普光气田井筒解堵工艺技术改进方法

普光气田的H2S平均含量达到15％,在投产初期就出现井筒堵塞情况,严重影响天然气产量.分析原因是硫沉积、水合物、暂堵剂等附着在井壁,导致节流或堵塞.热水吞吐解堵工艺和连续油管冲洗解堵工艺都存在不足.采用无固相压井液压井、连续油管热水冲洗工艺,解决了普光气田井筒堵塞问题,并优化了放喷流程.为高酸气田的开发提供技术支持.     

元坝高含硫气井解堵工艺技术

元坝气田自2014年底投产以来,气井井筒不可避免地出现了堵塞现象,为此,通过深入调研国内外气井井筒堵塞相关文献,结合元坝高含硫气井井筒实际问题,将井筒堵塞问题分为地层原因引起、井筒积液、井筒形成水合物冰堵节流、井筒机械类堵塞、井筒物质堆积产生节流及机械物和赃物混合作用6种类型,主要分析了产生堵塞的产气量、井口油压等参数变化特征,并根据不同现象针对性提出了相应解堵措施,最后对元坝205-1井详细分析了井筒堵塞现象及原因,在优化溶硫剂及活性酸的基础上,提出了溶硫剂解堵、活性酸解堵及连续油管解堵3种具体的解堵方案,通过现场实施,成功地解决了井筒堵塞问题,为元坝气田高含硫气井完全稳定生产提供了技术支撑。     

川东石炭系低压气井解堵工艺研究与应用

川东石炭系气井生产时间长,部分气井出现不同程度的井筒堵塞影响产能,常年反复酸化导致气井井周形成大的近井酸蚀通道,酸液未发挥作用就已漏失,酸化效果差且稳产周期短。鉴于目前川东石炭系气井解堵难的问题,通过井筒堵塞物分析明确了堵塞物主要由铁的氧化物、碳酸盐、BaSO₄和SiO₂等无机物和月桂醇聚醚类有机物组成,推荐的解堵工作液体系(15%(w)HCl+1%(w)缓蚀剂+2%(w)铁稳剂+3%(w)表面活性剂)在地层温度下对垢物的溶蚀率最高达77.6%。对不同堵点位置的堵塞提出了针对性的解堵工艺,油管堵塞推荐连续油管或油管注酸解堵,套管堵塞推荐真空回位抽砂工艺,地层堵塞推荐泡沫酸酸化解堵。采用研究的解堵液体系和工艺开展现场试验6口井,解堵有效率100%,为本区和同类型低压气井解堵提供了有效的技术手段。      

运用解堵综合配套技术提高油井产量

1　综合解堵技术原理综合解堵技术是运用化学方法和物理方法结合起来处理油层的技术。集多效解堵、负压排液解堵 ,实时监测于一体。在经过多效解堵剂对堵塞物和地层矿物溶解反应后 ,由井下负压发生器实现对油层可控制的、周期性大压差 ,使近井地带产生疲劳裂缝网 ,利用地层流体的往复移动疏通油层孔道和强排等物理作用 ,对油层实现二次解堵的目的 ,缩短了堵塞反应物排出时间 ,减小对地层的伤害 ,提高地层孔隙度和渗透率 ,从而增加了措施有效率。1.1　解堵剂堵剂有以下 3种类型 :一是酸性解堵剂 ,主要应用于油井近井地带的解堵 ;二是潜在酸 ,主要应用于油层的深部解堵 ;三是碱性解堵剂 ,主要应用于稠油井近井地带和深部解堵。针对不同油藏存在的不同程度的堵塞 ,选择相应的解堵剂解除堵塞物 ,对不能解除的起到松动、剥落作用。1.2　负压强排、实现二次解堵通过地面泵组 ,周期性地使动力液经泵组增压后 ,由油管进入井下负压发生器 ,实现对油层建立可控制的 ,周期性大压差 ,使堵塞反应物随油层液经下部油管及井下负压发生器到油套环空返出井口。由于实现多次降压—升压循环 ,对不溶堵塞物形成疲劳损坏和剥落 ,利于下次被抽出油层。使油层得到彻底...     

