劉舉 羅志鋒 任登峰 吳紅軍 謝耀增

1.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院 2.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室

庫車山前高壓氣井井筒堵塞問題嚴重，氣田穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴峻。其中，迪那2氣田生產(chǎn)井25口，19口井存在井筒堵塞問題[1-3]，井筒堵塞導(dǎo)致產(chǎn)氣量迅速下降，部分井增大產(chǎn)量以彌補由于堵塞帶來的產(chǎn)量損失。大修期間，化驗分析了從井筒中取得的堵塞物，發(fā)現(xiàn)主要以碳酸鈣、硅酸鹽、重晶石、鐵腐蝕物垢為主，地層砂含量很少?，F(xiàn)場先后試驗了油管穿孔、自噴解堵、連續(xù)油管、大修作業(yè)等解堵工藝，但放大生產(chǎn)壓差、油管穿孔解堵工藝效果有限且有效期較短，而連續(xù)油管疏通、大修井作業(yè)周期長，成本高，井控風險高[4-7]。近年來，為減小施工風險，開展了土酸或有機土酸不動管柱化學解堵工藝研究及應(yīng)用，解堵效果良好，復(fù)產(chǎn)能力強。但現(xiàn)有酸液體系在井筒高溫高壓條件下反應(yīng)較快，含氟酸液體系與碳酸鹽巖礦物作用后易產(chǎn)生二次沉淀，酸化后殘酸中Cl-含量高，容易造成超級13Cr局部腐蝕而導(dǎo)致高壓氣井出現(xiàn)井筒完整性失效等問題[8-9]。在調(diào)研國內(nèi)外解堵體系的基礎(chǔ)上，提出了能有效疏通井筒堵塞的低腐蝕、低傷害高溫自生土酸解堵配方體系。室內(nèi)綜合性能評價結(jié)果表明，該體系能滿足高溫氣井不動管柱井筒解堵作業(yè)的要求。

1 井筒堵塞特征分析

現(xiàn)場往往基于連續(xù)油管疏通作業(yè)時的懸重變化來推測堵塞物的位置及堵塞程度，取樣結(jié)果顯示，井筒堵塞結(jié)垢嚴重部位一般都在變徑最大的位置[1]。迪那2氣田的DN2-A井井筒內(nèi)4 671～4 890 m處垢樣如圖1(a)所示，垢樣為褐灰色片狀固體，較脆，有油味，垢樣研磨后如圖1(b)所示。圖2為DN2-A井堵塞物X射線衍射圖譜分析結(jié)果，垢樣的成分主要為CaCO3、MgCO3、SiO2、Fe3O4、AlF3、SrCl2、硅酸鹽等。

2 不動管柱解堵體系的研制思路

井筒中垢樣以鈣質(zhì)和硅質(zhì)為主，解堵體系可選用HCl+HF組成的土酸體系。針對超級13Cr油管在庫車山前高溫、高壓、高含CO2的井下工況下具有良好的耐腐蝕性能，被廣泛應(yīng)用于庫車山前氣井開發(fā)和生產(chǎn)管柱。在酸化壓裂作業(yè)的過程中，通過添加咪唑啉和曼尼希堿復(fù)配的酸化緩蝕劑有效解決了超級13Cr的腐蝕問題。但在井筒解堵作業(yè)時，酸液長時間浸泡井筒，在高溫條件下，對Cl-及HF極為敏感，加之堵塞物分布不均，易產(chǎn)生局部電化學反應(yīng)，造成局部腐蝕，影響井筒完整性。因此，本研究采用有機酸+螯合劑+氟化物組成的有機螯合酸體系進行解堵。所采用的螯合劑是一種氨基羧酸類螯合劑，該類螯合劑具有多基配位體，與金屬離子配位成環(huán)時，可同時形成多個環(huán)狀結(jié)構(gòu)，表現(xiàn)出良好的螯合、緩速等性能，能有效溶解鈣質(zhì)、抑制二次沉淀。酸液體系中，有機酸與氟化物反應(yīng)，緩慢生成HF酸，溶蝕儲層硅質(zhì)成分，延緩了酸巖反應(yīng)速度。同時，井筒中酸液不含Cl-，緩慢生成HF酸，有效降低了酸液對井筒的腐蝕速率。

