超高壓含硫氣井L-X1井井筒解堵工藝淺析

楊 健, 黃 耀, 楊淵宇, 杜 浪, 倪 丹, 江 濤, 杜 江

(1中國石油西南油氣田公司氣田開發管理部 2中國石油西南油氣田分公司川西北氣礦)

近年來，川西北部地區下二疊統海相碳酸鹽巖氣藏已成為西南片區天然氣勘探開發的重點區域，其棲霞組、茅口組氣藏均表現為超高壓、含硫化氫的特征。

隨著氣藏新井陸續投產，生產過程中面臨的井下復雜情況隨之而來，九龍山氣田的超高壓含硫氣井L-X1井因關井期間在近井口附近井筒發生水合物堵塞，導致無法生產，需進行解堵作業。本文以L-X1井解堵工藝為例，對已經成功運用于超高壓含硫氣井現場的創新工藝-自生熱藥劑解堵工藝技術進行剖析。

一、基本情況

1. L-X1井基礎資料

L-X1井是四川盆地北部九龍山主體構造南東翼的一口開發井，該井于2013年完鉆,產層中部壓力128.115 MPa，最高井口關井壓力107.9 MPa，H2S含量11.39～12.99 g/m3，地層溫度為149.13℃。

2. L-X1井堵塞情況

L-X1井于2016年12月投產，開井油壓107.9 MPa，產氣量一般控制在12～15×104m3/d，生產油壓隨著氣井生產由105 MPa逐漸降低至99 MPa， 2017年8月下旬，由于水套爐故障，配產調整為9×104m3/d，2017年8月29日在短時間關井后發現井口附近出現較嚴重堵塞情況，關井壓力100 MPa(圖1)。

圖1 L-X1井采氣曲線圖

通過井口保溫、超高壓泵車擠注乙二醇等作用，證實了該井在井口及井筒內均形成了堵塞，堵塞面位于大四通以下12.5 m左右(方井底部地面10 m以下左右)，具體堵塞長度未知，井下堵塞嚴重，基本無滲流通道。之后該井關井長達5個月時間等待解堵。

二、堵塞原因分析

油管堵塞一般情況是水合物堵塞、井筒臟物堵塞、緩蝕劑堵塞等[1]。根據L-X1井測試產量、氣質分析、井身結構等基礎數據，利用Pipesim軟件建立氣井模型，在不考慮氣井產水的情況下，對該井(5～35)×104m3/d生產規模下的井筒流動溫度以及水合物形成溫度進行預測，詳細計算結果如表1所示。從表1中可以看出該井在不同產量條件下，最低的井口水合物形成溫度為33.6℃,若井口流動溫度低于33.6℃,則存在生成水合物的風險。

表1 不同產量條件下L-X1井的井筒流溫及水合物形成溫度預測

根據L-X1井實際生產情況，該井在2017年1月～8月期間，配產12×104m3/d生產，在8月下旬產量調整至9×104m3/d，產凝析水0.7～1 m3/d，其井口流壓在96～99 MPa之間波動，井口流溫僅有25℃左右，低于水合物形成溫度，具備天然氣水合物形成的各方面條件。因此判斷L-X1井井筒堵塞為天然氣水合物堵塞，其形成主要原因為長時間低產量生產、頻繁開關井，且未采取水合物防治措施。

三、解堵方案制定

1. L-X1井井筒解堵主要影響因素

綜合分析認為，該井井筒解堵作業主要受以下4個因素影響。

(1)超高壓作業，要求施工設備的額定工作壓力高。由于L-X1井目前最高關井壓力為100 MPa，其對應防噴設備、管材、閥門及解堵設備設施等抗壓等級至少在100 MPa以上，且需抗硫化氫。

