库车山前高压气井井筒堵塞问题严重，气田稳产形势严峻。其中，迪那2气田生产井25口，19口井存在井筒堵塞问题[1-3]，井筒堵塞导致产气量迅速下降，部分井增大产量以弥补由于堵塞带来的产量损失。大修期间，化验分析了从井筒中取得的堵塞物，发现主要以碳酸钙、硅酸盐、重晶石、铁腐蚀物垢为主，地层砂含量很少。现场先后试验了油管穿孔、自喷解堵、连续油管、大修作业等解堵工艺，但放大生产压差、油管穿孔解堵工艺效果有限且有效期较短，而连续油管疏通、大修井作业周期长，成本高，井控风险高[4-7]。近年来，为减小施工风险，开展了土酸或有机土酸不动管柱化学解堵工艺研究及应用，解堵效果良好，复产能力强。但现有酸液体系在井筒高温高压条件下反应较快，含氟酸液体系与碳酸盐岩矿物作用后易产生二次沉淀，酸化后残酸中Cl-含量高，容易造成超级13Cr局部腐蚀而导致高压气井出现井筒完整性失效等问题[8-9]。在调研国内外解堵体系的基础上，提出了能有效疏通井筒堵塞的低腐蚀、低伤害高温自生土酸解堵配方体系。室内综合性能评价结果表明，该体系能满足高温气井不动管柱井筒解堵作业的要求。
现场往往基于连续油管疏通作业时的悬重变化来推测堵塞物的位置及堵塞程度，取样结果显示，井筒堵塞结垢严重部位一般都在变径最大的位置[1]。迪那2气田的DN2-A井井筒内4 671~4 890 m处垢样如图 1(a)所示，垢样为褐灰色片状固体，较脆，有油味，垢样研磨后如图 1(b)所示。图 2为DN2-A井堵塞物X射线衍射图谱分析结果，垢样的成分主要为CaCO3、MgCO3、SiO2、Fe3O4、AlF3、SrCl2、硅酸盐等。
井筒中垢样以钙质和硅质为主，解堵体系可选用HCl+HF组成的土酸体系。针对超级13Cr油管在库车山前高温、高压、高含CO2的井下工况下具有良好的耐腐蚀性能，被广泛应用于库车山前气井开发和生产管柱。在酸化压裂作业的过程中，通过添加咪唑啉和曼尼希碱复配的酸化缓蚀剂有效解决了超级13Cr的腐蚀问题。但在井筒解堵作业时，酸液长时间浸泡井筒，在高温条件下，对Cl-及HF极为敏感，加之堵塞物分布不均，易产生局部电化学反应，造成局部腐蚀，影响井筒完整性。因此，本研究采用有机酸+螯合剂+氟化物组成的有机螯合酸体系进行解堵。所采用的螯合剂是一种氨基羧酸类螯合剂，该类螯合剂具有多基配位体，与金属离子配位成环时，可同时形成多个环状结构，表现出良好的螯合、缓速等性能，能有效溶解钙质、抑制二次沉淀。酸液体系中，有机酸与氟化物反应，缓慢生成HF酸，溶蚀储层硅质成分，延缓了酸岩反应速度。同时，井筒中酸液不含Cl-，缓慢生成HF酸，有效降低了酸液对井筒的腐蚀速率。
解堵体系具体研究思路为：以有机酸+螯合剂组合与盐酸溶解钙质的能力相当为原则。不同质量分数(6%~12%)的盐酸对垢样溶蚀率见图 3。盐酸对垢样溶蚀率为34.48%~35.10%，且随着酸液含量的增加，溶蚀率缓慢上升，但变化幅度不大。质量分数为6%有机酸+不同含量螯合剂对垢样的溶蚀率见图 4。从图 4可知，随着螯合剂含量的增加，溶蚀率会适当增大，这是由于螯合剂对Ca2+螯合能力增大所致。综合考虑生产成本以及酸液腐蚀因素，推荐配方为6%(w)有机酸+5%(w)螯合剂SA-3。
井筒垢样中含有一定的SiO2及无机硅酸盐，考虑加入HF/氟盐进行解堵，螯合剂SA-3/HF体系即使在pH值为3.8的情况下，仍析出难溶CaF2白色沉淀，在没有竞争平衡的情况下，低pH值应该可以改善Ca2+的络合。为尽量减少游离氟(F-)的负面影响，参考常规土酸体系，使用SA-3时HF的质量分数不应超过2%。考虑减缓对油管腐蚀，使用氟盐SA701缓慢释放出F-溶蚀，并与土酸溶蚀率效果进行对比。分别采用6%(w)有机酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA701(氟盐有机酸)、6%(w)有机酸+5%(w)SA-3+2%(w)HF(氢氟酸有机酸)、土酸、氟硼酸4组酸液体系对垢样进行溶蚀实验，结果见图 5。从图 5可知，土酸体系溶蚀率最高(47.72%)，氟盐有机酸溶蚀率最低(33.7%)，但也能满足溶蚀率要求。综合考虑腐蚀、溶蚀率及成本要求，初步确定解堵液体系为6%(w)有机酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701。
针对配方酸液体系，使用0.1 mol/L的NaOH溶液测定配方酸液的酸度曲线，根据酸度曲线变化特征，确定其缓速能力。酸度曲线见图 6。从图 6可知，有机螯合酸体系总体上呈多级电离，具有良好的缓速性；该体系的酸度曲线有2个突变点，而且突变部分较为平滑，说明是二元弱酸逐步分段电离，加入NaOH的过程中, H+不断发生中和反应而被消耗，促进溶液中有机酸不断电离H+。
