气井深度解堵施工技术方案完整.docx

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X井深度酸压解堵工程方案

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一.作业目的 1

二.工艺原理 1

三.气井概况 1

3.1气井基本情况 2

3.2固井质量 3

3.3彳诸层情况 3

3.4生产情况 3

3.5压力及温度监测 5

3.6流体性质 5

3.7通井情况 6

四、堵塞情况分析 6

4.1动态油管摩阻系数的计算 6

4.2理想光油管摩阻系数的计算 7

4.3油管缩径率及堵塞物含量预计量的计算 7

4.4储层用药量计算 8

五、深度解堵方案 8

5.1施工准备 8

5.2排空井筒积液 9

5.3油管暂堵+清洗解堵 10

5.4清洗井底及近井地带 11

5.5储层改造：

渗透率改造剂+注气气驱+井口放喷 11

六、资料录取检测及施工步骤 15

6.1药剂管理 15

6.2资料录取 16

6.3取样及检测方法 16

6.4现场施工步喉 17

七、井场周边环境 19

八、井控安全与HSE要求 20

8.1井控风险级别 20

9.2井控措施 21

10.防火防爆防中毒安全要求 22

11.4HSE其他要求 22

九、现场施工配置及管理措施 23

12.1施工作业小组 23

13.人员职责 24

14.3施工管理措施 26

十、安全环保保障措施及风险评估 27

H^一、疫情管控 27

11.1新型冠状病毒感染肺炎疫情联防联控：

27

11.2疫情防控工作要做到“三报告” 27

11.3员工动态信息要做到“四清楚” 28

11.4疫情防控措施要做到“五到位” 28

11.5疫情防控工作实行“六问责” 28

附件一、应急预案 29

1•应急抢险组织机构 29

2.应急措施 30

2.1井场天然气泄漏应急措施 30

2.2井场天然气火灾应急措施 32

2.3人员伤害事故应急处置预案 34

2.4人员中毒应急处置预案 35

2.5其他事故处理 37

2.6其他应急联络电话 37

附件二：

作业风险辨识及控制措施 38

附件三：

X井QHSE作业计划书 40

（1）施工人员及分工情况; 40

（2）HSE风险和控制措施：

40

2.1行车安全 40

2.2现场操作问题：

40

2.3施工准备 41

2.4HSE注意事项 42

（3）工程质量保证措施 43

2.5质量保证目标、体系、措施、检测及控制程序等 43

3.2工程进度的管理措施 43

3.3安全管理目标 44

4.4安全管理制度 44

一.作业目的

截至2021年5月12日，该井累计产气0.5057乂10钎,累计产水“GO.88nf\

2020年核实动储量0.6960X10m3,动储量采出程度72.66%,剩余动储量0.1903

XlO-Wo作业后具有一定的经济效益。

2018年8月、2020年5月两次开展除垢挖潜作业，措施效果好，2020年9

月开始，产量再次下降，频繁采取恢复压力措施，措施效果不明显，分析认为该

井井筒及近井地带仍存在堵塞。

该井投产时间长，投产至今累计加注缓蚀剂2020L。

2013年3月13日通井

至3718nb上起至3678nl有遇卡现象，且通井规表面较脏。

二.工艺原理

（1）通过氮气车向井筒注入高压氮气，将井底积液排净；

（2）加注中性解堵剂进行井底与井筒清洗，再进行放空排液排出解堵剂与

井筒堵塞物，氮气车现场待命，根据返排情况确定现场是否需要氮气助排；

中性解堵剂原理：

将小分子阳离子（因少了一个或几个电子，但电子轨道依

然存在）与渗透剂合成一种不稳定的高频震动分子，由于该分子不稳定，就必然

去寻找自由电子充填到空的电子轨道上，才能形成稳定的分子结构。

而结垢物,

无论有机还是无机，无论钢材表面还是地层表面都是稳定结构没有自由电子，因

此该分子会一直处于高频震动状态，会不停在垢物的空隙（尺寸为分子级别）渗

透分散，使结垢物分散成分子状态，直到到钢材或岩层表面捕获自由电子，形成

稳定结构。

该过程未发生化学反应，不会产生新的物质，也不会对钢材表面及地

层造成溶蚀，会把垢分解成无残渣分子状态溶液。

