鄂尔多斯盆地大牛地气田气井结垢机理及除垢技术

魏 凯 何荣华 李国锋

中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地陕蒙交界处，为典型的低压力、低渗透、低产量气藏，埋藏深度2700～ 3 500 m，储层压力系数范围0.83～0.96，平均压力系数0.92[1]，温度介于80～95 ℃。所产气田以甲烷为主，含量大于93%[2-3]，地层水为CaCl2型，总矿化度（10～26）×104mg/L，且地层水中钙镁等易垢离子质量浓度较大[4]。目前气田储层平均地层压力降至8 MPa以下，42%以上的气井因管柱结垢导致测井遇阻，严重危及气田稳产[5-6]。笔者通过气田垢样组分分析，结合地层水离子构成及历年气井流温流压测试数据，明确了该气田气井结垢机理，并优化形成了其地层水结垢趋势预测模型。利用模型对D1-2-6、D52井进行了结垢趋势预测，提出了化学除垢方法，并在D1-2-6井进行了现场试验，取得较好的试验效果。

1 大牛地气田垢质组分分析

化学除垢法是目前国内外油气田除垢方法中最有效、最简便的除垢方法[2,5]。本文选取DPH-47井油管垢样进行了成分分析，垢样经研磨称重，分别用石油醚、蒸馏水浸泡、过滤，溶去可溶固体，干燥后再次称重，然后再向其中加入体积浓度1%的盐酸，待反应完全后过滤、干燥，称量剩余固体质量，实验过程如图1所示，结果如表1所示。

实验结果表明，DPH-47井油管垢样中86.2%（质量分数）的垢质可溶于盐酸，且在盐酸中产生大量气泡，反应剧烈，判断其主要成分为碳酸盐，氢氧化物及氧化物等。

为进一步明确结垢垢质组分，收集大牛地气田D1-1-102，D1-1-45，D1-2-31，D1-4-5，D47-31 等井垢样送至陕西省质量检测中心进行了成分鉴定，结果如表2所示。检测报告显示垢物外观呈现黄褐色或土黄色，主要成分为：碳酸钙，氯化钠，硫酸钙，硫酸钡和砂土等，不同生产层，垢物组成略有差别，但均以CaCO3居多，平均占比80%以上（质量百分比）。因此重点分析了CaCO3结垢趋势。

2 结垢机理及结构预测

2.1 垢质形成机理

根据大牛地气田气井流温流压测试显示，该气田井口平均套压降至8 MPa左右，井底流压降至4 MPa以下，已处于低压高温状态[7-8]。诸林等对非酸性天然气含水量计算公式按照温度区间进行了划分，其结果如表3所示[9]。

大牛地气田储层温度介于80～95 ℃之间，天然气含水量计算适用Khaled公式，其公式如下所示：

式中W表示天然气含水率；p表示地层压力，MPa；T表示地层温度，K。

图1 大牛地气田DPH-47井垢样分析过程图

表1 大牛地气田DPH-47井垢样组分分析结果表

本文应用Khaled公式计算了大牛地气田不同温度条件下，天然气含水量随压力变化趋势（图2）。在低压高温条件下，特别是当地层压力降至5 MPa以下后，天然气饱和蒸汽含量迅速增加，地层水大量快速蒸发导致高矿化度地层水中各种盐类达到饱和及过饱和状态，开始结晶析出形成沉淀，最终成为垢质堵塞产层及油管[10-11]。

表2 大牛地气田气井结垢产物分析表

表3 非酸性天然气含水量计算各温度区间适用公式表

图2 大牛地气田天然气饱和蒸汽含量随压力变化图[9]

大牛地气田纵向发育7套含气地层，各层地层水性质差别较大，总体呈现随深度增加，矿化度逐渐增大的规律。地层水中均含有一定量的Ca2+、Mg2+、HCO32－等成垢离子，存在一定的结垢趋势，各气层地层水水质如表4所示。

由表4可知，该气田地层水中Ca2+含量较高，矿化度较大。随着地层水大量蒸发，溶解于其中的酸性气体CO快速散逸，使得地层水中2转化为,与地层水中 Ca2+、Mg2+结合生成CaCO3、MgCO3析出沉淀[12-13]。由于各含气层系地层水中Ca2+含量远高于Mg2+含量，因此垢质中CaCO3远高于MgCO3，CaSO4也较少。

这些析出的盐类附着在近井地层孔喉内，生产油管及地面管线内，最为普遍且不易发现，往往在结垢影响产能时才显现出来。

2.2 结垢趋势预测

大牛地气田地层温度介于80～95 ℃之间，离子强度小于6.0，pH值为5.5～8.5之间，结垢趋势预测模型满足Davis-Stiff提出的饱和指数SI模型[14]，计算公式如下：

式中SI为饱和指数，无因次；PpH为水样的pH值；K为修正系数，由不同温度时离子强度与修正系数的关系图查得；PCa是Ca2+浓度（mol/L）的负对数；PAlK是总碱度（mol/L）的负对数。

SI=0时，地层水中盐分处于临界状态；SI＜0时，地层水欠饱和，无结垢趋势；SI＞0时，地层水含盐过饱和，有结垢趋势。

2010年大牛地气田开始加注防垢剂，目前防垢率为0.85，防垢剂加注降低了气井结垢率，导致Davis-Stiff饱和指数模型误差较大，本文对其进行了优化并验证，优化后模型如下：

利用D1-1-13井历年地层水离子测试数据，结合Davis-Stiff饱和指数模型及优化后的模型，形成D1-1-13井饱和指数预测图（图3、图4）：利用Davis-Stiff饱和指数模型，SI=0时，地层水在井深1000 m处达到临界状态，开始析出盐垢，与现场观察到的生产油管实际结垢位置相比较浅，且差距较大。采用优化后的饱和指数模型，SI=0时，地层水在2 500 m处达到临界状态，开始结垢，基本位于气井油管喇叭口上部第一根油管处，与生产油管观察到的结垢位置基本吻合，符合度高。

