靖边气田低压气井深度解堵措施研究及应用.pdf

第42 卷第10 期2023年10 月石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATIONVol.42 No.10Oct.2023靖边气田低压气井深度解堵措施研究及应用杨青松,杨飞,任磊1,张旬,于晓明1（1.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边7 18 5 0 0;2.西安长庆同欣石油科技有限公司，陕西西安7 10 0 0 0）【摘要 针对靖边气田部分气井井筒较脏、油套压差逐渐增大、气井产能下降快、存在井筒及储层结垢趋势的问题，以分析结垢物的化学成分及结垢机理为依托，提出了低压气井油管暂堵分段清洗+近井地带注气气驱深度解堵技术思路，通过完善堵塞判识流程，配套形成气井解堵药剂体系，确立改造范围、用量计算、工序及加注制度等关键参数，制定标准作业程序及技术要求，保障工艺推广应用，达到增产增效、预防气井结垢的目的。通过现场试验应用，表明该工艺具有很好的效果，能够起到清洗并筒垢物、解除近井地带堵塞、恢复气并产能的目的，为气并持续稳产提供了重要保障。【关键词 低压气井；井筒及储层；复合解堵；试验应用；降本增效中图分类号 TE377D01:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.10.011文献标识码 A文章编号 16 7 3-5 2 8 5(2 0 2 3)10-0 0 5 2-0 7Research and application of deep plugging removal measuresfor low pressure gas wells in Jingbian gasfieldYANG Qingsong,YANG Fei,REN Leil,ZHANG Xun,YU Xiaoming(1.Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company,JingbianShaanxi 718500,China;2.Xian Changqing Tongxin Petroleum Technology Co.,Ltd.,Xian Shaanxi 710000,China)Abstract JCentering about the problem of wellbore scaling in Jingbian gasfield,which resultin gradually increased pressure differential,quickly decreased productivity,tendency of well-bore and reservoir blockage of gas well.Based on the analysis of the chemical compositionand plugging mechanism of plugging materia,the technology of low pressure gas well pipetemporarily blocked segment cleaning+injection gas drive depth plugging of near-well-borearea is developed for the first time.Through improve the blockage identification process,formed anti-blockage agent system,optimized the scope of improvement and computation ofanti-blockage agent,optimized the process and filling procedure,a reasonable operation pro-gram and technical requirements was developed to ensure the promotion and application oftechnology,and to achieve the purpose of increasing production and efficiency preventinggas well blockage.Through field test application,the results show that the process has a*收稿日期：2 0 2 3-0 5-2 2作者简介：杨青松（19 8 7 一），男，高级工程师，硕士，2 0 12 年毕业于中国石油大学（北京），现从事气田开发、井下作业、提高采收率等方面的研究工作。