气井药剂加注技术服务施工方案.docx

1、气井药剂加注技术服务施工方案气井药剂加注技术服务施工方案一、施工目的通过解水锁工艺及其它排水采气工艺技术，解除区块积液停喷气井储层水锁伤害，恢复气井产能，提高单井产量及最终采收率。二、工艺原理1、机理（1）伤害机理低孔、低渗、低压、低丰度气藏，储层毛细管阻力高。对于投产初期气井，开井具有足够压差破坏关井时产生的水分子之间及水分子与岩石表面形成的结构，伴随天然气开采，地层压力下降，孔道两端压差变小，当开井压差小于激动压差时，表现出气液产量不能恢复至开井前，气液只能经过直径较大孔道通过。对于不能激动的孔道，部分气体溢出，造成井区附近含水饱和度增加。当井区附近积液达到一定程度后，在重力作用下，关井后

2、积液退回远井地带（沿大孔隙渗流通道推进），再次开井，则大孔道通过流体水气比增加，孔隙阻力增加，气水通过能力进一步恶化，直至不产气。（2）解水锁机理 向井内加注特殊表面活性剂（渗透率改造剂），其具有降低地层水表面及地层水与岩石表面界面张力作用，同时对无机及有机垢物具有一定溶蚀能力，油管加注解水锁剂后关井，在重力作用下气液置换或靠外来气源将药剂憋入地层，药剂在孔道表面形成低界面张力膜，并降低地层水表面张力，降低最低流动压差及激动压差。通过放空或者直接将液体输入气站，排出井区附近积液及残液，维持一段时间气液良好通过能力。 2、工艺流程首先排出井筒积液及清洗油管，然后使用注醇泵一次加注解水锁药剂设计量

3、，有节流器井通过套管加注，无节流器井通过油管加注，关井35天，开井生产，辅以气举+泡排+间开排液，对于地层压力较低、产水量较大不能携液生产气井，实施泡排、气举工艺辅助排液，直至在泡排维护下能正常携液，建立合理泡排及生产制度，进一步排出积液提高气井产量。图1-1 工艺流程图三、施工井概况1、选井条件近期产量下降严重； 针对动静态、类井，即原高产气（试气井口产量大于2万方/天，配产大于1万方/天）、低产水（测试水气比低于4方/万方）积液水锁停喷气井，不是因储层致密及投产层中有气水层导致的停喷。在正常生产压力递减中，套压、产量突降，且采取关井复压、泡排、气举、柱塞等措施无效。生产过程中井筒积液，套压

4、持续上涨，井底回压储层水锁后，开井产量低于0.2万方/天且不产水，生产套压不降，积液停喷。气井生产后期，套压低于10MPa后，检修关井，出现启动压力不足，开井产量骤降、后积液停喷。表1-1 选井条件序号参 数选井标准1井 型 直井、定向井 、水平井2地质认识 1.测井地质再认识投产层位中含有气层、不含纯水层； 2.无边水、底水发育；3.井距小于1Km的邻井，相同层位无水层特征。 3试气产量 试气井口产量原则上大于2万方/天，水气比2.5方/万方 ；4油 管 油管无腐蚀穿孔 5生产情况1.新井投产后稳定生产6个月以上气井、2.采取气举措施不超过2次3.措施前1-5个月内产量大幅度下降或停喷井、无

5、套管生产记录6压 力 1. 生产套压不低于3.5MPa，关井后套压上涨2.5MPa以上(套压不上涨气井成功率低)。 2.关井油压恢复快、关井油套压差大于3MPa（长期井筒积液气井，储层反吸） 3.套压较高，但油套压差大，关井压力速度慢或无变化。 7产气量 产量大于0.05万方/天、小于0.2万方/天，经泡排、气举等其他措施后不能复产。产量大于0.2万方/天、小于0.5万方/天，动态储量分析可采储量下降严重。 2、气井状况表1-2 气井状况统计表序号集气站井号生产层位投产时间气井分类无阻流量（万方）目前套压（兆帕）日产气量（万方）生产方式备注3、生产情况分析XX井分析：该井X年X月投产，初期油套

