本发明属于气田化学技术领域，具体涉及一种气田井筒解堵方法，特别是结无机垢的井筒解堵方法。
背景技术：
随着气田开采的进行，气田内的生产井愈来愈多，生产发现，部分高产水井和合采井井筒结垢堵塞严重，最大结垢速率1.91mm/a，表现为油套压差大，影响气井产能的正常发挥。xrd（x-raydiffraction，x射线衍射）表明，井筒堵塞物主要有caco3、baso4等垢和feco3、fes等腐蚀产物，能谱结果显示堵塞物中有ba、ca、fe、c、s、o等元素。
国内气井的结垢堵塞物如下：如四川高含硫气井主要以硫沉积、缓蚀剂残留胶质、地层出砂和腐蚀产物为主，长庆靖边气田主要是缓蚀剂残留物和腐蚀产物，川东石炭系气藏、川西续二气藏主要以caco3垢为主。对于油水井地层、井筒和地面系统存在的硫酸钡锶垢问题，国内外已开展了系统的研究，明确了结垢机理和清垢解堵措施；但针对以碳酸盐、硫酸盐和腐蚀产物为主的气井井筒清垢解堵工作，国内尚未开展相关的研究，也无现成的解堵剂体系。
技术实现要素：
本发明的目的是克服现有技术存在的缺少针对以碳酸盐、硫酸盐和腐蚀产物为主的气井井筒清垢解堵方法的问题。
为此，本发明提供了一种气田井筒解堵方法，包括以下步骤：
步骤一，向气田井筒内加入酸性解堵剂，关井反应24～36h，进行返排；
步骤二，返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂，关井反应48～72h，再次进行返排；
步骤三，观察井口油套压差，重复步骤一～步骤二，直至油套压差在1mpa～3mpa之间，则井筒内堵塞物解堵完全。
所述酸性解堵剂由以下重量份的组分组成：
有机磺酸溶液75～88份
缓蚀剂溶液2～5份
助排剂溶液a10～20份。
所述碱性螯合剂由以下重量份的组分组成：
多胺基多酸盐溶液80～85份
助排剂溶液b15～20份。
所述有机磺酸溶液的质量百分浓度为10%～14%，缓蚀剂溶液的质量百分浓度为0.5%～1%，助排剂溶液a的质量百分浓度为0.5%～1%。
所述多胺基多酸盐溶液的质量百分浓度为10%～12%，助排剂溶液b的质量百分浓度为0.5%～1%。
所述缓蚀剂溶液为咪唑啉类的烷基咪唑啉季铵盐、咪唑啉二硫脲、咪唑啉酮中的任一种。
所述助排剂溶液a是由皂角植物蛋白素、卵磷脂按照质量比（75～80）：（20～25）组成的混合物。
所述助排剂溶液b是聚氧丙烯聚氧乙烯脂肪醇醚或十二烷基磺酸盐。
所述酸性解堵剂的制备方法如下：按照配比，将有机磺酸溶液与缓蚀剂溶液混合并搅拌25～35min，然后加入助排剂溶液a，混合均匀，得到酸性解堵剂。
所述碱性螯合剂的制备方法如下：按照配比，将多胺基多酸盐溶液与助排剂溶液b混合并搅拌25～35min，得到碱性螯合剂。
本发明的有益效果：本发明提供的这种气田井筒解堵方法，气田解堵剂由酸性解堵剂和碱性螯合剂组成，适用于气井和油井，酸性解堵剂利用酸盐反应主要溶解井筒内的caco3、feco3、fes等产物，碱性螯合剂利用螯合机理主要溶解井筒内的baso4、caso4等酸不溶物，经本发明提供的气田井筒解堵方法解堵井筒内的堵塞物后，产气量和产油量增长迅速、油套压差下降明显，解堵效果显著。
附图说明
图1是实施例1中1#气井井筒解堵前后采气曲线。
图2是实施例2中2#气井井筒解堵前后采气曲线。
图3是实施例6中6#气井井筒解堵前后采气曲线。
附图标记说明：a.解堵前气井井筒采取数据；b.向井筒内加入解堵剂进行解堵的采气数据；c.解堵后的采气数据；a.生产时间曲线；b.油压曲线；c.套压曲线；d.日产气曲线；e.日产水曲线。
具体实施方式
本发明提供了一种气田井筒解堵方法，包括以下步骤：
步骤一，向气田井筒内加入酸性解堵剂，关井反应24～36h，进行返排；
步骤二，返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂，关井反应48～72h，再次进行返排；
步骤三，观察井口油套压差，重复步骤一～步骤二，直至油套压差在1mpa～3mpa之间，则井筒内堵塞物解堵完全。
所述酸性解堵剂由以下重量份的组分组成：
有机磺酸溶液75～88份
缓蚀剂溶液2～5份
助排剂溶液a10～20份。
所述碱性螯合剂由以下重量份的组分组成：
多胺基多酸盐溶液80～85份
助排剂溶液b15～20份。
所述有机磺酸溶液的质量百分浓度为10%～14%，缓蚀剂溶液的质量百分浓度为0.5%～1%，助排剂溶液a的质量百分浓度为0.5%～1%。
所述多胺基多酸盐溶液的质量百分浓度为10%～12%，助排剂溶液b的质量百分浓度为0.5%～1%。
所述缓蚀剂溶液为咪唑啉类的烷基咪唑啉季铵盐、咪唑啉二硫脲、咪唑啉酮中的任一种。
所述助排剂溶液a是由皂角植物蛋白素、卵磷脂按照质量比（75～80）：（20～25）组成的混合物。
所述助排剂溶液b是聚氧丙烯聚氧乙烯脂肪醇醚或十二烷基磺酸盐。
所述酸性解堵剂的制备方法如下：按照配比，将有机磺酸溶液与缓蚀剂溶液混合并搅拌25～35min，然后加入助排剂溶液a，混合均匀，得到酸性解堵剂。
所述碱性螯合剂的制备方法如下：按照配比，将多胺基多酸盐溶液与助排剂溶液b混合并搅拌25～35min，得到碱性螯合剂。
