劑。質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.045%。

由圖2和圖3可以看出，C6—C6的分子穩(wěn)定性最好，而其分子降解性僅次于C4—C4。綜合比較，選擇C6—C6作為助排劑的分子目標(biāo)。

圖2 不同氟碳分子穩(wěn)定性對(duì)比圖

圖3 分子降解性對(duì)比圖

由圖4可以看出，當(dāng)表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.04%時(shí)，表面張力不再隨著濃度的上升而下降（臨界膠束濃度[15]）?？紤]到實(shí)驗(yàn)偏差，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中，選取質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.045%的表面活性劑（WYZ-1)。

圖4 C6—C6型氟碳表面張力隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化的曲線圖

通過與助劑的配合試驗(yàn)，最終確定助排體系工作液配方為：0.045%WYZ-1+2.5%低分子醇（甲醇加乙醇）+3.2%乳化劑（聚乙烯醇）+4%犧牲劑（NP-10）。

2.3 選井條件

適合解堵助排除垢施工井的選井條件就包括以下5個(gè)方面：①可能存在儲(chǔ)層堵塞污染和井筒結(jié)垢；②開井后油壓快速下降，關(guān)井后套壓恢復(fù)速度慢；③井筒液面位置較低，井筒積液主要在水平段；④井筒無嚴(yán)重套變；⑤重點(diǎn)考慮下傾井。

2.4 泵注工藝優(yōu)化

工作液在頁巖氣井的應(yīng)用中，要兼顧地層解堵與助排的功能，在解決地層問題的同時(shí)，也需要解決油管及環(huán)空的堵塞問題?；谝陨显瓌t，在現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際應(yīng)用中，對(duì)泵注方式的整體思路為：①先期通過注氮?dú)鈱⒕卜e液推入地層[16]，為工作液體系進(jìn)入近井地帶讓出通道；②采取正注加反注的混合注入方式；③地層解堵與助排工作液體系采用3+3段塞注入模式[17]；④井筒除垢工作液體系后期泵注。優(yōu)化后的施工工藝，能實(shí)現(xiàn)一次連接管線完成整個(gè)施工過程?，F(xiàn)場(chǎng)施工流程如圖5所示。

圖5 現(xiàn)場(chǎng)施工流程示意圖

2.5 燜井時(shí)間優(yōu)化

藥劑泵注完成后的燜井時(shí)間主要考慮3個(gè)因素：①藥劑在井筒和地層應(yīng)當(dāng)有足夠的停留時(shí)間，藥劑能充分發(fā)揮其功效，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明在無氣流攪動(dòng)與攪拌的情況下，藥劑與結(jié)垢物的反應(yīng)時(shí)間為48～60 h；②油套壓力的恢復(fù)有利于開井后通過激動(dòng)壓力將井筒的積液帶出地面，減少氮?dú)庵迸艜r(shí)間，節(jié)省成本支出,所選實(shí)驗(yàn)區(qū)塊的油套壓力恢復(fù)時(shí)間平均為18～24 h；③盡可能縮短燜井時(shí)間，減少因燜井造成的產(chǎn)量損失。

綜合考慮以上因素，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際情況，決定在藥劑泵注完成后燜井48 h。在燜井48 h后，對(duì)A井和B井連續(xù)5 d（每天2次）對(duì)返排液的表面張力進(jìn)行測(cè)試[18]，測(cè)試結(jié)果（表7）表明返排液張力較低，單井日產(chǎn)氣產(chǎn)液增量明顯，助排劑效果較好。

表7 返排液表面張力實(shí)測(cè)值展示表 單位：mN/m

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

3.1 施工流程

1） 油管關(guān)閉，通過套管注入氮?dú)夂雎詨嚎s因子（Z）及溫度（T）的影響，氮?dú)庾⑷肓坑?jì)算公式為：

式中V1表示注氣氮?dú)怏w積，Nm3；r1表示生產(chǎn)套管內(nèi)徑，m；r2表示油管外徑，m；H1表示生產(chǎn)套管斜深，m；H2表示油管斜深，m；p表示注入壓力，MPa，現(xiàn)場(chǎng)取值通常為注入壓力平穩(wěn)后的壓力值。

2） 3+3段塞多級(jí)套管交替注入5%HCl+6%有機(jī)酸+4%螯合劑+2%WYFP-15+2%WYHS-11+1%NTA；0.045%WYZ-1+2.5%醇+3.2%乳化劑+4%犧牲劑。

以處理半徑1 m計(jì)算，單級(jí)段塞注入量計(jì)算公式為[19]：

式中V2表示單級(jí)段塞注入體積；r3表示生產(chǎn)套管外徑，m；φ表示地層孔隙度，無量綱。

3）油管注入5%HCl+6%有機(jī)酸+4%螯合劑+2%WYHS-11+1%NTA。

注入量計(jì)算公式：

式中V3表示注入工作液體積，m3；r4表示油管內(nèi)徑，m；H2表示油管斜深，m。

4）燜井 48 h。

5）開井套管氮?dú)鈿馀e[20]直排，見氣后進(jìn)生產(chǎn)流程。

3.2 應(yīng)用實(shí)例

A井于2021年8月12日實(shí)施解堵助排除垢措施。措施后，最高產(chǎn)氣量4.52×104m3/d，平均2.9×104m3/d，最高產(chǎn)液量30.1m3/d，平均12.34 m3/d，累計(jì)排液445 m3。平均增氣量2.82×104m3/d，增液量12.25m3，截至10月15日累計(jì)增氣量225.33×104m3（圖 6）。

表8 A井措施前后對(duì)比一覽表

圖6 A井生產(chǎn)曲線圖

3.3 整體應(yīng)用效果

截至2021年11月10日，累計(jì)施工18井次，成功15井次，施工成功率達(dá)83.33%，累計(jì)增產(chǎn)氣量600.35×104m3，平均增產(chǎn)161%（表9）。

表9 解堵助排劑實(shí)施前后效果對(duì)比表

4 結(jié)論

1）通過對(duì)井筒結(jié)垢的取樣分析，威遠(yuǎn)和榮縣作業(yè)區(qū)的井筒主要堵塞物為FeCO3、CaCO3、Fe2O3、SiO2和有機(jī)物殘留。

2）根據(jù)取樣分析結(jié)果，研發(fā)的解堵除垢工作液體系5%HCl+6%有機(jī)酸+4%螯合劑+2%WYFP-15+2%WYHS-11+1%NTA，助排工作液體系0.045%WYZ-1+2.5%醇+3.2%乳化劑+4%犧牲劑，能很好地解決威遠(yuǎn)和榮縣頁巖氣井地層堵塞和返排及井筒除垢的問題。

3）通過現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)際應(yīng)用，氮?dú)鈮核F+多級(jí)段塞注入+正反混注的工作液泵注方式對(duì)威遠(yuǎn)和榮縣頁巖氣井具有很好的適應(yīng)性。

4）通過18口井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，成功15井次，施工成功率達(dá)83.33%，平均增產(chǎn)161%。