元坝气田井筒堵塞物清除技术

2018-10-13林永茂董海峰

石油钻探技术 2018年5期

罗伟，林永茂，董海峰，伍强

(中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳 618000)

元坝气田是中国石化继普光气田之后，在四川盆地发现的又一个千亿立方储量的大型海相气田，具有埋藏深、高温、高压和高含硫等特点，属于典型的“三高”气藏。投产时为尽可能释放储层产能，该气田86%的井采用了裸眼完井或衬管完井，井壁支撑较弱，酸岩反应也降低了近井地带岩石的胶结强度，井壁岩屑存在剥落风险[1_4]。同时，随着生产的进行，井下腐蚀产物、酸化时用的固相暂堵剂、纤维、钻井液与完井液残渣、缓蚀剂高温分解产物及其他入井材料一同返出[5_8]，有机组分与无机物杂质混杂，造成了元坝气田目前多口井出现了井筒有机_无机物堵塞，其中部分井生产过程中油压快速下降，出现井筒节流，1口井井筒完全堵死，严重制约了气井的正常生产[9_13]。笔者在分析元坝气田2口典型井堵塞物成分的基础上，研制了解堵酸液，研究了配套解堵工艺，形成了超深高含硫气井井筒堵塞物清除技术，保障了元坝气田的平稳生产及产量任务的顺利完成，也可为同类气井井筒解堵提供技术参考。

1 元坝气田井筒堵塞情况统计

元坝气田生产过程中8口井共发生了18井次井筒堵塞(见表1)，其中元坝102_1H井完全堵死，其余井形成了井筒节流。从完井方式看，采用裸眼完井的气井更容易发生井筒堵塞，该气田采用裸眼完井的9口井在投入生产后，有6口井发生了井筒堵塞。

表1元坝气田井筒堵塞情况统计

Table1StatisticsonthewellboreblockageofYuanbaGasField

井号堵塞类型堵塞时间堵塞位置/m形成特点是否堵死完井方式元坝29_1复合堵塞生产过程中缓慢型否裸眼完井元坝27_3H复合堵塞生产过程中6 380.00缓慢型否裸眼完井元坝102_1H复合堵塞生产过程中6 460.00突然型是裸眼完井元坝1_1H复合堵塞环空加注保护液后缓慢型否裸眼完井元坝102_3H复合堵塞生产过程中缓慢型否裸眼完井元坝205_1复合堵塞生产过程中缓慢型否衬管完井元坝103_1H复合堵塞生产过程中缓慢型否裸眼完井元坝204_2复合堵塞生产过程中缓慢型否射孔完井

2 堵塞物成分分析

为了弄清堵塞物成分及来源，进而制定针对性的解堵措施，分析了堵塞物的成分。

现场分别对元坝27_3H井和元坝102_1H井的堵塞物样品进行成分分析，包括元素分析、无机成分XRD分析、有机成分IR分析、热重分析及堵塞物样品在酸液和乙醇中的溶解性分析，结果表明，元坝27-3H井堵塞物以有机物为主，元坝102_1H井堵塞物以无机物为主。因此，以这2口井为典型井分析堵塞物成分，明确堵塞物样品中有机组分和无机组分的含量，为研制解堵酸液和制定解堵工艺提供依据。

2.1 元素分析

采用扫描电子显微镜(SEM)对堵塞物样品的形貌进行观察，从样品放大200倍的SEM形貌图(见图1)可以看出，元坝27-3H井和元坝102_1H井堵塞物样品粒度分布基本均匀。

采用X射线能谱仪(EDS)对堵塞物样品进行元素分析，从分析结果(见表2)可以看出，2口井堵塞物元素均以C、O、S、Fe为主，而元坝102_1H井堵塞物含Cr和Ni等金属元素，可能与该井钻磨解堵时磨损油管有关。

