某气田苏南区块井筒堵塞原因及机理分析

陈怀兵，黄永章，薛艳

1.川庆钻探工程有限公司 钻采工程技术研究院（陕西 西安710018）

2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室（陕西 西安710018）

1 气井堵塞情况

2019年，某气田苏南区块施工动管柱作业21口井，其中6口井发生油管堵塞。图1为其中一口井油管堵塞及腐蚀形貌。该井产层为下古气藏，井深4 100 m，井底温度100℃，CO2分压为1.39 MPa，H2S分压为88.185 kPa，属于低含H2S、中含CO2气藏。该井在压井期间不能有效建立循环，起出管柱8根堵死。现场取出油管内堵塞物形状有油泥状、块状、层片状和粉末状等，颜色呈黑色、灰白色和褐色等。该井油管发生大面积穿孔失效，部分管柱由于腐蚀严重，造成管柱承重不足，发生断脱。通过对井筒产出液组分、所用化学药剂性能、堵塞物成分进行分析，明确该区块气井油管发生堵塞的原因和机理，为现场采取有效解堵措施提供数据支持。

图1 某井油管堵塞及腐蚀形貌

2 分析化验及结果分析

2.1 产出液全组分分析

在堵塞的6口井中选取1口井，取产出液进行组分分析。参照GB 7476—1987、GB 7477—1987、HJ 603—2011、ASTM D3920—12、GB 11899—1989和GB 6920—1986等标准[1-6]，检测水质中的Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+、CO32-、HCO3-、SO42-、Cl-和pH值。

表1 为该井水质全组分分析结果。由表1可见，产出液矿化度高，成垢离子含量高，易形成难溶盐垢。参照SY/T 0600—2009《油田难溶盐垢趋势预测》标准[7]，预测该井有CaCO3结垢趋势。

2.2 化学药剂性能分析

取该井现场使用的3种泡排剂（2种液体、1种固体）和1种缓蚀剂，参照SY/T 5273—2014标准[8]，对几种药剂的配伍性能进行检测。试验条件为：单独药剂与现场采出水混合，试验温度50℃，试验时间24 h。缓蚀剂浓度为800 mg/L，2种液体泡排剂浓度为3%，固体泡排剂浓度为0.5%。缓蚀剂高温稳定性试验条件为：温度20℃、80℃、100℃和120℃，缓蚀剂浓度为10%，试验时间24 h。

表1 水质全组分分析结果 （mg·L-1）

图2 为配伍性试验结果。由图2可见，缓蚀剂和两种液体泡排剂与采出水混合后溶液呈均相，无分层、沉淀等现象。固体泡排剂与采出水混合后溶液出现分层现象，底部有沉淀物生成。固体泡排剂为阴离子型表面活性剂，其中存在磺酸盐成分易与高矿化度盐水中的Ca2+、Mg2+等发生皂化反应，形成一种不溶于水的混合物。固体泡排剂的皂化反应所形成不溶物为形成堵塞物创造条件。

图2 配伍性试验结果

由图3试验结果可见，该缓蚀剂20℃时溶液均匀清亮。80℃时，缓蚀剂溶液出现少量不溶物，漂浮在上层。温度继续升高到120℃时不溶物急剧增多，从点滴状、油滴状直至团簇状。现场缓蚀剂采取间歇性加注的方式，大量的缓蚀剂注入井筒内与采出水混合，部分缓蚀剂在井筒的停留时间超过24 h，缓蚀剂中一些组分特别是起乳化作用的组分，如提高溶解性的表面活性剂在超过浊点后失去其性能，缓蚀剂体系失稳致使一些溶解性较差的组分脱出，在水溶液体系中呈团簇状存在。

图3 缓蚀剂高温稳定性试验结果

2.3 堵塞物成分分析

取不同井段的堵塞物进行组分分析，分别采用X衍射分析无机物组分及含量，采用傅里叶红外光谱分析有机物官能团。

由表2可见，不同井段无机组分包括腐蚀产物，难溶盐垢和固体砂粒。腐蚀产物为CO2和H2S腐蚀产物，难溶盐垢为碳酸盐垢和硫酸盐垢。

表2 堵塞物无机组分分析结果

根据上述检测结果，固体泡排剂与该井采出水配伍性差，混合后有沉淀物，缓蚀剂在80℃条件下有不溶物出现，两种药剂可能是造成井筒堵塞的原因。采用傅里叶红外分析法确定油管堵塞物中是否含有固体泡排剂和缓蚀剂成分。图4为堵塞物和不同药剂傅里叶红外分析图谱以及特征振动峰对应的官能团分析结果。由图可见，堵塞物与两种药剂在1 650～1 590 cm-1波数范围内有相同的N-H特征振动峰。表明堵塞物成分中可能有一种或两种药剂含N-H官能团的组分[9]。

