劉向斌 李勝利 韓重蓮 王海靜 傅海榮 王素玲

（1.東北石油大學(xué)機(jī)械科學(xué)與工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院，黑龍江 大慶 163453；3.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163453）

0 引 言

CCUS （Carbon Capture Utilization and Storage）是國際公認(rèn)的三大減碳途徑之一，是目前實(shí)現(xiàn)大規(guī)?；茉戳闩欧爬玫奈ㄒ贿x擇，CO2驅(qū)也是特低滲透油藏提高采收率的有效驅(qū)替方式之一［1］。

由于CO2與原油的流度差異，容易產(chǎn)生CO2前緣突進(jìn)，致使CO2在油井端過早見氣，影響最終驅(qū)油效果。通常應(yīng)用水氣交替的方式降低流度比，達(dá)到控制氣竄的目的［2-6］。隨著水氣交替深入開展，大慶油田CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)場部分高壓井出現(xiàn)井筒（油、CO2、水）回流反吐，易出現(xiàn)凍堵井筒堵塞［7-10］；部分井回流反吐后，由于CO2對(duì)原油的輕質(zhì)組分的抽提作用，井筒和近井地帶易產(chǎn)生重質(zhì)組分沉積［11-13］。吳賀等［14］、覃勇等［15］仍沿用天然氣井的甲醇解堵劑體系來解決井筒CO2水合物凍堵問題，但甲醇解堵劑體系中的主要成分甲醇屬于?；?，不符合安全環(huán)保要求；對(duì)于近井地帶堵塞問題，吳安林等［16］和姜貴璞等［17］認(rèn)為可用水驅(qū)的酸化解堵工藝，但水驅(qū)解堵工藝的替擠液一般為清水，不具備防CO2氣侵和防凍性能，關(guān)井反應(yīng)期間有凍井風(fēng)險(xiǎn)，安全隱患較大，不適于CO2驅(qū)水氣交替井解堵要求。CO2試驗(yàn)區(qū)注氣轉(zhuǎn)注水后，儲(chǔ)層吸水能力變差，注水壓力上升，壓力達(dá)到注入泵上限依然注不進(jìn)［18］。由于試驗(yàn)區(qū)注入井環(huán)空有保護(hù)封隔器，無循環(huán)通道，不能采用注熱水循環(huán)解堵工藝。因此，為了解除井筒和近井地帶污染堵塞，恢復(fù)或提高試驗(yàn)區(qū)的注入效能及驅(qū)替效率，需要開展CO2驅(qū)注入井井筒凍堵和近井地帶綜合解堵工藝技術(shù)攻關(guān)，研究滿足試驗(yàn)區(qū)注入井井筒低溫環(huán)境下的CO2水合物凍堵解堵劑和近井地帶高效解堵劑及可行的現(xiàn)場解堵施工工藝。

1 污染堵塞因素

大慶油田CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)采用一泵對(duì)多井的注入工藝，水氣交替注入過程中由于地面故障和工作制度改變等因素影響，部分井的井筒或近井地帶均出現(xiàn)了污染堵塞，對(duì)試驗(yàn)區(qū)注采系統(tǒng)的注入效能及驅(qū)替效率產(chǎn)生了較大影響。

1.1 井筒

CO2試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)場執(zhí)行“注3 個(gè)月關(guān)1 個(gè)月”工作制度，水氣交替注入過程中，關(guān)井期間，井筒壓力下降，部分井易返流（油、CO2、水），出現(xiàn)死油段（低溫狀態(tài)凝固的原油段在本文中稱之為死油段）和水合物凍堵并存情況（圖1）。對(duì)于返油井，當(dāng)恢復(fù)注氣時(shí)，井筒內(nèi)的原油由于低溫和CO2的反復(fù)沖刷及萃取輕質(zhì)組分，原油的重質(zhì)組分沉積于油管內(nèi)壁。取樣分析結(jié)果表明，在室溫下重質(zhì)堵塞物樣品黏稠，可用玻璃棒挑起，并能拉絲，以C25以上的大分子重?zé)N為主，輕質(zhì)組分已基本分離（圖2）。對(duì)于非返油井，CO2侵入井筒后，沿井筒上升，相態(tài)快速變化井筒溫度降低，CO2遇水形成水合物，造成凍堵（圖3）。關(guān)井停注期間，產(chǎn)生CO2氣侵現(xiàn)象，由于CO2相態(tài)變化吸熱，造成井筒溫度降低，形成CO2水合物凍堵（圖3）。