（3）以逐级酸化解堵模式，加注液态不返排酸，关井反应一段时间，清洗

炮眼及近井地带堵塞，再进行放空排液排出解堵剂与井筒堵塞物，氮气车现场待

命，根据返排情况确定现场是否需要氮气助排；

不反排酸原理：

以往常规酸化要求快速返排是因为酸液在地层耗尽后会产生

一系列副产物，二次伤害储层渗透性。

比如针对硅酸盐粘土杂基而使用的土酸和

氢氟酸系列配液，酸性耗尽后会在8小时之内逐渐形成六氟硅酸钾沉淀，至10

小时后可能完全再次堵塞孔喉，因此必须及时返排。

不反排酸采用分步溶蚀理念,

按照从中间向两边扩展顺序分布溶离，后置液中视储层填堵类型而加入氟硅酸钾

抑制剂和铁离子赘合铁血盐等防沉淀的配剂，这种配剂在酸-岩反应后即刻起作

用，但直到酸耗尽后12小时才能达到最佳抑制作用，从而巩固好酸溶所溶开的

空间。

因此，不反排酸挤入地层后不能立刻返排，要有充分的候凝时间让抑制剂

发挥作用。

通常情况下，酸反应留有12小时，抑制反应留有12小时，因此挤酸

完成后要留有24小时，后直接返排，挤入液己基本没有酸性。

（4）氮气车将高压氮气与不返排酸同时通过雾化器形成雾化酸，形成以气

态为连续相，液态不反排酸为分散相的多相流体，雾化酸相比液态酸能够进入上

部及渗透率较低部位，能够调节气藏整体酸化剖面，使酸波及体积增大，同时能

够进入气藏远井地带，沟通不连续孔缝，实现气藏深部解堵。

三.气井概况

3.1气井基本情况

该井于2008年7月6日开钻，2008年8月26日完钻，完钻井深3985.00m,

完钻层位马家沟组，人工井底3965.80m。

表1X井钻井数据表

所属区站

作业六区南39站

井别 探井

开钻日期

2008-07-06

地理位置

/

完钻日期

2008-08-26

构造位置

鄂尔多斯盆地陕北斜坡

完井日期

2008-09-02

井位坐标

纵（X）：

4131251.72

横（Y）：

19293969.55

完钻层位

马家沟组

完井方式

套管完井

气井完成方式

射孔完井

完钻井深

3985.00m

套补距

7.80m

油补距

7.20m

人工井底

3965.80m

气层中深

3698.00m

投产前地层压力

27.35MPa

表2 X井油套管数据表

井号

油套管类型

钢级

外径mm

内径mm

下深m

X

表层套管

J55

273.05

255.27

505.17

技术套管

95S

177.80

159.42

229.91

气层套管

80S

177.80

159.42

2007.02

气层套管

N80

177.80

159.42

2998.17

气层套管

P110

177.80

159.42

3622.54

气层套管

P110

177.80

157.08

3976.506

油管

N80,EUE

73.00

62.00

3875.69

表3X井完井数据表

套管程序

①273.05mmX8.89X505.17m+8177.80mmX9.19X3622.54m+①177.80mmX10.36X3976.506m

水泥返深

井口

固井质量

合格

3.2固井质量

固井质量好的井段总长1015m,占总井段的25.64%；固井质量中等的井段

总长330m,占总井段的8.34%；固井质量差的井段总长2270m,占总井段的

57.35%；固井质量为泥浆的井段总长343nb占总井段的8.67%。

气层段固井质

量良好。

表4X井固井质量统计表

井段（01）

厚度

（m）

固井质用.

井段（m）

厚度

（m）

固井质量

顶深

底深

顶深

底深

7

350

343

泥浆

2720

2910

190

中等

350

1780

1430

差

2910

3130

220

好

1780

1880

100

中等

3130

3170

40

中等

1880

2720

840

差

3170

3965

795

好

3.3储层情况

X井上古生界盒8解释气层1段,厚度3.8m；山।解释含气层1段，厚度2.3m；

下古生界马五:

解释气层1段，厚度1.6叱马五/解释气层1段，厚度2.1m；

马五:

解释含气水层1段，厚度4.2m。

表5X井综合解释结果表

层位

井段

（m）

厚度

（m）

声波

时差

（Ps/m）

深电

阻率

（Q.m）

密度

（g/cm:

i）

总孔

隙度

（%）

基质

渗透率

（mD）

含气

饱和度

（%）

综合解释

结果

盒

3696.1-3699.9

3.8

226.4

51.3

2.33

7.79

0.329

53.4

气层

山

3756.0-3758.3

2.3

211.0

187.4

2.57

5.87

0.152

69.8

含气层

马

3892.8-3894.4

1.6

160.0

144.9

2.77

4.06

0.263

50.4

气层

马

3898.9-3901.0

2.1

165.8

662.3

2.59

4.68

0.229

50.8

气层

马

3928.6-3932.8

4.2

173.0

238.7

2.68

6.68

0.196

29.1

含气水层

3.4生产情况

X井于2012年1月19日投产，生产层位盒8,投产前油、套压20.20.20.20MPa,

基本不产气。

2013年9月-12月井下作业打捞桥塞，释放马五二两段产能，2014

年1月1日开井生产，生产层位盒8马五A2,2014年至2017年日产气稳定在

2.5-4.OXIO,/外,油套压差o.7MPa左右。

2018年1月开始日产气由2.0X10m7d逐渐降至0.IXIOM/d,油套压差最大增大至5MPa,采取恢复压力等措施，措施

效果不明显；2018年8月开展除垢挖潜作业，措施效果好，措施后初期日产气

3.OX10'm7d,至2019年2月生产基本稳定,油套压差0.7MPa左右。

2019年3

月开始，产量逐渐下降，至2020年4月，产量降至0.4X10M/d,频繁采取恢

复压力措施，措施效果不明显。

2020年5月开展除垢挖潜作业，6月开井后日产

气恢复至2.0X101m7d,2020年8月产量再次出现明显下降，日产气从L7X

10M/d降至0.6X10M/d,目前日产气0.4X10M/d,油套压5.81、6.79MPao

截至2021年5月12日，该井累计产气0.5057X10钎，累计产水1160.88小

2020年核实动储量0.6960X10m3,动储量采出程度72.66%,剩余动储量0.1903

X108m3。

10

2018/12/31

2020/2/27

2021/4/2?

2014/5/14 2015/7/11 2016/9/6 2017/11/3

2013/3/17

^12/1/19

2012/1/19 2013/3/17

2014/5/14 2015/7/11

2016/9/6 2017/11/3 2018/12/31

2020/2/27

2021/4/茨

图1X井采气曲线

3.5压力及温度监测

该井自投产以来共进行压力测试5次,2020年折算地层压力11.62MPa（关井

15天，套压最高恢复至9・OOMPa）；历年测试结果表明，该井地层中部折算温度

为108.3T12.2℃,具体情况见表6。

表6X井历年压力测试汇总表

测烟

期

测试

项目

层位

骸

中深

m

力皴

m

测试

娥

m

油压

除

实测

麒

℃

实测

压力

NPa

4Wf

℃

4Wf

Wj

NPa

2011/12

/27

融

盒8马五者

3698.0

7.7

0

/

/

16.2

20.9

/

/

201W

6

静压

盒8

3698.0

3738

3718

/

/

108.6

27.38

108.0

27.35

2013/3/

13

静小

盒8

3698.0

3718

3600

18.31

18.31

105.5

23.57

108.3

23.71

2018/3/

12

静压

盒臣小

3698.0

3618

3598

7.76

9.29

107.3

10.52

110.2

10.59

2019/7/

11

盒强当

3698.0

3618

3598

5.21

520

109.3

9.51

1122

10.51

从邻井2020年地层压力折算结果可以看出，目前邻井地层压力为

13.01-18.19MPa,详见表7。

表7X井邻井地层压力测试汇总表

生啕立

星断

Km

气却深

m

2020缺

d

踞

NPa

*

勒

卜Pa

投阳期

备注

G42-OC

山强制

1.5

3878.81

11

9.47

9.76

13.01

2016/12/6

折算

（?

12-0C

盒8山।南奚马五；

1.8

3859.52

8

13.60

13.60

18.19

2016/12/6

折算

G13-0

山世啦泮

2.2

3823.4

9

10.63

11.48

15.14

2014/1/20

折算

G13-O2

盒8山1啦，

4.2

3763.65

8

12.86

12.86

17.05

2015/11/30

折算

3.6流体性质

该井投产至今，共进行8次气质全分析。

2020年9月16日对气样进行分析,

甲烷含量为92.598%,乙烷为0.42596,C02为6.671%,H2s为25.56mg/n?

。

表8X井气质数据表

取样时间

成分

CH,

CJh

C02

112s（mg/m'）

2020/9/16

%

92.598

0.425

6.671

25.56

邻井气质分析甲烷含量在93.01%-93.451%,乙烷在0.406%-0.736%,CO?