深层含硫气井井下解堵措施研究及应用

安岳气田高石梯区块灯四气藏为高温中含硫气藏,钻完井及酸化施工过程中部分入井化学添加剂在地层高温高压条件下生成长链脂肪酸、饱和烷烃等有机物。气井生产过程中这些黏性物质与酸化后地层岩石的反应残余物等无机物胶结,并在井筒形成大量堵塞物,造成油管堵塞、井下绳索作业遇阻(卡)等异常情况。文章从堵塞物成分分析入手,结合气藏特征和气井生产特点,分析堵塞物成因及主控因素,选择化学解堵为主要的井下解堵工艺,并评价优选出两种高性能解堵剂。通过总结摸索,形成井筒清洗—开井排液—绳索作业一体化施工程序,解堵剂用量较以往下降3～5倍,并在高石梯区块成功实施井下解堵作业8井次,提质增效成效显著。对类似气藏开发过程中的井下堵塞和解堵具有借鉴意义。     

沙坪场气田气井有机解堵工艺试验效果评价

气井实施有机解堵可解除井筒及地层堵塞,提高气井产能。沙坪场气田天东93井等4口井在连续加注缓蚀剂多年后实施了不停产有机解堵,在未做配伍性试验的情况下直接从油套环空加注药剂,导致解堵效果不佳。深入剖析解堵工艺后,提出了有机解堵在沙坪场气田推广应用中下一步应重点开展的工作:选择合适的解堵剂;结合气井井身结构和入井液加注年限,选择合适的解堵方式和加注途径。     

克深2气田井筒堵塞机理及解堵工艺

塔里木油田库车山前克深2气田76%的气井存在井筒堵塞问题,导致油压、产气量下降,甚至关井停产。现场采用连续油管冲砂取样得到井筒堵塞呈局部井段堵塞特征,采用“微观+宏观”分析方法得出堵塞物主要为碳酸钙结垢,并且存在“井周储层+井筒”复合堵塞情况。研发的“9%盐酸+1%氢氟酸”解堵液体系,溶垢能力94.42%,溶砂能力34.17%,对13 Cr油管的腐蚀速率满足行业标准要求;基于堵塞规律认识制定出以“油套是否连通”和“有无挤液通道”为主要考虑因素的4套解堵工艺,并将“井筒解堵”升级为“井筒-井周储层”系统解堵。截至2019年底,克深2气田共实施气井解堵作业14井次,有效率86%,解堵后单井平均油压由29.7 MPa上升至44.1 MPa,单井平均无阻流量由26.8×104 m3增加至123.3×104 m3,增产3.6倍,实现躺井、异常井的高效复产,为国内外与库车山前高压气田具有相同地质及井况条件的其他油田堵塞治理提供借鉴。     

BRJ系列乳液型注水井解堵剂的研究及应用

为了提高注水井解堵增注效果,使注水井始终达到配注要求,研制了乳液型注水井解堵剂ＢＲＪ系列,实验室研究了该解堵剂的溶垢能力,提高渗透率性能,动态洗油效果以及对油管钢的腐蚀性能,介绍了ＢＲＪ－９６０４解堵剂在河南油田Ｔ４３７井和Ｊ７－１４５井的应用,现场试验结果表明,Ｔ４３７井和Ｊ７－１４５井处理后注水量大幅度增加,解堵效果明显。     

连续油管解堵技术在川东北地区的应用

川东北地区部分气井在完井测试作业过程中,经常出现地层出砂、堵漏材料返出情况,造成管内堵塞或管柱卡死,导致后续作业无法进行,采用常规修井手段解堵作业难度大、风险高、投入成本多。考虑连续油管尺寸较小,具有不动井内管柱、带压等作业优点,提出了使用连续油管来解除井内管柱堵塞的思路。在普光气田P3011-5井应用连续油管酸化解堵成功的基础上,又在HB102井实施了冲砂解堵作业,顺利解除了管柱内堵塞,为后续施工提供了合格的井筒条件。     

连续油管在川西致密砂岩气藏井筒解堵中的应用

基于现场作业生产经验对川西地区致密砂岩气藏井筒堵塞做出分析,认为井筒堵塞主要有以下几种类型:井下杂质堆积堵塞;管柱结垢堵塞;井下作业工具堵塞;产层水淹。相较于常规修井作业,连续油管解堵作业施工快捷、高效,在川西地区气井解堵施工作业中取得了良好的效果。总结了不同井筒堵塞类型适用的解堵工艺,详细阐述了连续油管解堵技术的现场应用案例,为解决川西地区类似问题提供了技术储备和经验积累。     

