连续油管钻磨冲洗解堵工艺在储气库水平井堵塞中的应用

于晓明，唐瑜，薛伟，张宏，马晓鹏

（中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边718500）



连续油管钻磨冲洗解堵工艺在储气库水平井堵塞中的应用

于晓明，唐瑜，薛伟，张宏，马晓鹏

（中国石油长庆油田分公司储气库管理处，陕西靖边718500）

本文主要针对长庆储气库靖平H1注采水平井井筒堵塞情况，综合考虑该水平井大尺寸井眼、长水平段，井筒结构复杂，减小储层污染等条件，优选了水力冲洗、钻磨的组合解堵工艺技术成功解除井筒堵塞，为类似水平井采取此类解堵工艺措施时提供经验。

储气库水平井；井筒堵塞；解堵工艺

长庆陕224储气库注采水平井完钻井深平均为5 200 m，水平段1 500 m左右，因储气库大气量强注强采的工艺要求，为了防止地层出砂，采用了防砂筛管完井方式。在完井过程中，若返排、酸洗等措施不到位，高密度泥浆对防砂筛管可能造成的堵塞损害，会大大降低水平井的注采能力［1，2］。此类水平井一旦井底出现堵塞物等复杂情况时，处理手段极其有限，且极易污染储层。因此，需要利用储层污染小，安全可靠、见效快的解堵工艺技术进行处理。

1　气井井筒堵塞原因分析

一般情况下，造成气井井筒堵塞的原因很多［3］，如地层出砂、机械落物、油套管变形、地层产出的沥青质，或者开采期间入井的各种化学药剂及馏分、钻井液、压裂过程中入井的聚合物及气井生产过程中形成的水合物都能够造成井筒堵塞。

表1　H1井泥浆成分表

1.1储气库气井堵塞物成分分析

陕224储气库靖平H1井前期钻井施工中，为防止井壁垮塌，将钻井液密度由1.26 g/cm3逐步提高至1.53 g/cm3（高密度、高固相泥浆）。水平段钻井液配方为：0.2%PAC+2%～3%GD-K+3%ZDS+3%～4% SFT+5%工业盐+3%～4%甲酸钠+3%GD-2+1% SMP-2+重晶石（泥浆成分见表1）。由于泥浆中加入了重晶石，同时泥浆中CaO等含量很高，因此固井后可能有BaSO4、CaSO4等沉淀。

1.2堵塞机理推断

分析靖平H1井其井筒堵塞大致有以下几个方面原因：一是在前期钻井过程中，为防止井壁垮塌，将钻井液提高，形成沉淀。二是后期未充分进行返排破胶及酸化作业，酸化效果不好导致泥饼未完全排除。三是该井为筛管完井，水平段为筛管段，后期返排、酸洗等措施不到位，高密度泥浆沉淀对防砂筛管造成堵塞损害。

1.3难点分析

靖平H1井试井解释有效水平段长度107 m（水平段钻井长度1 177 m），渗透率为0.44 mD，表皮系数为-4.06，储层污染严重。该井为大井深，长水平段堵塞，作业难度较大。

图1　不同温度下某解堵剂降解能力

图2　不同浓度下某解堵剂降解能力

2　解堵工艺技术分析

2.1化学解堵工艺技术

化学解堵工艺技术就是利用解堵剂与井下堵塞物接触后，在溶剂分子力的作用下，首先将堵塞物中的有机成分分散至溶剂中，成为溶液，堵塞物中的无机成分也便逐步瓦解成细小颗粒，在气流的作用下与地层水乳化或悬浮，而这种溶液体系黏度很低，在井下气体冲击下带出地面，达到解堵目的。此类解堵技术需针对特定堵塞物专门配制相应的解堵剂，对堵塞物进行降解分离。其解堵效果受解堵物成分、地层温度、使用量影响较大。

靖边气田使用的某解堵剂在不同高温条件下对堵塞物的降解曲线（见图1），不同浓度的解堵剂对堵塞物降解后的质量减少率（见图2）。通过实验数据可知，化学解堵技术优点是：操作简单，无工具掉落风险。缺点：对解堵剂成分及其作业温度、使用浓度有较高要求，若出现长井段堵塞且堵塞物较多的情况，解堵溶液使用量大，成本较高，且化学解堵常用于有机化合物的解堵，储气库H1井堵塞物多为高密度泥浆等沉淀物质，利用化学解堵剂较难降解。

