长庆气井除垢方法研究及现场试验效果分析

2019-07-10叶小闯魏美吉冯盼盼

石油化工应用 2019年6期

叶小闯，张鹏，魏美吉，王赞，冯盼盼，张云

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300；2.中国石油长庆油田分公司千口气井评价挖潜工程项目组，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710021；4.中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安 710021）

随着长庆气田开发的不断深入，气井在生产过程中受高矿化度地层水及H2S、CO2腐蚀性介质等多因素共同影响，导致气井出现不同程度的井筒腐蚀结垢和储层堵塞现象。垢物引起井筒摩阻增加、压降增大，造成气井无法正常生产甚至关停，严重制约了气井产能的有效发挥，同时影响气井最终采收率[1，2]。鉴于此，在系统研究长庆气区气井结垢机理，对比分析常用除垢方法的优缺点的基础上，优选化学除垢方法，通过有针对性的优化除垢药剂配方，在长庆气区开展了现场试验，有效提高了除垢作业的措施增产效果。

1 气井结垢机理分析

气井结垢的原因和机理比较复杂[3-7]，长庆气区受高矿化度地层水结晶，H2S、CO2等腐蚀性介质以及缓蚀剂残留物等多因素的影响长时间累积形成腐蚀结垢，同时，生产过程中压力、温度的不断变化，使得地层流体中胶质物逐步沉积，缓蚀剂、泡排剂与地层中流体混合形成的乳化物等造成井筒或储层堵塞。

（1）矿化度引起的结垢。由于热力学不稳定性和化学不相溶性，地层流体中无机盐过饱和超过了物质的溶解度，地层水中的阳离子 Ca2+、Mg2+和少量 Ba2+、Sr2+，与阴离子CO32-或HCO3-、SO42-等，在井底附近容易产生盐垢。矿化度越高，结垢程度越严重。

（2）CO2、H2S腐蚀引起的结垢。产出液溶解的H2S、CO2等腐蚀性气体，能够与地层水中的Fe2+作用生成FeS以及FeCO3等腐蚀产物，同时溶液中的HCO3-也可与金属Fe反应能够生成腐蚀垢物FeCO3。

（3）缓蚀剂残留物堵塞。缓蚀剂中的易挥发组分在高温条件下挥发后，残留的高馏点组分酰胺化合物，黏度很高、不溶于水流动性极差，极易形成黏结沉积物，附着在管壁或在井底聚积。

（4）泡排剂变性物堵塞。长期加注泡排剂的气井，在高温高压的作用下，泡排剂与地层水中的亲水基团Ca2+、Mg2+反应生成不溶于水的钙皂、镁皂形成堵塞。

在气井结垢机理研究的基础上，结合气井垢样成分分析化验结果[2，3]，通过无机物X衍射分析和有机物红外能谱测定（见表1、图1、图2），可知结垢堵塞物的无机成分主要为CaCO3、MgCO3等盐类垢物，FeS和FeCO3等腐蚀垢物及少量无机杂质；有机成分中以低分子碳水化合物为主，而且其黏性大、相互之间无缝隙，多为各类缓蚀剂的主要活性成分，可以推断垢物中含有大量缓蚀剂的残留物。

2 气井除垢方法对比优选

在油气田生产过程中，常用机械法、物理法和化学法等的方法对结垢气井进行除垢（见表2），具体方法原理如下[8，9]：

（1）机械法除垢是出现比较早的除垢方法，其原理是利用机械钻具来清除井筒聚集的垢物，在通过冲洗将垢物携带到地面上，其主要是针对井筒的垢物，可用于无法酸洗的气井，对于清除硫酸钡等硬质水垢效果较好[10]。机械除垢较为复杂、费用高、效率低、井下作业安全风险高且无法清除近井地带的垢物。

（2）物理法除垢的作用原理是利用超声波或电磁学等技术处理流体，使流体中垢物分散、粉碎、松散、脱落，通过一系列物理形态和化学性能的变化使垢物不易附着管壁聚集。物理除垢操作较为方便、自动化程度高且无环境污染，重要的是还可以有效防止垢物的二次产生，广泛应用在气田中[11，12]；但物理除垢机理相对比较复杂、仅能清除特殊环境下的某种特定的水垢且不具有普遍性，通常需要安装除垢装置并破坏原有管道系统，国内电磁处理或者声波处理的技术起步相对比较晚，特别是在气田开发中的应用还需要进一步深入研究。

表1 典型气井垢样成分分析表

图1 IV井垢样无机物X衍射分析图

图2 IV井垢样有机物红外能谱分析图

表2 油气田常用除垢方法对比

（3）化学法除垢是目前国内外使用较多且发展较为成熟的一种除垢方法。其原理是利用化学药剂与垢物发生的物理化学反应，使垢物软化、剥离、溶解，从而除去气井垢物。化学除垢缺点是对井筒和管道具有一定的腐蚀性，而且存在环境污染问题；优点在于施工方便、周期短、安全隐患少且费用低、易清除井筒和地层结垢。

