鄂爾多斯盆地大牛地氣田氣井結(jié)垢機(jī)理及除垢技術(shù)

魏 凱 何榮華 李國鋒

中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地陜蒙交界處，為典型的低壓力、低滲透、低產(chǎn)量氣藏，埋藏深度2700～ 3 500 m，儲層壓力系數(shù)范圍0.83～0.96，平均壓力系數(shù)0.92[1]，溫度介于80～95 ℃。所產(chǎn)氣田以甲烷為主，含量大于93%[2-3]，地層水為CaCl2型，總礦化度（10～26）×104mg/L，且地層水中鈣鎂等易垢離子質(zhì)量濃度較大[4]。目前氣田儲層平均地層壓力降至8 MPa以下，42%以上的氣井因管柱結(jié)垢導(dǎo)致測井遇阻，嚴(yán)重危及氣田穩(wěn)產(chǎn)[5-6]。筆者通過氣田垢樣組分分析，結(jié)合地層水離子構(gòu)成及歷年氣井流溫流壓測試數(shù)據(jù)，明確了該氣田氣井結(jié)垢機(jī)理，并優(yōu)化形成了其地層水結(jié)垢趨勢預(yù)測模型。利用模型對D1-2-6、D52井進(jìn)行了結(jié)垢趨勢預(yù)測，提出了化學(xué)除垢方法，并在D1-2-6井進(jìn)行了現(xiàn)場試驗(yàn)，取得較好的試驗(yàn)效果。

1 大牛地氣田垢質(zhì)組分分析

化學(xué)除垢法是目前國內(nèi)外油氣田除垢方法中最有效、最簡便的除垢方法[2,5]。本文選取DPH-47井油管垢樣進(jìn)行了成分分析，垢樣經(jīng)研磨稱重，分別用石油醚、蒸餾水浸泡、過濾，溶去可溶固體，干燥后再次稱重，然后再向其中加入體積濃度1%的鹽酸，待反應(yīng)完全后過濾、干燥，稱量剩余固體質(zhì)量，實(shí)驗(yàn)過程如圖1所示，結(jié)果如表1所示。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，DPH-47井油管垢樣中86.2%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）的垢質(zhì)可溶于鹽酸，且在鹽酸中產(chǎn)生大量氣泡，反應(yīng)劇烈，判斷其主要成分為碳酸鹽，氫氧化物及氧化物等。

為進(jìn)一步明確結(jié)垢垢質(zhì)組分，收集大牛地氣田D1-1-102，D1-1-45，D1-2-31，D1-4-5，D47-31 等井垢樣送至陜西省質(zhì)量檢測中心進(jìn)行了成分鑒定，結(jié)果如表2所示。檢測報(bào)告顯示垢物外觀呈現(xiàn)黃褐色或土黃色，主要成分為：碳酸鈣，氯化鈉，硫酸鈣，硫酸鋇和砂土等，不同生產(chǎn)層，垢物組成略有差別，但均以CaCO3居多，平均占比80%以上（質(zhì)量百分比）。因此重點(diǎn)分析了CaCO3結(jié)垢趨勢。

2 結(jié)垢機(jī)理及結(jié)構(gòu)預(yù)測

2.1 垢質(zhì)形成機(jī)理

根據(jù)大牛地氣田氣井流溫流壓測試顯示，該氣田井口平均套壓降至8 MPa左右，井底流壓降至4 MPa以下，已處于低壓高溫狀態(tài)[7-8]。諸林等對非酸性天然氣含水量計(jì)算公式按照溫度區(qū)間進(jìn)行了劃分，其結(jié)果如表3所示[9]。

