郭麗雪，楊 輝，趙 丹，毛 珍

中國(guó)石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川 遂寧

1. 引言

磨溪?dú)馓風(fēng) 氣藏經(jīng)過(guò)多年開(kāi)發(fā)，氣藏壓力逐漸下降，氣藏中部平均地層壓力由33 MPa 下降至12.56 MPa，生產(chǎn)井油壓普遍較低，85%的氣井油壓低于5 MPa，大部分氣井油壓已經(jīng)與輸壓持平。受低壓影響，部分井采用修井更換管柱解除井筒堵塞效果受限，易發(fā)生修井液無(wú)法返排導(dǎo)致復(fù)產(chǎn)困難，因此急需探索一種針對(duì)低壓含硫氣藏的井筒解堵工藝。

2. 基本情況

2.1. 氣藏基本情況

磨溪?dú)馓風(fēng) 氣藏處于氣水過(guò)渡帶，部分氣井投產(chǎn)即產(chǎn)地層水，通過(guò)天然氣組分分析表明，天然氣為中等含硫干氣。氣藏原始地層壓力區(qū)間值為31.02～33.72 MPa，經(jīng)過(guò)多年開(kāi)發(fā)，氣藏壓力逐漸下降，目前中部平均地層壓力12.56 MPa。生產(chǎn)井油壓普遍較低、低產(chǎn)、井筒積液特征，氣藏開(kāi)采已進(jìn)入中后期，85%的氣井油壓低于5 MPa，大部分氣井油壓已經(jīng)與輸壓持平。

2.2. 堵塞情況統(tǒng)計(jì)

氣藏生產(chǎn)過(guò)程中井筒普遍返出臟物較多，老井井筒主要返出黑色固體不規(guī)則顆粒物，新井返出黑色粘稠粉狀物。污物堵塞油管、井下油嘴造成氣井停產(chǎn)或堵塞井口針閥、排污系統(tǒng)、集輸管線影響氣井正常生產(chǎn)(見(jiàn)表1)。

Table 1. Statistics of sudden drop in production due to blockage in the production process of L gas reservoir (recent three years)表1. L 氣藏生產(chǎn)過(guò)程中因堵塞導(dǎo)致產(chǎn)量驟降情況統(tǒng)計(jì)(近三年)

3. 堵塞分析

3.1. 堵塞物分析

對(duì)L 氣藏多口井進(jìn)行堵塞物性質(zhì)分析(見(jiàn)表2)表明：堵塞物主要是烴類和酯類的有機(jī)相和由FeS、Fe3O4、SiO2與單質(zhì)硫等組成的無(wú)機(jī)相形成的一種混合物。這種混合物具有粘度大、粘接力強(qiáng)的特點(diǎn)而粘附在油管內(nèi)壁造成堵塞，由于憎水性特點(diǎn)使氣井產(chǎn)出液及無(wú)機(jī)溶劑難以對(duì)其產(chǎn)生影響。

Table 2. Property analysis of plugs in L gas reservoir表2. L 氣藏堵塞物性質(zhì)分析

3.2. 堵塞原因分析

一般情況下，含硫氣藏井筒堵塞原因很多，如硫沉積堵塞、井筒臟物堵塞、緩蝕劑堵塞等[1]，結(jié)合L 氣藏堵塞物性質(zhì)等因素分析認(rèn)為，L 氣藏堵塞物來(lái)源主要有兩類：井下管柱腐蝕產(chǎn)物、外加來(lái)源。

1) 井下腐蝕產(chǎn)物

L 氣藏為含硫氣藏，處于氣水過(guò)渡帶，氣井投產(chǎn)即產(chǎn)地層水。氣藏開(kāi)采初期主要完井管柱為金屬油管，在酸性環(huán)境下腐蝕嚴(yán)重，形成Fe 的硫化物和氧化物堵塞井筒[2]；開(kāi)采中后期更換為玻纖油管，在高溫濕熱環(huán)境下玻璃鋼易脫層，同樣造成井筒堵塞，見(jiàn)圖1。

Figure 1. Downhole tubing corrosion and FRP coating falling off圖1. 井下油管腐蝕和玻璃鋼涂層脫落

2) 外加來(lái)源

氣井在鉆井、試油、酸化、生產(chǎn)過(guò)程中入井液體使用的添加劑有40 余種，其中主要的類別有多元聚合物、瀝青樹(shù)脂、聚丙烯酰胺、有機(jī)酸酯、表面活性劑等[3]。這些入井液體在井下長(zhǎng)時(shí)間浸泡地層、發(fā)生反應(yīng)，會(huì)形成復(fù)雜多樣的有機(jī)物[4]。

