川东北海相井连续油管解堵技术

川东北海相井连续油管解堵技术

万力

中石化西南石油工程有限公司

摘要：目前川东北海相井内生产管柱堵塞主要由无机物、有机物混合在管柱缩颈位置堆积造成产输通道堵塞，且多为高含硫、小通径生产管柱、超深、高压复杂油气井，相比传统修井工艺，优选连续油管冲洗、钻磨、酸浸、磨铣等解堵工艺可高效、安全解决上述难题。

关键词：海相井；堵塞；高含硫；连续油管；解堵

1 海相油气井堵塞物分析

川东北海相油气井大多数采用永久封隔器、滑套球座投产一体管柱进行采输，形成井筒内生产管柱堵塞的原因主要为：钻井阶段漏失泥浆材料、油层套管和衬管腐蚀碎屑、地层岩石碎屑、固相结垢物等上返至生产管柱造成管柱堵塞；也包括硫沉积、化学堵剂、单质硫等多种脏物的综合作用可能造成井筒堵塞。堵塞物多由无机物、有机物混合构成，在管柱缩颈位置堆积造成产输通道堵塞。

通过调研YB区块3口井取样成果，对取样的堵塞物进行元素分析，采用环境扫描电子显微镜（SEM）对堵塞物样品进行元素分析，元素均以C、O、Fe、S为主；堵塞物无机物主要为重晶石、地层岩屑、黄铁矿等，有机物主要成分为沥青及高分子材质。

2 海相井解堵难点分析及控制措施

YB气田海相井大多数是超深井，气藏埋深6240m-6950m，平均埋深6673m，相比其他气田平均深度要深1000-2000m，最深达到7480m，地底温度高达140摄氏度以上，且高含硫化氢，若进行替酸解堵，连续油管在井内酸液及硫化氢双重腐蚀下面临巨大考验，在连续油管解堵过程中存在以下难点：

2.1连续油管解堵过程中高压气体释放上顶顶弯连续油管

连续油管解堵过程中，堵塞被冲散、钻磨开后高压气体释放瞬间顶弯连续油管，且井口压力上涨，井内连续油管靠近井口部位将承受外挤和自重拉伸载荷双重作用，对连续油管的寿命影响较大，可能导致连续油管被挤毁。

控制措施：连续油管在下入至遇阻点进行钻扫时需在堵塞物上部打回压以平衡下部高压，同时增加连续油管注入头夹持力，防止上顶现象发生。

2.2 连续油管解堵过程中遇阻遇卡

连续油管可能在井内管柱任意位置遇阻，遇阻吨位可能超过安全遇阻吨位，从而造成井下工具及连续油管顿弯、损坏。解堵冲洗进尺过长，返屑上返不及时，易在井内管柱缩径位置堆积，从而造成连续油管上提遇卡。

控制措施：在冲洗、钻磨解堵时应严格控制进尺，一定解堵进尺后应上提连续油管充分循环携屑；上提连续油管遇卡，应保持小排量泵注，并进行活动解卡，若井内无循环通道，则憋压进行活动解卡，若无法解卡则在连续油管上提极限内过提解卡。若仍无法解卡，则丢手解卡，后续再进行打捞作业。

2.3连续油管解堵过程中井下工具失效

连续油管下深至6000m以上时，井底温度将高达150°以上，井下工具密封橡胶件在高温环境影响下容易变形失效，导致铆钉接头密封圈损坏，井底流压窜入连续油管内腔，同时螺杆马达胶圈损坏将使得轴承密封失效，液体进入润滑油腔内，污染润滑油，造成轴承损坏。

控制措施：优选耐高温的连续油管井下工具进行解堵作业，且在下放过程中全程进行小排量循环降温。同时时刻监控连续油管循环压力变化情况，若出现井底流压窜入连续油管，应保持低排量循环泵注，上提连续油管出井检查工具。

2.4高含硫化氢及酸液腐蚀连续油管

在高含硫化氢和酸液的共同作用下连续油管寿命将大幅度降低，同时增加连续油管断裂失效的可能性。

控制措施：从防喷盒处泵注硫化氢抑制剂，酸液加入缓蚀剂，能有效降低有害物质对连续油管的腐蚀作用；定点替酸时，计算酸液面的井深，控制连续油管的上提速度，确保连续油管始终在酸液面之上。

