天然气气井井筒及储层堵塞机理及解堵工艺

李兵　张伟　孟江龙　马腾　魏兵昂

摘 要：随着天然气气井生产时间的延长，产水量增加及开采过程中缓蚀剂、起泡剂、泡排棒的不断加入，气井井筒和储层出现不同程度的结垢和堵塞，造成气井生产摩阻增大，气井产量下降，携液能力变差，影响气井的正常生产。

关键词：天然气井;井筒及储层堵塞;携液能力

1 堵塞原因分析

1.1 气井井筒堵塞原因分析

气井产出流体中含高矿化度水、硫化氢、二氧化碳等腐蚀性介质，形成了一种复合腐蚀环境，造成井筒腐蚀结垢，形成无机堵塞;压裂液残夜在井筒高温下裂解，粘度增加或者其有效成分发生降解、失效，形成不溶性残渣，粘结沉积物，堵塞油管及储层渗流通道，形成有机及无机堵塞。

1.2 储层堵塞原因分析

地层水中高价成垢离子、有机物在压力温度降低处析出聚集，形成堵塞物;储层内固体颗粒运移;井筒内外来物残渣堆积堵塞近井地带和射孔孔道。

2 堵塞井典型特征

油管堵塞现象主要体现在通井遇阻，排除井筒积液因素，放空后生产油套压差大，一般超过2.5MPa，关井时油套压力恢复比较快;储层堵塞现象主要体现在正常生产过程中，产气量快速突然下降。排除井筒积液因素，放空时油套压差正常，关井时油套压力恢复比较快，且恢复压力高。

3 井筒及储层解堵工艺技术

3.1 井筒解堵工艺

井筒堵塞造成气流通道不通畅，生产油压低，套压高。为了不造成因解堵剂药剂过量而导致压井压死情况，选择小剂量（一般每次加注600L-1000L）加注解堵剂进井后与堵塞物接触，逐步溶解堵塞物，使其粘度降低，转化为混溶于水的物质，在气流或地层水的冲击下被带出井口。

井筒堵塞物具体的井况不同，堵塞程度不同，导致解堵剂的有效溶解垢物程度不同，因此，需要小剂量加注解堵剂后关井8～10h恢复压力，通过放空排出残余解堵剂和已溶解垢物，再重新加注小剂量解堵剂再放空返排出垢物溶解物，如此循环直至气井能够正常生产。

3.2 储层解堵工艺

储层堵塞造成气流通道不通畅，生产油套压都很低。为了不造成因解堵剂药剂过量而导致压井压死情况，选择中剂量（一般每次加注1500L-2000L）加注解堵剂进井后与堵塞物接触，逐步溶解堵塞物，使其粘度降低，转化为混溶于水的物质，在气流或地层水的冲击下被带出井口。

储层堵塞井具体的井况不同，堵塞程度不同，导致解堵剂的有效溶解垢物程度不同，因此，需要中剂量加注解堵剂后，关井36～48h压力恢复，再通过放空排出残余解堵剂和已溶解垢物，再重新加注小剂量解堵剂再放空返排出垢物溶解物，如此循环直至气井能够正常生产。

4 堵塞井现场应用

4.1 井筒堵塞井化学除垢解堵案例

4.1.1 G09-XX基本情况

G09-XX井是长庆油田苏里格区块第一次采气厂辖区直井生产气井，于2007年12月22日投产，生产层位盒8马五12321，投产前油套压均为22.12MPa，投产初期配产2.0×104m3/d，2009年8月配产提至5.0×104m3/d生产，后续配产控制在4.0-8.0×104m3/d之间。2016年2月配产降至3.0×104m3/d，需要定期采取带液措施保证气井正常生产，目前井口油、套压6.59、9.36MPa;2017年7月30日，通至3140m遇阻，且通井规外表脏;综合判断该井油管存在堵塞。

