大庆油田CO2驱试验区注入井综合解堵技术

刘向斌 李胜利 韩重莲 王海静 傅海荣 王素玲

（1.东北石油大学机械科学与工程学院，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江 大庆 163453；3.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室，黑龙江 大庆 163453）

0 引 言

CCUS （Carbon Capture Utilization and Storage）是国际公认的三大减碳途径之一，是目前实现大规模化石能源零排放利用的唯一选择，CO2驱也是特低渗透油藏提高采收率的有效驱替方式之一［1］。

由于CO2与原油的流度差异，容易产生CO2前缘突进，致使CO2在油井端过早见气，影响最终驱油效果。通常应用水气交替的方式降低流度比，达到控制气窜的目的［2-6］。随着水气交替深入开展，大庆油田CO2驱试验区现场部分高压井出现井筒（油、CO2、水）回流反吐，易出现冻堵井筒堵塞［7-10］；部分井回流反吐后，由于CO2对原油的轻质组分的抽提作用，井筒和近井地带易产生重质组分沉积［11-13］。吴贺等［14］、覃勇等［15］仍沿用天然气井的甲醇解堵剂体系来解决井筒CO2水合物冻堵问题，但甲醇解堵剂体系中的主要成分甲醇属于危化品，不符合安全环保要求；对于近井地带堵塞问题，吴安林等［16］和姜贵璞等［17］认为可用水驱的酸化解堵工艺，但水驱解堵工艺的替挤液一般为清水，不具备防CO2气侵和防冻性能，关井反应期间有冻井风险，安全隐患较大，不适于CO2驱水气交替井解堵要求。CO2试验区注气转注水后，储层吸水能力变差，注水压力上升，压力达到注入泵上限依然注不进［18］。由于试验区注入井环空有保护封隔器，无循环通道，不能采用注热水循环解堵工艺。因此，为了解除井筒和近井地带污染堵塞，恢复或提高试验区的注入效能及驱替效率，需要开展CO2驱注入井井筒冻堵和近井地带综合解堵工艺技术攻关，研究满足试验区注入井井筒低温环境下的CO2水合物冻堵解堵剂和近井地带高效解堵剂及可行的现场解堵施工工艺。

1 污染堵塞因素

大庆油田CO2驱试验区采用一泵对多井的注入工艺，水气交替注入过程中由于地面故障和工作制度改变等因素影响，部分井的井筒或近井地带均出现了污染堵塞，对试验区注采系统的注入效能及驱替效率产生了较大影响。

1.1 井筒

CO2试验区现场执行“注3 个月关1 个月”工作制度，水气交替注入过程中，关井期间，井筒压力下降，部分井易返流（油、CO2、水），出现死油段（低温状态凝固的原油段在本文中称之为死油段）和水合物冻堵并存情况（图1）。对于返油井，当恢复注气时，井筒内的原油由于低温和CO2的反复冲刷及萃取轻质组分，原油的重质组分沉积于油管内壁。取样分析结果表明，在室温下重质堵塞物样品黏稠，可用玻璃棒挑起，并能拉丝，以C25以上的大分子重烃为主，轻质组分已基本分离（图2）。对于非返油井，CO2侵入井筒后，沿井筒上升，相态快速变化井筒温度降低，CO2遇水形成水合物，造成冻堵（图3）。关井停注期间，产生CO2气侵现象，由于CO2相态变化吸热，造成井筒温度降低，形成CO2水合物冻堵（图3）。

图1 CO2试验区注入井井筒堵塞分类示意Fig.1 Schematic diagram of wellbore plugging classification of injection wells in CO2 test area

图2 CO2试验区重质组分样品气相色谱Fig.2 Gas chromatography of heavy component samples in CO2 test area

图3 CO2水合物结构和形成过程示意Fig.3 Schematic diagram of structure and formation process of CO2hydrate

1.2 近井地带

对于井筒返油井，由于近井地带温度和压力变化及CO2对近井地带原油中轻质组分（C16以下）的抽提作用，原油中的重质组分沉积，堵塞油层渗流通道，近井地带渗流阻力增大，造成注水阶段注入压力升高，吸水能力变差。还有部分井由于铁锈、机械杂质及细菌等影响，也易造成近井地带污染堵塞［10］。