3 井筒堵塞原因及机理分析

图4 堵塞物及不同药剂傅里叶红外分析图谱

一般情况下，造成气井井筒堵塞的原因很多，如地层出砂、腐蚀产物、难溶盐垢、机械落物、油套管变形、地层产出的沥青质、或者开采期间入井的聚合物及生产过程中形成的水合物都能造成井筒堵塞[10]。根据堵塞物成分分析结果，井筒堵塞物有腐蚀产物（CO2和H2S腐蚀产物）、难溶盐垢（CaCO3、SrSO4）、固体砂粒以及化学药剂中的有机组分。

3.1 腐蚀产物堵塞

根据现场调研以及堵塞物成分分析结果，发现堵塞井井筒管柱发生严重腐蚀，由于管柱腐蚀严重导致管内壁附着大量腐蚀产物，经长期生产，腐蚀产物层增厚，为井筒堵塞创造条件。

3.2 难溶盐垢堵塞

该堵塞井采出水矿化度高，成垢离子含量高，在生产过程中，产出液经井筒流出，随井深变化，温度、压力随之变化，导致水中的离子平衡发生改变，形成难溶盐垢。油管结垢和腐蚀密切相关，互相促进，腐蚀产物会形成锈垢，腐蚀锈垢层在金属表面堆积和不均匀分布，会引起垢层下严重腐蚀[11]。腐蚀产物形成锈垢后，表面粗糙度增大，为难溶盐垢的形成提供了形核条件。经过长期生产，腐蚀结垢不断进行，管内壁形成较厚垢层，造成井筒堵塞。

3.3 井筒脏物堵塞

气井在钻井、完井过程中因泥浆漏失，产层出砂等因素不可避免地会出现井筒脏物未排尽的情况，一旦气井开井生产，井下脏物就会随气流被带入油管、地面管线，影响气井的正常生产[12]。从堵塞物成分分析发现堵塞井井筒普遍含有固体砂粒，气井出砂不但会影响正常生产，还会造成井筒堵塞，故预防气井出砂是保证气井正常生产的重要因素。

3.4 缓蚀剂质量缺陷

在井筒高温下缓蚀剂中的烃组分不断挥发，黏度增加或者其有效成分发生降解、失效，甚至形成不溶残渣、黏性沉淀物或发生相组分离。这些降解产物吸附于产层会污染产层，吸附于油管壁上会使油管的有效通道变窄，进而造成油管堵塞[13-15]。本文中评价的缓蚀剂在80℃以上出现不溶物，表明该缓蚀剂高温稳定性较差，傅里叶红外分析检测出堵塞物和缓蚀剂中均含有N-H官能，即缓蚀剂高温失稳后形成的不溶物是造成井筒堵塞的原因之一。

3.5 固体泡排剂配伍性差

目前，气井加注起泡剂后引起井下堵塞的现象也有存在，入井泡排剂若与地层产物发生反应或在高温情况下发生性质改变，也有可能引起井下堵塞。根据药剂配伍性试验结果，现用固体泡排剂与采出水混合后出现沉淀，主要是因为泡排剂中一些阴离子与采出水中的Ca2+、Mg2+发生反应生成沉淀，即“钙皂沉淀”。现场在用的固体泡排剂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：NaR=Na++R-。

式中NaR代表磺酸盐。解离后的磺酸根离子R-能与采出水中的Ca2+、Mg2+发生反应，生成磺酸钙、磺酸镁沉淀[9]。

综上所述，结合水分析、药剂配伍性、缓蚀剂高温稳定性分析及堵塞物成分分析结果，井筒堵塞主要原因是管柱腐蚀严重，管内壁生成大量腐蚀产物，再加上难溶盐垢沉积，井筒出砂、固体泡排剂与采出水配伍性差以及缓蚀剂高温失稳形成不溶物。这些腐蚀产物、难溶盐垢、固体砂粒、有机难溶组分在管内壁长期附着，使油管的有效通道变窄，进而造成油管堵塞。

4 结论及建议

1）造成某气田苏南区块部分井堵塞的原因有：产出气中含有腐蚀性气体CO2和H2S；地层采出水矿化度高，成垢离子含量高；井筒出砂；现场用泡排剂与地层水配伍性差、缓蚀剂高温稳定性差。

2）该堵塞井油管腐蚀严重，形成的腐蚀产物是造成井筒堵塞的主要原因，建议对现有防腐措施进行适用性评价。

3）针对堵塞井的生产工况，优选出合适的泡排剂和缓蚀剂。

4）气井堵塞并非单一因素造成，因此必须针对性地选择解堵措施。建议针对不同堵塞情况研制相应的解堵剂及开展现场应用试验。