迪那2气田井筒高温解堵液体系

迪那2高压气田部分井存在出砂严重、生产管柱堵塞等问题,严重影响了气井安全、稳定生产,针对这一问题研制了一种耐高温螯合型高效解堵剂。首先,根据迪那气田的岩性特征,通过络合滴定试验优选了对钙、铝、铁金属离子螯合能力强的有机磷酸螯合剂,然后将该螯合剂与氢氟酸及有机弱酸相互组合,形成了多种解堵液基础配方体系。通过岩粉溶蚀和腐蚀实验,评价了一系列体系的溶解率、耐温及缓蚀能力,并由此确定了2种性能较好的解堵液体系,同时使用现场井筒堵塞物样品对其进行了溶解验证实验。结果表明,该体系能够耐受160℃的高温,随着时间的延长,溶蚀率不断增加,最高可达到75%。与土酸相比,新型解堵剂水溶液不仅酸度较低,腐蚀作用较弱,具有良好的溶解能力,还能够有效防止二次沉淀。对现场堵塞物溶解前后的矿物成分和溶液进行测试表明,该解堵液能够快速地溶解大部分的堵塞物,缓慢地溶解石英、长石等矿物,钙、镁、铝和硅等金属离子均能被有效溶解到溶液中,是性能优越的高温解堵液体系。      

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。     

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。      

元坝气田井筒堵塞物清除技术

元坝气田投产以来,多口井出现了井筒堵塞,严重制约了气井的正常生产。对元坝气田典型井的堵塞物样品进行元素分析、无机成分XRD分析、有机成分IR分析、热重分析及其在酸液和乙醇中的溶解性分析,认为元坝气田不同气井的堵塞物成分存在差异。针对这种差异,在室内分别研制了有机解堵酸液和无机解堵酸液;并结合具体的井筒堵塞程度,分别配套了针对井筒节流和井筒完全堵死的有机、无机堵塞解堵工艺。元坝气田8口井应用井筒堵塞物清除技术进行了解堵作业,日增产气量316×104 m3,经济效益显著。井筒堵塞物清除技术可在类似超深高含硫气井中推广应用。      

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。     

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。     

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。     

解除气井有机沉积物堵塞用的解堵剂JD-3

新场气田气井堵塞物为有机垢 ,含微晶蜡～ 6 5 %、胶质～ 2 5 %、有机杂质～ 10 %。针对该气田井下有积液气井研制了由蜡乳化剂、胶质乳化剂、全氟表面活性剂、高分子表面活性剂及有机溶剂组成的水分散性解堵剂JD 3。讨论了对该气田气井解堵剂的要求和解堵机理 ,介绍了所研制产品的特性。室内测试表明 ,在动态下稠状堵塞物瞬时间即在JD 3中溶解、分散 ,硬块状堵塞物和矿物石蜡溶解分散稍慢 (<5 0min ,15℃和 4 0℃ ) ,生成的溶液 分散液在用等体积 7× 10 5mg L盐水稀释时不凝聚不生成沉淀 ,加等质量 7× 10 4 mg L盐水稀释的JD 3即使在 10℃下仍能缓慢溶解、分散堵塞物。JD 3不腐蚀橡胶密封和油管钢材。在 3口气井上进行了 13井次解堵都获得成功 ,单井每次注入 30～ 10 0kgJD 3,解堵作业后气井气压上升 ,产量增加 ,解堵作业有效期 10～ 4 0d。表 2。     

高温气井不动管柱井筒解堵体系研制及性能评价

库车山前高温高压气井井筒堵塞物多为垢样,不动管柱酸化解堵作业是目前常用的解堵手段。但在高温条件下,常规酸液解堵易在井筒产生二次沉淀,同时会对13Cr不锈钢材产生严重的腐蚀。为此,研制了一种能够代替盐酸体系的新型氨基羧酸类低伤害螯合酸液体系,典型配方为6%(w)有机酸+5%(w)SA-3+2%(w)SA-701。室内评价表明,该配方具有良好的溶垢、高温缓速、抑制二次沉淀能力,其鲜、残酸在130 ℃时腐蚀速度均低于45 g/(m²·h),满足SY/T 5405-2019 缓蚀剂行业标准。模拟井筒堵塞动态驱替解堵实验表明:该配方酸液能有效疏通堵塞井筒,井径越大、温度越高、关井时间越长,解堵效果越佳;井筒温度为110 ℃时,关井4 h的溶垢率超过90%。室内实验证实,该新型解堵体系能够满足高温气井不动管柱井筒解堵作业的要求。      

尖北气田高温深井新型解堵体系研究及应用

２０２０年以来,青海油田尖北气田部分气井连续出现压力测试遇阻问题,且采取连续油管清水通洗井且反复冲洗均无法解堵,严重影响了该区块气井的生产及各项测试作业的开展。针对气井堵塞的现状,室内开展了井筒堵塞组份分析,认为是由于联苯在井筒析出沉积,包裹地层出砂导致井筒堵塞。由于该区块为裂缝性基岩储层,井温高达170 ℃,对解堵剂的研究提出了很大的挑战。文章通过大量室内研究,研制出一套化学复合解堵剂配方,结合连续油管带压施工解堵工艺,成功解除 ２口井井筒堵塞,解决了现场生产技术难题。     

渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺

渤海油田注聚受效井堵塞物复杂,常规解堵工艺效果差。堵塞物组分分析表明,堵塞物以有机、无机及聚合物相互包覆的复杂形式存在,为此提出先采用有机溶剂清洗有机质,再对含聚胶团堵塞物进行分散,采用逐级剥离逐级解除的解堵思路。从溶解有机物、胶团降解及氧化破胶等3方面开展不同类型解堵液溶解效果对比实验,结合堵塞机理优选解堵液体系为8%~10%甲酸+4%~6%有机溶剂解堵剂D+1%强氧化剂。渤海油田注聚受效井堵塞半径可达3 m以上,为提高解堵效果及扩大解堵半径,通过对比分析堵塞物多轮次溶解效果,配套形成了多轮次处理及液气交替注入或伴注的解堵工艺。新工艺现场试验单井日增油达60 m3/d,应用效果显著,为解决聚驱受效井产能释放难题提供了新的思路,具有较好的现场推广价值。     

临兴气田井筒堵塞机理及现场解堵工艺研究

临兴区块自投产以来,井筒堵塞问题日益严重,导致气井生产测试、措施作业等无法正常开展。文章结合区块堵塞物的粒径分析、无机成分XRD、红外等分析结果,明确了堵塞物成分主要包括石英、石盐、难溶盐垢(以硅铝酸盐垢为主)及少量的铁垢和固体砂砾等,主要堵塞类型为砂堵、腐蚀结垢及结盐堵塞等。通过解堵实验,优选出HYJD-10和CAWF两种解堵剂体系,静态溶蚀实验最高溶解率分别可达25.3%及18.3%,驱替实验最优渗透率的提高率分别可达105.9%及91.3%。现场结合注解堵剂、气举及泡沫流体等方式进行解堵作业,单井平均增产不小于9 000 m³/d,最高增产25 000 m³/d。本研究为致密气井井筒解堵试验提供了参考。     

新场气田低渗致密沙溪庙组气藏气井防堵解堵工艺技术

新场气田沙溪庙组气藏为典型的低渗致密气藏，气井投产后堵塞非常严重，堵塞类型主要为蜡堵、水合物堵、砂堵和复合型堵塞。在对其形成原因分析的基础上，提出了水合物化学抑制剂法、防蜡剂JD-3、改进流程设计防砂技术，并形成了JD-5解堵剂、JD-3+放喷和热水+放喷解堵方法。经现场应用，气井防解堵技术取得了较好的效果，维护了气井的正常生产。     

连续油管解堵技术的应用——以普光P102-3井井筒解堵为例

普光气田P102-3井开井后油压下降较快,油温较低,产量无法满足正常生产要求,初步判断是地层岩屑、暂堵剂、酸压裂液以及单质硫等混合物在井壁附着,形成水合物堵塞井筒所致.采取火炬放空排液、注液氮诱喷、溶硫剂、井筒挤注热水等措施后,气井未能恢复生产,遂对该井实施连续油管解堵.在解堵作业中使用防硫化氢连续油管设备,配合喷射能力较强的冲洗工具组合利用解堵液进行冲洗,并用解堵液压井后解堵,最终使P102-3井恢复了生产.     

普光高含硫气井井筒硫沉积解堵工艺技术

普光气田因其埋藏深、产量高、硫化氢含量高等特点,采用了一次投产作业完井,永久式生产管柱。气田投产后,部分气井在生产过程中的产气量、井口油温出现了异常下降。通过对井径测量、井下堵塞物取样,分析了堵塞井段、堵塞物成分及来源,基本确定了井筒堵塞点及原因。根据储层情况、完井管柱及生产数据,建立井筒模型分析判断堵塞情况,并结合高含硫、高温以及完井管柱结构的井况特征,研究采用连续油管解堵工艺,首先通过喷头打通道随后采用高含硫水力旋转喷枪定向冲洗油管内壁,实现彻底清理井筒硫沉积堵塞。该技术成功解决了普光气田高含硫气井硫沉积堵塞防治效率低、有效期短、防腐及井控安全等难题,现场已实施8井次均成功达到解堵目标。     

磨溪气田雷一1气藏油管堵塞物清除工艺技术研究

针对川中磨溪气田雷一1气藏油管堵塞状况,研究成功油管堵塞物清除工艺技术.室内试验表明该清除液的清除率大于62%,腐蚀速率低于5 g/m2·h.经磨113井、磨126井、磨148井现场解堵应用表明,洗井解堵作业后,油套压差减小,气井产能得到恢复,适宜在磨溪气田雷一1气藏油管堵塞物的解堵施工作业中推广应用.     

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。     

化学解堵工艺在靖边气田的应用

靖边气田已大规模开发10多年,随着气井生产时间的加长,部分气井生产管柱出现结垢和堵塞,严重制约着气井的正常生产和产能发挥。目前靖边气田主要利用化学解堵工艺解除井筒堵塞物,近年来现场试验结果表明,化学解堵工艺具有设备少、流程简单、施工周期相对短、投入产出比高等特点,是靖边气田中后期保证气井增产、稳产、提高气田采收率的一项重要措施。     

气井堵塞原因分析及解堵措施探讨

近年来,中国石油西南油气田公司重庆气矿部分气井堵塞现象日益严重,尤其是生产中后期气井,其井下管串普遍存在结垢现象,有的轻微,有的严重,给气井正常生产、修井作业带来了不同程度的影响。通过对堵塞物成分进行分析,并结合现场入井液的使用情况,认为引起气井堵塞的主要因素是开采过程中加注的入井液与地层出砂、腐蚀产物胶结形成了混合垢物,粘附在井下筛管处和油管内壁,造成修井作业工具被卡,气井产量下降。提出应选择合适的时机,及早及时清除垢物,防止堵塞严重后实施解堵而可能产生的加剧堵塞或形成新的堵塞现象,同时,优选解堵剂和解堵工艺,实施有效的解堵作业,恢复气井正常生产。