表2 堵塞物样品元素分析结果Table 2 Element analysis results of blockage samples

2.2 无机成分XRD分析

采用粉末X射线衍射仪(XRD)分析堵塞物样品的无机成分，从分析结果中可知，元坝27_3H井堵塞物的无机成分以黄铁矿(FeS2，占86.53%)和石灰石(CaCO3，占13.47%)为主，而元坝102_1H井堵塞物的无机成分以石灰石(CaCO3，占76.93%)、重晶石(BaSO4，占17.55%)和地层微粒(SiO2，占5.52%)为主。其中，FeS2来源于岩石矿物组分或者井下金属管材与硫化氢的反应产物；CaCO3来源于岩石矿物组分或者酸化时添加的暂堵剂；BaSO4来源于钻井液中添加的加重剂；SiO2来源于岩石矿物。

2.3 有机成分IR分析

采用红外光谱仪(IR)分析堵塞物样品的有机成分，从IR分析图谱(见图2)可以看出，对于元坝27_3H井堵塞物，2 901 cm-1为-CH2的伸缩振动吸收峰，初步判断为重烃组分，可能为钻井液中SMC(磺化褐煤)、SMP_2(磺化酚醛树脂)、SPNH(磺化褐煤树脂)、DR_8(煤树脂类降滤失剂)、RH_220(液体润滑剂)和暂堵用的纤维等有机物在高温下的分解产物;同时,该井堵塞物样品在室内加热到100 ℃以上后和沥青类产品形貌相似。对于元坝102_1H井堵塞物，从有机基团的结构推断有曼尼烯碱结构单元和醛类结构单元，这2种物质可能为缓蚀剂高温分解后的主要成分。

图2 元坝27_3H井和元坝102_1H井的堵塞物样品有机成分IR图谱Fig.2 IR spectrum of organic components of blockage samples from Well YB27-3H and Well YB102-1H

2.4 热重分析

采用热重分析仪对堵塞物样品进行热重分析，得到2口井的样品损失质量与温度的关系曲线(见图3)。从图3可以看出，温度从230 ℃升至510 ℃时，元坝27_3H井堵塞物样品质量从11.995 5 mg降至5.561 1mg，样品质量损失6.434 4 mg，质量变化率为53.64%，说明堵塞物样品中的有机物占53.64%；温度从130 ℃升至380 ℃时，元坝102_1H井样品质量从8.501 0 mg降至7.951 0 mg，样品质量损失0.550 0 mg，质量变化率为6.47%，说明堵塞物样品中的有机物占6.47%。

图3 元坝27_3H井和元坝102_1H井的堵塞物样品质量与温度的关系Fig.3 Relationship between weight loss and temperature of blockage samples from Well YB27-3H and Well YB102-1H

2.5 堵塞物样品在酸液和乙醇中的溶解性分析

将堵塞物样品分别置于10%的盐酸和有机溶剂(乙醇)中反应1 h，反应结果如图4和图5所示。元坝27_3H井的堵塞物样品加入乙醇中立即发生快速溶解现象，且溶液的颜色由无色快速变为淡黄色;而该井堵塞物样品与盐酸反应缓慢，1 h后溶液表面仍有黑色漂浮物存在。元坝102_1H井的堵塞物样品加入盐酸后迅速反应，并释放出大量气体，颗粒状堵塞物表面被反应生成的气泡包围；而该井堵塞物样品置于乙醇中搅拌后静置，反应微弱，乙醇溶液呈透明状。

图4 元坝27_3H井的堵塞物样品在盐酸和乙醇中反应1 hFig.4 Reaction of the blockage sample from Well YB27-3H in HCl and ethanol for 1 h

图5 元坝102_1H井的堵塞物样品在盐酸和乙醇中反应1 hFig.5 Reaction of the blockage sample from Well YB102-1H in HCl and ethanol for 1 h