在

5.380%-6.305%,H2s在249.87-479.18mg/m3,具体情况见表9。

表9X井邻井气质数据表

井号

生产层位

取样时间

成分

CH,

C2H6

CO2

112s（mg/m）

G42-0C1

山马五配

2019/4/22

%

93.451

0.736

5.380

479.18

G43-O

山岛5冠

2018/3/2

%

93.01

0.406

6.305

249.87

2020年6月3日，对该井水质取样分析，总矿化度为32462.31mg/L,氯根

含量16519.7mg/L,水型为CaCb型。

表10X井水质数据表

取样时间

水型

总矿化度（mg/L）

氯根含量（mg/L）

2020/6/3

CaCl2

32462.31

16519.7

邻井水质分析总矿化度在20297.37-62928.86mg/L,氯根含量

13092.96-39675.64mg/L,水型为CaCL型。

表11X井邻井水质数据表

井号

生产层位

取样时间

水型

总矿化度（mg/L）

氯根含量（mg/L）

G12-0C1

山田羽

2017/3/14

CaCl2

22988.06

13887.89

（/12-0C

盒-山।本奚马五；

2020/1/8

CaCh

20297.37

13092.96

G13-0

山叫笔

2020/7/11

CaCl2

62327.19

39234.29

G43-02

盒疝谢

2020/1/8

CaCh

62928.86

39675.64

3.7通井情况

该井历年累计加注缓蚀剂2440L,历年开展通井作业5次。

表12X井历年通井数据

井

号

日期

气层中深

（m）

要求深度

（m）

实际通井

深度（m）

通井规外表

粘附情况

井下遇阻放喷情况

X

2011/12/27

3698.00

3861.00

7.70

干净

通至7.7米遇阻

X

2012/1/6

3698.00

3861.00

3738.00

干净

顺利通至3738米

X

2013/3/13

3698.00

3718.00

3718.00

较脏

顺利通至3718米，上起至3678米

有遇卡现象

X

2018/3/12

3698.00

3718.00

3618.00

干净

因3677.94米为喇叭口，故通至

3618米

X

2019/7/11

3698.00

3718.00

3618.00

干净

因井下3638.12米有水力锚，故通

至3618.0米

四、堵塞情况分析

4.1动态油管摩阻系数的计算

油管摩阻系数是达西阻力公式中的重要参数，在一定程度上，反映了井筒压

力损失的大小。

摩阻系数的大小主要与油管壁的粗糙度和气井产量大小密切相关,

且井筒粗糙度越大，摩阻系数越大；粗糙度相同的条件下，随着产量增大，摩阻

系数变小。

气井井筒动态摩阻系数计算公式:

0.755x10"x（P/-Pje2S）d*5

实际

q/Tavg2Zavg2（e2S-D

（1）

0.03415xh

其中：

S= -

TavgZavg

Zavg

0.03415/h

g

TS

avg

Pwf井底流压通过静气柱“平均温度及偏差系数法”进行计算，井口压力取

套压。

4.2理想光油管摩阻系数的计算

计算公式:

理想

1.14-21g/+

21.25、

（2）

其中:

（9.4+0.02Mj（1.8T）15

K=

209+19M+1.8T

NRe=1.776xlO2M4=10气却.0/）4二3・4866篝

X=3.5+理+0.01MpY=2.4-0.2X

1.8Tg

4.3油管缩径率及堵塞物含量预计量的计算

d

xd光油管

（4）

（5）

X井气层中深3698nb原始地层压力27.35MPa,投产前油压为20.20MPa、套

压20.20MPao油管直径d=0.062m,天然气相对密度Zg=0.6。

粗糙度e

=0.00001524o

从气井投产至目前，选取2个时间节点的数据，利用公式

（1）

（2）（3）

44）（5）计算出2个时间节点井筒摩阻系数、缩径率及堵塞物含量变化情况,

见表14。

通过计算结果，分析气井堵塞程度。

表13X井历年摩阻系数、油管缩径率计算情况

井

号

选取日期

日产气量

10m7d

流压

MPa

油压

MPa

套压

MPa

摩阻

系数

油管缩

径率（%）

堵塞物预

计量（m3）

X

2020/7/7

2.0062

8.50

5.4

6.06

0.3465

49.59

2.78

2020/10/1

0.6012

11.48

5.37

7.52

2.5643

76.43

3.51

该井摩阻系数与通井情况对比可以明显看出，X井油管存在堵塞，造成油管

缩径，节流严重。

通过计算预计油管及油套环空中堵塞物约10.54/3=3.51■左右。

根据井筒堵塞物预算情况，解堵剂3.51*1.5=5.265m3o

5.4储层用药量计算

V药二V井+V层位i+V层位2+…・.

