CN113462372A - 用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液，基于所述解堵酸液的质量计，包含以下组分：5‑10wt％的盐酸、0‑2.0wt％的氢氟酸、1‑3wt％的粘土稳定剂、3.0‑6.0wt％的缓蚀剂、1‑3wt％的助排剂、1‑3wt％的铁离子稳定剂、5‑20wt％的防水锁剂、1‑3wt％的破乳剂，和余量的水。本发明的解堵酸液能够在基本不腐蚀井筒油管且对地层伤害较小的前提下对高温高压井筒有效解堵。
Description
技术领域
本发明涉及油气田处理领域，具体涉及一种用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液。
背景技术
近年来，随着气田的高效开发，单井井筒堵塞等问题逐步显现，大部分的气井存在井筒堵塞问题，堵塞严重情况时会导致产气量大幅下降，处于安全考虑，甚至关井停产，对气田稳产造成很大困难。井筒的解堵处理是保障气田生产的重要环节，通常是使用酸液溶蚀堵塞，实施连续油管井筒疏通，以实现解堵。
针对储层埋藏深(5000～8038m)，温度高(120～190℃)且地层压力高(105～136MPa)的气田的井筒进行解堵，例如塔里木气田的高温高压气井，由于储层埋藏深，井下连续油管疏通作业难度就更大，而如果使用常规的酸化解堵酸液解堵，在溶蚀堵塞物的同时，酸液对高温高压井筒油管的腐蚀速率大幅提高，不仅严重腐蚀油管，并且对地层伤害较大。
随着油气田服务期延长，针对投产较深的高温高压气井井筒的堵塞情况，提出相对更有效的解堵方法，对保证油气生产具有非常高的需求。
发明内容
针对现有技术中的上述缺陷，本发明提供一种用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液，实现在基本不腐蚀井筒油管且对地层伤害较小的前提下对高温高压井筒的有效解堵。
本发明的第一个方面是提供一种用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液，基于所述解堵酸液的质量计，包含以下组分：
5-10wt％的盐酸、0-2wt％的氢氟酸、1-3wt％的粘土稳定剂、3.0-6.0wt％的缓蚀剂、1-3wt％的助排剂、1-3wt％的铁离子稳定剂、5-20wt％的防水锁剂、1-3wt％的破乳剂，和余量的水。
在本发明中，在上下文中提及的“高温”、“高压”是指本领域公知且已有共识的一些气田由于储层埋藏更深，因而温度和压力相对更高的气井状况，通常的认知，这样的气井温度高达90-170℃，地层压力达到105-136MPa的气井，比如，都知道塔里木气田多为高温高压气井。这类高温高压气井有其特殊性，有效实现井筒解堵的研究也成为受关注的课题。
在本发明中提及的术语，“垢”是指无机垢，例如碳酸岩等；“砂”是指地层砂，例如石英、二氧化硅等。
在本发明上下文中提及的“油管”是指13Cr不锈钢材质的井筒油管。
解堵酸液发明人对现有一些堵塞的高温高压气井实施连续油管井筒疏通作业会发现，连续油管疏通作业过程中断续遇阻，认为井筒内主要为局部式段塞堵，并非全井筒堵塞，且堵塞主要发生在井下节流处，即油管缩径位置，通过连续油管疏通作业来清除该位置的堵塞物的作用难度较大，且该位置堵塞物总量较小，一般小于30L；并且在井筒射孔孔眼附近也聚集有一些堵塞物，是连续油管疏通作业难以到达的。井筒堵塞井连续油管疏通取样分析表明：堵塞物组成主要为垢，还包含少量的砂。