圖1 CO2試驗(yàn)區(qū)注入井井筒堵塞分類示意Fig.1 Schematic diagram of wellbore plugging classification of injection wells in CO2 test area

圖2 CO2試驗(yàn)區(qū)重質(zhì)組分樣品氣相色譜Fig.2 Gas chromatography of heavy component samples in CO2 test area

圖3 CO2水合物結(jié)構(gòu)和形成過程示意Fig.3 Schematic diagram of structure and formation process of CO2hydrate

1.2 近井地帶

對(duì)于井筒返油井，由于近井地帶溫度和壓力變化及CO2對(duì)近井地帶原油中輕質(zhì)組分（C16以下）的抽提作用，原油中的重質(zhì)組分沉積，堵塞油層滲流通道，近井地帶滲流阻力增大，造成注水階段注入壓力升高，吸水能力變差。還有部分井由于鐵銹、機(jī)械雜質(zhì)及細(xì)菌等影響，也易造成近井地帶污染堵塞［10］。

2 解堵劑配方體系

針對(duì)井筒CO2水合物凍堵和近井地帶重質(zhì)組分沉積、鐵銹、機(jī)械雜質(zhì)及細(xì)菌等污染堵塞因素，研究了新型環(huán)保耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑和近井地帶化學(xué)高效解堵劑配方體系。

2.1 新型環(huán)保耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑

一般情況下，NaCl 和CaCl2等無機(jī)鹽類物質(zhì)具有一定溶解冰凍物能力，但其對(duì)井下管柱腐蝕性較強(qiáng)，因此不滿足解凍堵要求，而CH4O 和CH6O 等低級(jí)醇類物質(zhì)具有較好的防凍性能，但在低溫下解凍能力較差，冰點(diǎn)以下基本不具備解凍能力，并且該類物質(zhì)為危險(xiǎn)化學(xué)品，不滿足安全環(huán)保要求。因此，針對(duì)CO2水合凍堵物特點(diǎn)，研制了環(huán)保耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑配方體系。

2.1.1 解堵機(jī)理

環(huán)保耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑主劑為石油磺酸鹽類表面活性劑的改性產(chǎn)品（R—SO3Na·O＝S），其帶有強(qiáng)吸電子基團(tuán)（O＝S），強(qiáng)極性基團(tuán)和水作用形成更強(qiáng)的分子間作用力，可破壞冰相氫鍵，降低界面張力，進(jìn)而導(dǎo)致CO2水合物籠形結(jié)構(gòu)坍塌，體系熵增，局部溫度升高，加速水合物溶解；CO2釋放后與改性非離子表活劑結(jié)合，增加CO2分子幾何半徑，阻礙CO2重新生成水合物。

2.1.2 CO2水合物凍堵解堵劑性能

環(huán)保型耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑在-20℃條件下5 d 能完全溶解凍堵物，該解堵劑冰點(diǎn)為-40 ℃，沸點(diǎn)170 ℃以上，在80 ℃、CO2壓力5 MPa 條件下腐蝕速率為0.053 mm/a；而甲醇解堵劑完全溶解凍堵物的溶解溫度為5 ℃，且甲醇屬于?；罚雒骰鹑紵?，具體數(shù)據(jù)見表1。由表1可知，環(huán)保型耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑溶解水合物的溫度更低，且遇明火不燃，滿足低溫解堵以及現(xiàn)場安全、環(huán)保施工要求。

