深层含硫气井井下解堵措施研究及应用

朱 庆，曾 诚，谢 波，唐 聪，梁帮治，黄 全

中国石油西南油气田分公司蜀南气矿

1 概述

1. 1 区块特征

安岳气田高石梯区块灯四气藏属于高温中含硫气藏［1］，其埋藏深度超过5 000 m，产层中部压力57.0 MPa，压力系数1.12，气藏中部温度155.7 ℃，天然气中硫化氢含量1%，二氧化碳含量6%。气井在钻井、试油和生产过程中均未发现地层水迹象，产出液主要是凝析水和入井工作液的混合液体。

气藏储层岩性主要为藻凝块云岩、藻叠层云岩、藻砂屑云岩，因此主要采用胶凝酸、自生酸、转向酸酸压增产工艺［2］，施工液量1 500 ～ 2 000 m3/井次。气井完井时采用酸化—生产一体化管柱［3］，不开展井下动态监测的井采用井下节流工艺生产。

1. 2 返排物堵塞情况

自2012年投入试采以来，至2020年6月，区块投产气井28口，年产气能力20.0×108m3。高石梯区块气井生产过程中普遍返排出堵塞物，多次发生井下管柱堵塞（表1）或井下绳索作业遇阻（卡）。这些堵塞不仅制约了气井天然气产量发挥，还增加了生产操作及检维修作业工作量，对区块的安全平稳生产带来风险。

表1 高石梯区块气井堵塞情况统计表

2 堵塞原因分析

2. 1 堵塞物成分分析

对堵塞物开展萃取、灼烧、酸溶、能谱电镜、X射线衍射、红外光谱分析、气相色谱—质谱分析等手段，明确了堵塞物成分，可将堵塞物分为两类：

一类以无机物为主。其中无机物占80% ～90%，稀盐酸溶解性为28.06%，溶解后铁元素占样品质量的11.64%，经SEM、 EDS 与 XRD 分析检测后，发现固体物的主要成分为FeS、SiO2、CaCO3与CrSi2有机物占比不超过20%，多为烃、芳香烃及酯类。该类堵塞物无机物占比大、有机物为“黏合剂”，其特点是流动性差，多在井下及井口造成堵塞，经分离器分离后多数留存在分离器下部，少部分进入排污管线。此类堵塞物在投产时间较短的井较为常见。

另一类以有机物为主。有机物占60%以上，主要有长链脂肪酸与脂肪酸酯、饱和烷烃、含硫化合物等;无机物多为Fe 的硫化物和氧化物、Ca和 Mg碳酸盐等;该类堵塞物的特点是有机物占比大、黏度较大，在地层及井筒条件下具有一定的流动性，在绳索作业过程中易在防喷器或密封盒处积聚，造成钢丝卡阻。

2. 2 堵塞原因分析

2. 2. 1 堵塞物来源

根据堵塞物成分分析结果，可分为自身来源和外加来源两类。

（1）地层自身来源。高石梯区块灯四段储层形成时间长、埋藏深度大，储集空间内存在沥青等有机物；开采过程中温度和压力的变化，流体中析出硫的有机化合物；酸化后地层岩石的反应残余物。这些都是产层自身带出的物质。

（2）外加来源。根据统计，在高石梯区块气井钻井、试油、酸化、生产过程中入井液体使用的添加剂有40余种，其中主要的类别有多元聚合物、沥青树脂、聚丙烯酰胺、有机酸酯、表面活性剂等。另外，入井酸液、地层流体对井下油套管柱和工具钢材产生腐蚀，形成Fe的硫化物和氧化物。

2. 2. 2 原因分析

通过对现场堵塞情况及堵塞物成分分析，认为堵塞原因是：入井添加剂中的聚合物、有机脂类物质在地层高温高压条件下生成具有一定黏度的长链脂肪酸、饱和烷烃等有机物［4］，并随气井生产过程中逐渐返排，这些黏性物质与酸化后地层岩石的反应残余物和井下钢材腐蚀产物等无机物胶结［5］，形成大量堵塞物。这些堵塞物中无机物是主要成分、有机物是“黏合剂”。它们在近井地带和油管内壁沉积，或是直接堵塞油管，或是造成井下工具串遇阻（卡）。

综合分析气井堵塞和钻完井施工情况，表明钻完井过程中漏失的工作液越多、酸液用量越大、测试返排率越低、测试后投产时间间隔越长的井，生产过程中返排出的堵塞物越多。

3 解堵工艺选择及解堵剂优选

3. 1 解堵工艺选择

常用的油管解堵工艺有机械解堵和化学解堵两类。

机械解堵一般是在油管内下入连续油管，直接对堵塞物进行冲洗或钻磨，从而解堵堵塞［6］。鉴于高石梯区块气井完井油管均安装有井下安全阀和化学剂注入阀，连续油管操作不当可能会对井下关键工具造成损伤［7］，且连续油管施工费用较高。因此一般不采用该方式。