基于上述发现，设计提出了本发明的酸化解堵酸液。该解堵酸液组成以盐酸为主，氢氟酸为辅，从而能够以溶垢为主、溶砂为辅的方式去除井筒堵塞物，同时兼顾酸液的使用环境(高温(最高井底温度可达170℃)、高压(最高井底压力可达136MPa))和所接触的物质(包括堵塞物和油管)，在较深地层温度和压力环境对盐酸、氢氟酸等组分的物理、化学性质及作用的影响复杂的情况下，通过控制解堵酸液中各组分特定的含量范围，达到优异的减缓高温高压油管腐蚀速率的效果，并且减小对地层的伤害。
本发明提出的酸化用解堵酸液主要是针对了溶蚀井筒内的垢、砂混合堵塞物，即，用于对井筒内垢/砂混合堵塞物实现溶蚀的酸化解堵体系。多数情况下，所述混合堵塞物会包含60％-90％的垢，以及还包含30％以下的地层砂。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述盐酸的含量为5-10wt％，例如5-9wt％或6-8wt％；所述氢氟酸酸的含量为0-2.0wt％，例如0-1.5wt％或0-1wt％。根据待处理井筒的具体情况，以盐酸为主，选择性复配氢氟酸，即，所述盐酸的含量不超过10wt％，所述氢氟酸的含量不超过2.0wt％，能够在较低总酸量的情况下实现安全解堵。申请人的研究显示，在此基础上，盐酸或氢氟酸含量过高的情况下，解堵酸液对垢和砂的溶蚀效果虽然略有提升，但是对高温高压油管的腐蚀也更加严重，对地层伤害大，这样的解堵酸液的实际利用价值较差。
在本发明酸化解堵酸液的进一步实施方案中，在实现预期解堵效果的基础上尽量使所用的解堵酸液中盐酸和氢氟酸的含量较少，例如，所述酸化解堵酸液中可以仅含有盐酸，含有少量或不含有氢氟酸，利用这样的酸液体系形成的所述酸化解堵酸液在用于高温高压井筒时，在能够达到预期的垢、砂溶蚀率的同时，还能够减小油管腐蚀速率。如，使用盐酸含量6wt％且氢氟酸含量0wt％的酸化解堵酸液，在90℃下模拟井筒垢块和砂岩岩样的溶蚀实验，结果显示在溶垢和溶砂方面的效果都能有较好的表现，如表1所示。
表1 6％HCl对砂岩岩样和井筒垢块堵塞物溶蚀实验结果
注：表1中的“溶蚀率”指实验样块经酸液溶蚀前后的质量变化。本文中所涉及溶蚀率的实验结果均为同样操作所得出。
为研究溶垢效果，申请人也对该井筒垢块分别取样，90℃下利用9％HCl做了垢样溶解实验，形成的溶解能力对比参考图5。可以看到，垢样1-5被溶蚀的溶蚀率均接近甚至超过了90％。
为了研究酸液体系中加入HF对溶砂能力的影响，申请人也利用该砂岩岩样研究了酸液体系中HF不同加量的溶蚀效果，形成的溶砂能力对比参考图6。
申请人还利用9wt％盐酸+1wt％氢氟酸的解堵酸液体系模拟了油管腐蚀情况，酸液配方如实施例1，分别在90℃、120℃和140℃温度下，测试了13Cr不锈钢管材的腐蚀速率(测试方法参考Q/SY TZ 0155-2016)，将测得的实验值与标准值的对比示于图7中，可以认为，利用较低酸量的体系，在实现有效解堵的同时更能可减缓对油管的腐蚀影响。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，除了满足溶蚀效果的酸液外，还应含有必要的辅剂，共同提供预期的解堵效果。
本发明提供的解堵酸液实施例中，盐酸含量为9wt％，氢氟酸含量为1wt％。
本发明的酸化解堵酸液中，缓蚀剂的含量为3.0wt％-6.0wt％，应选择高温缓释剂，针对所处理油气井的井筒温度等相关条件，可以适当调整确定缓蚀剂的含量。例如，根据井底温度情况下，缓蚀剂含量可适当上调或下调。
在本发明酸化解堵酸液的一个具体实施方案中，所述酸化解堵酸液为适用于解堵温度140-170℃的酸化解堵体系，此时酸化解堵酸液中所述缓蚀剂的含量可以调整为4.5-6.0wt％，例如为4.5-5.5wt％左右。