通常硅酸盐与含氟酸液反应会造成二、三次沉淀，堵塞地层孔隙喉道。因此，在进行酸液综合能力评价时，必须测定酸液金属离子螯合能力，从而判断其抑制二、三次沉淀能力。配方酸液对金属离子的螯合能力实验结果见表 1。
从表 1可知，6%(w)有机酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701体系对常见金属阳离子螯合能力强，不易发生二、三次沉淀。说明该体系对于管柱流体及地层流体较为友好，对地层、井筒造成二次伤害的几率较小。
目标区块地层温度较高，井筒酸化解堵必须考虑酸液对油管等钢材的腐蚀能力，保证酸液的低腐蚀性，以防井筒完整性遭到破坏。按GB/T 35509-2017《油气田缓蚀剂的应用和评价》[10]，在压力6 MPa、温度130 ℃、转速60 r/min条件下，进行配方酸液对钢片腐蚀能力测试。表 2为鲜、残酸腐蚀速率实验结果，编号603、637为碳钢N80钢片，编号072、681为合金钢S13Cr钢片。从表 2所列可知：鲜、残酸对N80钢片的腐蚀速率分别为28.607 2 g/(m2·h)、4.151 2 g/(m2·h)；鲜、残酸对S13Cr钢片的腐蚀速率分别为10.378 3 g/(m2·h)、0.351 1 g/(m2·h)；均达到SY/T 5405-2019的要求(≤45 g/(m2·h)，140 ℃)。
经电镜扫描图放大500倍(见图 7和图 8)后来看，酸液腐蚀后的钢材完整，表面无残缺，可见清晰的金属基体，在碳钢基体上能见到微米尺度下的轻微点蚀。
为研究实际井筒中酸液流动反应规律，采用4种不同内径的钢制圆环模拟生产现场不同内径的油管。圆环的外径均为5 cm，高度均为1 cm，内径为0.85~1.3 cm。将垢样粉末混合后，使用粘合剂将其粘合在圆环内部，模拟井筒结垢堵塞。实验流程如图 9所示，采用DP-I型导流能力评价装置驱替配方酸液，还原在地层条件下，酸液在井筒堵塞物中的流动反应过程，通过对比配方酸液对填砂圆环内垢样的溶解情况，评价不同温度、液量、内径下的酸液驱替解堵效果。
(1) 井径的影响。从表 3与图 10可看出，随着井筒半径的增大，酸液解堵效果更为明显。当井径为13 mm时，解堵量最大，解堵率可达57.94%。分析认为，内径较大的管柱具有更大的截面积，能够与解堵液充分接触，因而解堵效果更明显。
(2) 温度的影响。温度对井筒堵塞具有显著影响，随着温度的增加，井筒内堵塞垢样清除更彻底(见图 11和表 4)。当温度为100 ℃时，解堵率为50.32%；温度增加至130 ℃时，解堵率增至58.59%，但增速放缓，说明温度对于垢样的溶蚀率影响趋于稳定。结合井筒温度场特点来看，垢样溶蚀更易发生于井筒下部，下部的温度更高，酸岩反应更剧烈，解堵更彻底。
(3) 关井时间的影响。随着关井时长的延长，垢样直径逐渐缩小，在4 h基本可见环体(见图 12)。当关井时间为1 h时，解堵率为54.90%；关井时间延长至4 h时，解堵率增加至90.28%(见表 5)，溶蚀量也随之增大。因此，建议适当延长关井候效时间。
(4) 不同液量的影响。解堵率随着液量的增加而增大，当液量为3.0 L时，垢样几乎完全被溶蚀(见图 13)。0.5 L解堵液的解堵率为54.90%，3.0 L解堵液时解堵率可达99.47%。虽然，解堵率为3.0 L时的解堵效果最佳，但由于关井时基体会与酸液直接接触且过多酸液按照不返排直投工艺会进入生产流程造成不必要的腐蚀，在用液量方面，应结合预测结垢量计算用酸量。推荐按照结垢量的0.8~0.9倍对应液量，效果最佳。
(1) 针对库车山前高温油井堵塞物成分，研制出由氨基羧酸类组成的新型螯合剂。配方酸液能够代替盐酸体系，解堵配方为6%(w)有机酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701。解堵液体系具有优良的溶垢能力，对金属离子螯合能力强，能减弱二次沉淀发生，对油管的腐蚀性低，能够适应不动管柱酸化直投解堵方案。
(2) 大尺寸井径的解堵效果较佳、温度更高解堵效果更好，推荐关井反应时间为4 h，用液量为垢量的0.8~0.9倍能兼顾缓蚀与解堵。
2021, Vol. 50 Issue (5): 65-70
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