酸性解堵剂：常压常温下，质量百分浓度为10%～14%的有机磺酸溶液对caco3的溶垢率82.55～92.48%，溶垢能力为66.04～73.98g/l。常压、90℃下，10%有机磺酸溶液对80s的腐蚀速率83.44g/（m2•h），加入1%的缓蚀剂后，腐蚀速率3.13g/（m2•h），缓蚀率为96.24%。常压，90℃下，250g/l的矿化度水中，ut-c助排剂溶液a性能最好，携液率可达90.00%。常压、常温下，10%有机磺酸溶液+1%缓蚀剂、10%有机磺酸溶液+0.5%助排剂溶液a与现场4口气井水样配伍性良好，静置24h后，溶液透明、无分层、无沉淀。对caco3的溶垢率可达82.55-92.48%，对应的溶垢能力为66.04-73.98g/l，对碳钢管材缓蚀率为96.24%，体系的返排时间12min，返排率大于90%。
碱性螯合剂：常压、90℃下，10～12%多胺基多酸盐溶液+0.5%～1%助排剂溶液b，对baso4和caso4溶垢率达到70%以上，对应baso4的溶垢能力为14.18～14.72g/l，对应caso4的溶垢能力为57.88～60.11g/l。常压，90℃，250g/l矿化度水中，0.5%助排剂溶液b对10%多胺基多酸盐溶液的返排时间10min，携液率95%。常压、常温下，10%多胺基多酸盐溶液+0.5%助排剂溶液b与现场4口气井水样配伍性良好，静置24h，溶液透明、无分层、无沉淀。
实施例1：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为10%的有机磺酸溶液75份，质量百分浓度为0.5%的缓蚀剂溶液2份，混合并搅拌25min，然后加入质量百分浓度为0.5%的助排剂溶液a10份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为10%的多胺基多酸盐溶液80份，质量百分浓度为0.5%的助排剂溶液b15份，混合并搅拌25min，得到碱性螯合剂。
气田1#井正常生成过程中油套压差在1mpa左右，随着生产时间延长，如图1所示，油套压差由1.00mpa逐渐增大至10.00mpa，气井产量从最初的22.00×104m3/d下降至13.00×104m3/d，井筒腐蚀检测发现2971.41m以下多处结垢。按照本发明的气田解堵方法，开展2轮次加注，先向气田1#井筒内加入酸性解堵剂1000l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂2000l，关井反应48h，再次进行返排；试验后四个月的跟踪观察，根据附图1，观察井口油套压差从11mpa减小到8mpa，产气量从13×104m3/d增长到18×104m3/d，说明井筒内堵塞物解堵成功。
实施例2：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为12%的有机磺酸溶液78份，质量百分浓度为0.5%的缓蚀剂溶液3份，混合并搅拌26min，然后加入质量百分浓度为0.5%的助排剂溶液a19份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为11%的多胺基多酸盐溶液85份，质量百分浓度为0.5%的助排剂溶液b15份，混合并搅拌26min，得到碱性螯合剂。
气田2#井正常生成过程中油套压差在1mpa左右，随着生产时间延长，如图2所示，油套压差由1.00mpa逐渐增大至4.00mpa，气井产量从最初的5.00×104m3/d下降至3.00×104m3/d，井筒腐蚀检测发现在950.00-2364.00m井段存在多处结垢为主。按照本发明的气田解堵方法，开展2轮次加注，先向气田2#井筒内加入酸性解堵剂800l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂2000l，关井反应48h，再次进行返排；观察井口油套压差为3.16mpa，重复步骤一～步骤二，直至油套压差为1.27mpa，说明井筒内堵塞物解堵成功。根据附图2，产气量由3.37×104m3/d升至4.53〜5.18×104m3/d，提高34.42%〜53.71%，解堵效果显著。
实施例3：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为10%的有机磺酸溶液82份，质量百分浓度为0.8%的缓蚀剂溶液3份，混合并搅拌27min，然后加入质量百分浓度为0.5%的助排剂溶液a15份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为10%的多胺基多酸盐溶液83份，质量百分浓度为0.5%的助排剂溶液b17份，混合并搅拌27min，得到碱性螯合剂。
气田3#井正常生成过程中油套压差在2～3mpa左右，随着生产时间延长，油套压差上升为6.85mpa，气井产量从最初的22.00×104m3/d下降至13.00×104m3/d。按照本发明的气田解堵方法，先向气田3#井筒内加入酸性解堵剂500l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂1000l，关井反应48h，再次进行返排；观察井口油套压差为4.56mpa，重复步骤一～步骤二，直至油套压差为1.43mpa，说明井筒内堵塞物解堵成功。
