蘇里格南區氣井井筒堵塞原因分析與防治對策

史瑞雪 ，王志剛，馮朋鑫，張 云，胡維首，蔣 瑛，史志鵬，王宏力

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第六采氣廠，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；4.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500；5.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，陜西西安 710018；6.中國石油長慶油田分公司第三輸油處，寧夏銀川 750006；7.中國石油長慶油田分公司千口氣井評價挖潛工程項目組，陜西西安 710018）

隨著蘇里格南區氣田開發時間延長，井筒由于結垢、腐蝕、緩蝕劑分解等原因形成堵塞物，堵塞物長時間累積造成井筒堵塞節流現象，井筒流通截面減小，流體輸送效率下降，嚴重影響氣井攜液能力，造成井筒積液，影響測試作業及氣井產能。因此，亟需明確造成氣井井筒堵塞的原因，以尋求經濟有效的對策，保障氣井產能。

1 氣井井筒管柱堵塞現狀

2019 年蘇里格南區施工動管柱作業21 口井，6 口井（占比30 %）堵塞，其中5 口井管柱堵死，1 口井返出大量垢污，堵塞比例高，堵塞情況嚴重。堵塞的6 口井，其中有3 口井既發生堵塞，又發生油管失效。在全部21 口井中，7 口井（占比33 %）腐蝕嚴重，油管發生穿孔、斷脫、擠扁等失效。

2 氣井井筒堵塞原因分析

2.1 采出水對氣井井筒堵塞的影響

為了研究不同氣井的堵塞情況，便于氣井管理，將H2S 含量≥100 mg/m3的井暫定義為高含硫井，產水量≥1.0 m3/d 的井暫定義為高含水井，并根據氣井氣藏類型不同，將氣井分為上古高含水、下古高含水、下古高含硫、上下古合采高含水和上下古合采高含硫井，分別選取典型井進行分析。

2.1.1 采出水水質分析 從采出水水質分析數據可以看出，水質中含有較高的成垢陽離子Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+，隨井筒溫度、壓力變化易生成水結垢產物，為井筒堵塞創造條件（見表1）。

2.1.2 采出水結垢趨勢預測 依據SY/T0600-2009《油田水結垢趨勢預測》標準進行預測，水質中未檢測到SO42-（預計在井筒內已全部結垢）無法預測CaSO4、BaSO4和SrSO4的結垢趨勢，不同類型氣井采出水均有CaCO3結垢趨勢。

2.1.3 采出水水質腐蝕性分析 通過模擬不同類型氣井腐蝕環境參數，評價井筒管柱材質的抗腐蝕性。蘇里格南區氣井井筒管柱均發生嚴重腐蝕，腐蝕程度：下古高含硫井＞下古高含水井＞上下古高含水井＞上古高含水井＞上下古高含硫井。水質腐蝕性強造成井筒管柱發生嚴重腐蝕，生成的腐蝕產物也為井筒堵塞創造條件。

2.2 入井的化學藥劑對氣井井筒堵塞的影響

對入井的化學藥劑進行室內評價，共取水溶性緩蝕劑2 個、油溶性緩蝕劑2 個、泡排劑3 個。通過藥劑配伍性、緩蝕劑高溫穩定性檢測，明確井筒堵塞是否與添加的藥劑有關。

2.2.1 化學藥劑配伍性分析 油溶性緩蝕劑作用為預膜，不存在與其他藥劑的配伍性。對2 種水溶性緩蝕劑和3 種泡排劑進行配伍性試驗。試驗溫度分別為25 ℃、50 ℃、75 ℃、90 ℃，試驗時間為24 h。緩蝕劑濃度為800 mg/L，泡排劑A、B 濃度3 %，固體泡排劑C 濃度為0.5 %。

緩蝕劑A、緩蝕劑B、泡排劑A、泡排劑B 與采出水配伍；固體泡排劑C 與采出水混合后有不溶物，與蒸餾水混合能正常溶解，表明并非過飽和形成的不溶解物。固體泡排劑C 為磺酸鹽復合表面活性劑，屬于陰離子泡排劑，磺酸鹽類陰離子泡排劑在水中發生解離，解離后的磺酸根離子能與采出水中的Ca2+、Mg2+發生反應，生成磺酸鈣/鎂沉淀，固體泡排劑C 形成的不溶物為井筒堵塞創造條件。

表1 氣井采出水水質分析

2.2.2 緩蝕劑高溫穩定性能分析 據相關文獻資料報道，緩蝕劑某些組分可能在井下高溫的環境下隨著時間的延長存在性質改變的可能性，高溫使緩蝕劑不再與采出水均勻溶解而脫出一些不溶于水的組分，這些與腐蝕產物、垢樣等混合形成堵塞物。試驗溫度：20 ℃、80 ℃、100 ℃、120 ℃，緩蝕劑濃度10 %，時間24 h。