6、压X/XMPa，连续生产至X年X月，平均日产X万方/天，从X年X月采取间开生产至X年X月，平均日产X万方/天，生产套压波动幅度大且频繁，严重积液；X年X月采取间开短开短关生产至X年X月，平均日产气量X万方/天，生产套压异常下降，关井油套压恢复缓慢，后续连续生产至X年X月，生产套压急速下降，井口产量快速下降，以上分析结论：该井严重积液且堵塞伴随水锁。 解水锁施工计划：关井油管加注解堵剂，清洗油管管壁污垢，排除井筒积液；套管加注解堵通过药剂浸泡套管加注解堵剂和水锁剂，反应4-5天，前期通过现场值守间开排除储层积液；预计复产时间X天。 四、施工方案（一）施工设计1、药剂成份及指标、入井材料要求（1）

7、配置的储层渗透率改造剂、油套管解堵剂、泡排剂应取得中石油专业机构鉴定证书。配置的渗透率改造剂、油套管解堵剂、泡排剂要与区块储层及流体性质开展配伍性检测，不能对井筒及输气管线产生腐蚀等副作用。（2）对油套管腐蚀速率2g/(m2.h)。（3）符合道路一般化工要求。、药剂成份及指标解水锁剂：以溶剂、润湿反转剂、渗透剂、助排剂、有机酸、铁稳剂、缓蚀剂为主要成份；解堵剂：是以溶剂、缓蚀剂、有机酸、铁稳剂为主要成分；起泡剂：具有起泡、稳泡能力较强的表面活性剂复配物。表2-1 解水锁剂SR-3技术指标项 目指 标检验标准密度（201），g/cm30.850.95GB/T 44722011pH值13GB/T

8、6682-2008常压静态腐蚀速率，g/m2h2.0SY/T 5405-1996界面张力，mN/m4.0GB/T 22237-2008与玻璃接触角度75.0SY/T 5405-1996表2-2 解堵剂RS-4技术指标项 目指 标检测标准密度（201），g/cm30.991.10GB/T 44722011pH值13GB/T 6682-2008常压静态腐蚀速率，g/m2h2.0SY/T 5405-1996堵塞物溶解率，%18.0GB/T 22237-2008表2-3 起泡剂SR-6V技术指标项 目指 标检验标准pH7.08.0GB/T 6682-2008密度，（201）g/cm31.001.05G

9、B/T 44722011起泡力起始泡沫高度,mm （70170SY/T5761-19953min时泡沫高度,mm（701）30SY/T5761-1995携液量，mL/15min100SY/T5761-1995表面张力,mN/m （含0.5%试剂水溶液）35SY/T5370-19952、室内实验及药剂优化表3-1 起泡剂与长庆气田水样室内配伍性实验结果项 目结果pH7密度，（201）g/cm31.043起泡力起始泡沫高度,mm （701 1653min时泡沫高度,mm（701） 153携液量mL/15min 168表面张力,mN/m （含0.5%试剂水溶液） 29表3-2解堵剂与气井垢样室内实验

10、结果项 目结果密度（201），g/cm31.01pH值 2常压静态腐蚀速率，g/m2h 0.89堵塞物溶解率，% 41%表3-3 解水锁剂与主力开发层位岩心渗透率恢复实验结果岩芯编号初始地层水含水饱和度/%驱替前岩芯渗透率K1/mD渗透率水锁伤害率/%驱替后岩芯渗透率K2/mD解水锁渗透率恢复率/%171.70.17893.210.158918489.28268.30.32688.570.279414685.71373.50.75394.920.681239190.47（二）药剂加注量计算根据长庆气田上古岩心室内实验，长度为5cm气相渗透率为1mD的天然岩芯在水锁伤害情况下需0.7MPa驱动压

11、力才能驱动，而产生水锁的气井一般在地层压力小于14MPa将会产生明显的水锁伤害，压力损耗主要发生在距压裂裂缝0.5米范围内。因此，在这种生产条件下气井无法靠增大压差解除水锁伤害。此时，注入解水锁剂通过反吸作用进入水锁伤害地带0.5米即可解除水锁伤害。因此，确定解水锁剂加注量如下：B表面活性剂在岩石固体表面的有效铺展系数，无量纲，统计值X； 有效支撑剂体积系数，无量纲，经验值0.85；（三）施工设计开展解除水锁工艺按照探测液面高度、排出井筒积液，清洗井筒，满足最后实施储层解除水锁工艺，由于储层积液情况无法确定，在加注解除水锁剂前后按照以下方案实施。（1）井筒积液较多气井现场施工严格按照中国石油天

