靖邊氣田氣井解堵技術研究及應用

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，目前處于氣田開發中后期增壓生產階段，生產系統普遍存在腐蝕結垢現象，部分氣井管柱存在著嚴重的腐蝕和結垢現象，由于氣井產出水質高礦化度、井筒需周期加注緩蝕劑防止井筒腐蝕等生產特征，緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕產物、氣井產出液及其他入井劑的共同作用，造成氣井井筒和產層附近形成有機或者無機堵塞，嚴重制約了氣井正常生產和產能的有效發揮，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研究，結合靖邊氣田地質特征及氣井特點，開展氣井井筒堵塞原因、堵塞物成分，老井潛力評價、配伍性解堵劑優選和施工工藝等方面的研究，確保區塊老井井筒有機解堵工藝取得較好的實施效果，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、機械落物、地層產出的瀝青質，或者開采期間入井的各種化學藥劑及鉆井液、壓裂過程中入井的聚合物及氣井生產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，通過無機物X 衍射射線分析法和有機物色譜方法對堵塞物成分進行分析，從圖2 分析，堵塞物無機物主要以腐蝕產物FeS、FeCO3及無機雜質為主；有機物中有大量的C7～C14的有機化合物，各碳數含量呈平均分布，成分復雜，主要為壬烷基同分異構體、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，判斷堵塞物有機成分主要來自緩蝕劑的重組份，而這些結構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，導致減產及關井，天然氣中含有極其微量的芳香烴或雜環化合物，盡管含量較少，但與氣井產出礦化度水析出的礦物質共同作用，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 解堵劑適應性評價

針對井筒堵塞成因及堵塞物成分研究結果，優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物和管柱腐蝕產物的共同體，其很難溶于水和普通酸，黏性強，易與井下其他無機雜質混合，形成一種固態物堵塞，同時氣田在選擇有機解堵劑時，充分考慮氣井自身產水且氣質含硫等因素，綜合多種因素，開展室內實驗對13 種藥劑配方進行評價，優選出了適用于靖邊氣田井筒解堵的2 種化學藥劑（堿性解堵劑XM-5 和酸性解堵劑WPLJD-01），開展室內溶解性對比分析，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 靖邊氣田優選解堵劑成分及基本性質

圖3 在溫度（80℃）條件下，不同解堵劑在不同反應時間溶解率

如表2 所示，根據優選的酸性解堵劑WPLJD-01，開展不同藥劑用量的室內實驗，取三口井垢樣分別與酸性解堵劑在80℃條件下進行反應，4 小時后烘干稱重，進行解堵劑溶解性驗證，同時對溶解率進行計算，不斷優化解堵劑配方比例，通過靖邊氣田12 口井室內垢樣溶解滴定試驗，分析藥劑與垢樣用量最優比例為1:0.4。

表2 不同配比用量解堵劑溶解表

在解堵作業施工過程中井筒堵塞物重量無法判斷，油管解堵作業過程中藥劑進井后與堵塞物接觸，逐步溶解堵塞物，使其粘度降低轉化為混溶于水的物質，在氣流的沖擊下被帶出井口，實施循環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%，后續加藥量可根據返排液的清潔程度和pH 的變化再調整加注量。

3 解堵施工方案優選

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，無井下節流設備，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致產量降低的氣井。

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井4-6 小時，油套壓恢復基本一致時，可認為井筒積液已排空，若采取上述措施排液效果不佳，或未能排通，選擇采取壓縮機或氮氣車氣舉排液。

②溶解井筒堵塞物，關井，油管從小到大投放1-2 根暫堵棒，加注20L 增溶劑，待反應30 分鐘確保暫堵點完全密封，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，關井10 小時后，待解堵劑和堵塞物充分反應后，開井放空后反應溶液由油（套）管返至地面，反復重復上述操作至油管完全解通，通常情況下關井復壓速度可達到10 分鐘左右。

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

4 實施效果分析

4.1 A16 井解堵效果分析

A16 井2008 年11 月28 日投產，生產層位馬五13，投產前油、套壓分別為24.00MPa、24.20MPa，初期日產氣量13.0×104m3，生產穩定，隨著生產時間延長，壓力降低，產量逐漸下降，2021 年12 月，該井產量出現異常下降，由3.0×104m3/d 下降至1.0×104m3/d，多次采取泡排、恢復壓力提產帶液等措施，氣量未能恢復，2022 年通井作業，通井設備外表有黑色粘稠物，綜合分析認為井筒堵塞影響氣井正常生產，且該井累計產氣2.31×108m3，產水1529m3，核實動儲量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，如圖4 所示，措施前平均日產氣量0.62 萬方，措施后半年平均日產氣量2.18 萬方，日增產氣量1.56 萬方，增產效果明顯，投入產出比較高。

圖4 A16 井解堵前后生產數據表

4.2 2022 年解堵效果分析

靖邊氣田2022 年共計優選實施老井解堵22 口，如圖5 所示，措施前單井平均日產1.19 萬方，措施后單井平均日產2.6 萬方，單井平均日增產1.45 萬方，增產比例122%，區塊日增產32 萬方，年增產1 億方天然氣，為氣田的控遞減率和持續穩產提供重要的保障。

圖5 靖邊氣田2022 年22 口解堵氣井解堵前后平均生產曲線

5 結論與認識

①通過對靖邊氣井堵塞物成分進行分析，無機物主要以腐蝕產物FeS、FeCO3及無機雜質為主，有機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、管柱腐蝕結垢產物、氣井產出液及其它入井劑共同作用，造成氣井井筒堵塞。

②室內評價和現場試驗對13 種藥劑配方進行評價，優選出了適用于靖邊氣田井筒解堵的2 種化學藥劑，開展室內溶解性對比分析，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性。