靖边气田气井解堵技术研究及应用

姜庆波 JIANG Qing-bo

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，靖边 718500）

0 引言

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中东部，属于下古生界碳酸盐岩岩性气藏，目前处于气田开发中后期增压生产阶段，生产系统普遍存在腐蚀结垢现象，部分气井管柱存在着严重的腐蚀和结垢现象，由于气井产出水质高矿化度、井筒需周期加注缓蚀剂防止井筒腐蚀等生产特征，缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀产物、气井产出液及其他入井剂的共同作用，造成气井井筒和产层附近形成有机或者无机堵塞，严重制约了气井正常生产和产能的有效发挥，直接影响气藏的最终采收率[1-4]，因此，亟需开展靖边气田老井井筒及储层解堵技术研究，结合靖边气田地质特征及气井特点，开展气井井筒堵塞原因、堵塞物成分，老井潜力评价、配伍性解堵剂优选和施工工艺等方面的研究，确保区块老井井筒有机解堵工艺取得较好的实施效果，有效提高气藏最终采收率。

1 井筒堵塞成因分析

造成井筒堵塞的原因很多，如地层出砂、机械落物、地层产出的沥青质，或者开采期间入井的各种化学药剂及钻井液、压裂过程中入井的聚合物及气井生产过程中形成的水合物都能够造成井筒堵塞[5-12]。

对于靖边下古气井，利用通井过程中取得的堵塞物样品如图1，通过无机物X 衍射射线分析法和有机物色谱方法对堵塞物成分进行分析，从图2 分析，堵塞物无机物主要以腐蚀产物FeS、FeCO3及无机杂质为主；有机物中有大量的C7～C14的有机化合物，各碳数含量呈平均分布，成分复杂，主要为壬烷基同分异构体、多乙烯多胺衍生物、吡啶衍生物、芳香烃衍生物等低分子碳水化合物，判断堵塞物有机成分主要来自缓蚀剂的重组份，而这些结构都是目前各类缓蚀剂中的主要活性成分，这些堵塞物粘度较大，容易堵死天然气流动通道，影响气井正常生产，导致减产及关井，天然气中含有极其微量的芳香烃或杂环化合物，尽管含量较少，但与气井产出矿化度水析出的矿物质共同作用，日积月累同样会逐步在管道壁上积累，造成管道堵塞[13-14]。

图1 堵塞物垢样图

图2 垢样X 衍射射线测试谱图

2 解堵剂适应性评价

针对井筒堵塞成因及堵塞物成分研究结果，优选适合靖边气田的解堵剂开展老井解堵，由于井筒形成堵塞物属于有机物和管柱腐蚀产物的共同体，其很难溶于水和普通酸，黏性强，易与井下其他无机杂质混合，形成一种固态物堵塞，同时气田在选择有机解堵剂时，充分考虑气井自身产水且气质含硫等因素，综合多种因素，开展室内实验对13 种药剂配方进行评价，优选出了适用于靖边气田井筒解堵的2 种化学药剂（碱性解堵剂XM-5 和酸性解堵剂WPLJD-01），开展室内溶解性对比分析，如表1 所示。从图3 可以看出，由于酸性解堵剂可以溶解无机垢样，酸性解堵剂比碱性解堵剂解堵效果好。

表1 靖边气田优选解堵剂成分及基本性质

图3 在温度（80℃）条件下，不同解堵剂在不同反应时间溶解率

如表2 所示，根据优选的酸性解堵剂WPLJD-01，开展不同药剂用量的室内实验，取三口井垢样分别与酸性解堵剂在80℃条件下进行反应，4 小时后烘干称重，进行解堵剂溶解性验证，同时对溶解率进行计算，不断优化解堵剂配方比例，通过靖边气田12 口井室内垢样溶解滴定试验，分析药剂与垢样用量最优比例为1:0.4。

