CN116564436B - 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用 - Google Patents

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Abstract

本发明提供有一种气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用，所述设计方法首先进行井口情况分析、储层的水锁分析和井筒的污染分析，然后根据分析结果有针对性地进行井筒解堵剂设计。本发明针对具体的污染机理设计具体的针对性的功能段，根据功能段进行化工料的本地选型，最后根据选定的化工料进行科学的制备。各功能段化工料选型更方便，本发明根据不同的功能段设计，可进行本土化的化工料的选型。使用本发明所述气井用井筒解堵剂的设计方法得到的解堵剂针对性更强、更容易制备、更能准确地对气井井筒进行解堵，使用本发明所述其气井用井筒解堵剂只需要进行一次措施，即可将大于2MPa的油套压差，降至1MPa以下，正式复产。

Description

气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用
技术领域
本发明属于油田采气助剂领域，特别涉及到一种气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用。
背景技术
低渗透油气田是指油气层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。我国油气藏储量70％以上都是低渗透油气藏，低渗特低渗油气藏的开发越来越成为未来油气开采行业开发的重点。为了提高开采效率，开采这些低渗透油藏要进行钻井、完井、修井、注水开采等措施来提高生产能力。在钻井、完井、修井、注水开采的过程中，都需要向油气储层加入大量措施液。随着气井生产时间的延长，泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物、地层大分子有机物、及气井产出液等造成气井井筒堵塞，从而造成生产通径的减小，从而导致产量骤减，导致气井无法正常生产，甚至被迫关井，这将严重影响单井产能的有效发挥，同时也影响到气井开井时率、利用率及最终采收率。
现有的解决方法一般是购买成品的井筒解堵剂灌入井中、闷井一段时间后查看解堵效果，但是由于不同区块的地质条件不同，井筒的堵塞原因、堵塞程度也不同，因此解堵效果并不稳定。而且还有可能因为成品井筒解堵剂与本区块的地质条件如底层敏感性、地层水等不配伍，而对井口带来新的污染和损害，进而增加治理成本。
目前，还没有一套针对井口的气井用井筒解堵剂的化工体系设计、选型及制备的方法，以实现对各个井口储层较好的解堵解水锁效果。
发明内容
鉴于现有技术中的上述缺陷或不足，本发明旨在提供一种针对某井口气井井筒污染问题的气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用。
本发明的目的之一在于提供一种气井用井筒解堵剂的设计方法，包括以下步骤：
A获取井口基础数据：储层温度、地层敏感性和井口状态。
B水锁分析：确定气井储层是否有水锁，对于无水锁井口，直接进行气井井筒解堵操作。
C气井井筒污染分析，包括：
堵塞物分析，包括堵塞物成分分析和堵塞物含量分析；和
地层水结垢离子分析。
D气井用井筒解堵剂设计，包括：
井筒解堵剂功能段设计，包括：增溶功能段设计、分散功能段设计、渗透功能段设计、表面活性功能段设计、络合功能段设计和缓蚀功能段设计；
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验以确定各功能段成分，并确定各功能段含量；
各功能段配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
E气井用井筒解堵剂用量计算，计算公式为：Q＝K·π·D·h·η；
其中：Q为井筒解堵剂入井液用量；K为加药系数，K＝0.3～0.6L/m2；D为井筒内径；h为井管下深；η为入井液系数，η＝1～4。
优选地，所述增溶功能段设计在于，根据储层的温度和压力选用增加堵塞物溶蚀能力的有机溶剂，以及调整气井用井筒解堵剂体系的粘度及沸点；
优选地，所述分散功能段设计在于，选用溶解、分散措施液残留物和地层高分子有机物的分散剂；
优选地，所述渗透功能段设计在于，选用溶蚀无机盐垢的渗透剂；
优选地，所述表面活性功能段设计在于，根据地层水的矿化度、储层温度及入井液的性质选择耐盐、耐温、耐酸性或耐碱性的表面活性剂。
优选地，所述络合功能段设计在于，与溶蚀后的成垢离子络合，防止其二次沉淀。
优选地，所述缓蚀功能段设计在于，在不影响增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段设计和络合功能段的前提下，实现对金属井筒的缓蚀功能。
所述有机溶剂在储层温度和压力状态下为气态或者气态和液态的混合相，优选为沸点大于31.1℃且小于储层温度的有机溶剂。
本发明的目的之二在于提供一种气井用井筒解堵剂，包括：溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段。
其中，所述溶剂功能段为水，所述增溶功能段为有机溶剂，所述分散功能段为分散剂，所述渗透功能段为渗透剂，所述表面活性功能段为表面活性剂，所述络合功能段为络合剂，所述缓蚀功能段为缓蚀剂。
