某氣田蘇南區塊井筒堵塞原因及機理分析

陳懷兵，黃永章，薛艷

1.川慶鉆探工程有限公司 鉆采工程技術研究院（陜西 西安710018）

2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室（陜西 西安710018）

1 氣井堵塞情況

2019年，某氣田蘇南區塊施工動管柱作業21口井，其中6口井發生油管堵塞。圖1為其中一口井油管堵塞及腐蝕形貌。該井產層為下古氣藏，井深4 100 m，井底溫度100℃，CO2分壓為1.39 MPa，H2S分壓為88.185 kPa，屬于低含H2S、中含CO2氣藏。該井在壓井期間不能有效建立循環，起出管柱8根堵死。現場取出油管內堵塞物形狀有油泥狀、塊狀、層片狀和粉末狀等，顏色呈黑色、灰白色和褐色等。該井油管發生大面積穿孔失效，部分管柱由于腐蝕嚴重，造成管柱承重不足，發生斷脫。通過對井筒產出液組分、所用化學藥劑性能、堵塞物成分進行分析，明確該區塊氣井油管發生堵塞的原因和機理，為現場采取有效解堵措施提供數據支持。

圖1 某井油管堵塞及腐蝕形貌

2 分析化驗及結果分析

2.1 產出液全組分分析

在堵塞的6口井中選取1口井，取產出液進行組分分析。參照GB 7476—1987、GB 7477—1987、HJ 603—2011、ASTM D3920—12、GB 11899—1989和GB 6920—1986等標準[1-6]，檢測水質中的Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+、CO32-、HCO3-、SO42-、Cl-和pH值。

表1 為該井水質全組分分析結果。由表1可見，產出液礦化度高，成垢離子含量高，易形成難溶鹽垢。參照SY/T 0600—2009《油田難溶鹽垢趨勢預測》標準[7]，預測該井有CaCO3結垢趨勢。

2.2 化學藥劑性能分析

取該井現場使用的3種泡排劑（2種液體、1種固體）和1種緩蝕劑，參照SY/T 5273—2014標準[8]，對幾種藥劑的配伍性能進行檢測。試驗條件為：單獨藥劑與現場采出水混合，試驗溫度50℃，試驗時間24 h。緩蝕劑濃度為800 mg/L，2種液體泡排劑濃度為3%，固體泡排劑濃度為0.5%。緩蝕劑高溫穩定性試驗條件為：溫度20℃、80℃、100℃和120℃，緩蝕劑濃度為10%，試驗時間24 h。

表1 水質全組分分析結果 （mg·L-1）

圖2 為配伍性試驗結果。由圖2可見，緩蝕劑和兩種液體泡排劑與采出水混合后溶液呈均相，無分層、沉淀等現象。固體泡排劑與采出水混合后溶液出現分層現象，底部有沉淀物生成。固體泡排劑為陰離子型表面活性劑，其中存在磺酸鹽成分易與高礦化度鹽水中的Ca2+、Mg2+等發生皂化反應，形成一種不溶于水的混合物。固體泡排劑的皂化反應所形成不溶物為形成堵塞物創造條件。

圖2 配伍性試驗結果

由圖3試驗結果可見，該緩蝕劑20℃時溶液均勻清亮。80℃時，緩蝕劑溶液出現少量不溶物，漂浮在上層。溫度繼續升高到120℃時不溶物急劇增多，從點滴狀、油滴狀直至團簇狀。現場緩蝕劑采取間歇性加注的方式，大量的緩蝕劑注入井筒內與采出水混合，部分緩蝕劑在井筒的停留時間超過24 h，緩蝕劑中一些組分特別是起乳化作用的組分，如提高溶解性的表面活性劑在超過濁點后失去其性能，緩蝕劑體系失穩致使一些溶解性較差的組分脫出，在水溶液體系中呈團簇狀存在。

圖3 緩蝕劑高溫穩定性試驗結果

2.3 堵塞物成分分析

取不同井段的堵塞物進行組分分析，分別采用X衍射分析無機物組分及含量，采用傅里葉紅外光譜分析有機物官能團。

由表2可見，不同井段無機組分包括腐蝕產物，難溶鹽垢和固體砂粒。腐蝕產物為CO2和H2S腐蝕產物，難溶鹽垢為碳酸鹽垢和硫酸鹽垢。

表2 堵塞物無機組分分析結果

根據上述檢測結果，固體泡排劑與該井采出水配伍性差，混合后有沉淀物，緩蝕劑在80℃條件下有不溶物出現，兩種藥劑可能是造成井筒堵塞的原因。采用傅里葉紅外分析法確定油管堵塞物中是否含有固體泡排劑和緩蝕劑成分。圖4為堵塞物和不同藥劑傅里葉紅外分析圖譜以及特征振動峰對應的官能團分析結果。由圖可見，堵塞物與兩種藥劑在1 650～1 590 cm-1波數范圍內有相同的N-H特征振動峰。表明堵塞物成分中可能有一種或兩種藥劑含N-H官能團的組分[9]。