4.1.2 现场作业

G09-XX井按照安全规定要求安装站外放喷流程进行了井筒除垢解堵作业操作，采用我公司设计的燃烧罐放喷设施设备，一方面减少常规作业天然气燃烧效果，另一方面通过燃烧罐的汽化作用，同时处理掉排出液体，避免了放空对环境污染及施工风险的发生，取得良好的增产效果;采用从油管小剂量加注解堵剂--放空（取样）--小剂量加注解堵剂--放空（取样）循环实施工艺，最终解除油管堵塞，恢复产能。

4.1.3 施工效果

2017年8月18日-2017年8月29日我公司对G09-XX井进行井筒除垢解堵作业。施工前生产油压6.86MPa，套压9.54MPa，压差2.68MPa，日产气2.5×104m3/d。施工后油压7.9MPa，套压8.59MPa，油套压差0.69MPa，日产气5.4×104m3/d。结合圖1显示，通过5次循环加注放空作业后，自右至左取样越来越干净，说明井筒堵塞物溶解排出效果好。经过现场实施，凭借药剂的优良性能以及技术人员丰富的现场经验，解除井筒垢物，日增气量2.9× 104m3/d，恢复了该井的生产工况。

4.2 储层堵塞井化学除垢解堵案例

4.2.1 榆46-X井基本情况

榆46-X井是长庆油田苏里格区块第二采气厂辖区直井生产气井，于2003年9月23日投产，生产层位山2、马5。投产前油/套压：23/23MPa，投产初期日产气量7.0× 104m3/d，日产水量1.5m3。2004年8月至2012年5月调产气量12.0×104m3/d，日产水1方。2012年6月生产至2015年12月期间日产气18×104m3/d，日产水2方。2015年12月后产量大幅下降，生产至2017年8月气井实际日产气量2.0×104m3/d，日产水0.15m3，油压5.18、套压5.28MPa，判断该井储层近井地带有堵塞。

4.2.2 现场作业

榆46-X井按照安全规定要求安装站外放喷流程进行了井筒除垢解堵作业操作，采用我公司设计的燃烧罐放喷设备，一方面减少常规作业天然气燃烧效果，另一方面通过燃烧罐的汽化作用，同时处理掉排出液体，避免了放空对环境污染及施工风险的发生，取得良好的增产效果;采用从油管/套管中剂量加注解堵剂--放空（取样）--油管/套管中剂量加注解堵剂--放空（取样）循环实施工艺，最终解除储层堵塞，恢复产能。

4.2.3 施工效果

2018年4月12日-2018年5月12日我公司对榆46-X井进行储层解堵增产作业，实施解堵剂加注--放喷--

加注循环工艺。施工前生产油压4.31MPa，套压4.36MPa，油套压差0.05MPa，日产气0.2×1044m3/d。施工后油压6.3MPa，套压6.7MPa，油套压差0.2MPa，日产气5.4×104m3/d。解堵剂放喷取样显示很脏，颜色发黑不通透，药剂溶解性很好，放喷出液出垢物效果显著。结合图2显示，通过8次循环加注放空作业后，自左至右取样越来越干净，说明井筒堵塞物溶解排出效果好。凭借药剂的优良性能以及技术人员丰富的现场经验，解除储层堵塞物，日增气量5.2×104m3/d，恢复了该井的生产工况。

5 认识与结论

天然气和油、水的物理性质不同，决定了气井堵塞原因与油水井堵塞机理不同，气井解堵不能全盘照搬油水井解堵工艺措施。中小剂量解堵剂加注--放空--加注--放空循环工艺方式对天然气井解堵效果明显，风险小，工程量小，经济性好，易于推广。气井解堵药剂注入量同时考虑到气流携带能力及堵塞程度需要现场及时判断调整，避免药剂过量造成气井压死和药剂浪费。同时药剂剂量太少，造成溶解效果不好，施工周期延长，施工成本及气井等停时间长，影响生产。可重复利用拆装放喷燃烧罐的设计应用，极大化减少环境污染、污水拉运，无需破坏地面植被，极大便利了气井解堵工艺的推广应用。

作者简介：

李兵（1984- ），男，籍贯：四川省邛崃市，大学本科，2007年毕业于成都理工大学，石油工程专业，研究方向：从事油气田开发研究管理工作。