4. 解堵方案制定

4.1. 井筒解堵主要影響因素

綜合分析，該氣藏井筒解堵作業(yè)主要受以下3 點(diǎn)因素影響：

1) 低壓作業(yè)效果受限。L 氣藏早期發(fā)生井筒堵塞可通過(guò)向油管內(nèi)泵注清水，利用地層能量將清水和臟物一起返出至地面，針對(duì)堵塞嚴(yán)重井可通過(guò)修井更換油管進(jìn)行解堵，但隨著地層壓力逐漸降低，氣井產(chǎn)氣量已低于臨界攜液量，井底積液無(wú)法通過(guò)地層能量返出，修井解堵作業(yè)效果明顯受限。如2019 年對(duì)M-AH11 井進(jìn)行修井作業(yè)，更換油管后進(jìn)行酸化，本次修井作業(yè)成功打撈腐蝕油管，但由于地層壓力過(guò)低，更換油管后排液困難(累計(jì)排液508.4 m3，應(yīng)排1879.36 m3，余液1370.96 m3)排液效果不佳無(wú)法成功復(fù)產(chǎn)，造成解堵失敗。

2) 堵塞物位置不明確。氣藏堵塞井基本為水平井，且水平段較長(zhǎng)，通井困難，無(wú)法有效確定堵塞物具體位置(見(jiàn)表3)。

Table 3. Statistics of measured wells表3. 措施井井況統(tǒng)計(jì)

3) 受堵塞物性質(zhì)影響，注水浸泡、提噴等方式效果差。井筒臟物以固體或粘稠物形狀為主，粘附在油管內(nèi)壁，具有一定憎水性，且堵塞嚴(yán)重，常規(guī)注水浸泡提噴方式無(wú)效。

4.2. 解堵方案制定

考慮氣藏壓力較低、大液量解堵作業(yè)不利于排液的情況，同時(shí)鑒于臟物為有機(jī)物和無(wú)機(jī)物混合形成，現(xiàn)場(chǎng)采用小液量泵注解堵劑 + 泡排輔助提噴的工藝作為井筒解堵方案。

1) 施工工序：

考慮到井筒臟物由有機(jī)物和無(wú)機(jī)物構(gòu)成，在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中分別交替泵注有機(jī)解堵劑、無(wú)機(jī)解堵劑，分別與臟物充分反應(yīng)進(jìn)而解除堵塞。由于氣藏目前壓力較低，且井筒內(nèi)存在積液，在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)過(guò)程中適量泵注泡排劑進(jìn)行輔助提噴[5]，將溶解的臟物殘?jiān)途畠?nèi)積液同時(shí)帶出井筒。

工序：交替泵注有機(jī)/無(wú)機(jī)解堵劑→關(guān)井反應(yīng)→泵注泡排劑→提噴，觀察現(xiàn)場(chǎng)反應(yīng)。

2) 藥劑用量：

考慮井筒內(nèi)堵塞物位置不確定性，且地層壓力過(guò)低，采用多輪次加注方式從油管泵注藥劑，且單輪次藥劑加注量在300～400 kg，以防壓井。

5. 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

M-AH29 井：2012 年正式投產(chǎn)，硫化氫含量為20.33 g/m3，日產(chǎn)氣3～5 萬(wàn)方。生產(chǎn)過(guò)程中多次出現(xiàn)井筒返出臟物堵塞針閥現(xiàn)象，至2022 年1 月，油壓突然降至2.87 MPa，與輸壓持平，產(chǎn)量落0。泵注清水解堵無(wú)效，關(guān)井油壓恢復(fù)速度約2 MPa/h，約8 h 恢復(fù)至13.5 MPa 并維持穩(wěn)定。液面位于2634 m 處。

M-AH29 井現(xiàn)場(chǎng)解堵試驗(yàn)共歷經(jīng)四個(gè)階段：

第一階段：采用有機(jī)、無(wú)機(jī)解堵劑交替浸泡解堵，期間泵注適量泡排劑。經(jīng)過(guò)兩次有機(jī)解堵、一次無(wú)機(jī)解堵后，形成穩(wěn)定通道，能維持產(chǎn)量3000 方生產(chǎn)，穩(wěn)定油壓4.4 MPa。

第二階段：繼續(xù)采用有機(jī)、無(wú)機(jī)解堵劑交替浸泡解堵，將有機(jī)解堵劑使用劑量增至500 kg、浸泡時(shí)間延長(zhǎng)至2 天，無(wú)機(jī)解堵劑使用劑量增至500 kg、浸泡時(shí)間延長(zhǎng)至1 天，經(jīng)過(guò)兩次有機(jī)解堵、一次無(wú)機(jī)解堵后，進(jìn)一步擴(kuò)大通道，能維持產(chǎn)量9000 方生產(chǎn)(見(jiàn)圖2)，穩(wěn)定油壓4.1 MPa?，F(xiàn)場(chǎng)顯示藥劑返排率低，井底積液嚴(yán)重，導(dǎo)致通道二次堵塞。

Figure 2. Blowout at the second stage of well M-AH29 plugging removal圖2. M-AH29 井井筒解堵第二階段放噴

