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.     

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。     

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。     

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。     

天东60井油管解堵工艺技术的研究

针对天东 6 0井油管堵塞状况 ,分析了油管堵塞物的组成 ,研究成功相应的油管解堵技术。分析结果表明 :油管堵塞物主要由泥浆残留物、铅油和岩屑等组成。室内研究表明 :研究的天东 6 0井油管解堵清洗液清除率达到 90 %以上 ,腐蚀速率低于 5g/m2 ·h ,适合天东 6 0井油管解堵作业。现场施工结果表明 :天东 6 0井油管解堵技术针对性强 ,易于操作 ,解堵效果好 ,有效地恢复了气井产能。     

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。     

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。     

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。     

大庆连续管快速修井研究与应用

为提高油井清蜡、水井解堵作业效率,大庆油田开展了连续管快速修井作业试验。利用水力清蜡除垢原理,通过优化高压旋转射流水力参数、优选高压冲洗工具、合理匹配施工参数、配套地面流程,形成了连续管高效快速修井作业工艺技术。现场应用及试验表明,连续管高效水力清蜡除垢解堵作业工艺具有带压、环保、高效等优势,可有效实现油管、套管内清蜡除垢,施工时效较常规油管作业大幅提高,并可解决油管、套管堵塞等常规作业起管柱拔不动以及修井因无油套循环通道导致无法压井作业等疑难特殊井施工难题,实现了作业模式新变革,为油田快速修井作业提供借鉴。     

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.     

川西中浅层水平井连续油管解堵技术研究

本文通过分析水平井堵塞物和堵塞机理,搭建堵塞模拟实验装置,设计模拟各组分体积比,进行连续油管解堵模拟实验,取得了"边注气、边下放连续油管"解堵思路,后进行现场应用,效果明显。     

大套变井连续油管带压注水泥塞技术

华北油田留70-85井具有井筒严重套变、井口带压、地层存在漏失等特点,采用常规的60.3 mm油管难以下入到井筒的设计深度进行泵注暂堵水泥塞施工作业。鉴于此,利用连续油管(CT)刚度小、柔性好、可带压作业的特点,采用50.8 mm连续油管下入到套变井筒中进行泵注暂堵水泥塞施工作业。该井在施工过程中严格控制排量和泵压,解决了地层漏失、水泥浆高压失水闪凝等难题。结果表明,在此类井筒中采用连续油管注水泥塞具有作业精度高、施工作业安全可靠等特点,水泥塞质量合格,为今后套损套变井带压修井中的泵注水泥浆暂堵施工提供了重要的参考。     

连续油管水平井多簇滑套作业探索与实践

针对水平井压裂时经常遇到的砂堵现象,通过研究连续油管内压力损耗原理,建立了连续管摩阻计算模型,参考模型计算结果优选连续管,完善地面设备配置,形成一套连续油管水平井多簇滑套解堵工艺。利用该工艺可以在不起下井内管柱的情况下,实现油管或套管内解堵施工,工序简单有效,作业效率高,同时可有效避免因堵塞压力的突然释放带来的井控风险。该作业技术经吉林油田红平57－**井现场试验,成功实现解堵施工,为实现后续压裂提供了保障。     

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.     

气井油管堵塞原因及应对措施

近年来，川东气田气井在生产或修井作业过程中时常出现油管堵塞现象，不仅影响气井的正常生产，给修井作业也带来一定程度的影响。为此，针对气井油管堵塞现状，结合现场解堵情况、井下垢物分析，认为造成油管堵塞主要是由于缓蚀剂与现场井况适应性差，导致缓蚀剂在井下发生降解或沉淀，产生井下堵塞；钻井、完井过程中未排尽的井下脏物堵塞；井下腐蚀产物粘附在油管内壁，使油管通道变小起堵塞以及井筒上部因气流温度下降形成水合物堵塞等。通过分析堵塞原因，提出应对措施，供生产决策参考。     

连续油管解堵技术在克深区块超深高压气井中的应用

塔里木油田克深区块属于超深高压气藏,区块气井油压异常、井筒堵塞问题严重,气井无法正常生产。采用常规修井作业解决井筒堵塞问题,成本高、风险大,采用连续油管负压冲洗和钻磨方式,成功疏通了管柱,恢复了气井生产,并查明结垢和出砂是造成井筒堵塞的主要原因。该技术在不动管柱的情况下,实现了安全、高效井筒解堵作业,为解决塔里木油田类似问题提供了技术储备和经验积累。     

连续油管冲砂解堵工艺在超高压深井中的应用

连续油管带压冲砂解堵工艺,具有作业工序简单、周期短、成本低、减少地层污染等优点。目前,塔里木油田连续油管冲砂解堵工艺大多应用于低压井。技术人员创新性的首次应用在迪那3超高压深井,通过综合分析、精细设计,攻克多重难点。现场施工结果表明,连续油管带压冲砂解堵工艺在超高压深井中应用效果尤为显著。     

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。      

川西水平井投产工艺关键技术

川西地区水平井投产的难点主要表现在工程地质特征复杂,井眼轨迹不规则;井筒条件恶劣,井筒清障净化难度大;工具组合适应性差,选型困难;分段压裂设计和施工难度大、砂堵砂埋几率高且处理难度大。结合川西致密砂岩气藏特点,通过研究和实践,形成了以水平井井筒预诊断及清障净化、投产工序组合、工具管柱优化设计、连续油管特殊处理等关键技术为核心的水平井投产工艺技术体系。