在本发明酸化解堵酸液的另一个具体实施方案中，所述酸化解堵酸液为适用于解堵温度90-140℃的酸化解堵体系，此时酸化解堵酸液中缓蚀剂的含量为3.0-4.5wt％，例如为3.5wt％或4wt％左右。如前述，为了实现对高温高压井的井筒解堵，在本发明的酸化解堵酸液中，所述缓蚀剂为酸化用高温缓蚀剂，用于减缓酸化解堵酸液对高温高压气井13Cr油管的腐蚀速率，解堵的同时也保护油管。在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述缓蚀剂可以根据需要选择一种或多种的混合，选择常规的缓蚀剂或高温缓蚀剂(一般是添加了增效辅剂的复配型缓蚀剂)，但均可商购选择，例如可选择，酸化用缓蚀剂环已酮ZX-09(北京世纪中星能源技术有限公司)、缓蚀剂TC-1D(水溶)(新疆和静银河化工实业有限公司)、缓蚀剂喹啉型季铵盐YH-3(新疆和静银河化工实业有限公司)、酸化用高温缓蚀剂酮醛胺缩合物DJ-04(新疆库尔勒新凯特油田化学技术有限公司)、酸化用缓蚀剂酮醛胺缩合物BD1-20(四川贝德石油技术发展有限公司)、酸化用高温缓蚀剂喹啉类HS-01(新疆巴州众力化工技术有限责任公司)和酸化用缓蚀剂吡啶衍生物XH-HS(寿光市新海化工有限公司)，等等，但不限于此。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述粘土稳定剂的含量为1-3wt％，例如2wt％。
在本发明的酸化解堵酸液中，所述粘土稳定剂是用于预防酸化解堵酸液进入井筒附近地层后对地层产生水敏，造成地层伤害。在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述粘土稳定剂可以使用阳离子水溶性聚合物类，例如阳离子聚丙烯酰胺、聚季铵盐类等，均为可商购产品。例如，可以是以下物质中的一种或更多种：季铵盐高聚物XH-F(潍坊天扬石油技术有限公司)、粘土稳定剂TCS(新疆和静银河化工实业有限公司)和聚阳离子季铵盐BD1-13(四川贝德石油技术发展有限公司)等，但不限于此。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述助排剂的含量为1-3wt％，例如2wt％。
在本发明的酸化解堵酸液中，添加助排剂是用于井筒酸化解堵作业后，开井返排泵入液体过程中，降低液体界面张力，减少液锁，使液体充分返排，也是油气井解堵疏通作业中惯常使用的添加剂产品，可为商购品。在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述助排剂可以选自以下物质中的一种或更多种：助排剂VT-2(潍坊天扬石油技术有限公司)、助排剂TZC-01(新疆和静银河化工实业有限公司)、助排剂ZB(新疆塔里木油田建设工程有限责任公司)、压裂酸化用季铵盐类SD-50(新疆巴州众力化工技术有限责任公司)、油气井酸化压裂助排剂90A3(重庆同弘石油化工有限公司)和酸化(压裂)用助排剂氟碳XH-P(寿光市新海化工有限公司)等，但不限于此。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，铁离子稳定剂的含量为1-3wt％，例如2wt％。