二nR套~h+nR~h层位16层位i+nR2h层位26层位・・

其中：

R套-套管半径，R-注药半径，h为射孔段顶层到人工井底的高度，h层

位1为层位1层鬲度，h层位2为层位2层图度，。

层位1为层位1孔隙度，6层位2为层

位2孔隙度。

按照上述公式，取近井地带半径1.5-2%计算解堵剂用量8.23m3,

渗透率改造剂用量为10.63m3o

五、深度解堵方案

5.1施工准备

5.1.1井场标准化

①合理设置安全区域、放喷区域、应急物资区域和药剂存储区域。

②现场配备齐全的消防器材，设置醒目的警戒标识及逃生通道。

③连接井口放喷管线流程以及燃烧罐（见图3放喷流程及安全要求）。

燃

烧罐安放位置必须远离树林、农作物等场地。

气井M增现场施I作业分卅图

素急集合点

安全出口

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图3解堵现场施工作业分布示意图

5.2.2其他施工准备

①落实上井道路通畅，无遗留外协、；

②检查井口，确保井口完整，存在阀门损坏等及时维修。

③施工前与站内工作人员协调，根据施工需要协助开关井。

5.2排空井筒积液

5.2.1气井积液分析

（1）根据气井生产动态，该井作业前日均产气0.4义10城、油套压差0.98MPa,

分析该井为中度积液。

（2）排液方式及积液排空判定条件

井口关放排液：

该井为中度积液气井。

可辅助泡排措施，当井口放喷时气井

产气量稳定、连续产水或间歇性出水，油套压差基本保持稳定；关井4-6小时，

油套压恢复基本一致时，可认为井筒积液已排空。

井口气举排液：

若通过关放排液未能排通，则需要用氮气车气举，初期主要

排出井筒积液、液量一般较大；后期，应持续气举助排12小时以上（排量

1000-1200m：

7h）,至气井产水量降至2方/天以下，可认为井筒积液已排空。

气井生产或施工作业过程中，开/关井时如油套压同降/同升、且基本一致，

井筒可能存在油管腐蚀穿孔。

5.2.2连接流程

根据方案，准备压缩机；连接压缩机注气流程以及井口放喷流程。

注气高压软管

图4"压缩机注气气举”井口流程示意图

检查压缩机各阀件、仪表、流程、动力设备、燃料、通风等；车载压缩机与

井口采用专用法兰和高压管线连接，并进行严密性试压。

5.2.2泡排排空

（1）利用注剂泵向环空注入起泡剂20L~30L,药水比1:

10。

（2）关井16~24h后放空。

（3）循环作业，直至排空井筒积液。

5.3油管暂堵+清洗解堵

5.1.13.1井筒解堵采取井口油管泵注解堵剂、关井反应、井口放空的作业方式。

5.1.2油管投放泡排棒：

关4号阀门，从7号阀门投入泡排棒，关闭7号阀

门，打开4号阀门，使泡排棒落入油管。

5.1.3注剂泵试压：

将泵管线与套管考克或油管考克连接，关闭考克，进行

管线试压，泵注压力不得超25MPa,检查高压软管连接处有无渗漏。

5.3.4解堵剂加注

①加注方式：

试压检查合格后，由注剂泵通过油管考克向油管内加注解堵剂,

泵注压力高于井口油压。

②由于解堵剂呈酸性，与堵塞物具有较快的溶解速率，为避免大剂量加注后

反应剧烈造成大量酸不溶堵塞物成块掉落至井筒内形成新的堵塞，应适当控制加

注剂量。

初次加注量为300~400L。

③随着井深的增加，考虑延油管内壁解堵剂粘附造成损失，解堵剂的加量逐

渐增加。

每3〜5次作业后解堵剂增加200L。

④关井时间：

每次加注完毕后，关井16~24h,确保随着井深的增加，药剂

下流至预计位置并反应充分。

5.3.5放空：

关井反应时间足够以后，燃烧罐内火炬先点火，后开启放空管

线