表4 大牛地气田不同气层地层水水质分析表

图3 D1-1-13井饱和指数预测模型Stiff图

图4 D1-1-13井饱和指数预测模型优化图

利用优化后的模型结合D1-2-6井、D52井不同生产时期的流温流压测试数据计算了不同井底条件下的碳酸钙饱和指数，结果如表5所示。数据表明，随着该气田开发时间的延长和开发程度的深入，D1-2-6、D52井碳酸钙饱和指数逐渐增加，具备了生成盐垢的条件。

2017年对2口井进行了更换管柱作业，起出的生产管柱结垢严重，D1-2-6井喇叭口上第一根油管完全堵塞，D52井生产筛管筛孔完全堵塞，与结垢预测结果一致（图5、图6）。

3 D1-2-6井化学除垢

3.1 除垢剂优选及评价

针对大牛地气田结垢现状研制了GCCG-1化学除垢剂，该除垢剂为无机酸、有机酸、螯合剂、缓蚀剂、防膨剂以及助排剂复配而成，对碳酸盐类等无机钙质有较强的溶解，剥落及分散作用，且对管材腐蚀小。

3.1.1 溶垢性能评价

为准确评价除垢剂溶垢性能，近似认为垢质在油管内壁均匀分布，厚度为现场统计的平均厚度3 mm，则除垢剂与垢质实验用量比例可认为是油管单位长度内部容积与内表面积之比，以Ø73 mm油管为例，用量比为30∶1。实验取3只烧杯分别加入GCCG-1除垢剂100 mL，分别在其中加入干燥称重好的垢样（约3.7 g）。根据现场流温流压测试结果，取平均产层温度80 ℃为实验条件。在80 ℃恒温水浴中反应2.5 h，然后过滤，将残渣干燥称重，计算溶垢率，结果如表6所示。

由表6可见，GCCG-1化学除垢剂对现场垢样溶解分散能力较强。对于现场混合物垢型，在80℃条件下，GCCG-1溶垢率超过95%，泥沙等成分也分散剥落。

表5 D1-2-6、D52井结垢预测结果表

图5 D1-2-6井喇叭口上第一根油管结垢截面图

图6 D52井筛管结垢图

3.1.2 缓蚀性能评价

GCCG-1除垢剂总酸度在15%左右，采用挂片法评价其缓蚀性能。取6只250 mL广口瓶，分别加入GCCG-1除垢剂200 mL，在其中分别悬挂已经处理称重好的N80钢片标准腐蚀试片，在80 ℃（产层平均温度）恒温水浴中放置并计时。8 h后，取出试片，处理后称重，计算腐蚀率，结果如表7所示。

表7可知，GCCG-1除垢剂对N80钢片腐蚀小，平均腐蚀率仅为1.80 g/(m2·h)，处于行业标准SY/T 5405-1996《 酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》中的一级范围内，对井下管材及地面管材伤害小。

3.2 除垢剂现场应用

D1-2-6井于2005年9月投产，投产时油压15.5 MPa、套压 17.8 MPa，日产气 2.1×104m3，至2010年1月产气量降低至0.3×104m3/d。2010年7月，油压进一步降低而关井，关井后油压2.2 MPa，油压低于运输管网压力无法开井生产。2017年对该井进行了大修作业，更换生产管柱过程中发现其下部最后一根油管完全堵塞。为恢复该井产能，更换管柱后实施了抽吸、诱喷作业，作业期间关井时油套压力恢复较快，开井后迅速下降，间歇性产气，无法实现自主生产，分析认为该井储层近井地带孔喉出现结垢堵塞现象。

2017年6月取该井垢样检测，垢质以碳酸盐为主（质量百分比85%以上），在该井进行了化学除垢剂GCCG-1的应用，采用不动管柱除垢工艺，即在不活动井下管柱的前提下，利用天然气顶替除垢剂进入近井地带清除储层垢物堵塞，疏通气体渗流通道。施工步骤如下：用700型水泥车从油管加注除垢剂，利用天然气顶替除垢剂进入近井地带，确保除垢剂与井内垢质充分接触，反应3 h后，开井排液生产。

表6 GCCG-1除垢剂溶垢性能表

表7 GCCG-1除垢剂的腐蚀性能表

3.3 除垢效果分析

通过除垢施工，D1-2-6井实现了从关停7 a到成功复产，最高试气产量29 000 m3/d。目前该井已进站生产，油压稳定在4.3 MPa，套压稳定在8 MPa左右，可自主携液生产，日均产气7 000 m3，产液 2.6 m3/d，对比停产关井前的 3 000 m3/d，平均增产气量4 000 m3/d，增产幅度133%。截至2018年 7月累计生产天然气 260×104m3。

4 结论

1）大牛地气田地层水矿化度较高，且开发时间长，产层压力下降，产出水蒸发迅速，伴随水中酸性气体散逸，导致气井盐类结垢严重，影响气田稳产。

2）通过对Davis-Stiff的饱和指数SI模型进行优化，形成了大牛地气田碳酸钙结垢趋势预测模型，并利用改模型对D1-2-6、D52井结垢趋势进行了预测，预测结果与实际生产情况吻合度较好。

3） 研制的GCCG-1化学除垢剂对以碳酸盐为主要成分的垢质具有较强的溶解、分散、剥落能力，且腐蚀性小，在大牛地气田得到了成功应用，该技术对同类低压气藏除垢作业具有借鉴和推广意义。