超高压含硫气井井筒内天然气水合物解堵技术

为了安全、高效、经济地解除超高压气井井筒中的天然气水合物（以下简称水合物）堵塞，利用自主研发的固体自生热解堵剂在井筒内发生化学反应所释放出的热量来溶解水合物并防止其再次生成，通过调节解堵剂加量，来实现生热时间和生热量可调，进而将形成的化学自生热解堵技术在四川盆地超高压含硫气井的解堵作业中进行了应用。研究结果表明：①采用自主研发的固体化学自生热解堵剂，通过调整加量，可以实现生热峰值温度（34.2～88.5 ℃）、生热时间（24.2～884.0 min）可调，并且反应产物中包含有水合物抑制剂，能够抑制水合物再次生成；②随着解堵剂浓度增大，热传递速率加快，使解堵剂周围水合物的分解速率增加；③随着井筒内径增大，解堵时间延长，并且从64 mm增至76 mm对应的解堵时间增长率小于从76 mm增至102 mm对应的解堵时间增长率；④热量扩散模拟计算结果与现场实际用量的吻合率超过85%，证明所建立的化学自生热解堵剂热量扩散模型可靠，可以用于现场解堵剂加量的计算；⑤使用抗硫耐压140 MPa的固体药剂投加装置投加固体自生热解堵剂，在四川盆地超高压含硫气井已应用3井次，成功解除了水合物堵塞，使气井顺利恢复生产。结论认为，所形成的解堵技术针对超高压含硫气井井筒中形成的水合物堵塞的解除效果好、现场操作安全简单、费用低，具有较好的应用前景。     

连续油管井筒解堵技术在普光气田的优化改进

随着普光气田的持续开采,地层压力不断降低,高含硫气井出现井筒堵塞现象越来越严重,严重影响气井正常生产。为解除井筒堵塞,普光气田采用连续油管解堵技术进行解堵作业,但在现场实际应用过程中发现很多技术缺陷,导致解堵效果不佳。通过对井筒堵塞物进行分析,并针对前期井筒解堵技术存在的技术缺陷进行优化改进,有效提高了解堵效果。     

克深气田异常高压气井井筒异常堵塞治理

随着克深气田的开发,井筒堵塞井数增多,堵塞程度越来越严重,影响了单井的安全平稳生产,制约了气田的高效开发。为此,针对气井井筒堵塞现状,结合单井生产动态特征、现场解堵情况、井筒返出物系统分析,认为造成气井井筒堵塞的主要堵塞物为垢和砂,堵塞模式分为垢堵、砂堵和砂垢混合堵3种模式。根据堵塞模式特点及井筒完整性,结合酸化解堵、连续油管冲砂解堵和大修3种传统疏通井筒措施的优缺点,提出了4种综合治理措施:垢堵井采用酸化解堵,砂堵井采用连续油管冲砂解堵,砂垢混合堵井采用连续油管冲砂和酸化综合解堵,管柱错断井采用大修更换管柱。实际应用证明,分模式治理不但可以高效疏通井筒,同时也可降低生产成本。     

RFD-1聚合物解堵技术

针对近井地带、在聚合物中有滤积和未熟化好的聚合物团块的聚合物注入井以及在调剖和堵水作业中地层近井地带 ( 1～ 3ｍ)形成的聚合物凝胶的解除 ,大庆油田公司采油工艺研究所研究出了ＲＦＤ 1聚合物解堵技术。该解堵技术及其凝胶分解为水化小分子 ,完全溶解于水中。反应后的溶液中不会产生二次沉淀 ,不会对地层产生新的伤害。该技术对油管腐蚀率小于 0 0 2 13ｇ (ｍ2 ·ｈ) ;解堵后注入压力降低 0 5～ 1 5ＭＰａ ,在相同压力下 ,注入量恢复到注聚合物前液量的 70 % ;现场施工成功率 10 0 %。经 2 8口井试验 ,在解堵后相同注入量下 ,平均…     

注水井连续液动解堵效果及对多轮次酸化影响

统计分析了渤海某油田9井次注水井连续液动解堵的实施效果,措施后平均视吸水指数初增倍数0.53,平均有效期46.25 d,平均累积增注量3782.66 m3.通过分析实施连续液动解堵前后两次常规酸化解堵效果,发现7口井后次酸化后视吸水指数较前次增加,增幅1.1～82.18 m3/(MPa·d),5口井后次酸化后有效期较前...     