实施例4：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为13%的有机磺酸溶液84份，质量百分浓度为0.9%的缓蚀剂溶液4份，混合并搅拌29min，然后加入质量百分浓度为0.7%的助排剂溶液a17份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为11%的多胺基多酸盐溶液84份，质量百分浓度为0.7%的助排剂溶液b18份，混合并搅拌29min，得到碱性螯合剂。
气田4#井正常生成过程中油套压差在2～3mpa左右，随着生产时间延长，油套压差上升为6.32mpa，气井产量从最初的20.00×104m3/d下降至10.00×104m3/d。按照本发明的气田解堵方法，先向气田3#井筒内加入酸性解堵剂400l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂1000l，关井反应48h，再次进行返排；观察井口油套压差为4.20mpa，重复步骤一～步骤二，直至油套压差为1.12mpa，说明井筒内堵塞物解堵成功。
实施例5：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为14%的有机磺酸溶液85份，质量百分浓度为1%的缓蚀剂溶液5份，混合并搅拌31min，然后加入质量百分浓度为1%的助排剂溶液a18份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为12%的多胺基多酸盐溶液85份，质量百分浓度为1%的助排剂溶液b19份，混合并搅拌31min，得到碱性螯合剂。
气田5#井正常生成过程中油套压差在1mpa左右，随着生产时间延长，油套压差上升为5.32mpa，气井产量从最初的18.00×104m3/d下降至9.00×104m3/d。按照本发明的气田解堵方法，先向气田5#井筒内加入酸性解堵剂500l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂1000l，关井反应48h，再次进行返排；观察井口油套压差为3.56mpa，重复步骤一～步骤二，直至油套压差为1.14mpa，说明井筒内堵塞物解堵成功。
实施例6：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为11%的有机磺酸溶液87份，质量百分浓度为0.6%的缓蚀剂溶液5份，混合并搅拌33min，然后加入质量百分浓度为0.6%的助排剂溶液a13份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为10%的多胺基多酸盐溶液81份，质量百分浓度为0.8%的助排剂溶液b20份，混合并搅拌33min，得到碱性螯合剂。
气田6#井正常生成过程中油套压差在1mpa左右，如图3所示，随着生产时间延长，油套压差由1.00mpa逐渐增大至4.00mpa，气井产量从最初的4.00×104m3/d下降至2.00×104m3/d，井筒腐蚀检测发现在1987.91以下井段存在多处结垢为主。按照本发明的气田解堵方法，开展4轮次加注，先向气田6#井筒内加入酸性解堵剂1600l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂4000l，关井反应48h，再次进行返排；观察井口油套压差为3.07mpa，重复步骤一～步骤二，直至油套压差为2.06mpa，说明井筒内堵塞物解堵成功。参见附图3，6#井产气量由2.12×104m3/d升至2.42×104m3/d，提高14.2%，解堵效果明显。
实施例7：
制备酸性解堵剂：取质量百分浓度为13%的有机磺酸溶液88份，质量百分浓度为0.7%的缓蚀剂溶液2份，混合并搅拌35min，然后加入质量百分浓度为0.9%的助排剂溶液a20份，混合均匀，得到酸性解堵剂。
制备碱性螯合剂：取质量百分浓度为11%的多胺基多酸盐溶液82份，质量百分浓度为1%的助排剂溶液b16份，混合并搅拌35min，得到碱性螯合剂。
气田7#井正常生成过程中油套压差在1mpa左右，随着生产时间延长，油套压差上升为4.2mpa，气井产量从最初的5.00×104m3/d下降至3.00×104m3/d。按照本发明的气田解堵方法，先向气田7#井筒内加入酸性解堵剂500l，关井反应24h，进行返排；返排完全后，再向井筒内加入碱性螯合剂1000l，关井反应48h，再次进行返排；观察井口油套压差为3.09mpa，重复步骤一～步骤二，直至油套压差为1.20mpa，说明井筒内堵塞物解堵成功。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的部件和结构属本行业的公知部件和常用结构或常用手段，这里不一一叙述。