12、然气集团公司SY/T6690-2008、Q/SHS 003.2-2006 天然气井工程安全技术规范长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则执行，含硫区域作业选择执行集团公司石油天然气试油（气）井控规定和行业标准SY/T 66102005含硫化氢油气井试油（气）推荐作法。A 油套管有积液，间开能产液气井1)油套管加注起泡剂后关井24h。2)人工值守间开，控制携液流量。3)开井将用针阀控制生产。4)间开生产返排后，总体排液量大于3m3后关井，复压至油套压差小于1MPa，套管液面低于50m且套管压力恢复小于0.3MPa/d。5)有节流器井，套管加注12m3解水锁剂，无节流器井油管加注，关井36h。6

13、)反应时间足够后，开井生产。7)如间开不产液，且套压高于3MPa，实行套管反充或增压气举辅助排出井内积液。8)生产产水5m3后每天加注一次起泡剂排液。9）加注起泡剂后产气产液较小时，优化间开制度。10）气井能靠自身能量携液后逐步调整泡排制度，直至关井3h油套压差小于1MPa，且产量基本达到配产、油套压均升高井口有明显气流声。B 套管积液大于500m气井1)打捞节流器。2)油套管加注起泡剂后关井24h。3）蹲守间开，控制携液流量。4）开井将用针阀控制生产。5）间开生产返排后，总体排液量大于3m3后关井，复压至油套压差小于1MPa，套管液面低于50m且套管压力恢复小于0.3MPa/d。6）有节流器

14、井，套管加注12m3解水锁剂，无节流器井油管加注，关井36h。7）反应时间足够后，开井生产。8）如间开不产液，且套压高于3MPa，实施套管反充或增压气举辅助排出井内积液。9）生产产水5m3后每天加注一次起泡剂排液。10）加注起泡剂后产气产液较小时，优化间开制度。11）气井能靠自身能量携液后逐步调整泡排制度，直至关井3h油套压差小于1MPa，且产量基本达到配产、油套压均升高井口有明显气流声。（2）井筒积液较少气井1)关井复压至油套压差小于0.5MPa后一次加注12m3解水锁剂。2)无节流器井采取油管，有节流器井采取套管加注。3)关井36h后开井生产，如不产液采取延长关井时间，实施间开排液。4)恢

15、复生产后采取泡排进一步排液，逐步恢复气井应有产量。（3）油管有堵塞气井首先根据关井油压恢复速度、通井是否顺畅判断油套管联通情况。A 油套联通气井1)套管加注200L解堵剂，关井15h生产；2)重复1）、2）步骤直至生产套压下降、井口有明显气流声；3)油管解堵成功后按照第1、2种情况实施。B 油套不联通气井1)打捞节流器；2)油管加注解堵剂200L/次，关井15h生产或气举；3)实施后生产套压下降、井口有明显气流声，停止油管解堵，实施关井复压。如不满足以上3个条件继续按照1）、2）步骤实施；4)油管解堵成功后按照1）、2）方法实施。（4）泡排维护1)解除水锁前后井筒排液采取以间开+气举返排为主，

16、泡排为辅助，适当关井复压方式排液，提高排出井筒及储层积液速率。2)井区附近积液排出后，根据产水量大小，制定合理泡排制度，以套管加注起泡剂为主每次2040Kg起泡剂，油管加注起泡剂为辅。3)在解除积液井水锁过程中需要实施泡沫排水采气工艺辅助实施，加注解水锁井后前期按照每条加注一次起泡剂，12天间开一次原则，直至加注起泡剂即能稳定并增加气井产量，制定泡排制度，严格按照泡排制度实施。在生产维护过程中，气井由于管输压力导致或气井自身情况变化及时调整泡排制度，泡排加注原则为适量即可，避免多加或少加起泡剂造成的气井产量大幅波动。2、施工步骤（1）措施前准备、检查和准备2有经过采气厂相关部门审批的施工方案，

