页岩气井解堵助排除垢复合技术的研究与应用<br/>——以四川威远和荣县作业区为例

页岩气井解堵助排除垢复合技术的研究与应用
——以四川威远和荣县作业区为例

2022-10-13谭小伟

天然气勘探与开发 2022年3期

谭小伟

中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院

0 引言

四川威远页岩气主要开发方式是水力压裂。压裂期间大量掺有化学物质的水进入地层，在随后的生产过程中，通过气流将压裂时进入地层的水返排至地面。经过多年的发展，目前有很多气井存在地层及井筒堵塞、积液严重的问题。现有的排水采气技术难以解决目前气井存在的问题，严重制约了威远页岩气的发展。究其原因，除了气井本身地层能量的下降导致一定程度的产量自然递减之外，地层堵塞导致的地层流体返排困难和井筒结垢占了很大的因素。多数老井低产低压，单井产能低、措施选井难、措施后稳产周期短；部分井在氮气正举作业中发现，油压在短时间内迅速上升，证明井筒有严重堵塞。这给页岩气的稳产上产带来了严峻的挑战，急需寻找一种新的措施解决地层和井筒的堵塞问题，实现页岩气的良性发展。

目前国内外在解堵助排的研究应用主要体现在压裂返排施工中，而在气井的生产增产措施中研究较少。为填补这一技术空白，笔者分析了威远页岩气地层的堵塞机理的井筒结垢机理，结合油井解堵相关经验和存在的问题，通过分析堵塞物和结垢物成分来筛选解堵助排剂的除垢剂，优化药剂泵注工艺和焖井时间，在威远和荣县作业区18口井的应用中，取得良好的应用效果。

1 井筒结垢、积液机理

通过对A井的油管内堵塞物进行室内分析，确认无机物结垢和有机物胶结物为井筒堵塞的原因。图1为A井油管内堵塞物样品烘干前和烘干后实物照片。

图1 A井油管内堵塞物样品照片

1.1 水分含量、油含量及有机物含量

对烘干研磨以后的样品进行室内分析[1]，测定其水份含量、油含量及有机物含量[1]（表1）。

表1 A井油管内堵塞物含水、含油、有机物含量分析结果表

1.2 垢样无机物组分及返排水样

分别对灼烧后的结垢样品进行酸溶解后采用EDTA滴定法[2]测定代表性成分的含量和对样品采用有机萃取剂萃取后进行X射线衍射分析。测得样品中的主要无机沉淀物为FeCO3，CaCO3，Fe2O3，SiO2。

通过对地层返排水样的分析，其pH值为8.2，碱性，测得返排水中的主要离子含量如表2所示。

表2 返排水样分析结果表

分析结果表明井筒结垢的主要成分为：有机物残留及其衍生物+高矿化度引起无机物沉淀+地层砂+腐蚀产物。

1.3 结垢机理

主要结垢为地层流体高矿化度造成的CaCO3无机盐结垢[3]。当流体中的Ca2+浓度超过其最大溶解浓度时，与CO32-结合，容易在井筒形成结垢。地层液体矿化度越高，滞留时间越长，形成的沉淀物起多，结垢物越难处理[4]。

气相色谱法组分检测结果（表3）表明，页岩气中的酸性气体CO2与井筒中的金属铁及钙离子发生了化学反应，形成FeCO3和CaCO3沉淀。

表3 威远页岩气组份构成统计表

气井压裂和后期生产中，不可避免要使用缓蚀剂、起泡剂等药剂。如果这些药剂不能及时排出至地面，其残留物在井底和井筒容易形成黏结物和皂钙聚集。

由于生产制度的不合理，地层出砂过快，不易被气流携带出地面的滞留砂与沉淀物和有机物残留包裹在一起，形成堵塞[5]。

1.4 井筒积液机理

当地层堵塞时，井底积液会停留在近井地带和水平井段，不能及时被气流携带出地面，严重时会直接导致气井水淹停产[6]。井筒积液机理主要有：①地层能量的自然递减，地层气携液能力不足； ②泡排制度的不合理造成井底沉淀与井筒堵塞[7]；③因地面因素关井造成的井筒积液；④不合理的油嘴调整制度，使产气量变化与地层压力变化不匹配[8]。

因此，要解决井筒积液问题，需同时解决地层堵塞与地层液体的返排问题。

2 工作液体系筛选

2.1 解堵除垢工作液体系

笔者所选气井均为相邻气井平台，A井的井筒垢样更具代表性，其选取的解堵除垢工作液主剂为有机酸、无机酸及螯合剂的组合[9-10]。在室内条件下，对所选主剂的溶垢能力进行测试，测试结果如表4～6所示。

表4 不同浓度有机酸溶垢能力展示表

表5 不同浓度HCl溶垢能力展示表

表6 不同浓度螯合剂溶垢能力展示表

综合考虑工作液体系的解堵溶垢效果和施工成本因素，结合表3～5的实验结果，选定工作液体系的主剂配方为：5%HCl+6%有机酸+4%螯合剂。

所选的工作液体系，除主剂的选用外，还需要加入一定的助剂[11]。包括缓蚀剂，防膨剂，铁离子稳定剂。缓蚀剂种类及浓度的选择参照生产管理时的种类及浓度，质量分数为2%的WYHS-11。防膨剂种类和浓度的选择参照压裂施工的种类的浓度，质量分数为2%的WYFP-15。铁离子稳定剂参照文献和其他气田的经验，选用0.1%的NTA铁离子稳定剂[12]。