表1 解堵劑性能參數(shù)Table 1 Performance parameters of plugging removal agents

2.2 近井地帶化學(xué)高效解堵劑

針對(duì)近井地帶重質(zhì)組分沉積、鐵銹及機(jī)械雜質(zhì)等污染堵塞因素，研究了近井地帶高效解堵劑。該解堵劑配方體系由前置液、酸性解堵劑、后置液3部分組成，通過三者的相互配合，既可以解除近井地帶重質(zhì)組分沉積物的傷害又能夠溶解機(jī)械雜質(zhì)及改善地層滲透性能，尤其是后置液的防氣侵和防凍性能進(jìn)一步增加了工藝的安全可靠性，配方體系性能指標(biāo)滿足現(xiàn)場解堵要求。

2.2.1 前置液

前置液的主要功能是溶解分散井筒及炮眼附近的重質(zhì)組分沉積物，疏通滲流通道。配方體系主要由表面活性劑、互溶劑、助溶劑、降凝劑、緩蝕劑組成（質(zhì)量比10∶2∶1∶1∶1）。前置液表面張力為28.86 mN/m，界面張力為0.92 mN/m，接觸角9.19°，堵塞物溶解率為91.13%，加入后重質(zhì)組分凝點(diǎn)降低6 ℃，在80 ℃、CO2壓力5 MPa 條件下腐蝕速率小于0.076 mm/a，表明能夠?qū)⒔佑|到的重質(zhì)組分沉積物溶解流動(dòng)。

2.2.2 酸性解堵劑

酸性解堵劑的主要功能是溶解近井地帶機(jī)械雜質(zhì)及改善近井地帶地層滲透性能，進(jìn)一步提高注入能力。配方體系主要由低濃度鹽酸、氟化鹽、硼酸、防膨劑、防乳化劑及絡(luò)合劑組成（質(zhì)量比16∶4∶1∶1∶1∶1）。該體系天然巖屑溶蝕率為15.36%，破碎率為1.29%，防膨率為85.13%，機(jī)械雜質(zhì)溶解率為87.43%，天然巖心滲透性提高率為158.15%，破乳率為95%，F(xiàn)e3+質(zhì)量濃度為75 mg/L，腐蝕速率為3.12 g/（m2·h），表明該體系能夠溶解近井地帶堵塞，提高注入量。

2.2.3 后置液

后置液的主要功能是將井筒內(nèi)的酸性解堵劑驅(qū)替進(jìn)地層和關(guān)井反應(yīng)期間防止CO2氣侵產(chǎn)生井筒凍堵。配方體系主要由密度調(diào)節(jié)劑、防凍劑、表活劑、防乳化劑組成（質(zhì)量比50∶50∶1∶1）。該體系密度為1.1～1.6 g/cm3可調(diào)，破乳率為95%，冰點(diǎn)為-25℃，表面張力為30.42 mN/m，界面張力為1.26 mN/m，能夠防止CO2氣侵及井筒凍堵。

3 現(xiàn)場解堵工藝

由于CO2試驗(yàn)區(qū)注入井井下下入了保護(hù)封隔器，沒有油套循環(huán)通道，不能使用熱洗通井工藝，并且水力泵車排量大，同樣不適于油管加注藥劑工藝，因此，研制了低速、高壓活動(dòng)注入裝置，該裝置最低注入速度100 L/h、啟動(dòng)壓力15 MPa、承壓35 MPa，主要組成部分有藥劑罐、排量控制單元、壓力控制單元。現(xiàn)場實(shí)施時(shí)先用該裝置注入環(huán)保型耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑，然后關(guān)井悶井，觀察井口壓力，并適時(shí)連接罐車進(jìn)行返排，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)“注入—悶井—返排”，形成低速高壓滲透解堵工藝，滿足了現(xiàn)場高壓、低速的工藝要求。