(2)作業空間有限，泵注難度大。該井水合物堵塞位置在地面以下約12 m左右，井口附近可作業空間狹小，同時，開泵后施工壓力上升極快難以泵注解堵劑。

(3)常用水合物抑制劑，解堵效果差。針對目前L-X1井已形成井筒內水合物堵塞的情況，加注化學抑制劑的解堵效果甚微。

(4)井口加熱解堵，熱效應無法傳遞。由于該井水合物堵塞位于地表以下，在井口進行加熱或者保溫，其熱效應基本無法到達井下，導致無法針對水合物堵塞面進行加熱解堵。

2. 解堵方案對比分析

優選四種解堵方案進行對比分析，最終選擇了自生熱解堵方案。

2.1 方案1：油管擠注化學抑制劑

天然氣水合物抑制劑主要有甲醇、乙二醇、由于甲醇是有毒物品[2]，運輸及實施過程存在一定風險，本次考慮采用小排量140 MPa高壓試壓泵反復緩慢擠入乙二醇藥劑的方法進行解堵。

其主要風險有以下幾點：①因目前井下堵塞嚴重，每次注入量有限，解堵效率低，周期長；②采用高壓泵直接擠入可能性低，需反復井口泄壓擠入或轉換，藥劑可能進入放空管線；③井口空間小，擠注時起壓快，即使優選高壓小排量泵也易憋泵；④藥劑屬易燃危化品，施工期間必須專人妥善保管，并做好應急措施；⑤擠注藥劑時，存在含硫天然氣倒灌入高壓泵的風險。

2.2 方案2：A環空加熱(軟管注熱水至堵塞面)

向井筒內加注熱水，當達到堵塞點后溫度大于水合物形成的溫度即可溶解水合物，解除堵塞[3]。由于該井油管泵注困難，計劃采用高溫細管在油套環空加熱消除水合物解堵[4]。通過打開A環空，下入?10 mm的耐高溫鋼絲軟管至水合物堵塞面位置，地面加熱清水后利用軟管注入，A環空返出。

若采用該方案將存在較大安全隱患：①井口大四通位置為90°轉彎，下入的完井管柱短節較多，油管接箍形成臺階，軟管存在下入困難的可能；②軟管細小，抗拉有限，在受高溫后性能可能有所變化，導致軟管損壞或無法取出；③軟管內徑小，循環排量受限且可能造成軟管在井下擺動，同時軟管內摩阻大，有可能憋掉或者在大四通處磨損斷落的風險；④下入深度有限，根據前人經驗，最深下至140 m，冰堵若超過該深度則無法解堵，而本井冰堵深度未知；⑤可能的油管滲漏以及封隔器失效。油氣井環空壓力最大值，取實際計算出的油管抗外擠、生產套管抗內壓壓力值中的低值[7]，依此計算L-X1井井內為清水時A環空最高允許關井壓力96.8 MPa,若油管滲漏或封隔器失效，存在井控風險。

2.3 方案3：帶壓作業

采用150 K帶壓作業設備及140 MPa防噴器組，下入高強度防硫管柱及工具，向堵塞位置進行鉆、磨、通井、循環沖洗解堵。該設備暫無現成的抗硫管柱、工具、材料，需采購抗高壓抗硫設備進行組裝，整個采購周期較長，約8個月左右，且費用高，約3 000萬元。

由于其設備的特殊性，主要作業風險分析如下：①設計初步方案中BOP組合高達21 m、重量大，井口長期承重后，易損壞井口裝置，作業存在較大風險；②井下油管堵塞段下部有圈閉高壓，管柱疏通的瞬間圈閉高壓的突然釋放，對作業管柱的沖擊可能會導致管柱斷落等井下復雜情況。

2.4方案4：自生熱解堵

借鑒目前市場中的自生熱方便米飯的加熱方式，提出了自生熱藥劑解堵的工藝思路：即調研、研制自生熱藥劑，將其投入井筒內反應放熱，提高井筒內溫度，逐步解除井下油管的水合物堵塞方案。

四、自生熱藥劑解堵工藝現場應用分析

1. 自生熱解堵劑準備

1.1 藥劑調研

目前用于自生熱解堵的物質，主要有無機鹽、聯氨、氧化羥胺等物質。在一定條件下，它們會自身分解或相互化合而釋放熱量和生成氣體。

1.2 L-X1井自生熱解堵劑配方初選

室內試驗以解堵劑主劑無機鹽A與B作為解堵主劑研究對象。由于L-X1井具有壓力高、液體泵注難度高的特點，施工工藝上確定將解堵劑主劑以棒狀形式投入井筒的方案，即將解堵劑主劑無機鹽A與B分別制成棒狀進行混合后發生反應的試驗，若固體反應效果不佳，則加入固體控制劑評價試驗，固體控制劑命名為C。