通过对堵塞物的成因分析可知，黏度高的有机物是黏合剂，对堵塞物的强度起着重要影响。因此，可以采用化学解堵方式，向油管注入化学药剂，将堵塞物中的有机物分散、溶解［8］，使其失去黏合作用，从而将强度较大的堵塞物瓦解为粒径较小的无机物颗粒［9］，达到解除堵塞的目的。化学解堵工艺仅需要药剂和泵注设备，施工周期短、费用低，对油管和关键工具无损伤［10］。因此，主要选择化学解堵为高石梯区块井下解堵的主体工艺。

3. 2 解堵剂优选

通过对两类堵塞物成分和成因分析，有机物对形成堵塞物起关键作用［11］。利用相似相溶原理，优选以有机溶剂为主要成分的解堵剂，通过室内评价和现场试验，优选出A、B两种解堵剂［12］。解堵剂A为饱和烃类化合物，针对酰胺类有机污物的溶解、分散效果较好，垢物样块静置浸泡1 h溶解率达95%。解堵剂B为植物提取+分散剂+溶脂洗剂的复配药剂，对脂类有机堵塞物有较好的增溶、悬浮和分散作用［13］，静置浸泡5 min后无明显固体颗粒，瓶底残留无机物砂砾。

4 现场应用及工艺优化

4. 1 油管堵塞后解堵

高石梯区块GS110井完钻层位灯四段，人工井底6 586.24 m，采用胶凝酸+转向酸改造后测试获气65.77×104m3/d。2019年5月17日投产，开井后瞬产15×104m3/d，油压迅速下降，30 min后平输压，无气无水关井，关井后油压无变化。分析原因是酸化测试后关井时间14个月，地层岩石颗粒与黏性有机物在井下管柱投球球座缩径处堆积形成堵塞［14］。

5月18日 ～ 21日，采用泵车向油管内注解堵剂5 m3、顶替清水25 m3，最高泵压19.5 MPa后压力突降。22日开井后恢复正常生产，井口生产油压21.8 MPa，日产气14.5×104m3，日产水8.5 m3（图1）。

图1 GS110井2019年5月油管堵塞前后压力曲线图

4. 2 入井工具串遇卡后解堵

高石梯区块GS001-X3井正常时日产气15×104～ 20×104m3，日产水4 m3。2017年7月16日至9月30日共开展3次通井作业，在井深16 m、568 m、245 m处遇阻。取样分析堵塞物主要成分为有机酸、饱和烷烃、含硫化合物、无机物。

2017年11月17日开展第四次通井作业 （Ø45 mm通井工具串），于井深3 358 m钢丝卡阻严重，停止作业。11月22日通过压裂车向井下管柱加注油溶性解堵剂18 m3，解除井下卡堵，顺利将工具串起出。

4. 3 解堵剂加注工艺优化

在确保解堵效果的同时，持续优化加注工艺，将全油管加注解堵剂优化为解堵剂液柱+清水顶替［15］，解堵剂用量下降3 ～ 5倍。针对通井正常、但井下节流器打捞头被埋的情况，自主研制井下解堵剂定点加注工具。利用绳索作业将工具送至节流器上部，通过快速下放打开工具，定点释放解堵剂，浸泡后再实施打捞作业。

形成解堵剂清洗井筒—开井排液［16］—绳索作业一体化施工程序。根据气井投产时间、生产过程中地面集输系统堵塞情况、历次井下作业遇阻情况，在作业设计中预测井下堵塞风险，提前准备解堵剂和泵注设备，一旦井下遇阻（卡）立即加注解堵剂，并根据情况开井排液，解除堵塞［17］。在地面防喷器增加化学剂注入短节，上提工具时小排量加注解堵剂清洗钢丝，防止钢丝在防喷盒卡阻。

针对生产和井下作业过程中出现的堵塞，实施周期性加注解堵剂清洗井筒—开井排液—绳索作业一体化作业8井次，均有效解除了堵塞。

5 结论与认识

（1）高石梯区块气井堵塞物来源分为自身来源和外加来源两类。入井添加剂中的聚合物、有机脂类物质在地层高温高压条件下生成具有一定黏度的长链脂肪酸、饱和烷烃等有机物，并随气井生产过程中逐渐返排，这些黏性物质与酸化后地层岩石的反应残余物和井下钢材腐蚀产物等无机物胶结，形成大量堵塞物。

（2）钻完井过程中漏失的工作液越多、酸液用量越大、测试返排率越低、测试后投产时间间隔越长的井，生产过程中排出的堵塞物越多。

（3）采用化学解堵方式，向油管注入化学药剂，将堵塞物中的有机物分散、溶解，使其失去黏合作用，从而将强度较大的堵塞物瓦解为粒径较小的无机物颗粒，达到解除堵塞的目的。该工艺施工周期短、费用低，对油管和关键工具无损伤。

（4）针对堵塞物中有机物成分，利用相似相溶原理，优选出两种以有机溶剂为主要成分的高性能解堵剂。

（5）形成解堵剂清洗井筒—开井排液—绳索作业一体化施工程序，在高石梯区块实施一体化作业8井次，均有效解除了堵塞。同时通过优化加注工艺，解堵剂用量下降3 ～ 5倍，提质增效成效显著。