打通“堵点” “气路”畅通

——普光气田一季度累计恢复井口气6800万立方米

“普光102-3井日产井口气45万立方米，油压8.4兆帕……”4月6日，中原油田普光分公司采气厂天然气开发研究所静态分析主管师冯金燕查看普光102-3井产量情况。自技术人员对该井采取井筒除硫措施后，该井已连续半月保持稳定生产。

当前，普光气田硫堵气井已增至45口，占气田酸性气井总数的81%，成为气田稳产路上的“绊脚石”。对此，普光分公司采气厂大力开展技术攻关，持续加强精细管理，科学开展工艺优化，全力打通井筒“堵点”，为天然气上产开辟一条“康庄大道”。 

技术升级 “磨刀不误砍柴工”

随着地层压力下降，井筒中的硫沉积位置越来越深，为提高解堵“硬实力”，技术人员不断对溶硫剂进行迭代升级。

此前，技术人员研发出密度为1.35克/立方厘米的第三代溶硫剂，虽然能够满足目前的井筒解堵需求，但对于硫沉积位置更深的低压气井则无能为力。对此，该厂与油田石油工程技术研究院联合，研发出密度仅为1.15克/立方厘米的第四代溶硫剂。该溶硫剂能够在相同的解堵深度下减少15%的液柱压力，为后续的低压井井筒解堵做好技术储备。

去年，该厂还创新应用井筒机械刮硫技术，即利用钢丝携带机械刮刀，通过震击的方式破碎附着在井筒壁上的硫沉积。美中不足的是，机械刮硫作业采取关井刮硫方式，每次耗时9至10小时，严重影响产量。

“关井刮硫是否能变成开井刮硫？”一个大胆的想法出现在技术人员的脑海中。“开井刮硫最大的风险是井控风险。”据天然气开发研究所采气工艺主管师常琳介绍，1兆帕油压相当于100米水柱的力量，气井油压最低也有七八兆帕，刮刀受到巨大的上顶力，井控风险极高。

对此，技术人员开展开井刮硫技术论证和安全论证，采取为刮刀增加过流孔等措施，成功实施P201-4井等多井次开井状态机械刮硫，减少了措施占产时间6.2小时/井次。

精细管理 让每口井都能释放潜力

前不久，大湾405-2H井产量突然下降。技术人员对该井进行“敏感性”分析后，选取6个不同措施时机进行解堵效果预测，很快确定了解堵时机、药剂用量等参数，不到一天时间，该井便恢复至日产72万立方米的正常水平。这得益于该厂对气井的精细管理。

该厂安排技术人员对硫堵井进行24小时监测，明确预测日产气量、实际日产气量等7个数据，每日两次总结数据偏差，让异常“无处可逃”。

但这还远远不够。随着硫沉积深度和厚度的增加，解堵措施后的最高气量和恢复气量也下降，必须持续优化解硫堵措施和工艺。因此，技术人员为每口硫堵井动态制订“一井一策”。

技术人员充分考虑井筒堵塞点复杂情况，理清单质硫析出位置、多相流模拟的堵塞位置和现场测井或连油遇阻位置三者之间的内在联系和逻辑关系，建立井筒预测分析模型。“我们将气井参数导入模型后，系统会生成井筒堵塞状况判别图版，根据图版可直观判断气井堵塞状况，计算单质硫析出位置，从而针对性采取维护措施。”天然气开发研究所动态分析主管师韩静静说。

今年1月至3月，该厂共开展“一井一策”硫沉积治理79井次，累计恢复气量6800万立方米。 

优化工艺 让天然气通道更加畅通

3月19日，采气厂在实施大湾402-3井井筒溶硫剂清洗作业时，采取了“小段塞加注+邻井酸气”助推解堵工艺，一举使该井解堵效率提升了8%。

井筒硫堵问题的加剧，势必会增加溶硫剂的需求量。但大量的溶硫剂注入井筒里，却会导致溶硫剂返排困难。“以大湾404-2H井为例，目前该气井药剂最大需求量达到10立方米，受气井油压影响，可返排的最大药剂用量为6立方米。剩下的溶硫剂长时间‘滞留’井筒里，存在侵入气层堵塞天然气孔道的风险。”常琳介绍说。

技术人员集思广益，创新实施“邻井酸气助推”法，即每注入一次溶硫剂，便借助邻井酸气的力量将溶硫剂向井筒里推移，由此形成“药剂+酸气+药剂”形式的气液混合柱。这一方法减少了药剂需求量和液注压力，进一步降低了返排难度。

为使有限的溶硫剂发挥最大的作用，技术人员还在预热方法上下功夫。据了解，溶硫剂需要加热到60摄氏度，才能注入井筒。此前，他们采用蒸汽加热法，但蒸汽冷凝成水后，会降低溶硫剂纯度，进而影响解堵效果。随后，技术人员创新应用电加热罐加热法，一举将预热后的药剂纯度由82%增至100%，进一步保障了措施效果。