塔里木盆地迪那2气田井筒解堵液研究及其应用

塔里木盆地迪那2气田出现了不同程度的井筒堵塞问题,油压、产量急剧下降,严重影响了气田的有效开发。为了解决高压气井井筒堵塞问题,开展了井筒堵塞物化验分析,明确了堵塞物类型为地层砂+垢+铁屑。针对堵塞物的特点,开展了解堵液优选研究,优选出了关键的螯合剂,形成了两种解堵液体系:(1) 8%弱酸A2+3%HF+5%螯合剂CA-5;(2) 3%HF+10%螯合剂CA-5。具有溶蚀率高、解堵效果好、耐高温、耐腐蚀、配伍性好等特点。通过油管挤注解堵液成功实现了高压气井的井筒解堵,为迪那2气田井筒解堵提供了重要的技术支撑。     

一种新型的物化解堵增产增注工艺

论述了一种新型的物理振动与化学解堵相结合的解堵增产增注工艺.物理振动是利用高压水通过振动管柱对目的层进行突然泄压而产生的振动来造缝、解除堵塞和恢复近井地带地层的渗透率,改善流体的流动状况,从而达到解堵增产增注的目的;化学解堵是在目的层挤入化学药剂来溶蚀、清除堵塞物.该解堵增产增注工艺可用于存在传统酸化无法清除的有机物和无机物堵塞的油、水井的解堵,具有一定的合理性及先进性.该解堵增产增注工艺经在大庆油田南2-4-P24及南2-4-P25井应用表明,这2口井施工顺利,注入量分别从原来的39 m3/d和24 m3/d恢复到正常的160 m3/d和190 m3/d,注入量大幅度提高,解堵效果良好,恢复了生产.     

氟硼酸解堵剂的研究与应用

冀东油田以土酸为主要解堵剂的解堵措施,在解堵后,初期效果明显,但有效期短,同时近井地带胶结物被严重溶蚀,形成近井地带出砂并亏空,严重影响生产。通过正交实验,优选出了适合冀东油田浅层颗粒运移堵塞的氟硼酸解堵剂配方,结果表明氟硼酸解堵剂具有很好的缓速、降低表面张力和低腐蚀性能;对氟硼酸解堵剂进行了现场实验并取得了成功,表明研制的这种新型解堵剂适合冀东油田实际情况,达到了预期的研制目的。     

有机解堵剂和非酸解堵体系性能评价与现场应用

稠油油藏黏度高,流动性差,开发过程中极易在近井地带形成有机垢沉淀和无机固相堵塞,降低近井地带渗透率,导致地层产量急剧下降。针对渤中油田明化镇组D11和D34-H油井特殊的油藏物性和堵塞类型,通过沥青溶蚀、溶蜡和降黏实验等筛选出TC-4有机解堵剂,通过溶蚀碳酸钙、溶蚀黏土和岩心流动实验等评价DH-1非酸解堵体系的性能,并将其用于矿场试验。结果表明,TC-4有机解堵剂对沥青和石蜡的溶蚀能力及降黏效果较好,对储层的伤害小,适于解除有机堵塞;DH-1非酸解堵体系具有良好的缓速、缓蚀和溶垢能力,对岩石骨架不会造成严重的破坏,与原油的配伍性好,在运移过程中能及时破乳,适于解除无机固相堵塞。在D11井使用TC-4有机解堵剂、在D34-H井用TC-4有机解堵剂进行有机清洗和DH-1非酸解堵体系相结合的方法进行解堵,两井的日产油量、日产液量和含水率基本恢复至解堵前水平。两种解堵体系均能较好地解除稠油油藏堵塞问题。     

河南油田双河区块注聚井堵塞机理及APS解堵剂性能评价

针对河南油田注聚区块欠注和注入压力高的状况开展了聚合物堵塞机理研究,并对APS解堵剂进行评价。通过对注聚返吐物的成分组成分析发现,聚合物凝胶占堵塞物总质量的90.98%,是造成注聚井堵塞的主要物质。从室内岩心模拟试验结果来看,APS解堵剂对聚合物溶液造成的堵塞起到了较好的解堵作用,当渗透率接近1D时,渗透率恢复率可达到71.72%;但对聚合物凝胶造成的堵塞的解堵效果不太理想,当岩心渗透率为1.012D时其渗透率恢复率为57.00%,不能达到有效解堵的要求。增大APS解堵剂的质量分数对聚合物溶液的解堵有较好效果,渗透率恢复率提高了6.63个百分点;但对凝胶解堵效果不大,只增加了2.92个百分点。化学解堵后提高注入压力可以增加岩心渗透率的恢复率,提高解堵有效率。注入压力增幅越大,岩心渗透率恢复率越好。但注入压力并不能无限制提升,注入压力应小于地层破裂压力。