优选地，所述气井用井筒解堵剂，包括以下重量份的原料：水4～48份、有机溶剂5～42份、分散剂5～12.5份、渗透剂20～30份、表面活性剂6～17.5份、络合剂1.5～3份和缓蚀剂1.8～3份。
优选地，所述有机溶剂包括分子量为200～1500的聚乙二醇或甲醇，优选为PEG200、PEG600、PEG800、PEG1000、PEG1500或甲醇中的一种或几种。
优选地，所述分散剂包括C4～C6的醇醚，优选为乙二醇丁醚、乙二醇二丁醚、乙二醇乙醚或苷二醇乙醚中的一种或几种。
优选地，所述渗透剂包括盐酸、醋酸、柠檬酸、磷酸或HM-601中的一种或几种，优选为柠檬酸和醋酸。
优选地，所述表面活性剂包括双性离子表面活性剂、阳离子表面活性剂或非离子表面活性剂中的一种或几种，优选为月桂酰胺丙基甜菜碱LAB-35、椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-35、十二烷基二甲基甜菜碱BS-12或脂肪醇聚氧乙烯醚中的一种或几种。
优选地，所述络合剂包括乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、二乙基三胺五乙酸DTPA、柠檬酸或磷酸三钠中的一种或几种。
优选地，所述缓蚀剂包括成膜型缓蚀剂，优选为咪唑琳类缓蚀剂、固体酸洗缓蚀剂或多用酸洗缓蚀剂中的一种或几种，进一步优选为油酸咪唑啉、CM-911或LAN-826中的一种或几种。
本发明的目的之三在于提供一种气井用井筒解堵剂的制备方法，包括：将溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段混匀。
优选地，首先将表面活性剂溶解于水和有机溶剂中，然后加入分散剂、络合剂和缓蚀剂溶解，最后加入渗透剂溶解。
优选地，所述表面活性剂、分散剂、络合剂和缓蚀剂的溶解温度为40～50℃，所述渗透剂的溶解温度为室温。
本发明的目的之四在于提供一种气井用井筒解堵剂的应用，包括：在自然排出井筒积液后进行井筒解堵作业；
所述井筒解堵作业包括：首先加注起泡剂清洗井筒，然后分多次加注井筒解堵剂。
优选地，所述井筒解堵作业包括：
S1加注起泡剂清洗井筒，焖井；
S2第一次加注井筒解堵剂，焖井后，井口放喷排液，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体或油套压正常后，进入试生产流程。
如果不能正常排液，进行氮气强排，如强排后仍未形成连续气流，则进行S3。
S3第二次加注井筒解堵剂，焖井，井口放喷排液，待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时或油套压正常后，进入试生产流程。
如果气相仍不连续，则进行氮气强排，排放至油套压稳定后，转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。
本发明的有益效果包括：本发明提供的气井用井筒解堵剂的设计方法，首先针对井口情况具体分析、储层的水锁分析和井筒的污染分析，根据分析结果有针对性地进行井筒解堵剂设计。本发明针对具体的污染机理设计具体的针对性的功能段，根据功能段进行化工料的本地选型，最后根据选定的化工料进行科学的制备。各功能段化工料选型更方便，本发明根据不同的功能段设计，可进行本土化的化工料的选型。使用本发明所述气井用井筒解堵剂的设计方法得到的解堵剂针对性更强、更容易制备、更能准确地对气井井筒进行解堵，使用本发明所述其气井用井筒解堵剂只需要进行一次措施，即可将大于2MPa的油套压差，降至1MPa以下，正式复产。
具体实施方式
在以下的说明中，包括某些具体的细节以对各个公开的实施方案提供全面的理解。然而，相关领域的技术人员会认识到，不采用一个或多个这些具体的细节，而采用其它方法、部件、材料等的情况下可实现实施方案。
除非本发明中另外要求，在整个说明书中，词语“包括”和“包含”应解释为开放式的、含括式的意义，即“包括但不限于”。
在整个本说明书中提到的“一实施方案”或“实施方案”或“一种优选地实施方式案”或“某些实施方案”意指在至少一实施方案中包括与该实施方案所述的相关的具体参考要素、结构或特征。因此，在整个说明书中不同位置出现的短语“在一实施方案中”或“在实施方案中”或“在一种优选地实施方式案中”或“在某些实施方案中”不必全部指同一实施方案。此外，具体要素、结构或特征可以任何适当的方式在一个或多个实施方案中结合。
根据本发明的第一个方面，提供一种气井用井筒解堵剂的设计方法，包括以下步骤：
A获取井口基础数据：储层温度、地层敏感性和井口状态。
所述地层敏感性包括水敏、速敏、盐敏和酸敏，需在气井用井筒解堵剂体系中额外添加防止该过敏的措施，同时不能对该体系有影响，如是否会产生沉淀，影响效果。如果为水敏，则该体系除了原料中本身的束缚水外，减少游离水的添加；如果为速敏，则要控制解堵作业时的加药泵入速度控制在50～100L/h；如果为酸敏，则需在解堵作业时泵入保护段塞隔离液；如果为盐敏，则需要控制井筒解堵剂入井液的含盐量与产层中矿化度水平相当，井筒解堵剂入井液的含盐量优选为20～40％。
所述井口状态包括井口开采时间和井口产水情况。
B水锁分析：确定气井储层是否有水锁，对于无水锁井口，直接进行井筒解堵操作。
在本发明中，针对地层无水锁的井口，则直接进行井筒解堵操作，对于地层有水锁的井口，则须先进行地层解水锁后，再进行井筒解堵。
C气井井筒污染分析，包括：
堵塞物分析，包括堵塞物成分分析和堵塞物含量分析；和
地层水结垢离子分析。
所述气井井筒污染包括：无机盐垢，主要在近井及井筒形成堵塞；措施液高分子有机物残留，主要在井筒形成堵塞；天然气凝析液中重烃残留，主要在近井及井筒形成堵塞。
