普光氣田井筒解堵工藝技術改進方法

朱明喜，王國昌，張房，王文楷

（1.中原油田普光分公司采氣廠，四川達州 636150；2.中原油田天然氣產銷廠，河南濮陽 457000；3.渤海鉆探工程公司井下作業分公司，河北任丘 062552）①

普光氣田是國內開發的首個大型整裝型海相氣田，其H2S平均含量達到15%。在該氣田的主體投產初期，有3口開發井出現油壓、油溫持續下降，不能維持正常生產的問題。經過對井下安全閥進行開關試驗、利用火炬放空系統進行排液解堵試驗，判斷為井筒發生堵塞。為解決高酸性氣田氣井井筒堵塞問題，在P106－2H 井開展了連續油管作業試驗，取得了一定的經驗［1－2］，并在P203－1井和P102－3井進行了推廣應用。P203－1井采用高溫熱洗井筒工藝，P102－3井采用連續油管、高溫熱洗等工藝，均成功地解決了井筒堵塞問題。該工藝對普光氣田其他高酸區塊的開發具有一定的指導意義。

1 井筒堵塞情況

1.1 暫堵劑

暫堵劑主要由有機樹脂、貝殼類、云母片等組成，具有抗H2S、抗溫達130℃、暫堵強度達到15 MPa、酸溶率大于90%（15%鹽酸）等特點。暫堵劑基本參數如表1，擠注半徑一般為0.5～1.0m。由于普光氣田儲層厚度大，籠統酸壓（化）很難實現儲層的均勻酸化，甚至有可能出現下部儲層根本無法接觸到酸液的情況，從而導致下部儲層的暫堵劑無法被酸液溶解，氣井投產之后隨著氣流進入井筒，由于井底溫度高，停留時間長，導致未被酸溶的暫堵劑老化，黏度變大，流動性變差，易造成堵塞［3］。

對普光氣田3口井測井顯示，射孔井段井筒都不清潔，存在大量異物，且密度大于1，并有很大一部分被埋，這對于氣井來說比較罕見。測井數據如表2。對P104－1井測井帶出的物質進行XRD－2衍射分析，主要成分為CaCO3（暫堵劑主要成分），如圖1。

表1 暫堵劑性能

表2 普光氣田3口井測井數據

圖1 P104－1井生產測井帶出物

1.2 殘酸殘渣返排物

普光氣田主要采用暫堵＋膠凝酸多級注入，閉合酸化工藝技術對儲層進行改造。膠凝酸主要成分為：18%～20%HCl＋2%HAc＋2.4%緩蝕劑＋1.4%膠凝劑＋1.5%鐵穩劑＋0.5%緩速穩定劑等。酸化后地層可能存在酸不溶顆粒、泥巖、沉淀物等，是井筒堵塞的主要物質。

1.3 硫沉積及水合物

水合物是氣井開采過程中經常遇到的問題，硫沉積是大多數高含硫氣田都會遇到的問題。由于H2S氣體的存在，會導致氣井水合物形成的溫度大大提高，因而高含硫氣井在開發過程中硫沉積和水合物堵塞問題將比一般氣井會更加嚴峻。

井底暫堵劑、酸化殘渣等雜物在開井生產初期，隨氣流進入井筒，到達距井口不遠的井段，由于不正常關井，導致這些雜物在井筒中附著下來。下次再次開井后，在此處形成節流，導致硫沉積和水合物，雜質顆粒同時還起到結核的作用，加速了水合物、硫沉積的形成，最終造成堵塞。

2 常規解堵工藝及存在問題

2.1 熱水吞吐解堵

氣井在生產初期出現井口降溫、降產、降壓等井筒節流現象時，要注意觀察，在井筒具有通道的情況下選擇合適時機采取注熱水吞吐［4］，及時解堵，避免造成井筒嚴重堵塞。

在井筒尚未完全堵死之前注入熱水，一方面可以起到溶解井筒在關井時殘留在井口附近的雜質，即使不能完全溶解，也能降低雜質的黏度，增加其流動性，便于帶出井口；另一方面，注入熱水后，利用地層的能量可以在放噴時使井筒形成氣液兩相紊流，增加流體對井壁的沖刷清洗作業，起到清潔井壁雜質的目的［5］。

但是，注入熱水的溫度不宜太低。熱水的溫度高對運輸設備要求高，成本較高。

2.2 連續油管作業解堵

1）采用連續油管將沖洗組合工具（如圖2）下至油管內，探明堵塞位置后采用地面壓裂車將解堵液從連續油管內注入堵塞位置，進行循環沖洗解堵。

2）如果沖洗工具不能解堵，將沖洗工具換成強力噴射組合工具（如圖3），對堵塞位置進行噴射沖洗解堵［6］。

3）用油嘴控制井口回壓，用EE 級2級降壓放噴流程控制循環解堵。

圖2 沖洗工具

圖3 強力沖洗工具組合

作業過程中發現存在2個問題：

1）井筒內部分解堵后，油壓突然升高，天然氣以較大產量產出，連續油管受到井底氣流向上的頂力，下放困難。

2）井筒內的堵塞物被高壓推到油管與連續油管環空內，使氣流通道減小，形成節流效應；沖洗液在節流作用下快速形成水合物，導致連續油管下放時遇阻，上提時遇卡，最大懸重達230kN，達到連續油管抗拉強度的70%以上。

