元坝气田高含硫气井井筒堵塞物分析及解堵剂优化研究

杨云徽　曹廷义

摘  要：元坝气田自2014年底正式投产以来，陆续出现了井筒堵塞现象。通过地面流程堵塞物成分分析与堵塞物来源研究，针对性地研制了一种以溶剂油为主的高溶蚀有机解堵剂。该解堵剂在元坝2X现场应用效果较好，产量、油压得到恢复，累计天然气增产超过0.8×108m3，取得了一定的效果和经济效益。

关键词：井筒堵塞;有机物;有机解堵剂;无机解堵剂

中图分类号：TE377         文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2019）34-0114-02

Abstract： Since Yuanba gas field was put into production at the end of 2014， the phenomenon of wellbore blockage has appeared one after another. Through the analysis of the composition of the plugging material in the surface process and the study of the source of the plugging material， a highly corrosive organic plugging remover based on solvent oil was developed. The application effect of the plugging remover in Yuanba 2X field is good， the output and oil pressure are restored， and the cumulative increase of natural gas is more than 0.8×108m3， and certain results and economic benefits have been obtained.

Keywords： wellbore plugging; organic matter; organic plugging remover; inorganic plugging remover

引言

元壩气田是中石化开发的第二个酸性大型气田，是迄今为止国内外经济开发最深的碳酸盐岩气藏，主要生产层位为二叠系长兴组气藏。气藏埋藏深度6300-7200m，气藏压力系数1.00-1.18，具有高含硫（平均5.53%）、中含二氧化碳（平均8.17%）的特征。有利储层以白云岩、灰质白云岩为主，孔隙度平均4.53%，渗透率几何平均为0.34mD。储集空间类型以粒间溶孔为主，并发育少量微裂缝，总体上属于低孔低渗、孔隙型储层。气井以水平井、大斜度为主，完井方式主要有射孔完井和裸眼完井，最大深度为7971m，采用完井、酸化、投产一体化管柱，管柱为3 1/2"油管或与2 7/8"油管的组合，主要井下工具包括井下安全阀、循环滑套、封隔器和球座。发生井筒堵塞的完井方式主要为衬管完井或半裸眼完井。截止目前共投产32口井，天然气产能达到40×108m3。投产以来已累计发生13口井27次堵塞，其中5口井8井次为水合物堵塞，通过泵注热水、环空加热、连续油管解除水合物堵塞;而8口井19井次为井筒复合堵塞，堵塞物呈墨黑色，并有沥青气味，井筒堵塞物造成气井难以正常生产。气井采用酸化解堵后有效生产期差异大、酸化后井筒频繁堵塞、地面管线频繁堵塞等现象日益突出，其根本原因是井筒堵塞物成分不清楚、井筒堵塞机理不明确，酸化液体针对性不强。为此，结合元坝气田地质特征、气井的井身结构、钻完井方式和生产特点，开展了有关井筒堵塞的堵塞物成分分析、堵塞机理分析，并开展有机物解堵剂+无机物解堵剂+连续油管解堵工艺试验，在元坝2X井取得了较好的效果。

1 堵塞物形态

1.1 宏观形态

现场从笼套式节流阀、分酸分离器位置分别取得了3口井堵塞物四个样品。根据堵塞物宏观照片可知，堵塞物前期呈黏稠的黑色胶状物，随着时间的增加，堵塞物逐渐呈黑色颗粒状，含有较淡的硫化氢味道，原油味道较浓。堵塞物粒径大小差异较大，最大堵塞物尺寸为28.10mm×9.22mm。

1.2 微观形态

采用镜下宏观照相和粒径分析，样品呈黑色颗粒状，形状不规则，颗粒直径分布在80-280μm范围内，粒径中值为180.83μm，根据扫描电子显微镜镜下观察结果，发现样品粒径分布不均匀，形状不规则，最大颗粒粒径达400μm，部分颗粒因受到冲击作用而磨碎成细小颗粒。

1.3 井筒堵塞物不同温度下形态特征

在温度依次为室温18℃、40℃、60℃、80℃、100℃时，称取5.0602g堵塞物样品，在恒温干燥箱中加热2h后，取出堵塞物观察其宏观形貌。

随加热温度增加，瓷坩埚底部逐渐形成黑色胶结物，堵塞物逐渐黏贴在坩埚底部，用小刀很难将堵塞物进行剥离，不同粒径的堵塞物逐渐溶解，溶解物表明产生大量气泡。

堵塞物样品加热到100℃后，样品几乎完全融解并黏附在坩埚底部，形成凹凸不平、光滑发亮的黑色半固体物质，气孔较少。

堵塞物样品加热到120℃后，样品处于熔融状态，刚取出样品时，用镊子拨动，其质地柔软，呈流动性很差的黏稠状物质，表面有液化后形成的气孔。

堵塞物样品从120℃加热到140℃过程中，产生了极其难闻的烧焦气味。从干燥箱中取出该样品，发现样品呈完全熔融状态，为黏稠状黑色液体，其表面有少量的气泡，较前面几组实验，气泡明显减少。