2 解堵剂配方体系

针对井筒CO2水合物冻堵和近井地带重质组分沉积、铁锈、机械杂质及细菌等污染堵塞因素，研究了新型环保耐低温CO2水合物冻堵解堵剂和近井地带化学高效解堵剂配方体系。

2.1 新型环保耐低温CO2水合物冻堵解堵剂

一般情况下，NaCl 和CaCl2等无机盐类物质具有一定溶解冰冻物能力，但其对井下管柱腐蚀性较强，因此不满足解冻堵要求，而CH4O 和CH6O 等低级醇类物质具有较好的防冻性能，但在低温下解冻能力较差，冰点以下基本不具备解冻能力，并且该类物质为危险化学品，不满足安全环保要求。因此，针对CO2水合冻堵物特点，研制了环保耐低温CO2水合物冻堵解堵剂配方体系。

2.1.1 解堵机理

环保耐低温CO2水合物冻堵解堵剂主剂为石油磺酸盐类表面活性剂的改性产品（R—SO3Na·O＝S），其带有强吸电子基团（O＝S），强极性基团和水作用形成更强的分子间作用力，可破坏冰相氢键，降低界面张力，进而导致CO2水合物笼形结构坍塌，体系熵增，局部温度升高，加速水合物溶解；CO2释放后与改性非离子表活剂结合，增加CO2分子几何半径，阻碍CO2重新生成水合物。

2.1.2 CO2水合物冻堵解堵剂性能

环保型耐低温CO2水合物冻堵解堵剂在-20℃条件下5 d 能完全溶解冻堵物，该解堵剂冰点为-40 ℃，沸点170 ℃以上，在80 ℃、CO2压力5 MPa 条件下腐蚀速率为0.053 mm/a；而甲醇解堵剂完全溶解冻堵物的溶解温度为5 ℃，且甲醇属于危化品，遇明火燃烧，具体数据见表1。由表1可知，环保型耐低温CO2水合物冻堵解堵剂溶解水合物的温度更低，且遇明火不燃，满足低温解堵以及现场安全、环保施工要求。

表1 解堵剂性能参数Table 1 Performance parameters of plugging removal agents

2.2 近井地带化学高效解堵剂

针对近井地带重质组分沉积、铁锈及机械杂质等污染堵塞因素，研究了近井地带高效解堵剂。该解堵剂配方体系由前置液、酸性解堵剂、后置液3部分组成，通过三者的相互配合，既可以解除近井地带重质组分沉积物的伤害又能够溶解机械杂质及改善地层渗透性能，尤其是后置液的防气侵和防冻性能进一步增加了工艺的安全可靠性，配方体系性能指标满足现场解堵要求。

2.2.1 前置液

前置液的主要功能是溶解分散井筒及炮眼附近的重质组分沉积物，疏通渗流通道。配方体系主要由表面活性剂、互溶剂、助溶剂、降凝剂、缓蚀剂组成（质量比10∶2∶1∶1∶1）。前置液表面张力为28.86 mN/m，界面张力为0.92 mN/m，接触角9.19°，堵塞物溶解率为91.13%，加入后重质组分凝点降低6 ℃，在80 ℃、CO2压力5 MPa 条件下腐蚀速率小于0.076 mm/a，表明能够将接触到的重质组分沉积物溶解流动。

2.2.2 酸性解堵剂

酸性解堵剂的主要功能是溶解近井地带机械杂质及改善近井地带地层渗透性能，进一步提高注入能力。配方体系主要由低浓度盐酸、氟化盐、硼酸、防膨剂、防乳化剂及络合剂组成（质量比16∶4∶1∶1∶1∶1）。该体系天然岩屑溶蚀率为15.36%，破碎率为1.29%，防膨率为85.13%，机械杂质溶解率为87.43%，天然岩心渗透性提高率为158.15%，破乳率为95%，Fe3+质量浓度为75 mg/L，腐蚀速率为3.12 g/（m2·h），表明该体系能够溶解近井地带堵塞，提高注入量。

2.2.3 后置液

后置液的主要功能是将井筒内的酸性解堵剂驱替进地层和关井反应期间防止CO2气侵产生井筒冻堵。配方体系主要由密度调节剂、防冻剂、表活剂、防乳化剂组成（质量比50∶50∶1∶1）。该体系密度为1.1～1.6 g/cm3可调，破乳率为95%，冰点为-25℃，表面张力为30.42 mN/m，界面张力为1.26 mN/m，能够防止CO2气侵及井筒冻堵。

