關鍵詞：靖邊氣田；解堵；工藝；技術；應用

0 引言

鄂爾多斯盆地靖邊氣田下古生界產水氣井所產水的礦化度較高，部分氣井管柱存在著嚴重的腐蝕和結垢現象，長期以來都采取井筒周期加注緩蝕劑進行氣井防腐。隨著氣井生產時間的延長，緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕產物、氣并產出液及其他入井劑的共同作用，造成氣井井筒和產層附近形成有機或者無機堵塞，導致氣井無法正常生產，甚至被迫關井，嚴重影響著單井產能的有效發揮，同時也影響到氣井的開井時率、利用率及**終采收率。鑒于此，通過調研國內外井筒解堵工藝技術[1～4]，結合靖邊氣田地質特征及氣井特點，開展了井筒有機解堵工藝技術試驗研究并用于現場，取得了較好的效果。

1 氣井井筒堵塞原因分析

一般情況下，造成氣井井筒堵塞的原因很多，如地層出砂、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各種化學藥劑及餾分、鉆井液、壓裂過程中入井的聚合物及氣井生產過程中形成的水合物都能夠造成并筒堵塞。

按照相應的石油行業標準，對靖邊氣田氣井堵塞物通過無機物x射線衍射分析和有機物氣相色譜分析(圖1、2)。從圖1可以看出，堵塞物中無機物主要以腐蝕產物FeS、亞鐵鹽及無機雜質為主，其中FeS占所占比例較大。圖2顯示，堵塞物中的有機物中有大量的C7～C14的有機化合物，各碳數含量基本呈平均分步，成分較為復雜，主要為壬烷基同分異構體、多乙烯多胺衍生物、吡啶衍生物、芳香烴衍生物等低分子碳水化合物，而這些結構都是目前各類緩蝕劑中的主要活性成分，可以推斷堵塞物中的有機物含有大量緩蝕劑的活性成分。

    由此可以得出，除水合物堵塞外，靖邊氣田井筒堵塞主要是腐蝕產物、地層產出物及入井化學劑餾分堵塞。由于這類物質均為有機物或者混合物，其黏性大，相互之間基本無縫隙，容易堵死氣流通道，影響氣井的正常生產。另外，天然氣中含有******微量的芳香烴或雜環化合物，盡管含量較少，但與氣井產出礦化度水析出的礦物質共同作用，日積月累同樣會逐步在管道壁上積累，造成管道堵塞。

2 井筒堵塞的危害

氣井井筒堵塞主要表現為通井遇阻，生產油套壓差增大，產氣量、產水量明顯下降，甚至無法生產，泡沫排水采氣井泡排效果差，氣井所產水質、氣質差，生產不穩定，保護器頻繁座死等。當氣井井筒堵塞后，會對氣井生產、測試及維護造成較大危害，主要表現在以下幾個方面：

1) 通井遇阻。無法進行井下儀器及設備的下入，影響產氣剖面測試，壓力監測、工程測井、探液面、井下節流、柱塞氣舉等重要的測試及維護增產作業。

2) 影響氣井的正常生產。氣井生產油套壓差增大，產水氣井帶液生產困難，產氣量、產水量下降，甚至關井，嚴重影響氣井產能的正常發揮。

3) 產水氣井長時間關井或者間開，加大了管柱的腐蝕速率，同時對儲層也有嚴重的傷害，為氣井維護管理增加了難度。

3 有機解堵劑的選擇

3.1 有機解堵劑的選擇

井筒形成緩蝕劑變性物質的堵塞物屬有機物和管柱腐蝕產物的共同體，其很難溶于水和普通酸，黏性強，易與井下其他無機雜質混合，形成一種固態物堵塞。目前市面上有機溶劑很多，但在氣井井筒中溶解有機堵塞物，還必須考慮氣井的特殊情況。靖邊氣田在選擇有機解堵劑時，考慮氣井自身產水且氣質含硫等因素，根據相似相溶原理，結合與水的相溶性、返排、密度、溫度、環境污染以及對鋼材的腐蝕等特殊條件，通過查閱文獻資料，選擇了BES有機溶劑，該溶劑是一種含氮化合物。通過提高BES有機溶劑的引火點、與地層水的配伍性、密度、穩定性、溶速及返排效率等復配工藝，合成了現用的有機解堵劑。其技術參數如下：外觀為淺棕色或白色液體，氣味略帶刺激味，密度為1.10～0.96g/cm3，pH值為12～14，黏度為0.9～1.10mPa·s，表面張力為23～30mN/m，水溶性為任意比混溶，腐蝕速率為0.0155mm/a。