大牛地氣田儲層溫度介于80～95 ℃之間，天然氣含水量計(jì)算適用Khaled公式，其公式如下所示：

式中W表示天然氣含水率；p表示地層壓力，MPa；T表示地層溫度，K。

圖1 大牛地氣田DPH-47井垢樣分析過程圖

表1 大牛地氣田DPH-47井垢樣組分分析結(jié)果表

本文應(yīng)用Khaled公式計(jì)算了大牛地氣田不同溫度條件下，天然氣含水量隨壓力變化趨勢（圖2）。在低壓高溫條件下，特別是當(dāng)?shù)貙訅毫抵? MPa以下后，天然氣飽和蒸汽含量迅速增加，地層水大量快速蒸發(fā)導(dǎo)致高礦化度地層水中各種鹽類達(dá)到飽和及過飽和狀態(tài)，開始結(jié)晶析出形成沉淀，最終成為垢質(zhì)堵塞產(chǎn)層及油管[10-11]。

表2 大牛地氣田氣井結(jié)垢產(chǎn)物分析表

表3 非酸性天然氣含水量計(jì)算各溫度區(qū)間適用公式表

圖2 大牛地氣田天然氣飽和蒸汽含量隨壓力變化圖[9]

大牛地氣田縱向發(fā)育7套含氣地層，各層地層水性質(zhì)差別較大，總體呈現(xiàn)隨深度增加，礦化度逐漸增大的規(guī)律。地層水中均含有一定量的Ca2+、Mg2+、HCO32－等成垢離子，存在一定的結(jié)垢趨勢，各氣層地層水水質(zhì)如表4所示。

由表4可知，該氣田地層水中Ca2+含量較高，礦化度較大。隨著地層水大量蒸發(fā)，溶解于其中的酸性氣體CO快速散逸，使得地層水中2轉(zhuǎn)化為,與地層水中 Ca2+、Mg2+結(jié)合生成CaCO3、MgCO3析出沉淀[12-13]。由于各含氣層系地層水中Ca2+含量遠(yuǎn)高于Mg2+含量，因此垢質(zhì)中CaCO3遠(yuǎn)高于MgCO3，CaSO4也較少。

這些析出的鹽類附著在近井地層孔喉內(nèi)，生產(chǎn)油管及地面管線內(nèi)，最為普遍且不易發(fā)現(xiàn)，往往在結(jié)垢影響產(chǎn)能時(shí)才顯現(xiàn)出來。

2.2 結(jié)垢趨勢預(yù)測

大牛地氣田地層溫度介于80～95 ℃之間，離子強(qiáng)度小于6.0，pH值為5.5～8.5之間，結(jié)垢趨勢預(yù)測模型滿足Davis-Stiff提出的飽和指數(shù)SI模型[14]，計(jì)算公式如下：

式中SI為飽和指數(shù)，無因次；PpH為水樣的pH值；K為修正系數(shù)，由不同溫度時(shí)離子強(qiáng)度與修正系數(shù)的關(guān)系圖查得；PCa是Ca2+濃度（mol/L）的負(fù)對數(shù)；PAlK是總堿度（mol/L）的負(fù)對數(shù)。

SI=0時(shí)，地層水中鹽分處于臨界狀態(tài)；SI＜0時(shí)，地層水欠飽和，無結(jié)垢趨勢；SI＞0時(shí)，地層水含鹽過飽和，有結(jié)垢趨勢。

2010年大牛地氣田開始加注防垢劑，目前防垢率為0.85，防垢劑加注降低了氣井結(jié)垢率，導(dǎo)致Davis-Stiff飽和指數(shù)模型誤差較大，本文對其進(jìn)行了優(yōu)化并驗(yàn)證，優(yōu)化后模型如下：

利用D1-1-13井歷年地層水離子測試數(shù)據(jù)，結(jié)合Davis-Stiff飽和指數(shù)模型及優(yōu)化后的模型，形成D1-1-13井飽和指數(shù)預(yù)測圖（圖3、圖4）：利用Davis-Stiff飽和指數(shù)模型，SI=0時(shí)，地層水在井深1000 m處達(dá)到臨界狀態(tài)，開始析出鹽垢，與現(xiàn)場觀察到的生產(chǎn)油管實(shí)際結(jié)垢位置相比較淺，且差距較大。采用優(yōu)化后的飽和指數(shù)模型，SI=0時(shí)，地層水在2 500 m處達(dá)到臨界狀態(tài)，開始結(jié)垢，基本位于氣井油管喇叭口上部第一根油管處，與生產(chǎn)油管觀察到的結(jié)垢位置基本吻合，符合度高。