取出反应后的剩余样品干燥测其质量，计算样品在2种溶液中的溶解率，结果见表3。元坝27_3H井的堵塞物样品在10%盐酸中的溶解率仅为14.29%，而在乙醇中的溶解率为50.87%，说明样品中可溶性有机物含量较高，对于此类堵塞，通过泵注有机解堵剂容易解除；元坝102_1H井的堵塞物样品在10%盐酸中的溶解率为36.61%，而在乙醇中的溶解率仅为5.87%，说明样品中的无机物含量较高，对于此类堵塞，通过泵注常规无机酸即可解除。

表3元坝27_3H和元坝102_1H井的堵塞物样品在盐酸和乙醇中的溶解率

Table3DissolutionratesofblockagesamplesfromWellYB27-3HandWellYB102-1HinHClandethanol

井号溶液类型堵塞物质量/g反应前反应后溶解率,%元坝27_3H10%盐酸0.573 10.491 214.29乙醇0.154 50.075 950.87元坝102_1H10%盐酸20.035 212.699 736.61乙醇20.050 018.873 05.87

3 堵塞物清除工艺

3.1 解堵液设计

3.1.1 压井液

元坝长兴组气藏原始地层压力系数1.00～1.18，为正常压力系统，单井累计产气量达(4～5)×108m3，生产过程中地层压力衰减，为了防止压漏地层，采用清水作为压井液。

3.1.2 冲洗液

冲洗液需要具有耐高温、低摩阻和携砂能力强等性能，要求其漏斗黏度达到80 s以上，pH值大于10，设计采用降阻水作为冲洗液，密度1.0 g/cm3，考虑井筒内含有H2S气体，加入2%的有机除硫剂以降低腐蚀。

3.1.3 解堵液配方

根据前面堵塞物样品成分分析结果，明确了不同气井之间堵塞成分存在差异，因此分别研制了适用于无机物堵塞为主的无机酸解堵液和适用于有机物堵塞为主的有机酸解堵液。

无机酸解堵液配方为20.0%HCl+5.5%高温缓蚀剂+1.0%铁离子稳定剂+1.0%助排剂。

有机酸解堵液配方为5.00%盐酸+9.50%主乳化剂+0.40%助乳化剂+48.00%特效有机溶剂+0.05%有机盐+7%互溶剂+4.00%高温缓蚀剂+0.80%铁离子稳定剂+0.05%消泡剂+清水。

3.2 施工工艺

针对井筒节流、井筒完全堵死等不同的堵塞程度，研究了相应的施工工艺。

3.2.1 井筒节流

1) 无机物堵塞为主的气井。从井口直接泵注无机酸解堵液，解堵液按照油管鞋以下井筒容积的3倍准备，施工排量控制小于0.4 m3/min，尽量延长解堵液与堵塞点的过液时间。注解堵液结束后，采用1个油管容积的清水挤注酸液进入地层，清除井筒及近井地带的酸溶性物质。

2) 有机物堵塞为主的气井。带球形喷嘴的连续油管的下放速度控制在10 m/min，避免突遇堵塞点时压力过大导致连续油管弯曲变形；探到塞面后，加压泵注冲洗液，对堵塞点进行冲洗解堵，排量控制在0.3 m3/min；如果泵注冲洗液无法解堵，则加压泵注有机酸解堵液对堵塞点进行冲洗解堵，排量控制在0.2～0.3 m3/min；若仍然无法解除堵塞点，上提连续油管至堵塞点以上500.00 m，泵注有机酸解堵液，采用冲洗液将有机酸解堵液顶替出连续油管管鞋后，再次上提连续油管1 000.00 m，让有机酸解堵液浸泡2 h；提出连续油管，井口泵注无机酸解堵液，用清水挤注所有解堵液进入地层，关井反应4 h，随后在具备良好放喷条件的情况下放喷排液。

