CO2注入井近井油层解堵办法研究及应用

2018-04-25孔庆花

石油知识 2018年2期

孔庆花

（中国石油吉林油田分公司油气工程研究院吉林松原 138000）

CO2驱水气双管线交替注入过程中，由于CO2具有萃取原油轻质组分的特性，使得重质组分的沥青质析出，注水管线中停注期间产生的杂质随注入水进入地层，黏附在近井油层析出的沥青质表面，不可避免的造成近井地带堵塞。目前常规的解堵方法主要为重新完井或压裂补孔，存在作业复杂、费用昂贵、缺乏解堵针对性等问题，且因需重新起下管柱存在CO2溢出风险，因此，本文重点研究了一种不动管柱且经济可行的近井油层解堵办法。

1 堵塞原因分析

通过堵塞物成分判定实验，确定了注水管线中停注期间产生的杂质随注入水进入地层，黏附在近井油层析出的沥青质表面是堵塞的主要原因。

对CO2驱水气交替注入井A井、B井注水管线进行取样，取样时间位于注气转注水节点，取样前该井处于注气周期，注水管线已停注超过2个月，在注水前取注水管线长时间停注水样，杂质含量较多，水质分析表明铁离子严重超标、固体沉积物较多、主要为腐蚀结垢产物。

对长时间停注水样固体沉积物XRD定性分析表明，固体沉积物中含沥青质等有机物，去除有机物后，固体主要为腐蚀结垢产物。

2 解堵方法设计

CO2驱注气井井筒结构如图2所示，为了解除近井油层堵塞，设计了一种不动管柱近井油层解堵办法——连续油管高压旋转喷射工艺：在连续油管喷射解堵前根据实际情况注入氮气（不突破地层破裂压力情况下，最大限度均匀注入地层，起高速返排作用），再通过携带专用高压旋转喷射工具串的1.5英寸连续油管，冲洗目的层解堵，然后，进行氮气返排，实现解堵。该工艺从上至下工具组合为：连续油管+连接头+高压旋转喷射头。

图1 连续油管高压旋转喷射工艺原理示意图

3 解堵剂筛选评价

对多口CO2驱水气交替注入井注水管线取样分析，发现杂质主要成分基本相同以FeCO3、FeS为主，因此，可通过酸性溶解剂与沥青质清洗剂的复配溶液进行溶解解堵。

3.1 解堵剂优选及复配

对FF-01、HD-01、DF-20、CQ-1、CQ-2等解堵液体系进行评价筛选选，发现“CQ-1+CQ-2+沥青质清洗剂”体系在90℃下的溶解解“杂质+沥青质”混合物效果最好，溶垢率在98%以上。

3.2 缓蚀性性能评价

为了避免免解堵剂对井筒造成腐蚀，在“CQ-1+CQ-2+沥青质清洗剂””体系中加入2%的缓蚀剂，实验评价缓蚀率达到98.7%，可以有效避免解堵剂对井筒造成的腐蚀影响。

3.3 溶解沥青质性能评价

在85℃，井筒附着物在水溶液中搅拌条件下不分散、外观无变化，该物质不溶于水，含有沥青质成分。因此，我们对多种沥青质清洗剂进行了筛选评价，浓度6%以上时JLQX-01水溶液可将沥青胶质逐层剥离分散为小分子悬浮于水溶液中，经处理后沥青胶质不能再聚集凝结，现场清洗时可以随着清除药剂溶液从井筒返排出来，达到清除的目的。在复配溶剂+沥青质清洗剂条件下对沥青质都有很好的清洗能力。

3.4 解堵剂体系确定

通过室内实验评价确定最佳配方：（12%）CQ-1+（5%）CQ-2+沥青质清洗剂+缓蚀剂1#。考虑到堵塞物中有铁的腐蚀产物，需要添加铁稳剂。

解堵体系：12%CQ-1+5%CQ+1%铁稳剂+6%沥青质清洗剂+2%缓蚀剂。

4 矿场试验验证

大情字井油田CO2驱水气交替注入井B井2014年出现注气欠注、注水注不进现象，正常注入时油压在12～15MPa之间，堵塞后油泵压均为18MPa。采用常规连续油管热洗、高压挤注等措施后注入仍然困难，实验分析表明堵塞物主要成分是以FeCO3、FeS、Fe2O3为主的腐蚀产物和地层析出的沥青质沉淀，可通过酸性溶解剂+沥青质清洗剂复配溶液进行溶解，因此，设计了“解堵液+连续油管旋转喷射+氮气助排”解堵工艺。从2014年9月1日开始，进行了两轮次“解堵液+连续油管旋转喷射+氮气助排”解堵试验：

（1）9月1日开始第一轮注氮气，注氮气压力在21～24MPa之间，注入速度为500m3/h，累计注入气态氮气10000m3，注氮气完毕后，开始用连续油管下入旋转喷头进行高压喷射解堵剂解堵，初期压力24MPa，注解堵液2小时后压力降至19MPa，累计注解堵剂14m3。闷井14个小时后，打开放空管线返排解堵液；

（2）9月12日开始第二轮注氮气，注氮气压力在21MPa左右，注入速度为500m3/h，累计注入气态氮气10000m3，注氮气完毕后，开始用连续油管下入旋转喷头进行高压喷射解堵剂解堵，初期压力22MPa，注解堵液25m3后压力降至14MPa（正常注入压力）。闷井18个小时后，打开放空管线返排解堵液。

解堵后可以正常进行水气注入，解堵成功，解堵后动态曲线如下图。