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緩蝕劑A 從20 ℃升高到120 ℃，未出現不溶物，但120 ℃時，緩蝕劑發生變色，由原來的暗紫色變成暗紅色。緩蝕劑B 在20 ℃時未發生變化，80 ℃時，緩蝕劑溶液出現少量不溶物，溫度繼續升高，不溶物從點滴狀、油滴狀直至團簇狀，而且含量越來越多，120 ℃時發生變色，由暗紅色變成鮮紅色。緩蝕劑B 高溫穩定性差，在高溫條件下，緩蝕劑中輕組分不斷揮發，黏度增加或者其有效成分發生降解或失效，形成不溶性殘渣、黏性沉淀物，為形成堵塞物創造條件。

表2 不同氣井含水率、含油率、除油以外的有機成分含量分析

2.3 氣井井筒堵塞物組分及含量分析

2.3.1 含水率、含油率、除油以外的有機成分含量（見表2） 堵塞物中有機物含量在20 %左右，主要成分為無機物（80 %左右）。

表3 不同氣井堵塞物無機物成分及含量分析

2.3.2 堵塞物有機物組分分析 選取井筒堵塞物和固體泡排劑C 和2 種緩蝕劑進行傅里葉紅外分析，判斷堵塞物成分中是否含有泡排劑和緩蝕劑成分，以此明確藥劑是否是井筒堵塞的原因之一。

堵塞物與三種藥劑在1 650 cm-1～1 590 cm-1波數范圍內均出現了N-H 的面內彎曲振動。基本可以確定堵塞物中的有機成分來自于三種藥劑中的一種或兩三種含N-H 官能團的組分。

綜合配伍性試驗和緩蝕劑高溫穩定性試驗結果，可以確定堵塞物有機成分中含有固體泡排劑C 和緩蝕劑B 中含N-H 官能團的組分。

2.3.3 無機物成分及含量分析（見表3） 根據堵塞物無機物分析結果，可以明確腐蝕產物、水結垢以及固體砂粒是造成井筒堵塞的原因之一。

3 防治對策

3.1 氣井井筒堵塞三種解堵措施對比

蘇里格南區氣井井筒堵塞物成分80 %主要為無機物，現場采用化學方法進行除垢解堵，解堵措施合理。

3.2 化學法除垢適用性評價

3.2.1 現場用解堵劑效果室內評價 兩種酸性解堵劑對三種垢的溶垢率為CaCO3＞CaSO4＞BaSO4，其中酸性解堵劑A 對CaCO3垢的溶解率最高達到97.7 %，溶垢效果較好，兩種堿性解堵劑對CaSO4的溶解效果相對較好，但四種解堵劑對BaSO4的溶垢效果不明顯（見表4）。

3.2.2 現場實施效果 2019 年蘇里格南區開展井筒化學除垢，通過添加酸性或堿性解堵劑，清除井筒或儲層的腐蝕（結垢）產物、有機物質，共實施15 口井，日增產氣量19.8×104m3，累計增產氣量2 378×104m3，除垢效果較為明顯。

3.3 其他防治措施

氣井井筒管柱腐蝕嚴重，堵塞物以腐蝕產物為主，需要對現有防腐措施進行適用性評價，進而提出合理的防治措施，減緩由于腐蝕嚴重導致的井筒堵塞；現場在用的固體泡排劑C 與所選井采出水混合后有沉淀物，緩蝕劑B 高溫穩定性較差出現不溶物，建議進行泡排劑和緩蝕劑優選，加強藥劑管理，降低藥劑使用造成的井筒堵塞。

4 結論及建議

4.1 結論

（1）現場在用的緩蝕劑A、緩蝕劑B、泡排劑A、泡排劑B 與蘇里格南區氣井采出水配伍，固體泡排劑C和采出水混合后溶液出現沉淀物；緩蝕劑A 在120 ℃時發生變色，未出現不溶物，緩蝕劑B 高溫穩定性差，溫度達到80 ℃時出現不溶物。

（2）井筒堵塞物以無機成分為主，占比約80 %及以上，主要為腐蝕產物、水結垢和固體砂粒；堵塞物有機成分占比約20 %，含有固體泡排劑C 和緩蝕劑B 中含N-H 官能團的組分。

表4 現場用解堵劑不同溫度下溶垢率試驗

（3）氣井井筒堵塞原因為：一是管柱腐蝕嚴重；二是地層水礦化度高，成垢離子含量高；三是固體砂粒返出；四是泡排劑C 與地層水不配伍以及緩蝕劑B 高溫穩定性差；腐蝕產物、水結垢、固體砂粒、有機不溶物在管內壁長期附著，使油管有效通道變窄進而造成井筒發生堵塞。

4.2 建議

（1）現場采用化學解堵措施合理，但目前在用酸性解堵劑pH 值為1，四種解堵劑對BaSO4的溶垢效果差；建議開展解堵劑室內試驗優選評價，以優化性能，并開展試驗應用，提高措施有效率。

（2）蘇里格南區井筒管柱腐蝕嚴重，是造成井筒堵塞的原因之一，建議對現有防腐措施進行進一步評價，進而提出合理的防腐措施，以減緩由于腐蝕嚴重導致的井筒堵塞；同時加強藥劑管理和使用。