3.2.2 井筒完全堵死

对于井筒完全堵死的情况，完全由地层返出物桥架堆积引起的可能性不大，应为金属硬物与地层杂质胶结在一起形成堵塞，针对该类堵塞，采用如下解堵工艺：1)连续油管探塞面；2)逐步提高冲洗液排量，最大排量以泵压不超过50 MPa为限；3)采用连续油管+螺杆+套铣鞋对堵塞点进行钻磨；4)根据堵塞物成分，选择相应解堵液类型；若沟通堵塞，则将解堵液挤入地层，否则下连续油管替出解堵液；5)将连续油管+铅模下至遇阻点加压进行打印；6)电缆测井校深，如果堵塞点位于封隔器之下，采用连续油管穿孔，沟通油套，进而沟通地层。

4 现场应用

2015年以来，元坝气田8口井应用井筒堵塞物清除技术进行解堵，成功率100%，日增产气量316×104m3，保证了元坝气田生产任务的顺利完成。其中元坝29_1井、元坝1_1H井、元坝102_3H井、元坝205_1井、元坝103_1H井和元坝204_2井采用无机酸解堵液成功解除了井筒堵塞；元坝102_1H井为井筒完全堵死，现场采用连续油管冲洗解堵、连续油管钻磨、试挤、酸洗、泡酸解堵、铅模打印、电缆测井测堵点和连续油管穿孔等一系列措施成功沟通地层；元坝27_3H井前期采用无机酸解堵液解堵效果不够理想，通过对堵塞物样品进行成分分析，明确了该井堵塞物以有机物为主，采用有机酸解堵液解堵取得了良好效果，下面对元坝27_3H井的解堵施工过程和解堵效果进行分析。

4.1 元坝27_3H井基本情况

元坝27_3H井于2016年11月至2017年8月采用无机酸解堵液进行了4次解堵，解堵后油压恢复，但有效期仅分别为60，51，73和28 d，维持时间越来越短，2017年9月15日该井油压再次出现了明显下降，根据前期解堵施工数据，判断该井井筒存在1个固定节流点，每次注无机酸解堵液冲刷均未能完全溶蚀堵塞点，复产后返出物容易再次在该堵塞点处堆积。

4.2 解堵施工过程及效果

根据对该井堵塞物样品的成分分析，对该井实施了新的解堵方案，施工过程如下：1)连接入井工具，管串结构为φ44.5 mm连续油管+环压接头+φ44.5 mm单流阀+φ44.5 mm液压丢手+φ44.5 mm球形喷嘴；2)采用1400型泵车从油管注入清水压井；3)连续油管下至井深6 380.00 m遇阻，加压10 kN冲洗40 min无进尺，排量0.3 m3/min，泵压24 MPa，累计泵注冲洗液15 m3；4)井深6 380.00 m加钻压10 kN开始泵注有机酸解堵液，排量0.2～0.3 m3/min，泵压25～42 MPa，解堵液泵出连续油管管鞋3 m3时悬重恢复正常，表明遇阻点解堵成功，随后累计泵注有机酸解堵液10 m3；5)倒换地面低压管线，泵注冲洗液开始顶替，冲洗至井深6 438.00 m(管鞋井深6 408.00 m)；6)上提连续油管，对6 380.00～6 390.00 m井段进行冲洗；7)边泵注冲洗液边上提连续油管，提至井深5 450.00 m停泵，连续油管提出井，关闭采气树7号主闸门，拆除井口连续油管设备，恢复采气树7号主闸顶部盖板法兰；8)泵注无机酸解堵液20 m3、顶替清水30 m3，此过程中泵压由3.4 MPa升至4.7 MPa,随后降至0再升至2.3 MPa，排量0.3～1.0 m3/min，关井反应；9)油嘴控制放喷排液，点火成功，焰高8～10 m，关闭采气树4号阀关井，拆除解堵流程管线，恢复采气树左翼盲板。

元坝27_3H井经过4 d解堵作业后恢复正常生产，油压40.8 MPa，产气量恢复到43×104m3/d，解堵效果显著。