3 工藝改進措施

通過前期調研，結合現場3口井的解堵施工經驗，確定了普光氣田氣井井筒解堵以連續油管沖洗，配合熱水吞吐解堵為主要工藝，并對連續油管解堵流程（防噴流程）進行優化。

3.1 技術思路

1）為避免在進行連續油管解堵作業過程中形成水合物，防止在井筒疏通瞬間造成井口失控，采用無固相壓井液壓井后下連續油管進行解堵。

2）先關閉井下安全閥，采用連續油管對井下安全閥以上部位進行熱水沖洗解堵。

3）井下安全閥以上沖洗完之后，打開井下安全閥，如果壓力、溫度正常，則直接下放探堵塞面，然后用熱水擠壓井，再沖洗至設計要求的深度。

4）如果打開井下安全閥，壓力迅速升高，則用熱水進行擠壓井，然后下放連續油管沖洗至設計要求的深度。

5）加裝EE 級地面二級節流降壓放噴流程，再進行節流控制放噴，控制井口回壓穩定在設計壓力，出口接放噴池，放噴時點長明火。

6）進生產流程生產。前期的1周內，以控制油溫、油壓和穩定產氣量為原則，以高于氣井配產（10～20）×104m3氣量生產，各項參數穩定后再恢復至氣井配產生產。

3.2 流程優化

根據以前的流程，對P106－2H 井進行連續油管解堵施工過程中，檢查防噴器、防噴管盤根等密封件時，需將連續油管上提至防噴管內，關閉主閥，通過采氣樹的生產翼或者非生產翼放噴流程，對主閥以上所有附件進行安全放空，氮氣置換干凈后進行檢查和更換工作。這樣做一方面導致氣井頻繁關井，不能連續放噴排液；另一方面已造成冰堵和高含硫氣體泄漏。在P106－2H 井就發生過這類情況，給施工帶來很大的安全隱患。

圖4 放噴流程改進示意圖（虛線框里為改進部分）

對防噴器結構原理進行研究，改進了井口放噴流程，如圖4。放噴管線從連續油管防噴器接出，施工結束后，將連續油管起出井口時，可以直接將清蠟閘門關閉（進行正常生產），利用從防噴器接出的放噴管線泄壓，不必關閉主閘門從側翼閘門泄壓。這樣既不影響正常生產，確保了放噴的連續性，避免再次堵塞，同時也提高了現場施工的安全性。

4 結論

1）采用連續油管解堵，配合使用熱水吞吐作業，現場實施P106－2H 和P102－3兩口井，成功解除了井筒堵塞，恢復了氣井產能，日增氣量105×104m3。單純采用熱水吞吐現場實施P203－1井，及時解除了井筒節流點，避免了井筒堵死情況發生，日增氣量45×104m3。

2）連續油管作業配合熱洗井筒解堵是國內首次解決高酸性氣田井筒堵塞的有效方法。在解決高含硫氣井井筒堵塞問題時，應由易到難，先采取熱洗井筒再連續油管作業的技術思路，同時在連續油管作業期間應使用熱水進行循環，便于井筒通道的打開。

3）在解堵作業過程中，安裝放噴流程，保證解堵期間液體的大排量返排是作業成功的關鍵。同時氣井試氣階段應適當延長放噴時間，并以入井液被排出作為試氣施工結束的主要依據，避免開井生產后井筒發生堵塞。氣井投產初期或堵塞井恢復正常生產初期宜采用略高于氣井配產（10～20）×104m3氣量生產，避免井筒產生堵塞情況。

4）普光氣田井筒堵塞問題的解決，對普光其他區塊或其他高酸氣田的開發具有一定的指導意義。

［1］牛世龍.水力振蕩解堵技術的應用［J］.石油礦場機械，2002，31（4）：38－39.

［2］鐘功祥，劉濤，林寧.不壓井修井作業起下管柱裝置發展及典型結構［J］.石油礦場機械，2012，41（4）：69－72.

［3］孫海軍.氣井井筒解堵效果評價［J］.中國石油和化工標準與評價，2012（11）：35－37.

［4］任斌，何洋，楊波，等.連續油管解堵技術應用［J］.天然氣技術與經濟，2012（2）：62－64.

［5］周靜.解除氣井有機沉積物堵塞用的解堵劑JD－3［J］.油田化學，2002，19（4）：309－310.

［6］張耀剛，吳新民，梁銘，等.氣井井筒有機解堵工藝技術的應用［J］.天然氣工業，2009（2）：29－30.