綜合生熱效果、操作難度、安全等因素，確定的配方組成為：A(粉末/固體)、B(固體)化學主劑+催化劑C。

2. 解堵施工控制投放裝置

解除氣井水合物堵塞，一般的施工作法是從7號閘門注入相應的解堵劑，但L-X1井解除水合物堵塞，需要從井口反復投、注藥劑，井口閥門存在失效泄漏風險。

為此，設計出了一種適用于超高壓含硫氣井的投注藥劑裝置(圖2)。該裝置可實現快速反復開關操作，不影響氣井井口裝置；抗硫藥劑投注筒可根據實際需求調整其長度，以滿足不同液體和固體藥劑投注量；可實現液體藥劑和固體藥劑的加注，還可以連接高壓泄壓軟管至放空系統。

圖2 超高壓含硫氣井藥劑投注裝置示意圖

3. 施工作業過程與效果

L-X1井采用自生熱解堵方案進行井筒水合物物堵塞解除工作歷時9 d，分四個階段，成功解除井筒水合物堵塞現象，具體情況如下：

(1)第一階段，開井泄壓，壓力由100 MPa降至80 MPa后關井穩定，說明井下還存在堵塞，無法復壓。

(2)第二階段，反復投注自生熱藥劑，過程中，注入液體量明顯增加(由單次注入36 L上升至226 L)，且壓力恢復速度增快(20 MPa上升至100 MPa時間由4 h縮短為15 min左右)，說明自生熱藥劑起到了解堵效果(圖3)，滲流通道明顯增大。

圖3 L-X1井解堵施工壓力曲線第二階段

(3)第三階段，反復投注自生熱藥劑，發現在解堵過程中，效果不太明顯,現場分析認為，經過前期自生熱藥劑解堵作業后，水合物堵塞面下降，后續投入的藥劑在井口附近與井內液體快速反應、到達水合物堵塞面位置時已完成反應，冷卻后的溶液可能會造成二次水合物生成。

因此，制定了降壓、注劑[6]的措施：井內壓力放噴泄壓至0 MPa；自生熱藥劑中增加乙二醇用量，以防止二次水合物生成；延長藥劑在井內的反應時間，以充分反應；用140 MPa高壓試壓泵憋壓120 MPa(泵的安全工作壓力值)，試通道是否暢通；如果通道不通，則反復以上步驟，直到井內通道暢通。

(4)第四階段，按照擬定措施實施解堵作業，放噴泄壓至0 MPa、投入藥劑反應后，井口出現連續響聲，壓力快速上漲至50 MPa(圖4)，試壓泵憋壓驗證，判斷井下堵塞已部分解除、井筒通道已連通，遂立即進行連續放噴防止再次出現堵塞，并配合井口保溫等，導入生產流程正常生產。

圖4 L-X1井解堵施工壓力曲線第四階段

通過本次成功解堵，目前該井已恢復正常生產，產氣量15×104m3/d左右。

五、認識與建議

(1)自生熱藥劑解堵工藝可用于現場解除水合物堵塞。據查，L-X1井是世界首例在超高壓含硫氣井采用自生熱藥劑解除井下天然氣水合物堵塞的成功案例。該工藝成本低、設備設施安裝簡單、操作方便、安全可行，后續L-H1井、ST8井使用自生熱藥劑再次成功實施了水合物解堵施工。

(2)超高壓含硫氣井的開發生產應加強日常的科學管理，重在預防。①合理配產，保證井口溫度：根據近井口附近水合物形成溫度預測情況合理配產，在具備條件時產量應盡量提高;②穩定生產，避免頻繁調整：頻繁調產造成井下壓力波動、流態變化、積液等情況，產量較低情況下，井筒、井口均可能形成水合物;③做好水合物預防工作：超高壓氣井在關井后，因井筒溫度逐漸降低，井口與井下近地表附近均易形成水合物，因此在關井后應盡快向井內注入乙二醇等水合物抑制劑，必要時開井前也可適當加注。

(3)加強新工藝新技術的研究、試驗和儲備保障超高壓氣藏的高效安全開發。