在本发明的酸化解堵酸液中，添加铁离子稳定剂是用于螯合酸化解堵酸液腐蚀油管后产生的铁离子，防止生成沉淀，对地层造成伤害。在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述铁离子稳定剂可以使用商购的酸化用铁离子稳定剂，例如：酸化用铁离子稳定剂柠檬酸ZX-10(北京世纪中星能源技术有限公司)、VTW-II铁离子稳定剂(潍坊天扬石油技术有限公司)、酸化用铁离子稳定剂TZA-01(新疆和静银河化工实业有限公司)、铁离子稳定剂TW(新疆塔里木油田建设工程有限责任公司)、DJ-07酸化用铁离子稳定剂(维生素C类)(新疆库尔勒新凯特油田化学技术有限公司)、氨盐型TW-1(新疆巴州众力化工技术有限责任公司)、铁离子稳定剂CN-11(重庆同弘石油化工有限公司)和抗坏血酸XH-TW(寿光市新海化工有限公司)等，但不限于此。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，防水锁剂的含量为5-20wt％，例如5wt％。
在本发明的酸化解堵酸液中，添加防水锁剂是用于防止液体在地层中产生水锁，加速侵入液的排液，从而有利于提高气相相对渗透率，降低克服水锁效应所需的启动压力，也就预防或减少了注入解堵过程因水侵入而伤害地层的水锁伤害。可用的防水锁剂包括了表面活性剂或低级醇类试剂，均为商购产品。在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述防水锁剂选择低级醇类，例如甲醇、乙醇等。
在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述破乳剂的含量为1-3wt％，例如1wt％。
在本发明的酸化解堵酸液中添加适量的破乳剂，用于防止凝析气井油水生成乳状液而造成地层渗透率降低。在本发明酸化解堵酸液的实施方案中，所述破乳剂例如可以选自以下物质中的一种或更多种：高效润湿破乳剂OP-01(新疆和静银河化工实业有限公司)、DS-416酸化防乳破乳剂、压裂酸化用破乳剂环氧丙烷类DJ-10(新疆库尔勒新凯特油田化学技术有限公司)和油井酸化压裂破乳剂NE-424D(重庆同弘石油化工有限公司)，但不限于此。
与常规解堵施工相同，本发明的解堵酸液应理解为实施气井解堵的工作液之一，施工中需根据要求配合使用例如前置液、后置液等工作液，该等工作液的组成和使用均与目前的常规操作相同，熟悉油井和气井解堵基础技术的人员均可根据其自身基础而确定，所以本发明及实施例中均不做过多阐述。
为验证解堵效果，申请人使用本发明的解堵酸液对14口高温高压气井现场实施井筒酸化解堵作业，成功率100％，井筒定点酸化解堵作业后平均单井油压增加30MPa，日产天然气总量增加207×104m3/d。
本发明提供的高温高压气井井筒酸化解堵酸液能够取得以下技术效果：
1、使用本发明的酸化解堵酸液，对无机垢的溶蚀率达到90％以上，对砂的溶蚀率达到10％以上，尤其是，对主要由无机垢组成、还含有少量砂的堵塞物的解堵效果良好。
2、本发明的酸化解堵酸液尤其可用于高温高压井筒的解堵，对13Cr不锈钢油管的腐蚀速率低于企业标准值，对油管的腐蚀作用很小。
3、使用本发明的解堵酸液，在获得优异解堵效果和有效避免和降低油管腐蚀的，对地层的伤害也较小。换言之，本发明的酸化解堵酸液综合性能优异，具有较强的产业化应用价值。
附图说明
图1为使用实施例1提供的本发明酸化解堵酸液对A井井筒进行酸化解堵施工的曲线图；
图2为使用实施例1提供的本发明酸化解堵酸液对A井井筒进行酸化解堵施工，施工前后油压产量、日产气量和无阻流量对比图；
图3为使用实施例2提供的本发明酸化解堵酸液对B井井筒进行酸化解堵施工的曲线图；
图4为使用实施例2提供的本发明酸化解堵酸液对B井井筒进行酸化解堵施工，施工前后油压产量、日产气量和无阻流量对比图；
