CO2注入井近井油層解堵辦法研究及應(yīng)用

孔慶花

（中國石油吉林油田分公司油氣工程研究院 吉林松原 138000）

CO2驅(qū)水氣雙管線交替注入過程中，由于CO2具有萃取原油輕質(zhì)組分的特性，使得重質(zhì)組分的瀝青質(zhì)析出，注水管線中停注期間產(chǎn)生的雜質(zhì)隨注入水進(jìn)入地層，黏附在近井油層析出的瀝青質(zhì)表面，不可避免的造成近井地帶堵塞。目前常規(guī)的解堵方法主要為重新完井或壓裂補(bǔ)孔，存在作業(yè)復(fù)雜、費(fèi)用昂貴、缺乏解堵針對性等問題，且因需重新起下管柱存在CO2溢出風(fēng)險(xiǎn)，因此，本文重點(diǎn)研究了一種不動(dòng)管柱且經(jīng)濟(jì)可行的近井油層解堵辦法。

1 堵塞原因分析

通過堵塞物成分判定實(shí)驗(yàn)，確定了注水管線中停注期間產(chǎn)生的雜質(zhì)隨注入水進(jìn)入地層，黏附在近井油層析出的瀝青質(zhì)表面是堵塞的主要原因。

對CO2驅(qū)水氣交替注入井A井、B井注水管線進(jìn)行取樣，取樣時(shí)間位于注氣轉(zhuǎn)注水節(jié)點(diǎn)，取樣前該井處于注氣周期，注水管線已停注超過2個(gè)月，在注水前取注水管線長時(shí)間停注水樣，雜質(zhì)含量較多，水質(zhì)分析表明鐵離子嚴(yán)重超標(biāo)、固體沉積物較多、主要為腐蝕結(jié)垢產(chǎn)物。

對長時(shí)間停注水樣固體沉積物XRD定性分析表明，固體沉積物中含瀝青質(zhì)等有機(jī)物，去除有機(jī)物后，固體主要為腐蝕結(jié)垢產(chǎn)物。

2 解堵方法設(shè)計(jì)

CO2驅(qū)注氣井井筒結(jié)構(gòu)如圖2所示，為了解除近井油層堵塞，設(shè)計(jì)了一種不動(dòng)管柱近井油層解堵辦法——連續(xù)油管高壓旋轉(zhuǎn)噴射工藝：在連續(xù)油管噴射解堵前根據(jù)實(shí)際情況注入氮?dú)猓ú煌黄频貙悠屏褖毫η闆r下，最大限度均勻注入地層，起高速返排作用），再通過攜帶專用高壓旋轉(zhuǎn)噴射工具串的1.5英寸連續(xù)油管，沖洗目的層解堵，然后，進(jìn)行氮?dú)夥蹬牛瑢?shí)現(xiàn)解堵。該工藝從上至下工具組合為：連續(xù)油管+連接頭+高壓旋轉(zhuǎn)噴射頭。

圖1 連續(xù)油管高壓旋轉(zhuǎn)噴射工藝原理示意圖

3 解堵劑篩選評價(jià)

對多口CO2驅(qū)水氣交替注入井注水管線取樣分析，發(fā)現(xiàn)雜質(zhì)主要成分基本相同以FeCO3、FeS為主，因此，可通過酸性溶解劑與瀝青質(zhì)清洗劑的復(fù)配溶液進(jìn)行溶解解堵。

3.1 解堵劑優(yōu)選及復(fù)配

對FF-01、HD-01、DF-20、CQ-1、CQ-2等解堵液體系進(jìn)行評價(jià)篩選選，發(fā)現(xiàn)“CQ-1+CQ-2+瀝青質(zhì)清洗劑”體系在90℃下的溶解解“雜質(zhì)+瀝青質(zhì)”混合物效果最好，溶垢率在98%以上。

3.2 緩蝕性性能評價(jià)

為了避免免解堵劑對井筒造成腐蝕，在“CQ-1+CQ-2+瀝青質(zhì)清洗劑””體系中加入2%的緩蝕劑，實(shí)驗(yàn)評價(jià)緩蝕率達(dá)到98.7%，可以有效避免解堵劑對井筒造成的腐蝕影響。

3.3 溶解瀝青質(zhì)性能評價(jià)