3 连续油管海相井解堵工艺技术研究

3.1设备配置优选

针对海相油气井，井内含硫化氢，应优选抗硫化氢材质的连续油管，QT800材质的连续油管抗硫化氢效果相对较强，且井内通径多为62mm，1.75in连续油管的外径及工作参数均优于其他尺寸的连续油管，故1.75″QT800连续油管(6800m)符合此类油气井工程作业。

针对连续油管井下工具，应采用耐高温的井下工具，螺杆马达、单流阀和液压丢手耐高温要求比较高，应承受200℃以上，且材质为抗H₂S材质。

3.2 岩屑堵塞解堵塞工艺

针对井内小颗粒岩屑堵塞，优选泵注冲洗液进行解堵，无进尺时加载钻压进行定点冲洗解堵；进尺缓慢时在限定压力的情况下逐级增大排量进行冲洗，观察泵压、悬重及井口压力变化，出现泵压、悬重等异常情况应立即停止下放并上提连续油管。冲洗期间泵车不得擅自停泵，以免停泵后上返岩屑沉降至缩径位置造成连续油管卡阻。若堵塞物为大颗粒岩屑，冲洗液难以冲散或难以携屑上返，应泵注无机酸进行冲洗、浸泡解堵。

①冲洗液体优化配置：由于井内含硫化氢，在循环过程中，返出的酸性介质会造成环境污染，且在高温环境下冲洗液可能有变质的风险，因此冲洗液需要达到耐高温，低摩阻，携屑能力强、程碱性等性能。

②酸液冲洗技术措施：与冲洗液冲洗工艺一致，在酸液出连续油管管鞋时加钻压冲洗，若冲洗无进尺，则快速上提连续油管至酸液面之上，待酸液浸泡一段时间后再下连续油管进行冲洗，亦可在酸液刚出连续油管管鞋至堵塞处时，就向上提连续油管，尽量使连续油管上提速度与酸液上返速度一致，确保连续油管近自由端段与酸液接触时间最短，待酸液浸泡后在下连续油管冲洗解堵。

3.3胶质软化堵塞解堵工艺

堵塞物为胶质软化堵塞时，井内管柱通常存在较小的产输通道，管柱内充满了天然气和硫化氢，为了降低连续油管在硫化氢环境内受腐蚀而氢脆断裂的风险，首先应清水压井，再下连续油管进行冲洗解堵。由于常规冲洗液和无机酸对胶质软化物解堵效果甚微，因此需要采用有机酸进行解堵，其能有效溶解胶质软化堵塞物，从而疏通井内管柱通道。若堵塞物为胶质软化物包裹岩屑和碳酸物，可先通过泵注有机酸溶解胶质软化物后再泵注无机酸对岩屑堵塞物进行酸冲解堵。

除此之外，胶质软化堵塞物在常规冲洗解堵效果不佳时，还可优选连续油管钻磨解堵工艺进行解堵，连续油管带螺杆马达和锥面磨鞋探到堵塞面时，加载钻压泵注冲洗液进行磨铣，磨鞋与胶质物接触后高速旋转，能有效搅散胶质软化物基团，待钻压回弹且有进尺时，可适当提高泵注排量，加速冲洗液携带的上返物出井，最终疏通产输通道。

4 结论

（1）研究了川东北海相井筒堵塞物成分，多由无机物、有机物等混合构成，针对不同堵塞物可以优选不同的解堵工艺及解堵冲洗介质进行解堵。

（2）针对川东北海相油气井存在超深、高压、含硫复杂井况，分析总结其具有解堵高压上顶、遇阻遇卡、高温导致井下工具失效、连续油管腐蚀断裂的四大风险，针对风险制定了井口回压控制、参数控制及液体配方优化、耐高温井下工具优选及工具降温处理四项控制措施，针对海相井堵塞特点进行设备配置优选，并针对不同堵塞形成了连续油管岩屑堵塞解堵塞工艺技术和胶质软化堵塞解堵工艺。

参考文献

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