姜慶波 JIANG Qing-bo

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，靖邊 718500）

0 引言

靖邊氣田位于鄂爾多斯盆地中東部，屬于下古生界碳酸鹽巖巖性氣藏，目前處于氣田開發(fā)中后期增壓生產(chǎn)階段，生產(chǎn)系統(tǒng)普遍存在腐蝕結(jié)垢現(xiàn)象，部分氣井管柱存在著嚴(yán)重的腐蝕和結(jié)垢現(xiàn)象，由于氣井產(chǎn)出水質(zhì)高礦化度、井筒需周期加注緩蝕劑防止井筒腐蝕等生產(chǎn)特征，緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕產(chǎn)物、氣井產(chǎn)出液及其他入井劑的共同作用，造成氣井井筒和產(chǎn)層附近形成有機(jī)或者無機(jī)堵塞，嚴(yán)重制約了氣井正常生產(chǎn)和產(chǎn)能的有效發(fā)揮，直接影響氣藏的最終采收率[1-4]，因此，亟需開展靖邊氣田老井井筒及儲層解堵技術(shù)研究，結(jié)合靖邊氣田地質(zhì)特征及氣井特點(diǎn)，開展氣井井筒堵塞原因、堵塞物成分，老井潛力評價、配伍性解堵劑優(yōu)選和施工工藝等方面的研究，確保區(qū)塊老井井筒有機(jī)解堵工藝取得較好的實(shí)施效果，有效提高氣藏最終采收率。

1 井筒堵塞成因分析

造成井筒堵塞的原因很多，如地層出砂、機(jī)械落物、地層產(chǎn)出的瀝青質(zhì)，或者開采期間入井的各種化學(xué)藥劑及鉆井液、壓裂過程中入井的聚合物及氣井生產(chǎn)過程中形成的水合物都能夠造成井筒堵塞[5-12]。

對于靖邊下古氣井，利用通井過程中取得的堵塞物樣品如圖1，通過無機(jī)物X 衍射射線分析法和有機(jī)物色譜方法對堵塞物成分進(jìn)行分析，從圖2 分析，堵塞物無機(jī)物主要以腐蝕產(chǎn)物FeS、FeCO3及無機(jī)雜質(zhì)為主；有機(jī)物中有大量的C7～C14的有機(jī)化合物，各碳數(shù)含量呈平均分布，成分復(fù)雜，主要為壬烷基同分異構(gòu)體、多乙烯多胺衍生物、吡啶衍生物、芳香烴衍生物等低分子碳水化合物，判斷堵塞物有機(jī)成分主要來自緩蝕劑的重組份，而這些結(jié)構(gòu)都是目前各類緩蝕劑中的主要活性成分，這些堵塞物粘度較大，容易堵死天然氣流動通道，影響氣井正常生產(chǎn)，導(dǎo)致減產(chǎn)及關(guān)井，天然氣中含有極其微量的芳香烴或雜環(huán)化合物，盡管含量較少，但與氣井產(chǎn)出礦化度水析出的礦物質(zhì)共同作用，日積月累同樣會逐步在管道壁上積累，造成管道堵塞[13-14]。

圖1 堵塞物垢樣圖

圖2 垢樣X 衍射射線測試譜圖

2 解堵劑適應(yīng)性評價

針對井筒堵塞成因及堵塞物成分研究結(jié)果，優(yōu)選適合靖邊氣田的解堵劑開展老井解堵，由于井筒形成堵塞物屬于有機(jī)物和管柱腐蝕產(chǎn)物的共同體，其很難溶于水和普通酸，黏性強(qiáng)，易與井下其他無機(jī)雜質(zhì)混合，形成一種固態(tài)物堵塞，同時氣田在選擇有機(jī)解堵劑時，充分考慮氣井自身產(chǎn)水且氣質(zhì)含硫等因素，綜合多種因素，開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對13 種藥劑配方進(jìn)行評價，優(yōu)選出了適用于靖邊氣田井筒解堵的2 種化學(xué)藥劑（堿性解堵劑XM-5 和酸性解堵劑WPLJD-01），開展室內(nèi)溶解性對比分析，如表1 所示。從圖3 可以看出，由于酸性解堵劑可以溶解無機(jī)垢樣，酸性解堵劑比堿性解堵劑解堵效果好。

表1 靖邊氣田優(yōu)選解堵劑成分及基本性質(zhì)

圖3 在溫度（80℃）條件下，不同解堵劑在不同反應(yīng)時間溶解率

如表2 所示，根據(jù)優(yōu)選的酸性解堵劑WPLJD-01，開展不同藥劑用量的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，取三口井垢樣分別與酸性解堵劑在80℃條件下進(jìn)行反應(yīng)，4 小時后烘干稱重，進(jìn)行解堵劑溶解性驗(yàn)證，同時對溶解率進(jìn)行計算，不斷優(yōu)化解堵劑配方比例，通過靖邊氣田12 口井室內(nèi)垢樣溶解滴定試驗(yàn)，分析藥劑與垢樣用量最優(yōu)比例為1:0.4。