解堵體系具體研究思路為：以有機酸+螯合劑組合與鹽酸溶解鈣質(zhì)的能力相當為原則。不同質(zhì)量分數(shù)(6%～12%)的鹽酸對垢樣溶蝕率見圖3。鹽酸對垢樣溶蝕率為34.48%～35.10%，且隨著酸液含量的增加，溶蝕率緩慢上升，但變化幅度不大。質(zhì)量分數(shù)為6%有機酸+不同含量螯合劑對垢樣的溶蝕率見圖4。從圖4可知，隨著螯合劑含量的增加，溶蝕率會適當增大，這是由于螯合劑對Ca2+螯合能力增大所致。綜合考慮生產(chǎn)成本以及酸液腐蝕因素，推薦配方為6%(w)有機酸+5%(w)螯合劑SA-3。

井筒垢樣中含有一定的SiO2及無機硅酸鹽，考慮加入HF/氟鹽進行解堵，螯合劑SA-3/HF體系即使在pH值為3.8的情況下，仍析出難溶CaF2白色沉淀，在沒有競爭平衡的情況下，低pH值應(yīng)該可以改善Ca2+的絡(luò)合。為盡量減少游離氟(F-)的負面影響，參考常規(guī)土酸體系，使用SA-3時HF的質(zhì)量分數(shù)不應(yīng)超過2%?？紤]減緩對油管腐蝕，使用氟鹽SA701緩慢釋放出F-溶蝕，并與土酸溶蝕率效果進行對比。分別采用6%(w)有機酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA701(氟鹽有機酸)、6%(w)有機酸+5%(w)SA-3+2%(w)HF(氫氟酸有機酸)、土酸、氟硼酸4組酸液體系對垢樣進行溶蝕實驗，結(jié)果見圖5。從圖5可知，土酸體系溶蝕率最高(47.72%)，氟鹽有機酸溶蝕率最低(33.7%)，但也能滿足溶蝕率要求。綜合考慮腐蝕、溶蝕率及成本要求，初步確定解堵液體系為6%(w)有機酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701。

3 配方酸液綜合性能評價

3.1 配方酸液緩速能力

針對配方酸液體系，使用0.1 mol/L的NaOH溶液測定配方酸液的酸度曲線，根據(jù)酸度曲線變化特征，確定其緩速能力。酸度曲線見圖6。從圖6可知，有機螯合酸體系總體上呈多級電離，具有良好的緩速性；該體系的酸度曲線有2個突變點，而且突變部分較為平滑，說明是二元弱酸逐步分段電離，加入NaOH的過程中,H+不斷發(fā)生中和反應(yīng)而被消耗，促進溶液中有機酸不斷電離H+。

3.2 金屬離子螯合能力

通常硅酸鹽與含氟酸液反應(yīng)會造成二、三次沉淀，堵塞地層孔隙喉道。因此，在進行酸液綜合能力評價時，必須測定酸液金屬離子螯合能力，從而判斷其抑制二、三次沉淀能力。配方酸液對金屬離子的螯合能力實驗結(jié)果見表1。

表1 金屬離子螯合能力實驗結(jié)果pH值鈣離子螯合能力/(mg·g-1)鎂離子螯合能力/(mg·g-1)鐵離子螯合能力/(mg·g-1)1502.41265.92302.413569.00402.00392.785643.62384.24342.987690.85367.92308.259713.43347.04276.87

從表1可知，6%(w)有機酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701體系對常見金屬陽離子螯合能力強，不易發(fā)生二、三次沉淀。說明該體系對于管柱流體及地層流體較為友好，對地層、井筒造成二次傷害的幾率較小。

3.3 動態(tài)腐蝕能力評價

目標區(qū)塊地層溫度較高，井筒酸化解堵必須考慮酸液對油管等鋼材的腐蝕能力，保證酸液的低腐蝕性，以防井筒完整性遭到破壞。按GB/T 35509-2017《油氣田緩蝕劑的應(yīng)用和評價》[10]，在壓力6 MPa、溫度130 ℃、轉(zhuǎn)速60 r/min條件下，進行配方酸液對鋼片腐蝕能力測試。表2為鮮、殘酸腐蝕速率實驗結(jié)果，編號603、637為碳鋼N80鋼片，編號072、681為合金鋼S13Cr鋼片。從表2所列可知：鮮、殘酸對N80鋼片的腐蝕速率分別為28.607 2 g/(m2·h)、 4.151 2 g/(m2·h)；鮮、殘酸對S13Cr鋼片的腐蝕速率分別為10.378 3 g/(m2·h)、0.351 1 g/(m2·h)；均達到SY/T 5405-2019的要求(≤45 g/(m2·h)，140 ℃)。

表2 鮮、殘酸腐蝕速率實驗結(jié)果編號腐蝕速率/(g·(m2· h)-1)鮮酸60307228.607 210.378 3殘酸6376814.151 20.351 1

