苏里格南区气井井筒堵塞原因分析与防治对策

史瑞雪 ，王志刚，冯朋鑫，张 云，胡维首，蒋 瑛，史志鹏，王宏力

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第六采气厂，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；4.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500；5.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安 710018；6.中国石油长庆油田分公司第三输油处，宁夏银川 750006；7.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）

随着苏里格南区气田开发时间延长，井筒由于结垢、腐蚀、缓蚀剂分解等原因形成堵塞物，堵塞物长时间累积造成井筒堵塞节流现象，井筒流通截面减小，流体输送效率下降，严重影响气井携液能力，造成井筒积液，影响测试作业及气井产能。因此，亟需明确造成气井井筒堵塞的原因，以寻求经济有效的对策，保障气井产能。

1 气井井筒管柱堵塞现状

2019 年苏里格南区施工动管柱作业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，堵塞情况严重。堵塞的6 口井，其中有3 口井既发生堵塞，又发生油管失效。在全部21 口井中，7 口井（占比33 %）腐蚀严重，油管发生穿孔、断脱、挤扁等失效。

2 气井井筒堵塞原因分析

2.1 采出水对气井井筒堵塞的影响

为了研究不同气井的堵塞情况，便于气井管理，将H2S 含量≥100 mg/m3的井暂定义为高含硫井，产水量≥1.0 m3/d 的井暂定义为高含水井，并根据气井气藏类型不同，将气井分为上古高含水、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，分别选取典型井进行分析。

2.1.1 采出水水质分析 从采出水水质分析数据可以看出，水质中含有较高的成垢阳离子Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+，随井筒温度、压力变化易生成水结垢产物，为井筒堵塞创造条件（见表1）。

2.1.2 采出水结垢趋势预测 依据SY/T0600-2009《油田水结垢趋势预测》标准进行预测，水质中未检测到SO42-（预计在井筒内已全部结垢）无法预测CaSO4、BaSO4和SrSO4的结垢趋势，不同类型气井采出水均有CaCO3结垢趋势。

2.1.3 采出水水质腐蚀性分析 通过模拟不同类型气井腐蚀环境参数，评价井筒管柱材质的抗腐蚀性。苏里格南区气井井筒管柱均发生严重腐蚀，腐蚀程度：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。水质腐蚀性强造成井筒管柱发生严重腐蚀，生成的腐蚀产物也为井筒堵塞创造条件。

2.2 入井的化学药剂对气井井筒堵塞的影响

对入井的化学药剂进行室内评价，共取水溶性缓蚀剂2 个、油溶性缓蚀剂2 个、泡排剂3 个。通过药剂配伍性、缓蚀剂高温稳定性检测，明确井筒堵塞是否与添加的药剂有关。

2.2.1 化学药剂配伍性分析 油溶性缓蚀剂作用为预膜，不存在与其他药剂的配伍性。对2 种水溶性缓蚀剂和3 种泡排剂进行配伍性试验。试验温度分别为25 ℃、50 ℃、75 ℃、90 ℃，试验时间为24 h。缓蚀剂浓度为800 mg/L，泡排剂A、B 浓度3 %，固体泡排剂C 浓度为0.5 %。

缓蚀剂A、缓蚀剂B、泡排剂A、泡排剂B 与采出水配伍；固体泡排剂C 与采出水混合后有不溶物，与蒸馏水混合能正常溶解，表明并非过饱和形成的不溶解物。固体泡排剂C 为磺酸盐复合表面活性剂，属于阴离子泡排剂，磺酸盐类阴离子泡排剂在水中发生解离，解离后的磺酸根离子能与采出水中的Ca2+、Mg2+发生反应，生成磺酸钙/镁沉淀，固体泡排剂C 形成的不溶物为井筒堵塞创造条件。

表1 气井采出水水质分析

2.2.2 缓蚀剂高温稳定性能分析 据相关文献资料报道，缓蚀剂某些组分可能在井下高温的环境下随着时间的延长存在性质改变的可能性，高温使缓蚀剂不再与采出水均匀溶解而脱出一些不溶于水的组分，这些与腐蚀产物、垢样等混合形成堵塞物。试验温度：20 ℃、80 ℃、100 ℃、120 ℃，缓蚀剂浓度10 %，时间24 h。

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缓蚀剂A 从20 ℃升高到120 ℃，未出现不溶物，但120 ℃时，缓蚀剂发生变色，由原来的暗紫色变成暗红色。缓蚀剂B 在20 ℃时未发生变化，80 ℃时，缓蚀剂溶液出现少量不溶物，温度继续升高，不溶物从点滴状、油滴状直至团簇状，而且含量越来越多，120 ℃时发生变色，由暗红色变成鲜红色。缓蚀剂B 高温稳定性差，在高温条件下，缓蚀剂中轻组分不断挥发，黏度增加或者其有效成分发生降解或失效，形成不溶性残渣、黏性沉淀物，为形成堵塞物创造条件。