所述无机盐垢堵塞物主要为未返出的压裂砂颗粒、钙垢、亚铁垢、硅垢及地层填充物，通过气相色谱质谱联用仪器进行特征离子分析，通过对措施井口堵塞物和该井的地层水具体分析后得出堵塞物成分和堵塞物含量。例如地层水中钙离子超过1万，堵塞物分析硫酸钙较多，可以判断有无机盐垢堵塞。
所述措施液高分子有机物残留和燃气凝析液中重烃残留通过用傅里叶红外光谱仪进行特征峰分析，例如分析出有机物中壬烷基较多，可判断有有机堵塞。
D气井用井筒解堵剂设计，包括：
井筒解堵剂功能段设计，包括：增溶功能段设计、分散功能段设计、渗透功能段设计、表面活性功能段设计、络合功能段设计和缓蚀功能段设计。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验以确定各功能段成分，并确定各功能段含量。
各功能段配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
针对有机堵塞，则需设计有有机物分散功能段及表面活性功能段，并对其进行溶解分散实验来确定各功能段优选成分和含量。
针对无机盐垢堵塞，则需设计无机堵塞渗透功能段、络合功能段及增溶功能段，并对其进行溶解实验来确定各功能段优选成分和含量。
同时，为减小对井筒的腐蚀设计缓蚀功能段。
E气井用井筒解堵剂用量计算，计算公式为：Q＝K·π·D·h·η；
其中：Q为井筒解堵剂入井液用量；K为加药系数，K＝0.3～0.6L/m2；D为井筒内径；h为井管下深；η为入井液系数，η＝1～4。
在本发明中，通过调整入井液系数η来计算解堵剂用量，所述入井液系数η根据井口开采时间来确定；对于开采时间小于或等于三年的新井，入井液系数η取1～2；对于开采时间大于3年的井口，入井液系数η取3～4。
优选地，所述增溶功能段设计在于，根据储层的温度和压力选用增加堵塞物溶蚀能力的有机溶剂，以及调整气井用井筒解堵剂体系的粘度及沸点。
在本发明中，要求所述有机溶剂在储层温度和压力状态下要呈现气态或者气态和液态的混相，这样才能随着井口的放喷全部排出井筒，不会形成因措施引起的产层中的水的滞留。因此要求溶剂沸点要低于储层温度。由于储层的混相临界温度一般为31.1℃左右，所以，所述有机溶剂的沸点应大于31.1℃且小于储层温度。然后对有机溶剂进行性能筛选，所述性能包括溶解性和配伍。最后是价格筛选。
优选地，所述分散功能段设计在于，选用溶解、分散措施液残留物和地层高分子有机物的分散剂。
优选地，所述渗透功能段设计在于，选用溶蚀无机盐垢的渗透剂。
优选地，所述表面活性功能段设计在于，根据地层水的矿化度、储层温度及井筒解堵剂入井液的性质选择耐盐、耐温、耐酸性或耐碱性的表面活性剂。
在本发明中，对表面活性剂性质影响比较大的三个因素是矿化度、储层温度和入井液性质。矿化度越高，则表面活性剂的表面活性越低，则需要选择表面活性高的表面活性剂。储层温度升高，表面活性剂的表面活性先升高，当储层温度超过100℃时，常规的单子表面活性剂的表面活性会下降；当储层温度超过120℃时，则需要提高表面活性剂的空间位阻来提高耐温性能，此时可选择双子表面活性剂；当储层温度超过150℃时，则需要进一步提高表面活性剂的空间位阻，此时可选择三子表面活性剂。所述井筒解堵剂的性质是指井筒解堵剂的PH值，PH值越大，则需选择表面活性高的表面活性剂。
优选地，所述络合功能段设计在于，与溶蚀后的成垢离子络合，防止其二次沉淀。
优选地，所述缓蚀功能段设计在于，在不影响增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段设计和络合功能段的前提下，实现对金属井筒的缓蚀功能。
根据本发明的第二个方面，提供了一种气井用井筒解堵剂，包括：溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段。
其中，所述溶剂功能段为水，所述增溶功能段为有机溶剂，所述分散功能段为分散剂，所述渗透功能段为渗透剂，所述表面活性功能段为表面活性剂，所述络合功能段为络合剂，所述缓蚀功能段为缓蚀剂。
在本发明中，所述增溶功能段的作用是增加对有机及无机溶蚀堵塞物的溶解度及悬浮能力，便于将堵塞物携带出井筒；所述分散功能段的作用是对有机堵塞物的溶蚀及分散；所述渗透功能段的作用是主要针对无机或有机无机复合堵塞物溶蚀功能；所述表面活性功能段的主要作用是降低体系的表面张力形成容易排出的环境；所述络合功能段的主要作用是对溶蚀后的沉淀物进行络合，防止其形成二次沉淀；所述缓蚀功能段的作用是对井筒缓蚀进行保护，降低腐蚀速率。
在本发明一种优选的实施方案中，所述气井用井筒解堵剂，包括以下重量份的原料：水4～48份、有机溶剂5～42份、分散剂5～12.5份、渗透剂20～30份、表面活性剂6～17.5份、络合剂1.5～3份和缓蚀剂1.8～3份。
在本发明中，所述水例如为4份、5份、10份、15份、20份、25份、30份、35份、40份、45份或48份。
所述有机溶剂例如为5份、10份、15份、20份、25份、30份、35份、40份或42份。
所述分散剂例如为5份、6份你、7份、8份、9份、10份、11份、12份或12.5份。
所述渗透剂例如为20份、21份、22份、23份、24份、25份、26份、27份、28份、29份或30份。
所述表面活性剂例如为6份、7份、8份、9份、10份、11份、12份或12.5份。
所述络合剂例如为1.5份、1.7份、1.9份、2份、2.2份、2.4份、2.6份、2.8份或3份。
所述缓蚀剂例如为1.8份、1.9份、2份、2.1份、2.2份、2.3份、2.4份、2.5份、2.6份、2.7份、2.8份、2.9份或3份。