表4 大牛地氣田不同氣層地層水水質(zhì)分析表

圖3 D1-1-13井飽和指數(shù)預(yù)測模型Stiff圖

圖4 D1-1-13井飽和指數(shù)預(yù)測模型優(yōu)化圖

利用優(yōu)化后的模型結(jié)合D1-2-6井、D52井不同生產(chǎn)時(shí)期的流溫流壓測試數(shù)據(jù)計(jì)算了不同井底條件下的碳酸鈣飽和指數(shù)，結(jié)果如表5所示。數(shù)據(jù)表明，隨著該氣田開發(fā)時(shí)間的延長和開發(fā)程度的深入，D1-2-6、D52井碳酸鈣飽和指數(shù)逐漸增加，具備了生成鹽垢的條件。

2017年對2口井進(jìn)行了更換管柱作業(yè)，起出的生產(chǎn)管柱結(jié)垢嚴(yán)重，D1-2-6井喇叭口上第一根油管完全堵塞，D52井生產(chǎn)篩管篩孔完全堵塞，與結(jié)垢預(yù)測結(jié)果一致（圖5、圖6）。

3 D1-2-6井化學(xué)除垢

3.1 除垢劑優(yōu)選及評價(jià)

針對大牛地氣田結(jié)垢現(xiàn)狀研制了GCCG-1化學(xué)除垢劑，該除垢劑為無機(jī)酸、有機(jī)酸、螯合劑、緩蝕劑、防膨劑以及助排劑復(fù)配而成，對碳酸鹽類等無機(jī)鈣質(zhì)有較強(qiáng)的溶解，剝落及分散作用，且對管材腐蝕小。

3.1.1 溶垢性能評價(jià)

為準(zhǔn)確評價(jià)除垢劑溶垢性能，近似認(rèn)為垢質(zhì)在油管內(nèi)壁均勻分布，厚度為現(xiàn)場統(tǒng)計(jì)的平均厚度3 mm，則除垢劑與垢質(zhì)實(shí)驗(yàn)用量比例可認(rèn)為是油管單位長度內(nèi)部容積與內(nèi)表面積之比，以?73 mm油管為例，用量比為30∶1。實(shí)驗(yàn)取3只燒杯分別加入GCCG-1除垢劑100 mL，分別在其中加入干燥稱重好的垢樣（約3.7 g）。根據(jù)現(xiàn)場流溫流壓測試結(jié)果，取平均產(chǎn)層溫度80 ℃為實(shí)驗(yàn)條件。在80 ℃恒溫水浴中反應(yīng)2.5 h，然后過濾，將殘?jiān)稍锓Q重，計(jì)算溶垢率，結(jié)果如表6所示。

由表6可見，GCCG-1化學(xué)除垢劑對現(xiàn)場垢樣溶解分散能力較強(qiáng)。對于現(xiàn)場混合物垢型，在80℃條件下，GCCG-1溶垢率超過95%，泥沙等成分也分散剝落。

表5 D1-2-6、D52井結(jié)垢預(yù)測結(jié)果表

圖5 D1-2-6井喇叭口上第一根油管結(jié)垢截面圖

圖6 D52井篩管結(jié)垢圖

3.1.2 緩蝕性能評價(jià)

GCCG-1除垢劑總酸度在15%左右，采用掛片法評價(jià)其緩蝕性能。取6只250 mL廣口瓶，分別加入GCCG-1除垢劑200 mL，在其中分別懸掛已經(jīng)處理稱重好的N80鋼片標(biāo)準(zhǔn)腐蝕試片，在80 ℃（產(chǎn)層平均溫度）恒溫水浴中放置并計(jì)時(shí)。8 h后，取出試片，處理后稱重，計(jì)算腐蝕率，結(jié)果如表7所示。

