低壓含硫氣藏井筒解堵工藝淺析

郭麗雪，楊 輝，趙 丹，毛 珍

中國石油西南油氣田公司川中油氣礦，四川 遂寧

1. 引言

磨溪氣田L 氣藏經過多年開發，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，易發生修井液無法返排導致復產困難，因此急需探索一種針對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

磨溪氣田L 氣藏處于氣水過渡帶，部分氣井投產即產地層水，通過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間值為31.02～33.72 MPa，經過多年開發，氣藏壓力逐漸下降，目前中部平均地層壓力12.56 MPa。生產井油壓普遍較低、低產、井筒積液特征，氣藏開采已進入中后期，85%的氣井油壓低于5 MPa，大部分氣井油壓已經與輸壓持平。

2.2. 堵塞情況統計

氣藏生產過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或堵塞井口針閥、排污系統、集輸管線影響氣井正常生產(見表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 氣藏生產過程中因堵塞導致產量驟降情況統計(近三年)

3. 堵塞分析

3.1. 堵塞物分析

對L 氣藏多口井進行堵塞物性質分析(見表2)表明：堵塞物主要是烴類和酯類的有機相和由FeS、Fe3O4、SiO2與單質硫等組成的無機相形成的一種混合物。這種混合物具有粘度大、粘接力強的特點而粘附在油管內壁造成堵塞，由于憎水性特點使氣井產出液及無機溶劑難以對其產生影響。

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

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]，結合L 氣藏堵塞物性質等因素分析認為，L 氣藏堵塞物來源主要有兩類：井下管柱腐蝕產物、外加來源。

1) 井下腐蝕產物

L 氣藏為含硫氣藏，處于氣水過渡帶，氣井投產即產地層水。氣藏開采初期主要完井管柱為金屬油管，在酸性環境下腐蝕嚴重，形成Fe 的硫化物和氧化物堵塞井筒[2]；開采中后期更換為玻纖油管，在高溫濕熱環境下玻璃鋼易脫層，同樣造成井筒堵塞，見圖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) 外加來源

氣井在鉆井、試油、酸化、生產過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、瀝青樹脂、聚丙烯酰胺、有機酸酯、表面活性劑等[3]。這些入井液體在井下長時間浸泡地層、發生反應，會形成復雜多樣的有機物[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主要受以下3 點因素影響：

1) 低壓作業效果受限。L 氣藏早期發生井筒堵塞可通過向油管內泵注清水，利用地層能量將清水和臟物一起返出至地面，針對堵塞嚴重井可通過修井更換油管進行解堵，但隨著地層壓力逐漸降低，氣井產氣量已低于臨界攜液量，井底積液無法通過地層能量返出，修井解堵作業效果明顯受限。如2019 年對M-AH11 井進行修井作業，更換油管后進行酸化，本次修井作業成功打撈腐蝕油管，但由于地層壓力過低，更換油管后排液困難(累計排液508.4 m3，應排1879.36 m3，余液1370.96 m3)排液效果不佳無法成功復產，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，通井困難，無法有效確定堵塞物具體位置(見表3)。

Table 3. Statistics of measured wells表3. 措施井井況統計

3) 受堵塞物性質影響，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，粘附在油管內壁，具有一定憎水性，且堵塞嚴重，常規注水浸泡提噴方式無效。

4.2. 解堵方案制定

考慮氣藏壓力較低、大液量解堵作業不利于排液的情況，同時鑒于臟物為有機物和無機物混合形成，現場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物和無機物構成，在現場試驗中分別交替泵注有機解堵劑、無機解堵劑，分別與臟物充分反應進而解除堵塞。由于氣藏目前壓力較低，且井筒內存在積液，在現場試驗過程中適量泵注泡排劑進行輔助提噴[5]，將溶解的臟物殘渣和井內積液同時帶出井筒。

工序：交替泵注有機/無機解堵劑→關井反應→泵注泡排劑→提噴，觀察現場反應。

2) 藥劑用量：

考慮井筒內堵塞物位置不確定性，且地層壓力過低，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. 現場應用