2.2连续油管喷射器冲洗工艺

该工艺采用连续油管下入冲洗工具串总成，进入水平段后，边下钻边喷射，通过高压射流冲击清理水平段水泥环等堵塞物，使水平段完全畅通。对喷射器节流压差及连续油管内摩阻进行计算（见表2）分析出各工况使用要求。现场采用连续油管+高压水力喷射器进行喷射冲洗。

通过试验，利用连续油管水力喷射冲洗工艺，其优点：能对部分附着在井壁上的沉淀物进行冲洗处理，使用范围广，工具要求低，费用合理。缺点：对附着时间较长、量较大的高密度泥浆等硬附着物不能达到完全清除的效果。

2.3连续油管钻磨工艺

采用连续油管下入钻磨工具总成，进入水平段后，边循环边下钻，通过螺杆电动机带动磨鞋清理水平段水泥环等堵塞物，使水平段完全畅通，满足酸化作业要求。

表2　喷射器节流压差计算表

现场试验采用连续油管+单流阀+液压丢手+螺杆电动机+磨鞋（钻磨工具）进行钻磨处理（见表3）。

通过试验，利用连续油管钻磨工艺，优点：通过磨鞋的快速旋转能对部分附着在井壁上沉淀物进行钻磨、碾碎处理，使用范围广，效果好。缺点：有工具掉落风险，因磨鞋前端带有金属磨料，易对井筒及井下工具产生磨损。

表3　钻磨工具参数表

3　现场应用及效果评价

针对长庆储气库靖平H1井长井深，井筒结构复杂，全水平段解堵的工况，选用连续油管作为作业管柱进行水力喷射冲洗（优选5孔，孔径3.5 mm喷射头，排量500 L/min），并配合钻磨工艺（排量420 L/min～ 500 L/min，钻压2 kN，转速121 r/min～432 r/min）组合的解堵方案。

所有设计工具均在地面模拟实验并达到设计要求后入井进行相关作业。简要工序叙述如下：

（1）利用连续油管水力喷射冲洗工艺冲洗井筒处理至4 003 m时，排量500 L/min，泵压54.42 MPa，日进尺较缓慢，冲洗返出液较浑浊，冲洗至4 224.47m时，冲洗效果较差，进尺缓慢，更换磨鞋磨铣（见图3）。

（2）更换钻磨工艺处理后顺利钻磨至设计井深，后通井顺利。钻磨期间，返出液浑浊，为高密度钻井液，沉淀物为黏稠钻井液及固体颗粒（见图4）。

（3）钻磨成功后再利用水力喷射工艺进行两周循环洗井，返出液入井液一致后，作业成功。

（4）该井井筒处理完毕后进行连续油管拖动布酸、试气求产，在油压9.2 MPa，上压1.6 MPa，上温35℃，测得井底流压12.53 MPa，求得无阻流量是改造前的4.3倍，改造效果较好。

（5）通过短期注气参数分析，在同等压力条件下，该井注气量明显提高，是临井注气量的2～3倍，说明改造效果较好。

图3　水力喷射冲洗参数图

图4　返出物取样实物图

4　结论

（1）如果水平井完井过程中没有进行返排破胶、酸洗等措施，或酸洗效果不好，则钻井泥浆对井筒的堵塞因素不可忽略。

（2）连续油管水力喷射冲洗、钻磨处理组合工艺对长水平段水平井钻井泥浆堵塞有很好的处理效果，配合后期酸化作业使得水平井生产能力有较大提升。

（3）水力喷射及钻磨工艺都需要配合连续油管下入工具串总成，需考虑井下完井工具参数，合理优选工具串尺寸，尽可能减小工具掉落及损伤的风险。

［1］周静.解除气井有机沉积物堵塞用的解堵剂JD-3［J］.油田化学，2012，19（4）：309-310.

［2］陈单平.新场气田气井常见堵塞及防治措施［J］.天然气工业，2010，25（3）：138-140.

［3］胡德芬.气井油管堵塞原因分析［J］.天然气勘探与开发，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