优选地，为防止井筒解堵剂与储层水中的易结垢的离子生成沉淀，对低渗超低渗储层造成伤害，所述气井用井筒解堵剂的PH值为6～9，例如为6、6.5、7、7.5、8、8.5或9。
在本发明一种优选的实施方案中，所述有机溶剂包括分子量为200～1500的聚乙二醇或甲醇，优选为PEG200、PEG600、PEG800、PEG1000、PEG1500或甲醇中的一种或几种。
在本发明中，所述有机溶剂例如为PEG200，PEG600，PEG800，PEG1000，PEG1500，甲醇，PEG200和PEG600，PEG200和PEG800，PEG800和PEG1000，PEG600和PEG1500，PEG200和甲醇，PEG200、PEG600和PEG800，PEG600、PEG800和PEG1000，或PEG200、PEG600、PEG800和PEG1000的组合。
优选地，所述分散剂包括C4～C6的醇醚，优选为乙二醇丁醚、乙二醇二丁醚、乙二醇乙醚或苷二醇乙醚中的一种或几种。
在本发明中，所述分散剂例如为乙二醇丁醚，乙二醇二丁醚，乙二醇乙醚，苷二醇乙醚，乙二醇丁醚和乙二醇二丁醚，乙二醇丁醚和乙二醇乙醚，乙二醇丁醚和苷二醇乙醚，乙二醇丁醚、乙二醇二丁醚和乙二醇乙醚，乙二醇丁醚、乙二醇二丁醚和苷二醇乙醚，乙二醇二丁醚、乙二醇乙醚和苷二醇乙醚，乙二醇丁醚、乙二醇二丁醚、乙二醇乙醚和苷二醇乙醚的组合。
优选地，所述渗透剂包括盐酸、醋酸、柠檬酸、磷酸或HM-601中的一种或几种。
在本发明中，所述渗透剂例如为盐酸，醋酸，柠檬酸，磷酸，HM-601，盐酸和醋酸，盐酸和柠檬酸，盐酸和磷酸，盐酸和磷酸，醋酸和柠檬酸，醋酸和磷酸，或醋酸、柠檬酸和磷酸的组合。
进一步，所述渗透剂优选为柠檬酸和醋酸，柠檬酸溶蚀堵塞物后会形成络合物，随着时间的增加，络合物容易脱水沉淀，进而堵塞近井产层，加入醋酸则可防止络合物的脱水沉淀。
优选地，所述表面活性剂包括双性离子表面活性剂、阳离子表面活性剂和非离子表面活性剂中的一种或几种，优选为月桂酰胺丙基甜菜碱LAB-35、椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-35、十二烷基二甲基甜菜碱BS-12或脂肪醇聚氧乙烯醚中的一种或几种。
在本发明中，所述表面活性剂例如为LAB-35，CAB-35，BS-12，脂肪醇聚氧乙烯醚，LAB-35和CAB-35，LAB-35和BS-12，LAB-35和脂肪醇聚氧乙烯醚，CAB-35和BS-12，BS-12和脂肪醇聚氧乙烯醚，LAB-35、CAB-35和BS-12，LAB-35、BS-12和脂肪醇聚氧乙烯醚，或LAB-35、CAB-35、BS-12和脂肪醇聚氧乙烯醚的组合。
优选地，所述络合剂包括乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、二乙基三胺五乙酸DTPA、柠檬酸或磷酸三钠中的一种或几种。
在本发明中，所述络合剂例如为EDTA-2Na，DTPA，柠檬酸，磷酸三钠，EDTA-2Na和DTPA，EDTA-2Na和柠檬酸，EDTA-2Na和磷酸三钠，DTPA和柠檬酸，DTPA和磷酸三钠，EDTA-2Na、DTPA和柠檬酸，DTPA、柠檬酸和磷酸三钠，或EDTA-2Na、DTPA、柠檬酸或磷酸三钠的组合。
优选地，所述缓蚀剂包括成膜型缓蚀剂，优选为咪唑琳类缓蚀剂、固体酸洗缓蚀剂或多用酸洗缓蚀剂中的一种或几种，进一步优选为油酸咪唑啉、CM-911或LAN-826中的一种或几种。
在本发明中所述成膜型缓蚀剂例如为油酸咪唑啉，CM-911，LAN-826，油酸咪唑啉和CM-911，油酸咪唑啉和LAN-826，CM-911和LAN-826，或油酸咪唑啉、CM-911和LAN-826的组合。
根据本发明的第三方面，提供了一种气井用井筒解堵剂的制备方法，包括：将溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段混匀。
优选地，首先将表面活性剂溶解于水和有机溶剂中，然后加入分散剂、络合剂和缓蚀剂溶解，最后加入渗透剂溶解。
优选地，所述表面活性剂、分散剂、络合剂和缓蚀剂的溶解温度为40～50℃，例如为40℃、41℃、42℃、43℃、44℃、45℃、46℃、47℃、48℃、49℃、50℃。
优选地，所述渗透剂的溶解温度为室温。
在本发明中，所述制备方法优选为：
首先，溶解双性离子表面活性剂：将水和有机溶剂混合，加热到45～50℃，加入双性离子表面活性剂，搅拌10～15min，直至全部溶解；
其次，维持45～50℃，加入任选的阳离子表面活性剂、任选的非离子表面活性剂、分散剂、络合剂和缓蚀剂，溶解，持续搅拌10～15min；
第三，溶解渗透剂：冷却至室温，加入渗透剂，搅拌10～15min。
根据本发明的第四方面，提供了一种气井用井筒解堵剂的应用，包括：在自然排出井筒积液后进行井筒解堵作业。
所述井筒解堵作业包括：首先加注起泡剂清洗井筒，然后分多次加注井筒解堵剂。
优选地，所述井筒解堵作业包括：
S1加注起泡剂清洗井筒，焖井。
S2第一次加注井筒解堵剂，焖井后，井口放喷排液，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体或油套压正常后，进入试生产流程。
如果不能正常排液，进行氮气强排，如强排后仍未形成连续气流，则进行S3。
S3第二次加注井筒解堵剂，焖井，井口放喷排液，待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时或油套压正常后，进入试生产流程。