3.2 有機解堵劑作用機理

井下堵塞物由有機物和無機物組成，解堵劑與井下堵塞物接觸后，解堵劑逐步擴散到堵塞物中，在溶劑分子力的作用下，首先將堵塞物中的有機成分分散至溶劑中，成為溶液，隨之堵塞物由于失去了有機物的黏附作用，各部分相互作用力下降，黏性降低，堵塞物中的無機成分也便逐步瓦解成細小顆粒，在氣流的作用下與地層水乳化或懸浮，而這種溶液體系黏度很低，已接近于水的黏度，在井下氣體沖擊下帶出地面，達到解堵目的。

4 現場施工情況

在氣井井筒堵塞機理和解堵藥劑選擇的基礎上，選取了靖邊氣田陜A井開展了現場應用試驗，取得了較好的效果。

4.1 陜A井基本情況

陜A井是靖邊氣田的1口預探井，1998年投產，2005年開始油套壓產逐漸增大，加注緩蝕劑后壓力波動大，進站壓力低，生產不穩定。2007年氣井無法生產，迫使關井，通井遇阻。通過反復調整工作制度和開井方式后，分析認為由于該井生產時間較長，在生產過程中加注緩蝕劑或自身產液等因素影響，井筒管柱壁面形成固體或者黏稠狀吸附物，長期積淀造成油管堵塞，氣、水產出通道變小，油套壓差升高，導致氣井無法進行油管生產。

4.2 施工過程

4.2.1第一步：溶解堵塞物

向油管投入暫堵棒，暫堵棒入井后在油管堵塞處停留。隨后，利用注劑泵向油管注入解堵劑溶解該段堵塞物，關井3～4h后進行點火放空，帶出反應堵塞物，反復重復上述操作直至油管******解通。

4.2.2第二步：清洗油管

向油管注入活性水，關井2～3h后點火放空，使溶解后的殘留物在氣流作用下反復沖洗帶出油管，待油管清洗完成后倒入正常流程生產，并觀察生產情況。

4.3 實施效果

陜A井經過井筒解堵作業后恢復了正常生產，油套壓差明顯降低，解堵效果很顯著，具體情況見表1和圖3。

表1 陜A井解堵后生產情況表

時間	油壓(MPa)	套壓(MPa)	壓差(MPa)	日產氣量(104m3)	日增產氣量(104m3)	備注
解堵前	5.4	10.8	5.4	0	8	關井
解堵后	8.8	9.8	1	8		生產穩定

5 結論及認識

1) 通過井筒堵塞原因分析發現，靖邊氣田氣井井筒堵塞除水合物外，主要以緩蝕劑裂解殘留物、管柱腐蝕產物、氣井產出液析出物及其他入井劑的共同作用為主，從而導致氣井無法正常生產。

2) 結合井筒堵塞原因，選擇了適合靖邊氣田的有機解堵工藝，并在陜A井進行了現場試驗，取得了較好的效果，使該井恢復了正常生產，同時為該類氣井的有機解堵提供了有效的技術措施。

3) 現場施工發現，該工藝技術具有施工作業所需設備少，流程簡單，施工周期短，安全隱患少，投入產出比高，工藝推廣應用廣泛等特點。

參考文獻

[1] 周靜.解除氣井有機沉積物堵塞用的解堵劑JD-3[J].油田化學，2002，19(4)：309-310.

[2] 陳單平.新場氣田氣井常見堵塞及防治措施[J].天然氣工業，2005，25(3)：138-140.

[3] 胡德芬.氣井油管堵塞原因分析[J].天然氣勘探與開發，2006，29(1)：37-42.

[4] 陳興隆，秦積舜，李治平，等.聚硅懸浮液對有機物堵塞的溶解作用[J].西南石油學院學報，2006，28(3)：92-95.

 

(本文作者：張耀剛1 吳新民1 梁銘2 李治2 郝小云2 1.西安石油大學；2.中國石油長慶油田公司****采氣廠)