文23气田气井结垢及动态除垢技术研究

文守成，饶喜丽(长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023)

汪召华(中原油田天然气产销厂，河南 濮阳 457000)

文23气田气井结垢及动态除垢技术研究

文守成，饶喜丽(长江大学石油工程学院，湖北 荆州 434023)

汪召华(中原油田天然气产销厂，河南 濮阳 457000)

阐述了文23气田气井垢物形成机理，对地层水结垢趋势进行了预测。地层水矿化度过高，且随开发程度不断深入，储层压力不断下降，产出水大量蒸发以及水溶中酸性气体逸出是导致该气田结垢严重的主要原因。结垢预测结果表明，文108井与文109井产出水在井底条件下碳酸钙与硫酸钙饱和指数远大于1，结垢趋势强。所结垢物类型包含水溶性垢物氯化钠以及难溶性垢物，其中难溶性垢物中，CaCO3占76.03%、CaSO4占6.58%、Fe2CO3占2.3%以及泥质15.09%。针对文23气田现场情况，研制了PDPT-1清垢剂，并结合动态除垢工艺技术对文108井进行了现场除垢试验。PDPT-1清垢剂为自行研制的螯合剂与有机酸、缓蚀剂、渗透剂、防膨剂以及助排剂复配而成，对碳酸钙、硫酸钙以及现场混合型垢物具有较强溶解、剥落、碎化、分散作用，90℃时溶解能力分别达到165.4、80.5与174.2g/L，且对井下管材腐蚀较弱，90℃时仅为0.0034mm/a。经除垢作业后该井油压明显上升，产气量增加30%以上。

文23气田；气井；结垢；清垢剂；动态除垢工艺技术

文23气田位于东濮凹陷中央隆起带北部文留构造的高部位，为典型的带边底水高压干气气藏，气藏埋藏深度2700～3050m，原始地层压力38.62MPa，温度约114.3℃。所产流体以甲烷为主，含量gt;95%，地层水为CaCl2型，总矿化度(26～30)×104mg/L[1]。目前，该气田地层平均压力降至9MPa以下，多数中高产气井因结垢发生了突然停产的问题，影响产能近49×104m3/d，已严重危及气田平稳生产，生产形势十分紧张[2-3]。笔者阐述了文23气田气井垢物形成机理，对气井地层水结垢进行了预测，并针对性提出了除垢工艺。

1 文23气田垢物组分分析

文23气田分为主块、东块、西块和南块4个区域。通过对文23-3、文109以及文69-1井等井底油管内附作物分析，垢物外观通常白色或黄褐色，主要成分为：氯化钠、碳酸钙、硫酸钙、铁垢以及黏土砂石等。用X射线衍射法测定难溶性垢物成分为76.03%碳酸钙、6.58%硫酸钙、2.3%碳酸铁以及15.09%泥质。气井以及结垢部位不同，则各类型垢物含量略有区别。

2 垢物形成机理及结垢预测

2.1垢物形成机理

根据现场资料显示，该气田储层压力已降至9MPa左右，而井底流压降至5MPa以下，已处于低压高温状态。应用相关模型[4-5]计算了不同温度条件下，天然气中含水量随压力的变化。图1为50、100、115、120℃下天然气含水量随压力变化关系图。由图1可以看出，在低压高温条件下，尤其当压力降低至5MPa以下时，天然气饱和水蒸汽含量急剧增加，由此造成产出的地层水大量蒸发，地层水中各种盐(如NaCl、CaCO3、CaSO4等)达到饱和或过饱和状态，并在适宜条件下结晶沉淀，导致油套管盐塞。

图1 天然气饱和蒸汽含量随压力变化图

在井眼附近地层的孔喉内、油管壁或地面控制设备内。该类结垢通常称之为诱发性结垢，最为普遍，但却不能及时发现，往往是在管柱内结垢后影响井下作业时才被发现。

2.2结垢预测

预测原理主要基于Stiff提出的饱和指数(SI)法，饱和指数法[7]的计算公式为：

SI=pH-pHs=pH-(K+pM+pAlk)

表1 文108、109井预测结果

当SI=0时，溶液与固体垢相平衡；当SIgt;0时，溶液含盐过饱和或具有形成盐垢条件；当SIlt;0时，则溶液欠饱和，或不能形成盐垢。

对文108、109井不同生产时期井底条件下碳酸钙与硫酸钙的饱和指数计算表明，随该气田开发程度不断深入，饱和指数逐渐增加，目前饱和指数已大于1，具备了结垢条件。计算结果见表1。

