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(fā)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(qū)下二疊統(tǒng)海相碳酸鹽巖氣藏已成為西南片區(qū)天然氣勘探開發(fā)的重點區(qū)域，其棲霞組、茅口組氣藏均表現(xiàn)為超高壓、含硫化氫的特征。

隨著氣藏新井陸續(xù)投產(chǎn)，生產(chǎn)過程中面臨的井下復(fù)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(guān)井期間在近井口附近井筒發(fā)生水合物堵塞，導(dǎo)致無法生產(chǎn)，需進行解堵作業(yè)。本文以L-X1井解堵工藝為例，對已經(jīng)成功運用于超高壓含硫氣井現(xiàn)場的創(chuàng)新工藝-自生熱藥劑解堵工藝技術(shù)進行剖析。

一、基本情況

1. L-X1井基礎(chǔ)資料

L-X1井是四川盆地北部九龍山主體構(gòu)造南東翼的一口開發(fā)井，該井于2013年完鉆,產(chǎn)層中部壓力128.115 MPa，最高井口關(guān)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(chǎn)，開井油壓107.9 MPa，產(chǎn)氣量一般控制在12～15×104m3/d，生產(chǎn)油壓隨著氣井生產(chǎn)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(chǎn)調(diào)整為9×104m3/d，2017年8月29日在短時間關(guān)井后發(fā)現(xiàn)井口附近出現(xiàn)較嚴重堵塞情況，關(guān)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(nèi)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(guān)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(jù)L-X1井測試產(chǎn)量、氣質(zhì)分析、井身結(jié)構(gòu)等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，利用Pipesim軟件建立氣井模型，在不考慮氣井產(chǎn)水的情況下，對該井(5～35)×104m3/d生產(chǎn)規(guī)模下的井筒流動溫度以及水合物形成溫度進行預(yù)測，詳細計算結(jié)果如表1所示。從表1中可以看出該井在不同產(chǎn)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(fēng)險。

表1 不同產(chǎn)量條件下L-X1井的井筒流溫及水合物形成溫度預(yù)測

根據(jù)L-X1井實際生產(chǎn)情況，該井在2017年1月～8月期間，配產(chǎn)12×104m3/d生產(chǎn)，在8月下旬產(chǎn)量調(diào)整至9×104m3/d，產(chǎn)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(chǎn)量生產(chǎn)、頻繁開關(guān)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(yè)主要受以下4個因素影響。

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

(2)作業(yè)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(yè)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(nèi)水合物堵塞的情況，加注化學(xué)抑制劑的解堵效果甚微。

(4)井口加熱解堵，熱效應(yīng)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(yīng)基本無法到達井下，導(dǎo)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(yōu)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(xué)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(fēng)險，本次考慮采用小排量140 MPa高壓試壓泵反復(fù)緩慢擠入乙二醇藥劑的方法進行解堵。

其主要風(fēng)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(fù)井口泄壓擠入或轉(zhuǎn)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(yōu)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(yīng)急措施；⑤擠注藥劑時，存在含硫天然氣倒灌入高壓泵的風(fēng)險。

2.2 方案2：A環(huán)空加熱(軟管注熱水至堵塞面)

向井筒內(nèi)加注熱水，當(dāng)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(huán)空加熱消除水合物解堵[4]。通過打開A環(huán)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(huán)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(zhuǎn)彎，下入的完井管柱短節(jié)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(dǎo)致軟管損壞或無法取出；③軟管內(nèi)徑小，循環(huán)排量受限且可能造成軟管在井下擺動，同時軟管內(nèi)摩阻大，有可能憋掉或者在大四通處磨損斷落的風(fēng)險；④下入深度有限，根據(jù)前人經(jīng)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(huán)空壓力最大值，取實際計算出的油管抗外擠、生產(chǎn)套管抗內(nèi)壓壓力值中的低值[7]，依此計算L-X1井井內(nèi)為清水時A環(huán)空最高允許關(guān)井壓力96.8 MPa,若油管滲漏或封隔器失效，存在井控風(fēng)險。

2.3 方案3：帶壓作業(yè)

采用150 K帶壓作業(yè)設(shè)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(huán)沖洗解堵。該設(shè)備暫無現(xiàn)成的抗硫管柱、工具、材料，需采購抗高壓抗硫設(shè)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(shè)備的特殊性，主要作業(yè)風(fēng)險分析如下：①設(shè)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(yè)存在較大風(fēng)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(yè)管柱的沖擊可能會導(dǎo)致管柱斷落等井下復(fù)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(diào)研、研制自生熱藥劑，將其投入井筒內(nèi)反應(yīng)放熱，提高井筒內(nèi)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(xiàn)場應(yīng)用分析

1. 自生熱解堵劑準備

1.1 藥劑調(diào)研

目前用于自生熱解堵的物質(zhì)，主要有無機鹽、聯(lián)氨、氧化羥胺等物質(zhì)。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(nèi)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(fā)生反應(yīng)的試驗，若固體反應(yīng)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(xué)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(yīng)的解堵劑，但L-X1井解除水合物堵塞，需要從井口反復(fù)投、注藥劑，井口閥門存在失效泄漏風(fēng)險。

為此，設(shè)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(xiàn)快速反復(fù)開關(guān)操作，不影響氣井井口裝置；抗硫藥劑投注筒可根據(jù)實際需求調(diào)整其長度，以滿足不同液體和固體藥劑投注量；可實現(xiàn)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(tǒng)。

圖2 超高壓含硫氣井藥劑投注裝置示意圖

3. 施工作業(yè)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(xiàn)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(guān)井穩(wěn)定，說明井下還存在堵塞，無法復(fù)壓。

(2)第二階段，反復(fù)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(fù)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(fù)投注自生熱藥劑，發(fā)現(xiàn)在解堵過程中，效果不太明顯,現(xiàn)場分析認為，經(jīng)過前期自生熱藥劑解堵作業(yè)后，水合物堵塞面下降，后續(xù)投入的藥劑在井口附近與井內(nèi)液體快速反應(yīng)、到達水合物堵塞面位置時已完成反應(yīng)，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(nèi)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(nèi)的反應(yīng)時間，以充分反應(yīng)；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(fù)以上步驟，直到井內(nèi)通道暢通。

(4)第四階段，按照擬定措施實施解堵作業(yè)，放噴泄壓至0 MPa、投入藥劑反應(yīng)后，井口出現(xiàn)連續(xù)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(xù)放噴防止再次出現(xiàn)堵塞，并配合井口保溫等，導(dǎo)入生產(chǎn)流程正常生產(chǎn)。

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(fù)正常生產(chǎn)，產(chǎn)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(xiàn)場解除水合物堵塞。據(jù)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(shè)備設(shè)施安裝簡單、操作方便、安全可行，后續(xù)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(fā)生產(chǎn)應(yīng)加強日常的科學(xué)管理，重在預(yù)防。①合理配產(chǎn)，保證井口溫度：根據(jù)近井口附近水合物形成溫度預(yù)測情況合理配產(chǎn)，在具備條件時產(chǎn)量應(yīng)盡量提高;②穩(wěn)定生產(chǎn)，避免頻繁調(diào)整：頻繁調(diào)產(chǎn)造成井下壓力波動、流態(tài)變化、積液等情況，產(chǎn)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(yù)防工作：超高壓氣井在關(guān)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(guān)井后應(yīng)盡快向井內(nèi)注入乙二醇等水合物抑制劑，必要時開井前也可適當(dāng)加注。

(3)加強新工藝新技術(shù)的研究、試驗和儲備保障超高壓氣藏的高效安全開發(fā)。