E-mail:第10 期good effect,which could effectively clean and remove the blockage of wellbore and near-well-bore area,and resume productivity of gas well.This technology provides an importantmeasure for the steady production of gas wells.Key words Jlow pressure gas well;wellbore and reservoir;compound plugging removal;testapplication;decrease cost and increase efficiency杨青松等靖边气田低压气井深度解堵措施研究及应用53靖边下古气藏HS平均142 6.0 4mg/m,COz平均4.15%，采用抗硫管材+加注缓蚀剂防腐工艺，加之产水气井产出水矿化度普遍较高，部分气井管柱存在着严重的腐蚀和结垢现象。随着气井生产时间的延长，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,造成气井井筒形成有机或者无机结垢，导致油管缩径、生产摩阻增大，严重时堵塞井筒无法正常生产。2000-2022年靖边下古井开展通井作业10 8 6 口/5512井次，其中通井遇阻或遇卡气井6 5 5 口/2 110 井次，占总通井数6 0.31%。从通井情况来看，结垢物主要集中在油管中下部、油套环空及近井地带储层中；通井遇阻位置主要在2 0 0 0 m以下，尤其是30 0 0 m至喇叭口的位置。随着气田开发时间的延长，气井井筒、近井筒堵塞问题日益凸显，造成流动压降增加，影响气井最终采收率。另外，部分气井产出地层水或者凝析水，而开发气藏属于低渗致密储层，且非均质性较强，导致储集岩层含水饱和度增加，储层渗透率相应降低，部分气井存在着不同程度的反渗吸水水锁现象，影响到气井产能的正常发挥，主要表现在试气无阻流量折算目前压力下Fe2O，和CaCO3,故井筒结垢物以腐蚀产物为主，其余单位：%井号G2含水率0.37结垢物含油率除油以外其他有机物950的灼烧减量酸不溶物酸溶物含量Fe*+含量Ca+含量酸溶物中Mg*含量SO含量石油醚萃取后X射线衍射结垢物中无机物主要成分备注无阻流量的理论值与实际产量偏差、产量下降快等。目前气井井筒及近井地带储层解堵逐步成为气田开发中后期的常规维护措施-。1堵塞物成分分析近年来，靖边气田利用气井大修作业、通井、气井解堵等有利条件,先后对2 0 余口气井井筒内结垢物进行取样分析，逐渐明确了井筒及储层结垢物成分及结垢机理。以G1井为例,该井配产2.0 x10*m/d,生产过程中油套压差达3.0 MPa，从对井筒取出物化验结果来看，该井清出物主要成分为腐蚀产物硫化亚铁(Fe2+含量达到16.7 8%）和缓蚀剂裂解后形成的酸不溶物（含量8.47%），历年通井结果显示，该井多次通井，通井表面较脏,有黑色油污,因此,判断该井井筒较脏且有结垢现象。选取三口气井修井更换油管时提取的垢样进行实验分析及X射线衍射分析,结果见表1。从分析结果来看：(1)G2井筒的结垢物无机成分主要是FeCO3、表1井筒结垢物组成分析结果G33.580.841.6622.9918.193.441.3215.2224.7357.1450.5215.8414.241.570.490.072.06FeCO,Fe2O,CaCO,井筒结垢物以腐蚀产物为主G41.041.131.3330.437.8258.261.7216.870.131.363.14FeCO,Fe,S,CaCO,SiO2井筒结垢物以结垢产物为主54为除油以外其他有机物以及采气过程中由储层带来的黏土矿物和一些结垢产物。(2)G3井筒结垢物中无机成分主要是FeCO，和Fe,S,故井筒结垢物以腐蚀产物为主,其余为采气过程中由储层带来的黏土矿物、除油以外其他有机物，仅含有极少量结垢产物。(3)G4井筒结垢物中无机成分主要是CaCO，和SiO2,故井筒结垢物以结垢产物为主,其余为采气过程中由储层带来的黏土矿物，含有极少量腐蚀产物。