关键词：靖边气田；解堵；工艺；技术；应用

0 引言

鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界产水气井所产水的矿化度较高，部分气井管柱存在着严重的腐蚀和结垢现象，长期以来都采取井筒周期加注缓蚀剂进行气井防腐。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、气并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，导致气井无法正常生产，甚至被迫关井，严重影响着单井产能的有效发挥，同时也影响到气井的开井时率、利用率及**终采收率。鉴于此，通过调研国内外井筒解堵工艺技术[1～4]，结合靖边气田地质特征及气井特点，开展了井筒有机解堵工艺技术试验研究并用于现场，取得了较好的效果。

1 气井井筒堵塞原因分析

一般情况下，造成气井井筒堵塞的原因很多，如地层出砂、机械落物、油套管变形、地层产出的沥青质，或者开采期间入井的各种化学药剂及馏分、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并筒堵塞。

按照相应的石油行业标准，对靖边气田气井堵塞物通过无机物x射线衍射分析和有机物气相色谱分析(图1、2)。从图1可以看出，堵塞物中无机物主要以腐蚀产物FeS、亚铁盐及无机杂质为主，其中FeS占所占比例较大。图2显示，堵塞物中的有机物中有大量的C7～C14的有机化合物，各碳数含量基本呈平均分步，成分较为复杂，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，而这些结构都是目前各类缓蚀剂中的主要活性成分，可以推断堵塞物中的有机物含有大量缓蚀剂的活性成分。

    由此可以得出，除水合物堵塞外，靖边气田井筒堵塞主要是腐蚀产物、地层产出物及入井化学剂馏分堵塞。由于这类物质均为有机物或者混合物，其黏性大，相互之间基本无缝隙，容易堵死气流通道，影响气井的正常生产。另外，天然气中含有******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。

2 井筒堵塞的危害

气井井筒堵塞主要表现为通井遇阻，生产油套压差增大，产气量、产水量明显下降，甚至无法生产，泡沫排水采气井泡排效果差，气井所产水质、气质差，生产不稳定，保护器频繁座死等。当气井井筒堵塞后，会对气井生产、测试及维护造成较大危害，主要表现在以下几个方面：

1) 通井遇阻。无法进行井下仪器及设备的下入，影响产气剖面测试，压力监测、工程测井、探液面、井下节流、柱塞气举等重要的测试及维护增产作业。

2) 影响气井的正常生产。气井生产油套压差增大，产水气井带液生产困难，产气量、产水量下降，甚至关井，严重影响气井产能的正常发挥。

3) 产水气井长时间关井或者间开，加大了管柱的腐蚀速率，同时对储层也有严重的伤害，为气井维护管理增加了难度。

3 有机解堵剂的选择

3.1 有机解堵剂的选择

井筒形成缓蚀剂变性物质的堵塞物属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。目前市面上有机溶剂很多，但在气井井筒中溶解有机堵塞物，还必须考虑气井的特殊情况。靖边气田在选择有机解堵剂时，考虑气井自身产水且气质含硫等因素，根据相似相溶原理，结合与水的相溶性、返排、密度、温度、环境污染以及对钢材的腐蚀等特殊条件，通过查阅文献资料，选择了BES有机溶剂，该溶剂是一种含氮化合物。通过提高BES有机溶剂的引火点、与地层水的配伍性、密度、稳定性、溶速及返排效率等复配工艺，合成了现用的有机解堵剂。其技术参数如下：外观为浅棕色或白色液体，气味略带刺激味，密度为1.10～0.96g/cm3，pH值为12～14，黏度为0.9～1.10mPa·s，表面张力为23～30mN/m，水溶性为任意比混溶，腐蚀速率为0.0155mm/a。

3.2 有机解堵剂作用机理

井下堵塞物由有机物和无机物组成，解堵剂与井下堵塞物接触后，解堵剂逐步扩散到堵塞物中，在溶剂分子力的作用下，首先将堵塞物中的有机成分分散至溶剂中，成为溶液，随之堵塞物由于失去了有机物的黏附作用，各部分相互作用力下降，黏性降低，堵塞物中的无机成分也便逐步瓦解成细小颗粒，在气流的作用下与地层水乳化或悬浮，而这种溶液体系黏度很低，已接近于水的黏度，在井下气体冲击下带出地面，达到解堵目的。

4 现场施工情况

在气井井筒堵塞机理和解堵药剂选择的基础上，选取了靖边气田陕A井开展了现场应用试验，取得了较好的效果。

4.1 陕A井基本情况

陕A井是靖边气田的1口预探井，1998年投产，2005年开始油套压产逐渐增大，加注缓蚀剂后压力波动大，进站压力低，生产不稳定。2007年气井无法生产，迫使关井，通井遇阻。通过反复调整工作制度和开井方式后，分析认为由于该井生产时间较长，在生产过程中加注缓蚀剂或自身产液等因素影响，井筒管柱壁面形成固体或者黏稠状吸附物，长期积淀造成油管堵塞，气、水产出通道变小，油套压差升高，导致气井无法进行油管生产。

4.2 施工过程

4.2.1第一步：溶解堵塞物

向油管投入暂堵棒，暂堵棒入井后在油管堵塞处停留。随后，利用注剂泵向油管注入解堵剂溶解该段堵塞物，关井3～4h后进行点火放空，带出反应堵塞物，反复重复上述操作直至油管******解通。

4.2.2第二步：清洗油管

向油管注入活性水，关井2～3h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。

4.3 实施效果

陕A井经过井筒解堵作业后恢复了正常生产，油套压差明显降低，解堵效果很显著，具体情况见表1和图3。

表1 陕A井解堵后生产情况表

时间	油压(MPa)	套压(MPa)	压差(MPa)	日产气量(104m3)	日增产气量(104m3)	备注
解堵前	5.4	10.8	5.4	0	8	关井
解堵后	8.8	9.8	1	8		生产稳定

5 结论及认识

1) 通过井筒堵塞原因分析发现，靖边气田气井井筒堵塞除水合物外，主要以缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀产物、气井产出液析出物及其他入井剂的共同作用为主，从而导致气井无法正常生产。

2) 结合井筒堵塞原因，选择了适合靖边气田的有机解堵工艺，并在陕A井进行了现场试验，取得了较好的效果，使该井恢复了正常生产，同时为该类气井的有机解堵提供了有效的技术措施。

3) 现场施工发现，该工艺技术具有施工作业所需设备少，流程简单，施工周期短，安全隐患少，投入产出比高，工艺推广应用广泛等特点。

参考文献

[1] 周静.解除气井有机沉积物堵塞用的解堵剂JD-3[J].油田化学，2002，19(4)：309-310.

[2] 陈单平.新场气田气井常见堵塞及防治措施[J].天然气工业，2005，25(3)：138-140.

[3] 胡德芬.气井油管堵塞原因分析[J].天然气勘探与开发，2006，29(1)：37-42.

[4] 陈兴隆，秦积舜，李治平，等.聚硅悬浮液对有机物堵塞的溶解作用[J].西南石油学院学报，2006，28(3)：92-95.

 

(本文作者：张耀刚1 吴新民1 梁铭2 李治2 郝小云2 1.西安石油大学；2.中国石油长庆油田公司****采气厂)