堵塞物样品从140℃加热到180℃过程中，产生了极其难闻的烧焦气味，样品外观形态与140℃时基本一致。

2 堵塞形成机理

2.1 油管局部变径点是堵塞物形成的有利场所

根据完井方式，堵塞物从地层进入井筒后，最先停留在井筒的水平段，然后进入油管，赋存在油管壁，最有可能在油管变径位置黏附，形成井筒节流，而球座和球座芯上移最可能卡在坐封球的位置，加速井筒堵塞。从元坝102-1H连续油管实际探点来看，堵塞点位置为6460m，位于球座（6534m）上方74m，因此球座之上200m到井底是堵塞物堆积的主要位置。

2.2 高黏性有机组分是井筒堵塞形成的主要原因

当气井生产时，储层中存在的高黏性物质（沥青、暂堵纤维、降滤失剂等）在井筒运移过程中，由于地温梯度影響，运移过程中温度降低黏度增大，在井筒内壁局部变径点逐渐发生沉积，发生沉积后黏性物质在井筒内壁形成架桥。该黏稠性物质黏附与井筒后，捕获地层中返排出的粒径大小为80-280μm无机物（无机垢、酸溶物、矿物碎屑、暂堵纤维等），导致堵塞物逐渐变大，堵塞节流效应也逐渐增强。

2.3 频繁调产、关井操作加速井筒分级节流堵塞

元坝气田输送工艺采用的改良的湿气输送模式，由于气体中含有大量的硫化氢，对管线存在腐蚀，因此需要定期对管线进行清管涂膜，从而降低管道的腐蚀速率。定期的清管涂膜需要降低气井的产量，因此气井频繁调产、关井作业，这些都是引起井筒激动的关键动作，井筒激动会改变井筒的流态，气流中携带的堵塞物会阶段性的发生运移→沉积→再运移→再沉积，油管中节流堵塞位置很可能不是一个点，而是分段沉积堵塞、逐级节流。

3 解堵剂研究

元坝气田采用多级暂堵交替注入分流酸化工艺，前期酸化采用的闭合酸、胶凝酸、压裂液、滑溜水的配方。元坝气田气井酸压后返排率主体在70～80%，部分酸液滞留储层，增加了储层流体的复杂性。本解堵剂的研究主要是前期酸压工艺和已有的解堵工艺基础上进行解堵液体优化设计，以满足不同堵塞类型井的解堵技术需要。

通过成分分析，堵塞物以沥青质为主，在酸液体系配方中增加有机物解堵剂或者沥青质清除剂，以溶解井筒沥青质复合堵塞物及井筒附近的地层。开展活性剂和有机物降解剂优选，形成高效解堵酸配方。5%盐酸+10%主乳化剂+0.4%助乳化剂+43%特效有机溶剂+0.1%有机盐+10%互溶剂+4%高温缓蚀剂+0.8%铁离子稳定剂+0.1%消泡剂+水。解堵剂注入井筒，油接触管壁，酸被隔离，防止了酸对管柱的腐蚀。

4 现场应用

元坝2X井自投产以来，已分别进行了四次常规酸化解堵，酸化规模分别是25m3、40m3、20m3、30m3，解堵后有效期最长为73天，最短仅28天。采用新研制的有机解堵剂+无机解堵剂+连续油管施工工艺，连续油管在6380m遇阻，反复开展上提下放、循环冲洗等均无法通过遇阻点。通过注入新研制的有机解堵剂，堵塞物迅速被溶解，连续油管顺利下放至6438m（管柱底界6408m），成功解除井筒堵塞。气井产量恢复到55×104m3/d左右，气井油压恢复到40MPa以上，截止目前已累计增产6000×104m3以上。

5 结束语

（1）通过堵塞物成分、来源分析，元坝气田井筒堵塞物主要是由来自地层与入井液材料综合形成，从而导致气井段塞堵塞无法正常生产。

（2）采用多种方法分析堵塞物成分，并定量分析了堵塞物成分比例，考虑堵塞物中无机物与有机物所占比例，针对性研制了有机解堵剂，有效解除井筒复合型堵塞。

（3）研制的有机解堵剂、无机解堵剂配合连续油管施工，在元坝2X井进行了现场试验，取得了较好的效果，为元坝气田气井稳定生产提供了有力的技术支撑。

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