17、在作业区办理开工许可，施工作业。 配备一定数量的符合相关安全技术规范及标准要求的应急和警戒物资： 8kg灭火器2具、消防毛毡2条、消防铁锹2把、警戒带1套、急救箱1个。作业人员劳保齐全上岗。作业队伍进入井场后，应召开安全技术交底会，明确作业程序，落实安全措施及人员分工。施工车辆停在采气树上风方向，施工车量及注醇泵有效佩戴防火帽。（2）现场施工步骤方案一：油管加注步骤（1）到场检查及数据录取：检查采气树、管线完整性，记录井口油压、套压、产气量等参数，检查各处阀门是否在正常状态，与调控中心联系报相关数据及开关井信息。（2）导流程：关闭针阀，确认3#套管阀关闭、1#/5#阀全开。（3）检查连接：检查

18、注剂管线与注剂泵连接是否通畅。（4）连接管线：关闭油压压变考克控制阀，打开油压压变卸压阀，等到压力表读数显示为“0”时。拆下油压压变，将注剂管线连接油压压变位置，关闭油压考克卸压阀。（5）起泵：开启注剂泵，观察注剂泵上压力表读数，等到压力表读数略高于油压压变读数时，打开油压考克控制阀，开始加注。（6）注泡排剂：加注过程中一人负责操作注剂泵，一人观察压力表读数，防止施工过程中压力超过最大限压而引发事故（现场最高施工压力25MPa）。（7）停泵：规定药剂加注量加注完毕后，关停注剂泵。（8）拆卸管线：关闭油压考克控制阀，打开油压考克卸压阀，等到压力表读数显示为“0”时，拆下注剂管线，将剩余残夜进行回

19、收。（9）装表：将油压压变装上，关闭油压考克卸压阀，打开油压考克控制阀。（10）收拾工器具，整理场地，恢复采气树井口原有工况，并做好施工记录。方案二：套管加注步骤（1）到场检查及数据录取：检查采气树、管线完整性，记录井口油压、套压、产气量等参数，检查各处阀门是否在正常状态，与调控中心联系报相关数据及开关井信息。（2）导流程：关闭针阀，确认3#套管阀打开、1#/5#阀关闭。（3）检查连接：检查注剂管线与注剂泵连接是否通畅。（4）连接管线：关闭油压压变考克控制阀，打开油压压变卸压阀，等到压力表读数显示为“0”时。拆下油压压变，将注剂管线连接油压压变位置，关闭油压考克卸压阀。（5）起泵：开启注剂泵，

20、观察注剂泵上压力表读数，等到压力表读数略高于油压压变读数时，打开油压考克控制阀，开始加注。（6）注泡排剂：加注过程中一人负责操作注剂泵，一人观察压力表读数，防止施工过程中压力超过最大限压而引发事故（现场最高施工压力25Mpa）。（7）停泵：规定药剂加注量加注完毕后，关停注剂泵。（8）拆卸管线：关闭油压考克控制阀，打开油压考克卸压阀，等到压力表读数显示为“0”时，拆下注剂管线，将剩余残夜进行回收。（9）装表：将油压压变装上，关闭油压考克卸压阀，打开油压考克控制阀。（10）收拾工器具，整理场地，恢复采气树井口原有工况，并做好施工记录。B、间开排液步骤（1）油套管加注起泡剂；（2）关井至油压上涨4M

21、Pa以上或油套压差小于0.5MPa，间开制度实施以气井开井能产液为原则，在初期制度不产液时，延长关井时间直至能开井产液。（3）开井，油管加注起泡剂，连接注醇泵管线至油压压变压力表考克，加注1/2起泡剂量的消泡剂。五、职责分工1、采气厂1）工艺所：负责方案审核、现场技术指导、效果分析评价等工作；2）生产运行科：全面组织协调现场作业、应急抢险等工作；3）质量安全环保科：负责现场施工，等关键环节的安全检查及负责作业期间的安全检查；4）作业区：（1）负责气井道路勘查、处理道路外协问题；（2）配合应急抢险工作。2、*公司（1）负责现场施工作业；（2）开展复产工艺、制定措施井解水锁方案；（3）记录措施井现

22、场实施数据；（4）分析措施井实施效果；（5）负责应急消防器材的准备和组织；（6）做好现场实施风险识别及应急措施等工作。六、注意事项施工人员按照公司个人劳动防护用品使用管理规定要求正确穿戴好防护面罩、护目镜、口罩及防酸手套等劳动防护用品，所有设计人员及现场施工人员按照井控实施细则相关要求，具有井控证，H2S防护证。施工期间严格执行苏里格项目部相关禁令，严格按照天然气井工程安全技术规范操作规程进行施工。如施工中发生突发重大事故（如火灾、交通事故、自然灾害等），立即执行油化施工作业应急处置措施（附后）。、环保相关要求：1. 严禁酸液、污油、污水落地。高低压管线连接拆卸时，严禁管线内残液落地，造成井场

