高压气井带压过油管作业清除蜡堵

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1、高压气井带压过油管作业清除蜡堵——中石油塔里木油田案例摘要:生产管柱结蜡是很多油气田存在的一个问题，这主要是由于原油到井口附近后温度降低，蜡析出并附着在油管内壁上。如果不采取措施预防结蜡或者及时将蜡清理掉，附着在油管内壁上的蜡会越来越多，生产通道越来越小直至将生产管柱完全堵死。一旦管柱被完全堵死，常规的作业方式，如挤柴油、热水或清蜡剂、钢丝作业刮蜡等方式就不足以解决问题，过油管作业实施冲洗/钻磨则成为必要。而正是由于油管被完全堵死，蜡堵下部可避免有圈闭压力，这也是这种过油管作业的难点之一。因为如果处理不好，当向下冲洗到一定

2、程度时，蜡堵可能在下部的压力的作用下向上移动，造成卡钻或者是钻具损坏，从而造成井下复杂情况。所需要采取的措施是在作业过程中始终控制井口适当的回压，即在作业过程中保持蜡堵上、下适当的压差。在停止冲洗/钻磨时，井口回压控制比较容易；但在冲洗/钻磨过程中，需要不断的循环，就需要通过节流的方式实现井口回压的保持。当要求控制的回压比较高时，对节流系统的要求相当高，本文将介绍这口井是如何做到的。此外，本文还介绍了在这口井的施工过程中对其他几个问题的处理方式，包括如何保持适当的回压和套压从而最大限度的保护生产油管和生产套管；在当地条件受

3、限，泵排量大于所要求的排量时的解决方案；接单根过程中不停泵的处理方式等。简介：W井为中石油塔里木油田的一口参数井，钻井深度6394m。井身结构及生产管柱相关信息见图1。7″生产套管抗内压强度79.77MPa，抗外挤强度109.47MPa。31/2"P11074.2mm内径油管抗内压强度109.6MPa，抗外挤强度114.9MPa；31/2"P11076mm油管抗内压强度96.32MPa，抗外挤强度93.29MPa。所投产的两个层段（即6005.00m～6020.00m和6038.50m～6052.00m）在试油过程中测得原

4、油中蜡含量在8.97%~11.89%；天然气中CO2含量在0.35%~1.19%，H2S含量在0~1.17mg/m3。测试过程中所取得的地层水样密度1.0852g/cm3，水样氯根65300mg/l，PH7.55，总矿化度107400mg/l，水型为氯化钙。原始地层压力117.8MPa（6012m），地层压力系数最高为2.01，属于超高压系统；地层温度127.8℃（6012m），温度梯度2.06~2.15℃/100m，为常温系统。该井于2004年3月投产，采用5mm油嘴，生产初期日产气12.8×104m3，日产油127m3

5、，不含水。2004年10月因结蜡严重而关井，通过正挤热水（水温57~78℃）25.8m3（等于生产管柱的内容积）后油压恢复至60MPa，继续生产，5mm油嘴，油压45MPa；至2005年3月再次因蜡堵而关井。第二次蜡堵后，曾尝试过正挤柴油解堵，泵压至97MPa仍然无法挤通；还尝试过向油管内投入金属棒（主要成分为金属钠，还有部分金属镁和金属钾），其除蜡原理为通过金属与水反应时产生的热量使蜡融化。由于融掉的蜡无法及时循环出井口而失败。关井前生产参数：油嘴6mm，油压7MPa，日产油9.7m3、日产水19.3m3、日产气2112

6、0m3，含水66.5%。W井采用4-6mm油嘴累计试采251天，累计产油8216.4m3，水5610.6m3，天然气1317.0×104m3。作业前套压48MPa，油压46MPa。曾通过3/8″管线尝试放套压，套压下降缓慢，油压保持不变。但停止放压后，套压迅速恢复到48MPa。油压可快速泄至零，泄压过程中套压保持不变，再次关井后油压缓慢上升。施工方案的确定：根据第二次蜡堵后试挤的情况以及油、套压放压的情况可以做出如下判断：蜡堵上部油、套不连通，蜡堵中间存在微通道，蜡堵下部的气体可经由该通道窜到井口，但无法通过该通道将液体挤

7、入井内使该通道增大从而解堵，因而无法压井也无法带压起出原井管柱；蜡堵下部、封隔器上部的油管存在泄漏或者封隔器存在泄漏。据此，施工方案确定为：利用带压作业设备下入11/4″油管及工具串，实施冲洗/钻磨，通过不断循环，将蜡循环出井口，从而达到清通蜡堵的目的；考虑到蜡堵下部有圈闭压力，在清通蜡堵前始终要保持一定的回压，确保蜡堵不会由于其长度在冲洗/钻磨过程中逐渐减短而在其下部圈闭压力作用下上行，造成钻具损坏或者被卡。工具串首选喷嘴，以对蜡堵实施冲洗，之所以考虑下磨鞋实施钻磨的后备方案是考虑到这口井地层出砂，油管内可能存在砂桥。而

8、且以前蜡堵经受过高达97MPa的挤压，蜡堵压实的可能性比较大，可能冲洗效率低。回压及循环流量的控制：W井在2003年测试过程中记录的最高关井压力为90MPa；在第一次蜡堵清除后记录的关井压力为60MPa，但此时生产管柱内存在清水；第二次蜡堵后油压为46MPa。根据以上情况，难以准确判断蜡堵下部圈闭压力的