如果气相仍不连续，则进行氮气强排，排放至油套压稳定后，转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。
在本发明中，所述储层解堵解水锁作业具体包括：
S1加注起泡剂清洗井筒。
从套管加注起泡剂75L，采用泵注方式，用软管泵进行药剂注入，通过调整软管泵频率，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应24h。
S2第一次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂0.6～1m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应16～24h。
井口放喷排液4～6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第二次加药。
S3第二次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂0.6～1m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应48h。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
实施例
实施例1
井口编号：1号井口。
基础数据：储层温度为92.5℃，地层敏感性为速敏。井口为开井54个月的井口，已经进入低产的平台期。本井产水量极少。措施前进行过三次泡排，均无效果。
水锁分析：
通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。1号井口总入井液量：307m3；返排285m3，开井54个月总返出液量130m3，驻留储层总液量：0m3；判断为典型的干气井，为无水锁井口，本井仅需进行井筒解堵操作即可。
储层堵塞物分析：
无机堵塞物分析：通过气相色谱质谱联用仪器进行分析；通过特征离子，确认无机堵塞物主要为：碳酸钙、硫酸钙等无机结垢物及硫化亚铁(地层腐蚀产物)等；
有机物分析：通过用傅里叶红外光谱仪进行分析，得到的特征基团为壬烷基基团及芳香烃基团，判断有机堵塞物主要为泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物(代表基团为壬烷基)和地层大分子有机物(代表基团为芳香环)。
地层水离子分析：
对1号井口地层中返出的少量的地层水的钙、镁、锶、钡和铁等容易结垢的离子进行离子浓度分析，结合地层水的总矿化度，判断结垢趋势，进一步验证无机堵塞物主要成分为无机钙、镁垢和铁垢。
另外，由于在开采过程中，当微量的地层水由气储层进入近井地带后，因为压力和温度的下降，一些在气储层完全溶解的成分会形成结晶水合物，通过结晶水合物离子分析，可得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势，可进一步验证无机堵塞物成分和来源。在1号井口地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带形成结晶水合物CaSO4·2H2O，判断无机堵塞物中的硫酸钙垢主要来自地层水中完全溶解的硫酸钙。
表一为1号井邻井同地层水水质分析表表一1号井邻井同地层水水质分析表
设计气井用井筒解堵剂，包括：溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验以确定各功能段成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
各功能段进行化工料选型及配方如表二所示：
表二实施例1气井用井筒解堵剂配方
具体制备方法为：
首先，溶解难溶的表面活性剂。将水和PEG200置入反应釜中，将温度升至40℃，边搅拌边缓慢加入表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚，保持温度搅拌10～15min，直至全部溶解；
然后，溶解其他药剂。继续维持40℃，持续搅拌的状态下，加入CAB、DPTA、柠檬酸、醋酸、油酸咪唑啉缓蚀剂、乙二醇单丁醚，搅拌，溶解后，继续搅拌10～15分钟。
将制备好的气井用井筒解堵剂与储层地层水及入井流体性质开展配伍性检测，肉眼观测无沉淀则配伍性检测通过。
井筒解堵剂入井液量计算：Q＝K·π·D·h·η；
其中：
Q-解堵剂入井液量；
K—加药系数，取值区间0.3～0.6L/m2，本井取0.3L/m2；
D-井筒内径，本井油管内径D：74.22mm，下深3848m；
h-井管下深，3848m；
η-系数，4；
1号井为4.5年老井，三次泡排都没能实现产气，井底及近井地带污染情况比较复杂，且本井已经进入低产的平台期，因此选择入井液系数为4。
根据本井筒数据计算解堵剂单次入井液量最小为：269L。
井筒解堵工艺药剂准备：
井筒解堵剂：1.0m3。
起泡剂：100Kg，所述起泡剂为市售的质量含量30％的CAB，或市售的质量含量30％的CAB和质量含量30％的LAB或按质量比3:1复配。
消泡剂：25Kg，所述消泡剂为有机硅消泡剂，DU-477，备用。
解堵工艺
对1号井口的气储层进行解堵解水锁作业，在自然排出井筒积液后进行井筒解堵作业，工艺为：
S1加注起泡剂清洗井筒。
从套管加注起泡剂75L，采用泵注方式，用软管泵进行药剂注入，通过调整软管泵频率，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应24h。