表2 不同气井含水率、含油率、除油以外的有机成分含量分析

2.3 气井井筒堵塞物组分及含量分析

2.3.1 含水率、含油率、除油以外的有机成分含量（见表2） 堵塞物中有机物含量在20 %左右，主要成分为无机物（80 %左右）。

表3 不同气井堵塞物无机物成分及含量分析

2.3.2 堵塞物有机物组分分析 选取井筒堵塞物和固体泡排剂C 和2 种缓蚀剂进行傅里叶红外分析，判断堵塞物成分中是否含有泡排剂和缓蚀剂成分，以此明确药剂是否是井筒堵塞的原因之一。

堵塞物与三种药剂在1 650 cm-1～1 590 cm-1波数范围内均出现了N-H 的面内弯曲振动。基本可以确定堵塞物中的有机成分来自于三种药剂中的一种或两三种含N-H 官能团的组分。

综合配伍性试验和缓蚀剂高温稳定性试验结果，可以确定堵塞物有机成分中含有固体泡排剂C 和缓蚀剂B 中含N-H 官能团的组分。

2.3.3 无机物成分及含量分析（见表3） 根据堵塞物无机物分析结果，可以明确腐蚀产物、水结垢以及固体砂粒是造成井筒堵塞的原因之一。

3 防治对策

3.1 气井井筒堵塞三种解堵措施对比

苏里格南区气井井筒堵塞物成分80 %主要为无机物，现场采用化学方法进行除垢解堵，解堵措施合理。

3.2 化学法除垢适用性评价

3.2.1 现场用解堵剂效果室内评价 两种酸性解堵剂对三种垢的溶垢率为CaCO3＞CaSO4＞BaSO4，其中酸性解堵剂A 对CaCO3垢的溶解率最高达到97.7 %，溶垢效果较好，两种碱性解堵剂对CaSO4的溶解效果相对较好，但四种解堵剂对BaSO4的溶垢效果不明显（见表4）。

3.2.2 现场实施效果 2019 年苏里格南区开展井筒化学除垢，通过添加酸性或碱性解堵剂，清除井筒或储层的腐蚀（结垢）产物、有机物质，共实施15 口井，日增产气量19.8×104m3，累计增产气量2 378×104m3，除垢效果较为明显。

3.3 其他防治措施

气井井筒管柱腐蚀严重，堵塞物以腐蚀产物为主，需要对现有防腐措施进行适用性评价，进而提出合理的防治措施，减缓由于腐蚀严重导致的井筒堵塞；现场在用的固体泡排剂C 与所选井采出水混合后有沉淀物，缓蚀剂B 高温稳定性较差出现不溶物，建议进行泡排剂和缓蚀剂优选，加强药剂管理，降低药剂使用造成的井筒堵塞。

4 结论及建议

4.1 结论

（1）现场在用的缓蚀剂A、缓蚀剂B、泡排剂A、泡排剂B 与苏里格南区气井采出水配伍，固体泡排剂C和采出水混合后溶液出现沉淀物；缓蚀剂A 在120 ℃时发生变色，未出现不溶物，缓蚀剂B 高温稳定性差，温度达到80 ℃时出现不溶物。

（2）井筒堵塞物以无机成分为主，占比约80 %及以上，主要为腐蚀产物、水结垢和固体砂粒；堵塞物有机成分占比约20 %，含有固体泡排剂C 和缓蚀剂B 中含N-H 官能团的组分。

表4 现场用解堵剂不同温度下溶垢率试验

（3）气井井筒堵塞原因为：一是管柱腐蚀严重；二是地层水矿化度高，成垢离子含量高；三是固体砂粒返出；四是泡排剂C 与地层水不配伍以及缓蚀剂B 高温稳定性差；腐蚀产物、水结垢、固体砂粒、有机不溶物在管内壁长期附着，使油管有效通道变窄进而造成井筒发生堵塞。

4.2 建议

（1）现场采用化学解堵措施合理，但目前在用酸性解堵剂pH 值为1，四种解堵剂对BaSO4的溶垢效果差；建议开展解堵剂室内试验优选评价，以优化性能，并开展试验应用，提高措施有效率。

（2）苏里格南区井筒管柱腐蚀严重，是造成井筒堵塞的原因之一，建议对现有防腐措施进行进一步评价，进而提出合理的防腐措施，以减缓由于腐蚀严重导致的井筒堵塞；同时加强药剂管理和使用。