表2 不同配比用量解堵剂溶解表

在解堵作业施工过程中井筒堵塞物重量无法判断，油管解堵作业过程中药剂进井后与堵塞物接触，逐步溶解堵塞物，使其粘度降低转化为混溶于水的物质，在气流的冲击下被带出井口，实施循环加注油管解堵剂直到垢物基本清除，因此第一次加解堵剂的量选择井筒体积的10%，后续加药量可根据返排液的清洁程度和pH 的变化再调整加注量。

3 解堵施工方案优选

3.1 选井原则

①地层有一定能力，即单井动储量采出程度低。

②井筒状况良好，无井下节流设备，套管无变形和漏失的气井。

③因含气体硫化氢长期加注缓蚀剂造成井筒污染导致产量降低的气井。

3.2 施工过程

①井筒排液，采取泡排辅助+井口放空措施，一般排出井筒积液后关井4-6 小时，油套压恢复基本一致时，可认为井筒积液已排空，若采取上述措施排液效果不佳，或未能排通，选择采取压缩机或氮气车气举排液。

②溶解井筒堵塞物，关井，油管从小到大投放1-2 根暂堵棒，加注20L 增溶剂，待反应30 分钟确保暂堵点完全密封，油管连接高压软管，利用注剂泵向油管注入解堵剂，解堵剂逐步溶解该段油管内壁的堵塞物，暂堵棒在解堵剂作用下，外径变小，逐步下移，解堵剂随暂堵棒向下流动溶解堵塞物，关井10 小时后，待解堵剂和堵塞物充分反应后，开井放空后反应溶液由油（套）管返至地面，反复重复上述操作至油管完全解通，通常情况下关井复压速度可达到10 分钟左右。

③清洗油管，向油管注入活性水，关井3 小时后点火放空，使溶解后的残留物在气流作用下反复冲洗带出油管，待油管清洗完成后倒入正常流程生产，并观察生产情况。

4 实施效果分析

4.1 A16 井解堵效果分析

A16 井2008 年11 月28 日投产，生产层位马五13，投产前油、套压分别为24.00MPa、24.20MPa，初期日产气量13.0×104m3，生产稳定，随着生产时间延长，压力降低，产量逐渐下降，2021 年12 月，该井产量出现异常下降，由3.0×104m3/d 下降至1.0×104m3/d，多次采取泡排、恢复压力提产带液等措施，气量未能恢复，2022 年通井作业，通井设备外表有黑色粘稠物，综合分析认为井筒堵塞影响气井正常生产，且该井累计产气2.31×108m3，产水1529m3，核实动储量3.58×108m3，剩余动储量1.27×108m3，动储量采出程度64.6%，具有较大的挖潜潜力。

通过为期18 天气井解堵挖潜作业，如图4 所示，措施前平均日产气量0.62 万方，措施后半年平均日产气量2.18 万方，日增产气量1.56 万方，增产效果明显，投入产出比较高。

图4 A16 井解堵前后生产数据表

4.2 2022 年解堵效果分析

靖边气田2022 年共计优选实施老井解堵22 口，如图5 所示，措施前单井平均日产1.19 万方，措施后单井平均日产2.6 万方，单井平均日增产1.45 万方，增产比例122%，区块日增产32 万方，年增产1 亿方天然气，为气田的控递减率和持续稳产提供重要的保障。

图5 靖边气田2022 年22 口解堵气井解堵前后平均生产曲线

5 结论与认识

①通过对靖边气井堵塞物成分进行分析，无机物主要以腐蚀产物FeS、FeCO3及无机杂质为主，有机成分主要来自缓蚀剂的重组份，综合分析缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀结垢产物、气井产出液及其它入井剂共同作用，造成气井井筒堵塞。

②室内评价和现场试验对13 种药剂配方进行评价，优选出了适用于靖边气田井筒解堵的2 种化学药剂，开展室内溶解性对比分析，酸性解堵剂比碱性解堵剂解堵效果好。

③通过靖边气田多口老井解堵效果评价分析，单井平均日增产1 万方以上，效果明显，表面井筒解堵对流体含硫化氢和高矿化度地层水的气井具有较好的适应性。