表7可知，GCCG-1除垢劑對N80鋼片腐蝕小，平均腐蝕率僅為1.80 g/(m2·h)，處于行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405-1996《 酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評價(jià)指標(biāo)》中的一級范圍內(nèi)，對井下管材及地面管材傷害小。

3.2 除垢劑現(xiàn)場應(yīng)用

D1-2-6井于2005年9月投產(chǎn)，投產(chǎn)時(shí)油壓15.5 MPa、套壓 17.8 MPa，日產(chǎn)氣 2.1×104m3，至2010年1月產(chǎn)氣量降低至0.3×104m3/d。2010年7月，油壓進(jìn)一步降低而關(guān)井，關(guān)井后油壓2.2 MPa，油壓低于運(yùn)輸管網(wǎng)壓力無法開井生產(chǎn)。2017年對該井進(jìn)行了大修作業(yè)，更換生產(chǎn)管柱過程中發(fā)現(xiàn)其下部最后一根油管完全堵塞。為恢復(fù)該井產(chǎn)能，更換管柱后實(shí)施了抽吸、誘噴作業(yè)，作業(yè)期間關(guān)井時(shí)油套壓力恢復(fù)較快，開井后迅速下降，間歇性產(chǎn)氣，無法實(shí)現(xiàn)自主生產(chǎn)，分析認(rèn)為該井儲層近井地帶孔喉出現(xiàn)結(jié)垢堵塞現(xiàn)象。

2017年6月取該井垢樣檢測，垢質(zhì)以碳酸鹽為主（質(zhì)量百分比85%以上），在該井進(jìn)行了化學(xué)除垢劑GCCG-1的應(yīng)用，采用不動管柱除垢工藝，即在不活動井下管柱的前提下，利用天然氣頂替除垢劑進(jìn)入近井地帶清除儲層垢物堵塞，疏通氣體滲流通道。施工步驟如下：用700型水泥車從油管加注除垢劑，利用天然氣頂替除垢劑進(jìn)入近井地帶，確保除垢劑與井內(nèi)垢質(zhì)充分接觸，反應(yīng)3 h后，開井排液生產(chǎn)。

表6 GCCG-1除垢劑溶垢性能表

表7 GCCG-1除垢劑的腐蝕性能表

3.3 除垢效果分析

通過除垢施工，D1-2-6井實(shí)現(xiàn)了從關(guān)停7 a到成功復(fù)產(chǎn)，最高試氣產(chǎn)量29 000 m3/d。目前該井已進(jìn)站生產(chǎn)，油壓穩(wěn)定在4.3 MPa，套壓穩(wěn)定在8 MPa左右，可自主攜液生產(chǎn)，日均產(chǎn)氣7 000 m3，產(chǎn)液 2.6 m3/d，對比停產(chǎn)關(guān)井前的 3 000 m3/d，平均增產(chǎn)氣量4 000 m3/d，增產(chǎn)幅度133%。截至2018年 7月累計(jì)生產(chǎn)天然氣 260×104m3。

4 結(jié)論

1）大牛地氣田地層水礦化度較高，且開發(fā)時(shí)間長，產(chǎn)層壓力下降，產(chǎn)出水蒸發(fā)迅速，伴隨水中酸性氣體散逸，導(dǎo)致氣井鹽類結(jié)垢嚴(yán)重，影響氣田穩(wěn)產(chǎn)。

2）通過對Davis-Stiff的飽和指數(shù)SI模型進(jìn)行優(yōu)化，形成了大牛地氣田碳酸鈣結(jié)垢趨勢預(yù)測模型，并利用改模型對D1-2-6、D52井結(jié)垢趨勢進(jìn)行了預(yù)測，預(yù)測結(jié)果與實(shí)際生產(chǎn)情況吻合度較好。

3） 研制的GCCG-1化學(xué)除垢劑對以碳酸鹽為主要成分的垢質(zhì)具有較強(qiáng)的溶解、分散、剝落能力，且腐蝕性小，在大牛地氣田得到了成功應(yīng)用，該技術(shù)對同類低壓氣藏除垢作業(yè)具有借鑒和推廣意義。