S2第一次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂1m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应16～24h。
井口放喷排液4～6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第二次加药。
S3第二次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂1m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应48h。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
1号井口未进行井筒解堵作业前的油压是0MPa，套压是3MPa，油套压差较大，为3MPa；井筒解解堵作业完成后，开井时的油压为2.6MPa，套压为3.5MPa，油套压差降为0.9MPa，可正式复产；复产200天以上，套压稳定在6.2MPa，1号井口维持正常产气。
实施例2
井口编号：2号井口。
基础数据：储层温度为91.5℃，地层敏感性为速敏。井口为开井36个月的井口，已经进入低产的平台期。本井产水量极少，措施前探过液面，过程顺利，证明井筒内壁堵塞物相对较少。
水锁分析：
通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。2号井口总入井液量：316m3；返排305m3，开井36个月总返出液量92m3，驻留储层总液量：0m3；判断为典型的干气井，为无水锁井口，本井仅需进行井筒解堵操作即可。
储层堵塞物分析：
无机堵塞物分析：通过气相色谱质谱联用仪器进行分析；通过特征离子，确认无机堵塞物主要为：碳酸钙、硫酸钙等无机结垢物及硫化亚铁(地层腐蚀产物)等；
有机物分析：通过用傅里叶红外光谱仪进行分析，得到的特征基团为壬烷基基团及芳香烃基团，判断有机堵塞物主要为泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物(代表基团为壬烷基)和地层大分子有机物(代表基团为芳香环)。
地层水离子分析：
对2号井口邻井同地层中返出的少量的地层水的钙、镁、锶、钡和铁等容易结垢的离子进行离子浓度分析，结合地层水的总矿化度，判断结垢趋势，进一步验证无机堵塞物主要成分为无机钙、镁垢和铁垢。
另外，由于在开采过程中，当微量的地层水由气储层进入近井地带后，因为压力和温度的下降，一些在气储层完全溶解的成分会形成结晶水合物，通过结晶水合物离子分析，可得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势，可进一步验无机堵塞物成分和来源。在2号井口地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带形成结晶水合物CaSO4·2H2O，判断无机堵塞物中的硫酸钙垢主要来自地层水中完全溶解的硫酸钙。
表三为2号井邻井同地层水水质分析表。
表三2号井邻井同地层水水质分析表
设计气井用井筒解堵剂，包括：溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验以确定各功能段优选成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
各功能段进行化工料选型及配方如表四所示：
表四实施例2气井用井筒解堵剂配方
具体制备方法为：
首先，将水和PEG200置入反应釜中，将温度升至40℃，持续搅拌的状态下，加入CAB、DPTA、柠檬酸、醋酸、油酸咪唑啉缓蚀剂、乙二醇单丁醚，溶解后，继续搅拌10～15分钟。
将制备好的气井用井筒解堵剂与储层地层水及入井流体性质开展配伍性检测，肉眼观测无沉淀则配伍性检测通过。
井筒解堵剂入井液用量计算：Q＝K·π·D·h·η；
其中：Q-解堵剂入井液量；
K—加药系数，取值区间0.3-0.6L/m2，本井取0.3L/m2；
D-井筒内径，本井油管内径D：74.22mm，下深3512m；
h-井管下深，3512m；
η-系数，2；
2号井为3年的新井，且井筒内壁堵塞物较少，因此选择入井液系数为2。
根据本井筒数据计算解堵剂单次入井液量最小为：245L。
井筒解堵工艺药剂准备：
井筒解堵剂：0.6m3。
起泡剂：100Kg，所述起泡剂为市售的质量含量30％的CAB，或市售的质量含量30％的CAB和质量含量30％的LAB或按质量比3:1复配。
消泡剂：25Kg，所述消泡剂为有机硅消泡剂，DU-477，备用。
解堵工艺
对2号井口的气储层进行解堵解水锁作业，在自然排出井筒积液后进行井筒解堵作业，工艺为：
S1加注起泡剂清洗井筒。
从套管加注起泡剂75L，采用泵注方式，用软管泵进行药剂注入，通过调整软管泵频率，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应24h。
S2第一次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂0.6m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应16～24h。
井口放喷排液4～6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第二次加药。