經(jīng)電鏡掃描圖放大500倍(見圖7和圖8)后來看，酸液腐蝕后的鋼材完整，表面無殘缺，可見清晰的金屬基體，在碳鋼基體上能見到微米尺度下的輕微點蝕。

3.4 井筒動態(tài)驅(qū)替解堵效果評價

為研究實際井筒中酸液流動反應(yīng)規(guī)律，采用4種不同內(nèi)徑的鋼制圓環(huán)模擬生產(chǎn)現(xiàn)場不同內(nèi)徑的油管。圓環(huán)的外徑均為5 cm，高度均為1 cm，內(nèi)徑為0.85～1.3 cm。將垢樣粉末混合后，使用粘合劑將其粘合在圓環(huán)內(nèi)部，模擬井筒結(jié)垢堵塞。實驗流程如圖9所示，采用DP-I型導(dǎo)流能力評價裝置驅(qū)替配方酸液，還原在地層條件下，酸液在井筒堵塞物中的流動反應(yīng)過程，通過對比配方酸液對填砂圓環(huán)內(nèi)垢樣的溶解情況，評價不同溫度、液量、內(nèi)徑下的酸液驅(qū)替解堵效果。

(1) 井徑的影響。從表3與圖10可看出，隨著井筒半徑的增大，酸液解堵效果更為明顯。當井徑為13 mm時，解堵量最大，解堵率可達57.94%。分析認為，內(nèi)徑較大的管柱具有更大的截面積，能夠與解堵液充分接觸，因而解堵效果更明顯。

表3 不同井徑下解堵率對比編號井徑/mm圓環(huán)質(zhì)量/g解堵前質(zhì)量/g解堵后質(zhì)量/g解堵率/%113.029.5134.6731.6857.94211.527.4532.1829.5854.9739.524.3728.6326.4551.1748.521.6925.7923.9345.37

(2) 溫度的影響。溫度對井筒堵塞具有顯著影響，隨著溫度的增加，井筒內(nèi)堵塞垢樣清除更徹底(見圖11和表4)。當溫度為100 ℃時，解堵率為50.32%；溫度增加至130 ℃時，解堵率增至58.59%，但增速放緩，說明溫度對于垢樣的溶蝕率影響趨于穩(wěn)定。結(jié)合井筒溫度場特點來看，垢樣溶蝕更易發(fā)生于井筒下部，下部的溫度更高，酸巖反應(yīng)更劇烈，解堵更徹底。

表4 不同溫度下解堵率對比溫度/℃圓環(huán)重量/g解堵前重量/g解堵后重量/g解堵率/%10027.9435.6731.7850.3211027.3534.1830.4354.9012028.3733.6330.6556.6513029.6936.7932.6358.59

(3) 關(guān)井時間的影響。隨著關(guān)井時長的延長，垢樣直徑逐漸縮小，在4 h基本可見環(huán)體(見圖12)。當關(guān)井時間為1 h時，解堵率為54.90%；關(guān)井時間延長至4 h時，解堵率增加至90.28%(見表5)，溶蝕量也隨之增大。因此，建議適當延長關(guān)井候效時間。

表5 不同關(guān)井時間下解堵率對比時間/h圓環(huán)重量/g解堵前重量/g解堵后重量/g解堵率/%127.3534.1830.4354.90227.9435.6630.1271.76328.3733.6329.2683.08429.6936.7930.3890.28

(4) 不同液量的影響。解堵率隨著液量的增加而增大，當液量為3.0 L時，垢樣幾乎完全被溶蝕(見圖13)。0.5 L解堵液的解堵率為54.90%，3.0 L解堵液時解堵率可達99.47%。雖然，解堵率為3.0 L時的解堵效果最佳，但由于關(guān)井時基體會與酸液直接接觸且過多酸液按照不返排直投工藝會進入生產(chǎn)流程造成不必要的腐蝕，在用液量方面，應(yīng)結(jié)合預(yù)測結(jié)垢量計算用酸量。推薦按照結(jié)垢量的0.8～0.9倍對應(yīng)液量，效果最佳。

4 結(jié)論與認識

(1) 針對庫車山前高溫油井堵塞物成分，研制出由氨基羧酸類組成的新型螯合劑。配方酸液能夠代替鹽酸體系，解堵配方為6%(w)有機酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701。解堵液體系具有優(yōu)良的溶垢能力，對金屬離子螯合能力強，能減弱二次沉淀發(fā)生，對油管的腐蝕性低，能夠適應(yīng)不動管柱酸化直投解堵方案。

(2) 大尺寸井徑的解堵效果較佳、溫度更高解堵效果更好，推薦關(guān)井反應(yīng)時間為4 h，用液量為垢量的0.8～0.9倍能兼顧緩蝕與解堵。