在85℃，井筒附著物在水溶液中攪拌條件下不分散、外觀無變化，該物質(zhì)不溶于水，含有瀝青質(zhì)成分。因此，我們對多種瀝青質(zhì)清洗劑進(jìn)行了篩選評價(jià)，濃度6%以上時(shí)JLQX-01水溶液可將瀝青膠質(zhì)逐層剝離分散為小分子懸浮于水溶液中，經(jīng)處理后瀝青膠質(zhì)不能再聚集凝結(jié)，現(xiàn)場清洗時(shí)可以隨著清除藥劑溶液從井筒返排出來，達(dá)到清除的目的。在復(fù)配溶劑+瀝青質(zhì)清洗劑條件下對瀝青質(zhì)都有很好的清洗能力。

3.4 解堵劑體系確定

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評價(jià)確定最佳配方：（12%）CQ-1+（5%）CQ-2+瀝青質(zhì)清洗劑+緩蝕劑1#。考慮到堵塞物中有鐵的腐蝕產(chǎn)物，需要添加鐵穩(wěn)劑。

解堵體系：12%CQ-1+5%CQ+1%鐵穩(wěn)劑+6%瀝青質(zhì)清洗劑+2%緩蝕劑。

4 礦場試驗(yàn)驗(yàn)證

大情字井油田CO2驅(qū)水氣交替注入井B井2014年出現(xiàn)注氣欠注、注水注不進(jìn)現(xiàn)象，正常注入時(shí)油壓在12～15MPa之間，堵塞后油泵壓均為18MPa。采用常規(guī)連續(xù)油管熱洗、高壓擠注等措施后注入仍然困難，實(shí)驗(yàn)分析表明堵塞物主要成分是以FeCO3、FeS、Fe2O3為主的腐蝕產(chǎn)物和地層析出的瀝青質(zhì)沉淀，可通過酸性溶解劑+瀝青質(zhì)清洗劑復(fù)配溶液進(jìn)行溶解，因此，設(shè)計(jì)了“解堵液+連續(xù)油管旋轉(zhuǎn)噴射+氮?dú)庵拧苯舛鹿に嚒?014年9月1日開始，進(jìn)行了兩輪次“解堵液+連續(xù)油管旋轉(zhuǎn)噴射+氮?dú)庵拧苯舛略囼?yàn)：

（1）9月1日開始第一輪注氮?dú)猓⒌獨(dú)鈮毫υ?1～24MPa之間，注入速度為500m3/h，累計(jì)注入氣態(tài)氮?dú)?0000m3，注氮?dú)馔戤吅螅_始用連續(xù)油管下入旋轉(zhuǎn)噴頭進(jìn)行高壓噴射解堵劑解堵，初期壓力24MPa，注解堵液2小時(shí)后壓力降至19MPa，累計(jì)注解堵劑14m3。悶井14個(gè)小時(shí)后，打開放空管線返排解堵液；

（2）9月12日開始第二輪注氮?dú)猓⒌獨(dú)鈮毫υ?1MPa左右，注入速度為500m3/h，累計(jì)注入氣態(tài)氮?dú)?0000m3，注氮?dú)馔戤吅螅_始用連續(xù)油管下入旋轉(zhuǎn)噴頭進(jìn)行高壓噴射解堵劑解堵，初期壓力22MPa，注解堵液25m3后壓力降至14MPa（正常注入壓力）。悶井18個(gè)小時(shí)后，打開放空管線返排解堵液。

解堵后可以正常進(jìn)行水氣注入，解堵成功，解堵后動(dòng)態(tài)曲線如下圖。

圖2 解堵后動(dòng)態(tài)曲線

5 結(jié)論及認(rèn)識

（1）利用“解堵液+連續(xù)油管旋轉(zhuǎn)噴射+氮?dú)庵拧狈椒梢杂行Ы獬鼵O2驅(qū)水氣交替注入井近井油層堵塞。

（2）通過對造成堵塞原因的分析，可以針對性的制定轉(zhuǎn)注水前沖洗注水管線等預(yù)防措施。

（3）“CQ-1+CQ-2+瀝青質(zhì)清洗劑”的復(fù)合解堵劑可有效溶解“腐蝕產(chǎn)物雜質(zhì)+瀝青質(zhì)”混合物。

（4）利用“解堵液+連續(xù)油管旋轉(zhuǎn)噴射+氮?dú)庵拧狈椒ń獬鼵O2驅(qū)水氣交替注入井近井油層堵塞不僅操作簡易且經(jīng)濟(jì)可行，同時(shí)還可以推廣應(yīng)用到多種井別的解堵，具有廣闊的應(yīng)用前景。

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