S3第二次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂0.6m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应48h。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
2号井口未进行井筒解堵作业前的油压为2.0MPa，套压为4.5MPa，油套压差较大，为2.5MPa；井筒解解堵作业完成后，开井时的油压为4.3MPa，套压为5.0MPa，油套压差降为0.7MPa，可正式复产；正式复产200天后，套压稳定在7.6MPa，2号井口维持正常产气。
实施例3
井口编号：3号井口。
基础数据：储层温度为90.5℃，地层敏感性为速敏。井口为开井72个月的老井口，进入低产的平台期较长时间了。本井产水量极少，措施前探液面遇阻，证明井筒内壁堵塞物相对较多。
水锁分析：
通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。3号井口总入井液量：328m3；返排240m3，开井72个月总返出液量124m3，驻留储层总液量：0m3；判断为典型的干气井，而非水锁井口，本井仅需进行井筒解堵操作即可。
储层堵塞物分析：
无机堵塞物分析：通过气相色谱质谱联用仪器进行分析；通过特征离子，确认无机堵塞物主要为：碳酸钙、硫酸钙等无机结垢物及硫化亚铁(地层腐蚀产物)等；
有机物分析：通过用傅里叶红外光谱仪进行分析，得到的特征基团为壬烷基基团及芳香烃基团，判断有机堵塞物主要为泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物(代表基团为壬烷基)和地层大分子有机物(代表基团为芳香环)。
地层水离子分析：
对3号井口邻井同地层中返出的少量的地层水的钙、镁、锶、钡和铁等容易结垢的离子进行离子浓度分析，结合地层水的总矿化度，判断结垢趋势，进一步验证无机堵塞物主要成分为无机钙、镁垢和铁垢。
另外，由于在开采过程中，当微量的地层水由气储层进入近井地带后，因为压力和温度的下降，一些在气储层完全溶解的成分会形成结晶水合物，通过结晶水合物离子分析，可得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势，可进一步验无机堵塞物成分和来源。在1号井口地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带形成结晶水合物CaSO4·2H2O，判断无机堵塞物中的硫酸钙垢主要来自地层水中完全溶解的硫酸钙。
表五为3号井邻井同地层水水质分析表表五3号井邻井同地层水水质分析表
设计气井用井筒解堵剂，包括：溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验以确定各功能段成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
各功能段进行化工料选型及配方如表六所示：
表六实施例3气井用井筒解堵剂配方
具体制备方法为：同实施例1。
将制备好的气井用井筒解堵剂与储层地层水及入井流体性质开展配伍性检测，肉眼观测无沉淀则配伍性检测通过。
井筒解堵剂入井液量计算：Q＝K·π·D·h·η；
其中：
Q-解堵剂入井液量；
K—加药系数，取值区间0.3～0.6L/m2，本井取0.3L/m2；
D-井筒内径，本井油管内径D：74.22mm，下深3235m；
h-井管下深，3235m；
η-系数，4；
3号井为6年的老井口，且井筒内壁堵塞物较多，因此选择入井液系数为4。
根据本井筒数据计算解堵剂单次入井液量最小为：226L。
井筒解堵工艺药剂准备：
井筒解堵剂：0.9m3。
起泡剂：100Kg，所述起泡剂为市售的质量含量30％的CAB，或市售的质量含量30％的CAB和质量含量30％的LAB或按质量比3:1复配。
消泡剂：25Kg，所述消泡剂为有机硅消泡剂，DU-477，备用。
解堵工艺
对3号井口的气储层进行解堵解水锁作业，在自然排出井筒积液后进行井筒解堵作业，工艺为：
S1加注起泡剂清洗井筒。
从套管加注起泡剂75L，采用泵注方式，用软管泵进行药剂注入，通过调整软管泵频率，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应24h。
S2第一次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂0.9m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应16～24h。
井口放喷排液4～6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第二次加药。
S3第二次加注井筒解堵剂。
从油管注入井筒解堵剂0.9m3，同样采用上述软管泵泵注，同注入起泡剂时的参数一样，调整注入排量为50L/h。
焖井，关井反应48h。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时(如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后)或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
3号井口未进行井筒解堵作业前的油套压为0/2.2MPa，油套压差较大，为2.2MPa；井筒解解堵作业完成后，开井时的油套压为2.3/3.0MPa，油套压差降为0.7MPa，可正式复产；正式复产200天后，套压稳定在4.5MPa，3号井口维持正常产气。