對(duì)于井筒有死油段的凍堵井，優(yōu)選了小直徑連續(xù)油管（直徑為30.48 mm）循環(huán)沖刷工藝，將連續(xù)油管下入死油段頂部，然后通過循環(huán)熱沖洗或者注入適合的解堵劑達(dá)到解堵疏通井筒的目的；對(duì)于近井地帶污染堵塞井，為了降低措施成本和確?，F(xiàn)場施工安全性，利用原井管柱，通過水力泵車先注入前置液段塞，再注入酸性解堵劑，然后注入后置液段塞，必要時(shí)注入適量環(huán)保型耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑，具體注入量需要根據(jù)具體井參數(shù)進(jìn)行調(diào)整。對(duì)于籠統(tǒng)注入井和雙管分注井，可直接或按注入層段注入解堵劑。而對(duì)于多段分注井，可通過投撈，解堵層段撈出水嘴，非解堵層段撈出水嘴，并投入死嘴子，實(shí)現(xiàn)分段注入解堵劑。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

該技術(shù)在大慶油田CO2驅(qū)試驗(yàn)區(qū)累計(jì)完成現(xiàn)場試驗(yàn)58 井次，其中，井筒解堵53 井次（化學(xué)低溫解堵26 井次，連續(xù)油管解堵27 井次），近井地帶解堵5 口井，工藝成功率90%以上。措施后，井筒解堵恢復(fù)注入后累計(jì)增注34 341 m3，近井地帶解堵累計(jì)增注6 101 m3，合計(jì)增注40 442 m3，現(xiàn)場見到了較好的解堵效果，為試驗(yàn)區(qū)水氣交替注入工藝技術(shù)安全順利實(shí)施提供了強(qiáng)力技術(shù)支撐。

S-2 井為多周期水氣交替注入井，該井2014年1月投入注水，2015年1月由注水轉(zhuǎn)注CO2，2016年6月由注CO2轉(zhuǎn)注水，2017年4月由注水轉(zhuǎn)注CO2，2019年2月由CO2轉(zhuǎn)注水；注入壓力不斷上升，注水量不斷下降，措施前頂泵壓注入困難，注水量下降為0 m3，采用熱水洗井，未洗通，仍然注不進(jìn)水，因此需要進(jìn)行解堵增注，解除近井地帶污染堵塞，降低注入壓力，恢復(fù)或提高注入能力。2019年6月進(jìn)行了綜合解堵現(xiàn)場施工，主要運(yùn)用了低速高壓滲透解堵工藝和水力泵車解堵工藝的綜合解堵技術(shù)，施工后恢復(fù)注入，日注水量為10 m3，注入壓力22.5 MPa，整體日注入量和注入壓力變化過程見圖4，見到了較好的降壓增注效果，累計(jì)增注量為2 350 m3，解堵施工后該井一直未出現(xiàn)污染堵塞，能夠持續(xù)穩(wěn)定注入。

圖4 S-2井解堵施工前后注入壓力和日注入量Fig.4 Injection pressure and daily injection volume of Well S-2 before and after plugging removal operation

5 結(jié) 論

（1）環(huán)保型耐低溫CO2水合物凍堵解堵劑，室內(nèi)在低溫（-20℃）條件下5 d 能夠完全溶解CO2水合凍堵物，且遇明火不燃，具有安全環(huán)保的特點(diǎn)。

（2）近井地帶高效解堵劑體系由前置液、酸性解堵劑、后置液3 部分組成，通過三者的相互配合，既可以解除近井地帶重質(zhì)組分沉積物的傷害又能夠溶解機(jī)械雜質(zhì)及改善地層滲透性能，實(shí)現(xiàn)了安全、環(huán)保、低溫下的高效解堵需求。

（3）利用活動(dòng)高壓注入裝置和小直徑連續(xù)油管，實(shí)現(xiàn)“注入—悶井—返排”，形成低速高壓滲透解堵工藝，滿足了現(xiàn)場高壓、低速的工藝要求，解決了CO2試驗(yàn)區(qū)井筒無循環(huán)通道井筒凍堵解堵技術(shù)難題，保障試驗(yàn)區(qū)CO2注入量，提高了注入效率。

（4）通過低速高壓滲透解堵工藝和水力泵車解堵工藝形成綜合解堵工藝，解決了井筒凍堵和近井地帶污染堵塞問題，為試驗(yàn)區(qū)水氣交替工藝技術(shù)安全順利實(shí)施提供了強(qiáng)力技術(shù)支撐。