3 现场解堵工艺

由于CO2试验区注入井井下下入了保护封隔器，没有油套循环通道，不能使用热洗通井工艺，并且水力泵车排量大，同样不适于油管加注药剂工艺，因此，研制了低速、高压活动注入装置，该装置最低注入速度100 L/h、启动压力15 MPa、承压35 MPa，主要组成部分有药剂罐、排量控制单元、压力控制单元。现场实施时先用该装置注入环保型耐低温CO2水合物冻堵解堵剂，然后关井闷井，观察井口压力，并适时连接罐车进行返排，进而实现“注入—闷井—返排”，形成低速高压渗透解堵工艺，满足了现场高压、低速的工艺要求。

对于井筒有死油段的冻堵井，优选了小直径连续油管（直径为30.48 mm）循环冲刷工艺，将连续油管下入死油段顶部，然后通过循环热冲洗或者注入适合的解堵剂达到解堵疏通井筒的目的；对于近井地带污染堵塞井，为了降低措施成本和确保现场施工安全性，利用原井管柱，通过水力泵车先注入前置液段塞，再注入酸性解堵剂，然后注入后置液段塞，必要时注入适量环保型耐低温CO2水合物冻堵解堵剂，具体注入量需要根据具体井参数进行调整。对于笼统注入井和双管分注井，可直接或按注入层段注入解堵剂。而对于多段分注井，可通过投捞，解堵层段捞出水嘴，非解堵层段捞出水嘴，并投入死嘴子，实现分段注入解堵剂。

4 现场应用

该技术在大庆油田CO2驱试验区累计完成现场试验58 井次，其中，井筒解堵53 井次（化学低温解堵26 井次，连续油管解堵27 井次），近井地带解堵5 口井，工艺成功率90%以上。措施后，井筒解堵恢复注入后累计增注34 341 m3，近井地带解堵累计增注6 101 m3，合计增注40 442 m3，现场见到了较好的解堵效果，为试验区水气交替注入工艺技术安全顺利实施提供了强力技术支撑。

S-2 井为多周期水气交替注入井，该井2014年1月投入注水，2015年1月由注水转注CO2，2016年6月由注CO2转注水，2017年4月由注水转注CO2，2019年2月由CO2转注水；注入压力不断上升，注水量不断下降，措施前顶泵压注入困难，注水量下降为0 m3，采用热水洗井，未洗通，仍然注不进水，因此需要进行解堵增注，解除近井地带污染堵塞，降低注入压力，恢复或提高注入能力。2019年6月进行了综合解堵现场施工，主要运用了低速高压渗透解堵工艺和水力泵车解堵工艺的综合解堵技术，施工后恢复注入，日注水量为10 m3，注入压力22.5 MPa，整体日注入量和注入压力变化过程见图4，见到了较好的降压增注效果，累计增注量为2 350 m3，解堵施工后该井一直未出现污染堵塞，能够持续稳定注入。

图4 S-2井解堵施工前后注入压力和日注入量Fig.4 Injection pressure and daily injection volume of Well S-2 before and after plugging removal operation

5 结 论

（1）环保型耐低温CO2水合物冻堵解堵剂，室内在低温（-20℃）条件下5 d 能够完全溶解CO2水合冻堵物，且遇明火不燃，具有安全环保的特点。

（2）近井地带高效解堵剂体系由前置液、酸性解堵剂、后置液3 部分组成，通过三者的相互配合，既可以解除近井地带重质组分沉积物的伤害又能够溶解机械杂质及改善地层渗透性能，实现了安全、环保、低温下的高效解堵需求。

（3）利用活动高压注入装置和小直径连续油管，实现“注入—闷井—返排”，形成低速高压渗透解堵工艺，满足了现场高压、低速的工艺要求，解决了CO2试验区井筒无循环通道井筒冻堵解堵技术难题，保障试验区CO2注入量，提高了注入效率。

（4）通过低速高压渗透解堵工艺和水力泵车解堵工艺形成综合解堵工艺，解决了井筒冻堵和近井地带污染堵塞问题，为试验区水气交替工艺技术安全顺利实施提供了强力技术支撑。