以上描述仅为本发明的较佳实施例以及对所运用技术原理的说明。本领域技术人员应当理解，本发明中所涉及的发明范围，并不限于上述技术特征的特定组合而成的技术方案，同时也应涵盖在不脱离所述发明构思的情况下，由上述技术特征或其等同特征进行任意组合而形成的其他技术方案。例如上述特征与本发明中公开的(但不限于)具有类似功能的技术特征进行互相替换而形成的技术方案。

Claims (10)

1.一种气井用井筒解堵剂的设计方法，其特征在于，包括以下步骤：
A获取井口基础数据：储层温度、地层敏感性和井口状态；
B水锁分析：确定气井储层是否有水锁，对于无水锁井口，直接进行井筒解堵操作；
C气井井筒污染分析，包括：
堵塞物分析，包括堵塞物成分分析和堵塞物含量分析；和
地层水结垢离子分析；
D气井用井筒解堵剂设计，包括：
井筒解堵剂功能段设计，包括：增溶功能段设计、分散功能段设计、渗透功能段设计、表面活性功能段设计、络合功能段设计和缓蚀功能段设计；
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验以确定各功能段成分，并确定各功能段含量；
各功能段配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过；
E气井用井筒解堵剂入井液用量计算，计算公式为：Q＝K·π·D·h·η；
其中：Q为井筒解堵剂入井液用量；K为加药系数，K＝0.3～0.6L/m2；D为井筒内径；h为井管下深；η为入井液系数，η＝1～4。
2.根据权利要求1所述的设计方法，其特征在于，所述增溶功能段设计在于，根据储层的温度和压力选用增加堵塞物溶蚀能力的有机溶剂，以及调整气井用井筒解堵剂体系的粘度及沸点；
所述分散功能段设计在于，选用溶解、分散措施液残留物和地层高分子有机物的分散剂；
所述渗透功能段设计在于，选用溶蚀无机盐垢的渗透剂；
所述表面活性功能段设计在于，根据地层水的矿化度、储层温度及井筒解堵剂入井液的性质选择耐盐、耐温、耐酸性或耐碱性的表面活性剂；
所述络合功能段设计在于，与溶蚀后的成垢离子络合，防止其二次沉淀；
所述缓蚀功能段设计在于，在不影响增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段设计和络合功能段的前提下，实现对金属井筒的缓蚀功能。
3.根据权利要求2所述的设计方法，其特征在于，所述有机溶剂在储层温度和压力状态下为气态或者气态和液态的混相。
4.一种如权利要求1～3任一项所述的气井用井筒解堵剂，其特征在于，包括：溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段；
其中，所述溶剂功能段为水，所述增溶功能段为有机溶剂，所述分散功能段为分散剂，所述渗透功能段为渗透剂，所述表面活性功能段为表面活性剂，所述络合功能段为络合剂，所述缓蚀功能段为缓蚀剂。
5.根据权利要求4所述的气井用井筒解堵剂，其特征在于，包括以下重量份的原料：水4～48份、有机溶剂5～42份、分散剂5～12.5份、渗透剂20～30份、表面活性剂6～17.5份、络合剂1.5～3份和缓蚀剂1.8～3份。
6.根据权利要求4所述的气井用井筒解堵剂，其特征在于，所述气井用井筒解堵剂的PH值为6～9。
7.根据权利要求4所述的气井用井筒解堵剂，其特征在于，所述有机溶剂包括分子量为200～1500的聚乙二醇或甲醇；
所述分散剂包括C4～C6的醇醚；
所述渗透剂包括盐酸、醋酸、柠檬酸、磷酸或HM-601中的一种或几种；
所述表面活性剂包括双性离子表面活性剂、阳离子表面活性剂和非离子表面活性剂中的一种或几种；
所述络合剂包括乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、二乙基三胺五乙酸DTPA、柠檬酸或磷酸三钠中的一种或几种；
所述缓蚀剂包括成膜型缓蚀剂。
8.一种如权利要求1～3任一项所述的气井用井筒解堵剂的制备方法，其特征在于，包括：将溶剂功能段、增溶功能段、分散功能段、渗透功能段、表面活性功能段、络合功能段和缓蚀功能段混匀。
9.根据权利要求8所述的气井用井筒解堵剂的制备方法，其特征在于，首先将表面活性剂溶解于水和有机溶剂中，然后加入分散剂、络合剂和缓蚀剂溶解，最后加入渗透剂溶解。
10.一种如权利要求1～3任一项所述的气井用井筒解堵剂的应用，其特征在于，包括：在自然排出井筒积液后进行井筒解堵作业；
所述井筒解堵作业包括：首先加注起泡剂清洗井筒，然后分多次加注井筒解堵剂；
所述井筒解堵作业具体包括：
S1加注起泡剂清洗井筒，焖井；
S2第一次加注井筒解堵剂，焖井后，井口放喷排液，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体或油套压正常后，进入试生产流程；
如果不能正常排液，进行氮气强排，如强排后仍未形成连续气流，则进行S3；
S3第二次加注井筒解堵剂，焖井，井口放喷排液，待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时或油套压正常后，进入试生产流程；
如果气相仍不连续，则进行氮气强排，排放至油套压稳定后，转入试生产阶段；
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。
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