于曉明，唐瑜，薛偉，張宏，馬曉鵬

（中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊718500）

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連續(xù)油管鉆磨沖洗解堵工藝在儲氣庫水平井堵塞中的應用

于曉明，唐瑜，薛偉，張宏，馬曉鵬

（中國石油長慶油田分公司儲氣庫管理處，陜西靖邊718500）

本文主要針對長慶儲氣庫靖平H1注采水平井井筒堵塞情況，綜合考慮該水平井大尺寸井眼、長水平段，井筒結構復雜，減小儲層污染等條件，優(yōu)選了水力沖洗、鉆磨的組合解堵工藝技術成功解除井筒堵塞，為類似水平井采取此類解堵工藝措施時提供經(jīng)驗。

儲氣庫水平井；井筒堵塞；解堵工藝

長慶陜224儲氣庫注采水平井完鉆井深平均為5 200 m，水平段1 500 m左右，因儲氣庫大氣量強注強采的工藝要求，為了防止地層出砂，采用了防砂篩管完井方式。在完井過程中，若返排、酸洗等措施不到位，高密度泥漿對防砂篩管可能造成的堵塞損害，會大大降低水平井的注采能力［1，2］。此類水平井一旦井底出現(xiàn)堵塞物等復雜情況時，處理手段極其有限，且極易污染儲層。因此，需要利用儲層污染小，安全可靠、見效快的解堵工藝技術進行處理。

1　氣井井筒堵塞原因分析

一般情況下，造成氣井井筒堵塞的原因很多［3］，如地層出砂、機械落物、油套管變形、地層產(chǎn)出的瀝青質(zhì)，或者開采期間入井的各種化學藥劑及餾分、鉆井液、壓裂過程中入井的聚合物及氣井生產(chǎn)過程中形成的水合物都能夠造成井筒堵塞。

表1　H1井泥漿成分表

1.1儲氣庫氣井堵塞物成分分析

陜224儲氣庫靖平H1井前期鉆井施工中，為防止井壁垮塌，將鉆井液密度由1.26 g/cm3逐步提高至1.53 g/cm3（高密度、高固相泥漿）。水平段鉆井液配方為：0.2%PAC+2%～3%GD-K+3%ZDS+3%～4% SFT+5%工業(yè)鹽+3%～4%甲酸鈉+3%GD-2+1% SMP-2+重晶石（泥漿成分見表1）。由于泥漿中加入了重晶石，同時泥漿中CaO等含量很高，因此固井后可能有BaSO4、CaSO4等沉淀。

1.2堵塞機理推斷

分析靖平H1井其井筒堵塞大致有以下幾個方面原因：一是在前期鉆井過程中，為防止井壁垮塌，將鉆井液提高，形成沉淀。二是后期未充分進行返排破膠及酸化作業(yè)，酸化效果不好導致泥餅未完全排除。三是該井為篩管完井，水平段為篩管段，后期返排、酸洗等措施不到位，高密度泥漿沉淀對防砂篩管造成堵塞損害。

1.3難點分析

靖平H1井試井解釋有效水平段長度107 m（水平段鉆井長度1 177 m），滲透率為0.44 mD，表皮系數(shù)為-4.06，儲層污染嚴重。該井為大井深，長水平段堵塞，作業(yè)難度較大。

圖1　不同溫度下某解堵劑降解能力

圖2　不同濃度下某解堵劑降解能力

2　解堵工藝技術分析

2.1化學解堵工藝技術

化學解堵工藝技術就是利用解堵劑與井下堵塞物接觸后，在溶劑分子力的作用下，首先將堵塞物中的有機成分分散至溶劑中，成為溶液，堵塞物中的無機成分也便逐步瓦解成細小顆粒，在氣流的作用下與地層水乳化或懸浮，而這種溶液體系黏度很低，在井下氣體沖擊下帶出地面，達到解堵目的。此類解堵技術需針對特定堵塞物專門配制相應的解堵劑，對堵塞物進行降解分離。其解堵效果受解堵物成分、地層溫度、使用量影響較大。

靖邊氣田使用的某解堵劑在不同高溫條件下對堵塞物的降解曲線（見圖1），不同濃度的解堵劑對堵塞物降解后的質(zhì)量減少率（見圖2）。通過實驗數(shù)據(jù)可知，化學解堵技術優(yōu)點是：操作簡單，無工具掉落風險。缺點：對解堵劑成分及其作業(yè)溫度、使用濃度有較高要求，若出現(xiàn)長井段堵塞且堵塞物較多的情況，解堵溶液使用量大，成本較高，且化學解堵常用于有機化合物的解堵，儲氣庫H1井堵塞物多為高密度泥漿等沉淀物質(zhì)，利用化學解堵劑較難降解。

2.2連續(xù)油管噴射器沖洗工藝

該工藝采用連續(xù)油管下入沖洗工具串總成，進入水平段后，邊下鉆邊噴射，通過高壓射流沖擊清理水平段水泥環(huán)等堵塞物，使水平段完全暢通。對噴射器節(jié)流壓差及連續(xù)油管內(nèi)摩阻進行計算（見表2）分析出各工況使用要求?，F(xiàn)場采用連續(xù)油管+高壓水力噴射器進行噴射沖洗。