3 井筒堵塞原因及機理分析

圖4 堵塞物及不同藥劑傅里葉紅外分析圖譜

一般情況下，造成氣井井筒堵塞的原因很多，如地層出砂、腐蝕產物、難溶鹽垢、機械落物、油套管變形、地層產出的瀝青質、或者開采期間入井的聚合物及生產過程中形成的水合物都能造成井筒堵塞[10]。根據堵塞物成分分析結果，井筒堵塞物有腐蝕產物（CO2和H2S腐蝕產物）、難溶鹽垢（CaCO3、SrSO4）、固體砂粒以及化學藥劑中的有機組分。

3.1 腐蝕產物堵塞

根據現場調研以及堵塞物成分分析結果，發現堵塞井井筒管柱發生嚴重腐蝕，由于管柱腐蝕嚴重導致管內壁附著大量腐蝕產物，經長期生產，腐蝕產物層增厚，為井筒堵塞創造條件。

3.2 難溶鹽垢堵塞

該堵塞井采出水礦化度高，成垢離子含量高，在生產過程中，產出液經井筒流出，隨井深變化，溫度、壓力隨之變化，導致水中的離子平衡發生改變，形成難溶鹽垢。油管結垢和腐蝕密切相關，互相促進，腐蝕產物會形成銹垢，腐蝕銹垢層在金屬表面堆積和不均勻分布，會引起垢層下嚴重腐蝕[11]。腐蝕產物形成銹垢后，表面粗糙度增大，為難溶鹽垢的形成提供了形核條件。經過長期生產，腐蝕結垢不斷進行，管內壁形成較厚垢層，造成井筒堵塞。

3.3 井筒臟物堵塞

氣井在鉆井、完井過程中因泥漿漏失，產層出砂等因素不可避免地會出現井筒臟物未排盡的情況，一旦氣井開井生產，井下臟物就會隨氣流被帶入油管、地面管線，影響氣井的正常生產[12]。從堵塞物成分分析發現堵塞井井筒普遍含有固體砂粒，氣井出砂不但會影響正常生產，還會造成井筒堵塞，故預防氣井出砂是保證氣井正常生產的重要因素。

3.4 緩蝕劑質量缺陷

在井筒高溫下緩蝕劑中的烴組分不斷揮發，黏度增加或者其有效成分發生降解、失效，甚至形成不溶殘渣、黏性沉淀物或發生相組分離。這些降解產物吸附于產層會污染產層，吸附于油管壁上會使油管的有效通道變窄，進而造成油管堵塞[13-15]。本文中評價的緩蝕劑在80℃以上出現不溶物，表明該緩蝕劑高溫穩定性較差，傅里葉紅外分析檢測出堵塞物和緩蝕劑中均含有N-H官能，即緩蝕劑高溫失穩后形成的不溶物是造成井筒堵塞的原因之一。

3.5 固體泡排劑配伍性差

目前，氣井加注起泡劑后引起井下堵塞的現象也有存在，入井泡排劑若與地層產物發生反應或在高溫情況下發生性質改變，也有可能引起井下堵塞。根據藥劑配伍性試驗結果，現用固體泡排劑與采出水混合后出現沉淀，主要是因為泡排劑中一些陰離子與采出水中的Ca2+、Mg2+發生反應生成沉淀，即“鈣皂沉淀”。現場在用的固體泡排劑為磺酸鹽復合表面活性劑，屬于陰離子泡排劑，磺酸鹽類陰離子泡排劑在水中發生解離：NaR=Na++R-。

式中NaR代表磺酸鹽。解離后的磺酸根離子R-能與采出水中的Ca2+、Mg2+發生反應，生成磺酸鈣、磺酸鎂沉淀[9]。

綜上所述，結合水分析、藥劑配伍性、緩蝕劑高溫穩定性分析及堵塞物成分分析結果，井筒堵塞主要原因是管柱腐蝕嚴重，管內壁生成大量腐蝕產物，再加上難溶鹽垢沉積，井筒出砂、固體泡排劑與采出水配伍性差以及緩蝕劑高溫失穩形成不溶物。這些腐蝕產物、難溶鹽垢、固體砂粒、有機難溶組分在管內壁長期附著，使油管的有效通道變窄，進而造成油管堵塞。

4 結論及建議

1）造成某氣田蘇南區塊部分井堵塞的原因有：產出氣中含有腐蝕性氣體CO2和H2S；地層采出水礦化度高，成垢離子含量高；井筒出砂；現場用泡排劑與地層水配伍性差、緩蝕劑高溫穩定性差。

2）該堵塞井油管腐蝕嚴重，形成的腐蝕產物是造成井筒堵塞的主要原因，建議對現有防腐措施進行適用性評價。

3）針對堵塞井的生產工況，優選出合適的泡排劑和緩蝕劑。

4）氣井堵塞并非單一因素造成，因此必須針對性地選擇解堵措施。建議針對不同堵塞情況研制相應的解堵劑及開展現場應用試驗。