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(yè)分公司，河北任丘 062552）①

普光氣田是國內開發(fā)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(fā)井出現(xiàn)油壓、油溫持續(xù)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(tǒng)進行排液解堵試驗，判斷為井筒發(fā)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(xù)油管作業(yè)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(xù)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(qū)塊的開發(fā)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(shù)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(tǒng)酸壓（化）很難實現(xiàn)儲層的均勻酸化，甚至有可能出現(xiàn)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(shù)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(shù)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(wěn)劑＋0.5%緩速穩(wěn)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(shù)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(fā)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(jié)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(guī)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(xiàn)井口降溫、降產、降壓等井筒節(jié)流現(xiàn)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(yè)，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(xù)油管作業(yè)解堵

1）采用連續(xù)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(xù)油管內注入堵塞位置，進行循環(huán)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(huán)解堵。

圖2 沖洗工具

圖3 強力沖洗工具組合

作業(yè)過程中發(fā)現(xiàn)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(xù)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(xù)油管環(huán)空內，使氣流通道減小，形成節(jié)流效應；沖洗液在節(jié)流作用下快速形成水合物，導致連續(xù)油管下放時遇阻，上提時遇卡，最大懸重達230kN，達到連續(xù)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(xiàn)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(xù)油管沖洗，配合熱水吞吐解堵為主要工藝，并對連續(xù)油管解堵流程（防噴流程）進行優(yōu)化。

3.1 技術思路

1）為避免在進行連續(xù)油管解堵作業(yè)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(xù)油管進行解堵。

2）先關閉井下安全閥，采用連續(xù)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(xù)油管沖洗至設計要求的深度。

5）加裝EE 級地面二級節(jié)流降壓放噴流程，再進行節(jié)流控制放噴，控制井口回壓穩(wěn)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(wěn)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(shù)穩(wěn)定后再恢復至氣井配產生產。

3.2 流程優(yōu)化

根據以前的流程，對P106－2H 井進行連續(xù)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(xù)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(xù)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(fā)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(xù)油管防噴器接出，施工結束后，將連續(xù)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(xù)性，避免再次堵塞，同時也提高了現(xiàn)場施工的安全性。

4 結論

1）采用連續(xù)油管解堵，配合使用熱水吞吐作業(yè)，現(xiàn)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(xiàn)場實施P203－1井，及時解除了井筒節(jié)流點，避免了井筒堵死情況發(fā)生，日增氣量45×104m3。

2）連續(xù)油管作業(yè)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(xù)油管作業(yè)的技術思路，同時在連續(xù)油管作業(yè)期間應使用熱水進行循環(huán)，便于井筒通道的打開。

3）在解堵作業(yè)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(yè)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(fā)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(qū)塊或其他高酸氣田的開發(fā)具有一定的指導意義。

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