2.2 助排工作液体系

作为页岩气井的助排剂，助排性能指标占据了重要位置。目前比较常用的药剂为表面活性剂加适当的助剂。表面活性剂种类繁多，在油田助排剂体系当中，氟类特种表面活性剂的效果最佳。但目前的很多氟类特种活性剂都存在碳链过长、难降解、持久性生物等问题，长氟碳链（C8以上）已被国际禁用[13]。笔者以氟类活性剂为基础，筛选出高效助排和易降解的短氟碳链[14]的特种表面活性剂。通过室内实验，分别对C4、C6、C8的短氟碳链的分子稳定性、降解进行分析，最筛选出C6—C6型全氟表面活性剂作为气井的助排剂的主剂。质量分数为0.045%。

由图2和图3可以看出，C6—C6的分子稳定性最好，而其分子降解性仅次于C4—C4。综合比较，选择C6—C6作为助排剂的分子目标。

图2 不同氟碳分子稳定性对比图

图3 分子降解性对比图

由图4可以看出，当表面活性剂的质量分数达到0.04%时，表面张力不再随着浓度的上升而下降（临界胶束浓度[15]）。考虑到实验偏差，在现场应用中，选取质量分数为0.045%的表面活性剂（WYZ-1)。

图4 C6—C6型氟碳表面张力随质量分数变化的曲线图

通过与助剂的配合试验，最终确定助排体系工作液配方为：0.045%WYZ-1+2.5%低分子醇（甲醇加乙醇）+3.2%乳化剂（聚乙烯醇）+4%牺牲剂（NP-10）。

2.3 选井条件

适合解堵助排除垢施工井的选井条件就包括以下5个方面：①可能存在储层堵塞污染和井筒结垢；②开井后油压快速下降，关井后套压恢复速度慢；③井筒液面位置较低，井筒积液主要在水平段；④井筒无严重套变；⑤重点考虑下倾井。

2.4 泵注工艺优化

工作液在页岩气井的应用中，要兼顾地层解堵与助排的功能，在解决地层问题的同时，也需要解决油管及环空的堵塞问题。基于以上原则，在现场的实际应用中，对泵注方式的整体思路为：①先期通过注氮气将井筒积液推入地层[16]，为工作液体系进入近井地带让出通道；②采取正注加反注的混合注入方式；③地层解堵与助排工作液体系采用3+3段塞注入模式[17]；④井筒除垢工作液体系后期泵注。优化后的施工工艺，能实现一次连接管线完成整个施工过程。现场施工流程如图5所示。

图5 现场施工流程示意图

2.5 焖井时间优化

药剂泵注完成后的焖井时间主要考虑3个因素：①药剂在井筒和地层应当有足够的停留时间，药剂能充分发挥其功效，室内实验表明在无气流搅动与搅拌的情况下，药剂与结垢物的反应时间为48～60 h；②油套压力的恢复有利于开井后通过激动压力将井筒的积液带出地面，减少氮气直排时间，节省成本支出,所选实验区块的油套压力恢复时间平均为18～24 h；③尽可能缩短焖井时间，减少因焖井造成的产量损失。

综合考虑以上因素，结合现场的实际情况，决定在药剂泵注完成后焖井48 h。在焖井48 h后，对A井和B井连续5 d（每天2次）对返排液的表面张力进行测试[18]，测试结果（表7）表明返排液张力较低，单井日产气产液增量明显，助排剂效果较好。

表7 返排液表面张力实测值展示表单位：mN/m

3 现场应用情况

3.1 施工流程

1）油管关闭，通过套管注入氮气忽略压缩因子（Z）及温度（T）的影响，氮气注入量计算公式为：

式中V1表示注气氮气体积，Nm3；r1表示生产套管内径，m；r2表示油管外径，m；H1表示生产套管斜深，m；H2表示油管斜深，m；p表示注入压力，MPa，现场取值通常为注入压力平稳后的压力值。

2） 3+3段塞多级套管交替注入5%HCl+6%有机酸+4%螯合剂+2%WYFP-15+2%WYHS-11+1%NTA；0.045%WYZ-1+2.5%醇+3.2%乳化剂+4%牺牲剂。

以处理半径1 m计算，单级段塞注入量计算公式为[19]：

式中V2表示单级段塞注入体积；r3表示生产套管外径，m；φ表示地层孔隙度，无量纲。

3）油管注入5%HCl+6%有机酸+4%螯合剂+2%WYHS-11+1%NTA。

注入量计算公式：

式中V3表示注入工作液体积，m3；r4表示油管内径，m；H2表示油管斜深，m。

4）焖井 48 h。

5）开井套管氮气气举[20]直排，见气后进生产流程。

3.2 应用实例

A井于2021年8月12日实施解堵助排除垢措施。措施后，最高产气量4.52×104m3/d，平均2.9×104m3/d，最高产液量30.1m3/d，平均12.34 m3/d，累计排液445 m3。平均增气量2.82×104m3/d，增液量12.25m3，截至10月15日累计增气量225.33×104m3（图 6）。