图5为含有9wt％盐酸的本发明酸化解堵酸液在90℃温度下对不同垢样的溶解能力对比图；
图6为含有不同量HF和不同量盐酸的本发明酸化解堵酸液在90℃温度下的溶砂能力对比图；
图7为含有9wt％盐酸和1wt％氢氟酸的本发明酸化解堵酸液在90℃、120℃和140℃温度下，对13Cr不锈钢管材的腐蚀速率测试的实验值和标准值的对比图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。
实施例1
A井是一口高产气井，井深7116m，原始地层压力123MPa，井底温度170℃。该井投产初期油压97.69MPa，日产天然气78.01×104m3；生产过程中因井筒堵塞导致油压和产量不断下降，截止井筒酸化解堵施工前，该井油压22.8MPa，日产天然气12.70×104m3。取井筒堵塞物分析表明，堵塞物主要成分为垢和砂。
使用本发明的酸化解堵酸液进行解堵，酸液组成为：9％盐酸、1％氢氟酸、2％粘土稳定剂、5.1％缓蚀剂(3.4％主剂+1.7％辅剂)、2％助排剂、2％铁离子稳定剂、5％甲醇、1％破乳剂。其中：所述粘土稳定剂为压裂酸化用粘土稳定剂聚阳离子季铵盐BD1-13、所述缓蚀剂为酸化用缓蚀剂环已酮ZX-09、所述助排剂为助排剂VT-2、所述铁离子稳定剂为酸化用铁离子稳定剂柠檬酸ZX-10、所述破乳剂为压裂酸化用破乳剂环氧丙烷类DJ-10。
与常规操作相同，酸化施工中还使用了惰性液体滑溜水，滑溜水组成：0.08％降阻剂、0.5％破乳剂、1％助排剂、0.1％杀菌剂、1％防膨剂、5％防水锁剂。
具体施工过程如下：首先试压95MPa，确定酸化解堵施工管路无泄漏；然后在30-40MPa套压的情况下，向待解堵井筒内试挤滑溜水50m3，从而确定控制排量1.25-1.5m3/min所需施加的泵压；然后在30-40MPa套压的情况下，控制泵压在70-90MPa范围，从而控制排量1.25-1.5m3/min地向井筒内注入酸化解堵酸液34.5m3(分批或一次性注入)，并紧接着注入滑溜水30m3；当酸化解堵酸液全部到达底封隔器下部的井筒射孔段，停泵反应30min，使解堵酸液与堵塞物充分反应；继续控制排量为1.5m3/min，向井筒内注入滑溜水24m3以顶替出井筒内的酸液，检测到施工泵压从77.6MPa降至40.53MPa，即，施工泵压降低了约37MPa。
在该实施例的整个解堵施工期间，总计使用34.5m3的酸液和104m3的滑溜水(总液量138.5m3)，泵压变化范围为30.3-93.7MPa，液体排量变化范围为0.4-2.03m3/min。
图1的施工曲线图和图2的对比图结果显示，本发明酸化解堵酸液的解堵效果明显，井筒酸化解堵施工后，油压77.5MPa,日产气49.73×104m3，无阻流量较解堵前的提高应该超过了17倍，油压产量平稳，成功恢复产能。
实施例2
B井是一口高产气井，井深5100m，为筛管完井，原始地层压力105MPa，井底温度136℃。该井投产初期油压82MPa，日产天然气82.81×104m3；生产过程中因井筒堵塞导致油压和产量不断下降，截止井筒酸化解堵施工前，该井油压14.4MPa，日产天然气31.27×104m3。取井筒堵塞物分析表明，堵塞物主要成分为垢和砂。
针对上述B井，使用本发明的酸化解堵酸液进行解堵。所述解堵酸液的具体组成为：9％盐酸、1％氢氟酸、2％粘土稳定剂、4.5％缓蚀剂(3.0％主剂，1.5％辅剂)、2％助排剂、2％铁离子稳定剂、5％甲醇、1％破乳剂。其中：粘土稳定剂为粘土稳定剂季铵盐高聚物XH-F、缓蚀剂为酸化用缓蚀剂吡啶衍生物XH-HS、助排剂为酸化(压裂)用助排剂氟碳XH-P、铁离子稳定剂为酸化用铁离子稳定剂抗坏血酸XH-TW、破乳剂为油井酸化压裂破乳剂NE-424D。