随着油气开采技术的快速发展，除垢方法也越来越多样化，现场实施时应根据区域的实际情况，优选出合适的除垢体系。鉴于长庆气田开发程度的不断深入，气田综合递减逐渐变大，气井结垢腐蚀堵塞的程度越来越严重，目前投产的15 000余口气井中，出现结垢腐蚀堵塞的就有300余口且每年以近100口的数量增加，弥补递减恢复老井产能势在必行，而化学除垢具有施工流程简单、所需设备较少、施工周期短且安全隐患少、投入产出比高及易清除井筒和地层垢物等优势，更适合长庆气区实现老区增储上产、快速恢复气井产能和二次加快发展的需求，因此，优选化学除垢方法对长庆气区结垢严重的气井进行了现场试验。

3 化学除垢现场试验

3.1 试验井优选

试验井的选取应根据气井的生态动态、通井情况，结合地质特征以及周边环境等进行综合分析、优选确定，以便提高试验成功率，选井条件（见表3）。2018年优选出试验井37口，涉及靖边区域15口、榆林区域10口、定吴区域12口。

表3 气井除垢试验井精细优选条件

3.2 现场试验方法

在试验井选取的基础上采用化学除垢技术对优选出的37口气井进行了现场试验，试验步骤为：（1）连接施工设备及地面管线后对井口及地面管线进行试压；（2）试压合格后，向油管投入暂堵棒，按照施工设计工序采用移动式注液泵向油管依次注入有机除垢药剂和复合除垢药剂对井筒进行处理，除垢剂逐步溶解油管沿途内壁垢物，到达井底后溶解油管底部垢物，每个工序都需关井使药剂与垢物充分反应，放喷排液取样留存；（3）井筒处理完成后，按照设计用量通过油管向地层储层注入渗透率改造剂，注氮气加压，使药剂全部进入地层，关井反应后进行放喷返排、取样观察；（4）根据产量恢复情况开井观察2 d，若恢复明显则按配产投入正常生产。现场试验放喷时注意要严格控制放喷针阀的开度，且必须点火燃烧，至井内液体排出为止，每次放喷排液前需加注适量泡排剂协助排液，若排出液体含有大量泡沫，需适当加注消泡剂。现场试验流程简图（见图3）。

4 现场试验效果分析

4.1 整体效果分析

不同区域地质特征不同，结垢成因机理和垢物成分也不尽相同。通过对长庆气区靖边、榆林、定吴3个区域地质特征研究和成因机理分析，根据流体性质和前期室内垢物成分分析可知，靖边区域以下古气藏为主，措施气井平均矿化度含量达33 204 mg/L，酸性气体H2S及CO2平均含量分别为923.1 mg/m3、4.5%，垢物成分主要为FeS和FeCO3等腐蚀产物、CaCO3结垢产物及缓蚀剂残留物等；榆林区域以上古气藏为主，措施气井平均矿化度含量达16 606 mg/L，H2S含量很少，CO2平均含量为2.0%，垢物成分主要为CaCO3、MgCO3盐结晶及FeCO3等腐蚀产物；定吴区域措施气井主要为上下古合采，平均矿化度含量达84 411 mg/L，酸性气体H2S及CO2平均含量分别为1 280.6 mg/m3、5.0%，垢物成分以Ba（Sr）SO4垢为主，含有CaCO3、BaSO4、CaSO4结垢产物和 FeS、FeCO3等腐蚀产物。同时根据不同区域不同的垢物成分及流体性质，针对性对除垢剂配方进行了优化，垢物成分及除垢配方具体（见表4）。

图3 气井化学除垢挖潜现场工艺流程简图

表4 试验气井流体资料及不同区域垢物成分和除垢剂配方优化

通过对优选出的靖边、榆林、定吴三个区域共计37口试验气井，采用优化后的除垢剂配方进行了现场试验，增产效果显著，措施后气井平均油套压差由1.8 MPa 下降至 0.8 MPa，平均日增产 66.1×104m3，单井平均日增产1.8×104m3，全年累计增产天然气1.1×108m3，具体试验效果（见表 5）。

表5 2018年气井除垢现场试验效果统计表

4.2 典型气井效果分析

（1）典型气井基本情况。A井是榆林气田南区1口开发井，2003年9月投产，生产层位山2，投产前油套压均为20.9 MPa，2013年后在生产过程中油套压差及产气量出现较大波动，2017年3月开始间歇生产，多次采取提产带液、泡排等措施无明显效果，油套压差增大至1.9 MPa左右，措施前该井已关停。

（2）施工情况。对A井除垢现场试验期间进行了四次酸洗、三次碱洗、一次储层解堵，共计加注有机解堵剂1.0 m3、复合解堵剂 2.0 m3、储层渗透率改造剂 2.0 m3。对该井水样进行对比可以看出（见图4），初期和中期都较脏，其中初期水样Ⅰ最脏，表明返排液中溶解出了大量垢物；中期水样Ⅱ较脏，水样为灰黑色，无沉淀物，表明井内垢物开始减少；后期水样Ⅲ比较清澈，表明井内无垢物，药剂未发生反应，此时井内可溶垢物已基本清除干净，油管通畅，清洗效果显著。

（3）效果分析。除垢现场试验后，A井恢复正常生产，目前油套压5.4/6.2 MPa，油套压差下降至0.8 MPa，生产稳定，日均增产 2.0×104m3，累计增产 380×104m3，除垢挖潜效果显著，具体（见表6、图5）。