3 文108井动态清垢技术

3.1清垢剂

针对文108井结垢情况研制了PDPT-1型清垢剂，主要采用自行研制的螯合剂与有机酸、缓蚀剂、渗透剂、防膨剂以及助排剂进行复配而成，对无机垢有较强溶解、剥落、碎化、分散作用，而对井下管材腐蚀较弱。

表2 PDPT-1溶解垢物试验数据

1)溶垢试验评价 将20g碳酸钙、硫酸钙以及现场垢物放入250ml的烧杯中，并加入100ml PDPT-1清垢剂，在25、50以及90℃条件下反应24h。不同温度条件下溶解碳酸钙、硫酸钙以及现场垢物效果列于表2。由表2可见，PDPT-1对纯碳酸钙与现场混合型垢物能力较强，同时对纯硫酸钙垢物也具有一定的溶解能力。对现场混合型垢物而言，在25℃条件下，PDPT-1溶解能力已达到145g/L以上，且随温度升高，溶垢能力逐渐增强，90℃条件下溶解能力大174g/L以上。

2)腐蚀性能评价 取PDPT-1溶液300ml放入广口瓶，放入N80钢片后在20、50，90℃的水浴锅内恒温168h，称量钢片腐蚀前后的质量。试验结果见表3。由表3结果可知，PDPT-1清垢剂对N80钢片腐蚀性能极小，90℃条件下，PDPT-1清垢剂对N80钢片平均腐蚀速率仅为0.00345mm/a。由此可见，该清垢剂在清垢过程中不会对井下管材造成较大危害。

表3 清垢剂对N80钢材腐蚀性能试验数据

3.2动态清垢工艺技术

前期，中原油田天然气产销厂采用某厂研制的清垢剂对文109井进行了现场清垢试验。试验虽然将井筒中的垢物完全清除，但对储层造成了严重伤害，产量由9.0×104m3/d下降至3000m3/d。分析其原因，一方面，清垢剂对垢物的碎化与分散能力较差；另一方面，储层压力较低，静态侵泡法除垢过程中井筒内压力逐渐上升，进而可能导致含有大量杂质的残余清垢剂倒灌侵入储层，由此对储层产生严重伤害。

针对上述原因，一方面室内针对性研制了上述PDPT-1清垢剂；另一方面，对清垢工艺进行了改进，采用了动态清垢工艺，即在不停产或适当降低产量条件下利用产出气体搅动实现动态清垢过程。施工步骤如下：用泡排车直接从油管加入PDPT-1清垢剂原液，适当降低气井产量投产，确保清垢剂与结垢部位充分接触，24h用提喷的方法将残液排出井筒。

3.3清垢效果分析

利用上述工艺对文108井进行了现场清垢试验。24h后提喷排出液体为灰色泡状液。通过净化施工，通井遇阻位置明显下降，气井压力恢复也得到明显改善，油压由2.0MPa上升至3.8MPa。现场增产效果显著，气井产量由除垢前的6.0×104m3/d上升至8.5×104m3/d，增产2.5×104m3/d，增幅大于30%。

4 结 语

文23气田地层水矿化度较高，且已进入开发中后期，储层压力急剧下降，产出水大量蒸发，加之地层水中酸性气体逸出，进而导致气井结垢严重，产能急剧下降。采用加注PDPT-1清垢剂并结合动态除垢工艺技术一方面可有效提高气井产能，防止清垢过程中含有大量杂质的残余清垢剂进入储层，对储层产生严重伤害，另一方面可提高清垢速度与效率。该技术可在同类低压气藏推广应用。

[1]文守成,何顺利,陈正凯，等.气田地层结盐机理实验研究与防治措施探讨[J].钻采工艺，2010,33(1):86-89.

[2]文守成,何顺利,赖必智，等.气田地层结盐机理试验研究及影响因素分析[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2009,31(5):145-147.

[3]蒲海龙,罗素华,何晓云，等.产水气井结盐垢机理研究及防治[J].内蒙古石油化工，2010(1):4-6.

[4]宁英男,张海燕.天然气含水量图数学模拟与程序[J].石油与天然气化工,2000,29(2):75-77.

[5]Mohammadi A H. A Semi-empirical Approach for Estimating the Water Content of Natural Gas [J]. Ind Eng Chem Res, 2004, 43(22):7137-7147.

[6]李荣娟,周兴付,周静，等.川西合兴场须二气藏气井CaCO3结垢及清垢技术[J].油田化学,2009,26(4):395-397.

[7]李旭日,刘建仪,张广东，等.大牛地气田结垢预测研究[J].天然气勘探与开发,2008,31(4): 69-71.

[编辑] 洪云飞

TE358.5

A

1673-1409(2012)05-N133-03

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.05.044

2012-02-12

文守成(1973-)，男，1997年大学毕业，博士，讲师，现主要从事油田化学剂和采油工艺方面的研究工作。