使用上述酸化解堵酸液进行井筒定点酸化解堵施工之前和之后，需要向井筒内注入前置液。所述前置液的具体组成为：1％破乳剂、2％助排剂、2％粘土稳定剂、5％甲醇、清水。其中，破乳剂为NE-424D、助排剂为氟碳XH-P、粘土稳定剂为季铵盐高聚物XH-F。
具体施工过程如下：首先试压95MPa，确定酸化解堵施工管路无泄漏；然后在30-40MPa套压的情况下，向待解堵井筒内试挤前置液20m3，从而确定控制排量约1m3/min所需施加的泵压；然后在约30-40MPa套压的情况下，控制泵压在50-80MPa范围，从而控制排量约1m3/min地向井筒内注入酸化解堵酸液10m3，并紧接着控制排量约0.5m3/min地向井筒内注入前置液20m3；当酸化解堵酸液全部到达底封隔器下部的井筒射孔段后，此时停泵反应30min，使解堵酸液与堵塞物充分反应；继续控制排量1.5m3/min地向井筒内再注入酸化解堵酸液10m3，并紧接着控制排量约0.5m3/min地注入前置液(作为顶替液)20m3以顶替出井筒内的酸液，检测到施工泵压从59.83MPa降至49.26MPa，即，施工泵压降低了约10.6MPa。
在该实施例的整个解堵施工期间，总计使用20m3的酸液和60m3的前置液(总液量80m3)，泵压变化范围为33-77MPa，液体排量变化范围为0.4-1.6m3/min。
图3的施工曲线图和图4的对比图结果显示，本发明酸化解堵酸液的解堵效果明显，井筒酸化解堵施工后，油压57.2MPa，日产气51.91×104m3，无阻流量是解堵前的至少4倍，油压产量平稳，成功恢复产能。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。
Claims (10)
1.一种解堵酸液，基于所述酸化解堵酸液的质量计，包含以下组分：
5-10wt％的盐酸，
0-2wt％的氢氟酸，
1-3wt％的粘土稳定剂，
3.0-6.0wt％的缓蚀剂，
1-3wt％的助排剂，
1-3wt％的铁离子稳定剂，
5-20wt％的防水锁剂，
1-3wt％的破乳剂，和
余量的水。
2.根据权利要求1所述的解堵酸液，其中，盐酸的含量为5-9wt％，氢氟酸的含量为0-1wt％。
3.根据权利要求1或2所述的解堵酸液，其中，盐酸的含量为6-8wt％，所述氢氟酸的含量为0wt％。
4.根据权利要求1所述的解堵酸液，其中，所述缓蚀剂为酸化用高温缓蚀剂。
5.根据权利要求1或4所述的解堵酸液，其中，所述解堵酸液为适用于解堵温度140-170℃的酸化解堵体系，解堵酸液中缓蚀剂的含量为4.5-6.0wt％。
6.根据权利要求1或4所述的解堵酸液，其中，所述解堵酸液为适用于解堵温度90-140℃的酸化解堵体系，解堵酸液中缓蚀剂的含量为3.0-4.5wt％。
7.根据权利要求1-6任一项所述的解堵酸液，其中，所述解堵酸液为用于对井筒内垢/砂混合堵塞物实现溶蚀的酸化解堵体系。
8.根据权利要求7所述的解堵酸液，其中，所述混合堵塞物包含60％～90％的垢和30％以下的地层砂。
9.一种针对高温高压气井井筒堵塞的解堵方法，包括使用如权利要求1-8任一项所述的解堵酸液，将所述解堵酸液注入井筒并到达封隔器下部的井筒射孔段，并与堵塞物充分反应。
10.根据权利要求9所述的解堵方法，其中，所述解堵酸液中，盐酸含量为5-9wt％，氢氟酸含量为0-1wt％。
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