通過試驗，利用連續(xù)油管水力噴射沖洗工藝，其優(yōu)點：能對部分附著在井壁上的沉淀物進行沖洗處理，使用范圍廣，工具要求低，費用合理。缺點：對附著時間較長、量較大的高密度泥漿等硬附著物不能達到完全清除的效果。

2.3連續(xù)油管鉆磨工藝

采用連續(xù)油管下入鉆磨工具總成，進入水平段后，邊循環(huán)邊下鉆，通過螺桿電動機帶動磨鞋清理水平段水泥環(huán)等堵塞物，使水平段完全暢通，滿足酸化作業(yè)要求。

表2　噴射器節(jié)流壓差計算表

現(xiàn)場試驗采用連續(xù)油管+單流閥+液壓丟手+螺桿電動機+磨鞋（鉆磨工具）進行鉆磨處理（見表3）。

通過試驗，利用連續(xù)油管鉆磨工藝，優(yōu)點：通過磨鞋的快速旋轉(zhuǎn)能對部分附著在井壁上沉淀物進行鉆磨、碾碎處理，使用范圍廣，效果好。缺點：有工具掉落風險，因磨鞋前端帶有金屬磨料，易對井筒及井下工具產(chǎn)生磨損。

表3　鉆磨工具參數(shù)表

3　現(xiàn)場應用及效果評價

針對長慶儲氣庫靖平H1井長井深，井筒結構復雜，全水平段解堵的工況，選用連續(xù)油管作為作業(yè)管柱進行水力噴射沖洗（優(yōu)選5孔，孔徑3.5 mm噴射頭，排量500 L/min），并配合鉆磨工藝（排量420 L/min～ 500 L/min，鉆壓2 kN，轉(zhuǎn)速121 r/min～432 r/min）組合的解堵方案。

所有設計工具均在地面模擬實驗并達到設計要求后入井進行相關作業(yè)。簡要工序敘述如下：

（1）利用連續(xù)油管水力噴射沖洗工藝沖洗井筒處理至4 003 m時，排量500 L/min，泵壓54.42 MPa，日進尺較緩慢，沖洗返出液較渾濁，沖洗至4 224.47m時，沖洗效果較差，進尺緩慢，更換磨鞋磨銑（見圖3）。

（2）更換鉆磨工藝處理后順利鉆磨至設計井深，后通井順利。鉆磨期間，返出液渾濁，為高密度鉆井液，沉淀物為黏稠鉆井液及固體顆粒（見圖4）。

（3）鉆磨成功后再利用水力噴射工藝進行兩周循環(huán)洗井，返出液入井液一致后，作業(yè)成功。

（4）該井井筒處理完畢后進行連續(xù)油管拖動布酸、試氣求產(chǎn)，在油壓9.2 MPa，上壓1.6 MPa，上溫35℃，測得井底流壓12.53 MPa，求得無阻流量是改造前的4.3倍，改造效果較好。

（5）通過短期注氣參數(shù)分析，在同等壓力條件下，該井注氣量明顯提高，是臨井注氣量的2～3倍，說明改造效果較好。

圖3　水力噴射沖洗參數(shù)圖

圖4　返出物取樣實物圖

4　結論

（1）如果水平井完井過程中沒有進行返排破膠、酸洗等措施，或酸洗效果不好，則鉆井泥漿對井筒的堵塞因素不可忽略。

（2）連續(xù)油管水力噴射沖洗、鉆磨處理組合工藝對長水平段水平井鉆井泥漿堵塞有很好的處理效果，配合后期酸化作業(yè)使得水平井生產(chǎn)能力有較大提升。

（3）水力噴射及鉆磨工藝都需要配合連續(xù)油管下入工具串總成，需考慮井下完井工具參數(shù)，合理優(yōu)選工具串尺寸，盡可能減小工具掉落及損傷的風險。

［1］周靜.解除氣井有機沉積物堵塞用的解堵劑JD-3［J］.油田化學，2012，19（4）：309-310.

［2］陳單平.新場氣田氣井常見堵塞及防治措施［J］.天然氣工業(yè)，2010，25（3）：138-140.

［3］胡德芬.氣井油管堵塞原因分析［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2011，29（1）：37-42.

Coiled tubing flushing，drilling and grinding technology application of gas storage in the horizontalwell bore clogging

YU Xiaoming，TANG Yu，XUE Wei，ZHANG Hong，MA Xiaopeng
（Gas Storage Management Department of PetroChina Changqing Oilfield Company，Jingbian Shanxi718500，China）

In this paper，for Changqing gas storage Jingping H1injection and production wells blockage，considering the large size and long horizontal section.Shaft complex structure，reduce pollution and other reservoirs，select the coiled tubing flushing，drilling and grinding technology successfully lifted well-bore blockage.Provide experience for future jobs.

gas storage horizontalwells；well-bore blockage；plugging process

TE358.4

A

1673-5285（2016）07-0054-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.07.013

2016－05-31