表2 不同配比用量解堵劑溶解表

在解堵作業(yè)施工過程中井筒堵塞物重量無法判斷，油管解堵作業(yè)過程中藥劑進(jìn)井后與堵塞物接觸，逐步溶解堵塞物，使其粘度降低轉(zhuǎn)化為混溶于水的物質(zhì)，在氣流的沖擊下被帶出井口，實(shí)施循環(huán)加注油管解堵劑直到垢物基本清除，因此第一次加解堵劑的量選擇井筒體積的10%，后續(xù)加藥量可根據(jù)返排液的清潔程度和pH 的變化再調(diào)整加注量。

3 解堵施工方案優(yōu)選

3.1 選井原則

①地層有一定能力，即單井動儲量采出程度低。

②井筒狀況良好，無井下節(jié)流設(shè)備，套管無變形和漏失的氣井。

③因含氣體硫化氫長期加注緩蝕劑造成井筒污染導(dǎo)致產(chǎn)量降低的氣井。

3.2 施工過程

①井筒排液，采取泡排輔助+井口放空措施，一般排出井筒積液后關(guān)井4-6 小時，油套壓恢復(fù)基本一致時，可認(rèn)為井筒積液已排空，若采取上述措施排液效果不佳，或未能排通，選擇采取壓縮機(jī)或氮?dú)廛嚉馀e排液。

②溶解井筒堵塞物，關(guān)井，油管從小到大投放1-2 根暫堵棒，加注20L 增溶劑，待反應(yīng)30 分鐘確保暫堵點(diǎn)完全密封，油管連接高壓軟管，利用注劑泵向油管注入解堵劑，解堵劑逐步溶解該段油管內(nèi)壁的堵塞物，暫堵棒在解堵劑作用下，外徑變小，逐步下移，解堵劑隨暫堵棒向下流動溶解堵塞物，關(guān)井10 小時后，待解堵劑和堵塞物充分反應(yīng)后，開井放空后反應(yīng)溶液由油（套）管返至地面，反復(fù)重復(fù)上述操作至油管完全解通，通常情況下關(guān)井復(fù)壓速度可達(dá)到10 分鐘左右。

③清洗油管，向油管注入活性水，關(guān)井3 小時后點(diǎn)火放空，使溶解后的殘留物在氣流作用下反復(fù)沖洗帶出油管，待油管清洗完成后倒入正常流程生產(chǎn)，并觀察生產(chǎn)情況。

4 實(shí)施效果分析

4.1 A16 井解堵效果分析

A16 井2008 年11 月28 日投產(chǎn)，生產(chǎn)層位馬五13，投產(chǎn)前油、套壓分別為24.00MPa、24.20MPa，初期日產(chǎn)氣量13.0×104m3，生產(chǎn)穩(wěn)定，隨著生產(chǎn)時間延長，壓力降低，產(chǎn)量逐漸下降，2021 年12 月，該井產(chǎn)量出現(xiàn)異常下降，由3.0×104m3/d 下降至1.0×104m3/d，多次采取泡排、恢復(fù)壓力提產(chǎn)帶液等措施，氣量未能恢復(fù)，2022 年通井作業(yè)，通井設(shè)備外表有黑色粘稠物，綜合分析認(rèn)為井筒堵塞影響氣井正常生產(chǎn)，且該井累計產(chǎn)氣2.31×108m3，產(chǎn)水1529m3，核實(shí)動儲量3.58×108m3，剩余動儲量1.27×108m3，動儲量采出程度64.6%，具有較大的挖潛潛力。

通過為期18 天氣井解堵挖潛作業(yè)，如圖4 所示，措施前平均日產(chǎn)氣量0.62 萬方，措施后半年平均日產(chǎn)氣量2.18 萬方，日增產(chǎn)氣量1.56 萬方，增產(chǎn)效果明顯，投入產(chǎn)出比較高。

圖4 A16 井解堵前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

4.2 2022 年解堵效果分析

靖邊氣田2022 年共計優(yōu)選實(shí)施老井解堵22 口，如圖5 所示，措施前單井平均日產(chǎn)1.19 萬方，措施后單井平均日產(chǎn)2.6 萬方，單井平均日增產(chǎn)1.45 萬方，增產(chǎn)比例122%，區(qū)塊日增產(chǎn)32 萬方，年增產(chǎn)1 億方天然氣，為氣田的控遞減率和持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供重要的保障。

圖5 靖邊氣田2022 年22 口解堵氣井解堵前后平均生產(chǎn)曲線

5 結(jié)論與認(rèn)識

①通過對靖邊氣井堵塞物成分進(jìn)行分析，無機(jī)物主要以腐蝕產(chǎn)物FeS、FeCO3及無機(jī)雜質(zhì)為主，有機(jī)成分主要來自緩蝕劑的重組份，綜合分析緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕結(jié)垢產(chǎn)物、氣井產(chǎn)出液及其它入井劑共同作用，造成氣井井筒堵塞。

②室內(nèi)評價和現(xiàn)場試驗(yàn)對13 種藥劑配方進(jìn)行評價，優(yōu)選出了適用于靖邊氣田井筒解堵的2 種化學(xué)藥劑，開展室內(nèi)溶解性對比分析，酸性解堵劑比堿性解堵劑解堵效果好。

③通過靖邊氣田多口老井解堵效果評價分析，單井平均日增產(chǎn)1 萬方以上，效果明顯，表面井筒解堵對流體含硫化氫和高礦化度地層水的氣井具有較好的適應(yīng)性。