M-AH29 井：2012 年正式投產，硫化氫含量為20.33 g/m3，日產氣3～5 萬方。生產過程中多次出現井筒返出臟物堵塞針閥現象，至2022 年1 月，油壓突然降至2.87 MPa，與輸壓持平，產量落0。泵注清水解堵無效，關井油壓恢復速度約2 MPa/h，約8 h 恢復至13.5 MPa 并維持穩定。液面位于2634 m 處。

M-AH29 井現場解堵試驗共歷經四個階段：

第一階段：采用有機、無機解堵劑交替浸泡解堵，期間泵注適量泡排劑。經過兩次有機解堵、一次無機解堵后，形成穩定通道，能維持產量3000 方生產，穩定油壓4.4 MPa。

第二階段：繼續采用有機、無機解堵劑交替浸泡解堵，將有機解堵劑使用劑量增至500 kg、浸泡時間延長至2 天，無機解堵劑使用劑量增至500 kg、浸泡時間延長至1 天，經過兩次有機解堵、一次無機解堵后，進一步擴大通道，能維持產量9000 方生產(見圖2)，穩定油壓4.1 MPa?，F場顯示藥劑返排率低，井底積液嚴重，導致通道二次堵塞。

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)。開井過程中聽到臟物撞擊針閥產生異響，返出物為泡沫、乳白色液體、黑色臟物及液體(見圖3)。

第四階段：繼續泵注400～600 kg 無機解堵劑，帶出水及臟物3.6 方，返出物為大量泡沫、黑色臟物及液體。但解堵效果未達預期，且因井筒內泡沫、積液較多，不能倒入流程正常生產，關井油壓僅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M-AH29 現場解堵經驗，交替泵注解堵劑 + 泡排輔助提噴的解堵工藝在現場實施中初期取得一定效果，但對泡排劑的使用及劑量需根據實際井況進行開展，以防止泡沫壓井，加重堵塞程度。

結合M-AH29 井筒解堵經驗，對M-AH23 井進行泵注化學劑井筒解堵現場試驗。

M-AH23 井：2011 年投產，裸眼完井，硫化氫含量為26.92 g/m3。生產過程中多次出現井筒返出臟物堵塞針閥現象，2022 年1 月2 日因井筒堵塞嚴重油壓降至2.54 MPa，與輸壓持平，產量落0。

2022 年4 月進行井筒解堵試驗，通過多輪次泵注無機解堵劑，日產氣量逐步提升，開井后油壓可達到穩定狀態，期間泵注泡排劑160 kg，將堵塞殘差及井筒內積液帶出，該井經井筒解堵后于5 月30 日導入生產流程正產生產。

M-AH23 井解堵施工后連續生產至今。解堵后該井日產氣恢復至堵塞前生產水平，并持續穩產，目前以2.3 萬方日產氣量正常生產中。

6. 措施效果分析

對比兩口井現場解堵工藝及效果，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，判斷井筒內已充滿泡沫，后期加注的解堵劑未能有效到達井筒臟物處，同時出現壓井現象，造成關井油壓持續降低，井筒堵塞嚴重。

② 井底積液影響解堵劑與臟物的充分接觸

從壓力反應看，M-AH29 井關井恢復油壓逐漸降低，恢復速率變慢，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隔離后續解堵劑與其充分接觸，造成解堵效果受限。

7. 結論

1) 針對L 氣藏低壓含硫氣藏井筒堵塞現象，常規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：井筒腐蝕產物、外加來源。L 氣藏的井筒堵塞物主要是由烴類和酯類的有機相(主要為入井液或油管炭纖維涂層)和由FeS、Fe3O4、SiO2與單質硫等組成的無機相(主要為油管腐蝕產物)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應注重藥劑泵注時機及用量，既要防止劑量過多產生壓井，腐蝕井筒等現象，又要考慮劑量過少，在積液等物質的影響下隔離藥劑與臟物的充分反應，影響解堵效果。