23、污染。2. 施工剩余液体由施工队回收，井内返排液由施工队回收，并根据要求，拉运至油田指定排污点排污，严禁乱排乱放。3. 施工作业现场的工业垃圾（废机油、油棉纱、油手套、报废的零配件等）、生活垃圾（饮料瓶、塑料袋、剩饭菜等）必须分类回收，并按时到指定地点分类处置，严禁乱排乱放。、环境污染预防措施：1.对施工中产生的生产垃圾（手套、棉纱、钢丝头等）直接放入随车垃圾桶内，不得随意丢弃。2.施工过程中的生活垃圾直接放入随车垃圾桶内，不得随意丢弃。 3.施工后认真清理打扫现场，确认彻底清洁方可离开。4.带压作业前检查管线，接头磨损情况，避免滴漏与刺漏。5.管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、排液池及各

24、种设施的情况。七、应急措施（1）小组成员组长：成员：（2）主要职责组长：全面负责施工现场的应急抢险救援工作。组员：负责应急抢险各项措施的实施及联络工作。现场应急小组主要人员情况表姓名单位职务联系方式组长副组长操作工（3）主要任务负责抢险、疏散、救助及现场情况的实时上报。检查应急设备、设施的安全性能及质量。（4）应急启动现场应急小组成员根据现场实际情况及应急预案组织抢险，在现场情况无法控制时，所有试验人员撤离现场并做好现场警戒，同时将相关情况上报第四采气厂调度室，请求启动相关应急预案。1、应急范围施工过程中出现的意外事故伤害，如火灾、机械伤害等。2、应急器材应急器材一览表设施名称数量备注消防锨2

25、把消防毛毡2张8kg灭火器2个急救包1个3、高压软管刺漏的应急处置流程a) 第一发现者立即通知柱塞泵操作人员，停泵，井口人员关闭管线连接的压力表考克。b) 回驻地更换管线。c）处理刺漏废液，不能留在井场。2.药剂接触皮肤、眼睛应急处置措施：a)施工车上准备清水，一旦接触后用清水冲洗，眼睛接触严重立即送医院治疗。4、柱塞泵憋压现场应急措施a)第一发现人发现立即通知柱塞泵操作员停泵，如出现柱塞泵自动卸压，停泵后，恢复设定卸压装置。b)如为套管（油管）除堵塞，判断原因，适当实施注醇等措施。5、泵注过程中软管线脱离应急处置措施：a)现场施工人员立即撤到安全位置，取灭火器打开安全栅；b)固定或判断管线不

26、会大幅摆动后控制井口；c)回驻地更换管线后再施工。6、作业现场火灾、爆炸应急处置（1）作业前将灭火器、消防毛毡等消防器材就位到作业现场；（2）由现场监护人监督安全措施落实情况，确保各项具体措施落到实处；（3）在施工处发生火灾、爆炸事故时,疏散施工人员，根据情况采取相应措施，切断气源，采用应急器材进行扑救。若现场应急小组不能灭火，迅速发出报警信号，同时将施工车辆及设备撤离到安全地带，让开道路及施工场地，配合消防队灭火，同时向厂生产调度及所在作业区调度报告；（4）如果有人烧伤，应立即将其救离火源，烧伤者本人应立即脱掉着火衣服或就地打滚灭火。对已烧伤者，可浸沐在冷水中，以减轻损害和疼痛，然后用消毒敷料或清洁衣服简单包扎，以防感染。再将伤者送往医院。7、井口天然气泄漏应急处置（1）迅速组织人员切断流程。（2）切断现场各种火源。（3）疏散其余人员和车辆。（4）若泄漏严重，难以控制，应立即向有关领导汇报。8、应急联络方式应急联络方式单 位联系电话备 注附件1：药剂入库记录表药剂入库单序号到库时间入库量药剂型号药剂品种库存量确认人附件2：药剂出库记录表药剂出库单(井号 )序号加注时间加注量药剂型号药剂品种运输车辆加注人