这说明在不同的井下环境井筒所产生的结垢类型存在较大的差异。结合前期开展的红外色谱分析、气相色谱对比分析、X射线衍射分析结果,判断井筒结垢物主要成分组成为：（1)有机成分15%30%,其余为无机成分。(2)有机成分基团与缓蚀剂主要活性基团接近,判断主要为缓蚀剂变性物。(3)无机物主要为FeS、Fe CO Ca CO,和少量BaSO4，2.2 储层伤害机理其中FeS占9 0%以上。2堵塞机理分析2.1井筒结垢机理从目前的井筒结垢情况看，结垢物形成主要有以下几方面原因。2.1.1缓蚀剂的影响缓蚀剂主要由溶剂（煤油或柴油，体积含量7 5%8 0%）、气相缓蚀剂（低分子物质，体积含量5%）、液相缓蚀剂（高分子物质，体积含量20%)组成。加注的缓蚀剂在高温高压下可能导致缓蚀剂中的高分子组分性能发生改变，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，形成裹夹腐蚀产物和地层砂粒的沥青状胶质物质，这些产物吸附于产层上污染产层，吸附于油管壁上使油管的有效通道变窄。2.1.2起泡剂的影响目前，靖边气田气井加注起泡剂后引起井下结垢的现象并不普遍，但从国内其他气田气井的生产情况看，人井起泡剂若与地层产物发生反应或在高温情况下发生性质改变，也有可能引起井下结垢。部分泡排剂在井下压力温度作用下，亲水基团与地层水中的二价阳离子生成钙皂及镁皂，聚集在管壁上结垢管道，另外过期变质的泡排剂人井也会造成井下结垢。2.1.3无机盐的影响地层水中含有大量无机盐，流石油化工应用2 0 2 3年体在进入井筒后由于温度压力降低造成微溶物质的溶解度下降，附着在井筒内，日积月累会产生垢物沉积。2.1.4腐蚀产物的影响靖边气田气井产出流体中含高矿化度水、H,S、C O 2 等腐蚀性介质,形成了一种复合腐蚀环境，造成井筒腐蚀结垢，形成无机结垢。地层产出的地层水加上天然气高速进人井筒油管内时，由于压力、温度迅速降低，导致管壁内形成凝析水，与天然气中所含HS混合变成弱酸，发生如下电离反应：H2SH*+HS-HS-H+S2-由于目前尚无高效率长时间防止HS腐蚀的缓蚀剂,井筒内生成FeS在天然气井十分常见，由于FeS是脆性片状非保护性物质，它能使金属腐蚀速率加快，在管道受到振动时会有大量粉状和片状物质脱落，与有机物黏结形成结垢物，日积月累最终在井筒内堆积形成大量结成硬块的FeS腐蚀产物l6-8。结合气井生产动态，井筒取样分析，室内岩心模拟，推断近井地带堵塞主要存在以下三个过程：(1)沉淀析出并附着结垢：气井在采气过程中,高矿化度地层水因地层压力下降，致使CaCO3、Ba SO 4溶解度下降，以沉淀方式析出并附着于近井地带，造成孔喉变小、渗透率下降，离子析出地层水矿化度也随之下降。(2)堵塞进一步造成水锁：因孔喉变小,渗透率下降，毛管力变大，液相滞留作用明显，储层进而发生水锁。(3)压力进一步降低,堵塞、水锁严重：气井压力、产量下降导致携液、携固能力下降，井底积液在毛管力作用下会自吸至井底周围岩石孔道中，从而影响气相渗透率，严重时产生水锁现象，造成产量异常递减或大幅下降。3低压气井解堵工艺针对靖边气田部分气井井筒较脏、油套压差逐渐增大、气井产能下降快、存在井筒及储层结垢趋势的问题，对这类气井开展油管暂堵分段清洗+近井地带注气气驱深度解堵工艺试验，通过完善堵塞判识流程，配套形成气井解堵药剂体系，确立改造范围、用量计算、工序及加注制度等关键参数，制定标准作业程序及技术要求，保障工艺推广应用，达到增产增效、预防气井结第42 卷(2)第10 期垢的目的。3.1工艺原理通过井口关放排液或者井口气举排液的方式进行积液排液，将井底积液排净后加注解堵剂进行井筒及孔眼清洗（清洗井筒期间严格掌握药剂反应情况，返排时间，清洗程度），重复清洗直至井筒及孔眼清洗干净为止。井筒及孔眼清洗完成后加注渗透率改造剂后通过压缩机向井筒注入高压天然气，使井底压力高于地层压力，确保近井地带渗透率彻底得到改善。关井反应后进行井口放喷，关井观察，若仍未达到预期效果，则重复上述操作，提高储层气相渗透率，从而达到恢复气井产能的目的。3.2解堵剂体系考虑到气井垢物中存在无机垢、有机垢,应用相似相溶原理进行室内酸性除垢药剂的配制，同时为降低混合酸对管柱的腐蚀作用，优选加人了配伍性良好的缓蚀剂。在现场作业过程中发现返排物中存在体积较大、杨青松等靖边气田低压气井深度解堵措施研究及应用1理想=+21.251.14-21gNRe0.93.3.1.3油管缩径率及堵塞物含量预计量计算：1/5d当前=xd光油管实际缩径率：油管内径-d当前AD=油管内径3.3.1.4井筒解堵剂用量计算结合室内评价结果，按照堵塞物与药剂用量1:2,酸性与碱性药剂用量按照1.5:1.0,计算井筒解堵剂用量,实际根据返排堵塞物情况，可适当调整酸、碱药剂比例。