第三階段：泵注泡排劑清除井筒積液。連續(xù)5 次泵注200～300 kg、10%～15%濃度起泡劑，帶出水及臟物約1.9 方(每次帶液約200～500 kg)。開(kāi)井過(guò)程中聽(tīng)到臟物撞擊針閥產(chǎn)生異響，返出物為泡沫、乳白色液體、黑色臟物及液體(見(jiàn)圖3)。

第四階段：繼續(xù)泵注400～600 kg 無(wú)機(jī)解堵劑，帶出水及臟物3.6 方，返出物為大量泡沫、黑色臟物及液體。但解堵效果未達(dá)預(yù)期，且因井筒內(nèi)泡沫、積液較多，不能倒入流程正常生產(chǎn)，關(guān)井油壓僅7.43 MPa。解堵失敗。

Figure 3. Blowout at the third stage of well M-AH29 plugging removal圖3. M-AH29 井井筒解堵第三階段放噴

總結(jié)M-AH29 現(xiàn)場(chǎng)解堵經(jīng)驗(yàn)，交替泵注解堵劑 + 泡排輔助提噴的解堵工藝在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施中初期取得一定效果，但對(duì)泡排劑的使用及劑量需根據(jù)實(shí)際井況進(jìn)行開(kāi)展，以防止泡沫壓井，加重堵塞程度。

結(jié)合M-AH29 井筒解堵經(jīng)驗(yàn)，對(duì)M-AH23 井進(jìn)行泵注化學(xué)劑井筒解堵現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

M-AH23 井：2011 年投產(chǎn)，裸眼完井，硫化氫含量為26.92 g/m3。生產(chǎn)過(guò)程中多次出現(xiàn)井筒返出臟物堵塞針閥現(xiàn)象，2022 年1 月2 日因井筒堵塞嚴(yán)重油壓降至2.54 MPa，與輸壓持平，產(chǎn)量落0。

2022 年4 月進(jìn)行井筒解堵試驗(yàn)，通過(guò)多輪次泵注無(wú)機(jī)解堵劑，日產(chǎn)氣量逐步提升，開(kāi)井后油壓可達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，期間泵注泡排劑160 kg，將堵塞殘差及井筒內(nèi)積液帶出，該井經(jīng)井筒解堵后于5 月30 日導(dǎo)入生產(chǎn)流程正產(chǎn)生產(chǎn)。

M-AH23 井解堵施工后連續(xù)生產(chǎn)至今。解堵后該井日產(chǎn)氣恢復(fù)至堵塞前生產(chǎn)水平，并持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，目前以2.3 萬(wàn)方日產(chǎn)氣量正常生產(chǎn)中。

6. 措施效果分析

對(duì)比兩口井現(xiàn)場(chǎng)解堵工藝及效果，在采用交替泵注解堵劑 + 泡排輔助提噴的井筒解堵工藝中，影響施工效果的因素主要是藥劑用量和井筒積液的影響：

① 泡排劑過(guò)量造成壓井

M-AH29 井在第三階段泵注泡排劑后提噴，提噴物主要為泡沫，判斷井筒內(nèi)已充滿泡沫，后期加注的解堵劑未能有效到達(dá)井筒臟物處，同時(shí)出現(xiàn)壓井現(xiàn)象，造成關(guān)井油壓持續(xù)降低，井筒堵塞嚴(yán)重。

② 井底積液影響解堵劑與臟物的充分接觸

從壓力反應(yīng)看，M-AH29 井關(guān)井恢復(fù)油壓逐漸降低，恢復(fù)速率變慢，判斷由于積液及堵塞的存在，氣井能量不足以將殘液等帶出，井筒臟物表面存在積液等物質(zhì)隔離后續(xù)解堵劑與其充分接觸，造成解堵效果受限。

7. 結(jié)論

1) 針對(duì)L 氣藏低壓含硫氣藏井筒堵塞現(xiàn)象，常規(guī)修井解堵受低壓等因素影響，效果受限，采用交替泵注解堵劑 + 泡排輔助提噴的工藝可在一定程度上解除井筒堵塞。

2) 造成井筒堵塞的原因主要有兩類：井筒腐蝕產(chǎn)物、外加來(lái)源。L 氣藏的井筒堵塞物主要是由烴類和酯類的有機(jī)相(主要為入井液或油管炭纖維涂層)和由FeS、Fe3O4、SiO2與單質(zhì)硫等組成的無(wú)機(jī)相(主要為油管腐蝕產(chǎn)物)形成的一種混合物。

3) 采用交替泵注解堵劑 + 泡排輔助提噴的工藝解除井筒堵塞時(shí)應(yīng)注重藥劑泵注時(shí)機(jī)及用量，既要防止劑量過(guò)多產(chǎn)生壓井，腐蝕井筒等現(xiàn)象，又要考慮劑量過(guò)少，在積液等物質(zhì)的影響下隔離藥劑與臟物的充分反應(yīng)，影響解堵效果。