3.3.2储层解堵剂计算酸性药剂用量按照以下公式计算,取近井地带半径2 m，为防止将孔眼处溶解后垢物挤入地层深处无法返出，注人量略大于计算量。553.3.1.2理想光油管摩阻系数计算：22(3)(4)表面附有沥青状、黏度较大的酸不溶有机质垢，返排困难，同时为中和每次作业后残留于井筒内壁的酸性解堵剂,配制了一种添加渗透分散剂的碱性除垢药剂,在作业中联合交替使用（碱性药剂用于井筒除垢），分散剂可以剥离掉垢表面的芳烃、石蜡、沥青等酸不溶有机质，拆散骨架后促进酸与填充物充分接触溶解，提高溶垢速率。渗透率改造剂注人地层后进人岩石孔道和缝隙，来降低表面张力和毛细管力，可以解除水锁、改善近井地带渗流条件（表2）。3.3解堵剂用量计算3.3.1井筒解堵剂计算结合气井生产动态资料,计算井筒堵塞物含量,结合室内评价结果,计算解堵剂用量。3.3.1.1动态油管摩阻系数计算：10实际=.2.1)井底流压通过静气柱“平均温度及偏差系数法”进行计算，井口压力取套压。样品名称pH值酸性药剂1碱性药剂10渗透率改造剂规格:9 5 mmx50/60 mm规格:17 0 mmx40mm解堵液中溶解较慢，增加接触时间高温下在水中自行溶解设计四个导流凹槽防止将井筒堵死而解堵液中溶解速度较快影响放空排液图3 暂堵棒性能参数需及时分析原因并制定下步措施。4应用效果历年深度解堵7 3 口，井均增产气量1.5 10*m/d，井均措施有效期3 8 0 d，累计增产2.6 10 m,实现降低递减0.9%。典型井：A1井2 0 16 年12 月起生产能力下降，日均产气量由7.0 10 m降至1.0 10*m，油、套压差长期保持在1.5 MPa左右。2 0 19 年9 月对该井进行储层深度解堵作业，作业期间排出大量垢物，解堵作业后气井产能恢复明显，油、套压差降至0.2 MPa左右，日均产气量上升至6.0 10*m,生产稳定，目前仍在措施有效期内，累计增产达49 0 5 10 m39-10。5结论(1)气井井筒解堵工作最好由“治”转为“防”,即对于部分有井下结垢趋势的生产井，采取以多次少量加注药剂的方式清除井筒及近井地带储层结垢物，使气井恢复产能并保持正常生产,达到增产增效、预防气井结垢的目的，这样可避免后期解堵或修井作业工作量大、施工费用较高的状况。(2)通过开展了深度解堵工艺试验效果分析,表明该工艺具有很好的效果；对于有井筒结垢趋势、地层压力还较高的气井可尽早安排施工，可以利用地层能量排出反应残液，避免地层能量降低后再施工，增加作业难度。(3)这种工艺方法需对药剂和注入周期进行研究试验和优化,尽量降低对生产的影响，必要时对地面工艺流程做一些改动，以适应生产解堵需要。同时作业期间需加强排液工作，这有利于迅速排出井内结垢物，延长措施有效时间。(4)通过加注井筒及储层解堵剂作业，能够起到清洗井筒垢物、预防气井结垢、降低井筒结垢井后期治理(下转第6 7 页)第10 期3认识及结论(1)通过前期英雄岭页岩油水平井压后效果分析，目前“密切割+极限限流+高强度改造”体积压裂技术2.0对英雄岭页岩油效益开发适用性较好。(2)按照柴平1、柴平2、柴平4区块高产井压裂主体技术路线、工艺参数优化、液体体系及支撑剂类型组合等，推广复制分段段长、簇间距、射孔方式、人液强度、加砂强度、液体体系及支撑剂类型等关键参数，探索形成纵向上各有利建产箱体适用的体积压裂技术。(3)鉴于目前YY1H平台5 箱体3 口井与6 箱体4口井，压后尽管见油返排率低（平均2.0 0%3.0 0%），但含水率下降慢，高含水率周期长,分析可能是由于各箱体含油性差异，有待进一步观察。(4)针对柴达木盆地高原缺水、地层水矿化度高的问题。结合油田不同区块地层水，尤其针对特殊区块高矿化度、高钙离子等地层水开展各项实验。研发耐高矿化度压裂液，实现返排液和地层水重复利用，节约水源，补充工厂化压裂供水不足的问题。党建锋等柴达木盆地英雄岭页岩油体积压裂技术攻关与实践67参考文献：1付锁堂.柴达木盆地油气勘探潜在领域 J.中国石油勘探，2016,21(5):1-10.2付锁堂，关平，张道伟.柴达木盆地近期勘探工作思考 J.天然气地球科学，2 0 12,2 3(5）：8 13-8 19.3张斌，何媛媛，陈琰，等.柴达木盆地西部咸化湖相优质烃源岩形成机理 J.石油学报，2 0 18,3 9(6)：6 7 4-6 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