CN110965962B - 封存气井复产解封方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种封存气井复产解封方法，第一步为连续油管替液及气举掏空，其目的是利用连续油管替液及气举掏空部分清洗液。第二步为高分子聚合物解封，其目的是通过连续油管泵注解堵剂对高分子聚合物形成的粘稠物降粘。第三步为无机物解封，其目的是通过连续油管泵注转向酸解除无机物形成的污染。第四步为连续油管气举，其目的是利用连续油管将粘稠物、残酸及清洗液等气举出井筒，恢复气井自喷能力。本发明能够分别对高分子聚合物和无机物进行针对性解堵，有效解除了无机物、高分子聚合物等井底污染物，改善了井底附近储层渗流条件，提高长期封存低压复产气井产出能力。
Description
技术领域
本发明属于天然气开采技术领域，尤其涉及一种封存气井复产解封方法，具体来说涉及一种长期封存低压复产气井的解封方法。
背景技术
在气田开发过程中，部分复杂气井或工程报废井会因开采技术或修复技术不成熟而被封存，封存时间达到数年甚至十来年；随着气田深入开发，封存井地层压力可能会因邻井生产影响等因素逐渐降低形成低压气井。气井封存时在井筒内注满压井液，且在井底可能还混有钻井液，这些液体中含有各类高分子聚合物，其长期处于高温高压环境中会发生流体性质变化，部分物质沉淀胶结成粘稠物堵塞储层；除此之外，井筒中还会生成无机盐、硫化亚铁等物质堵塞层，形成严重污染。随着我国能源结构升级，清洁能源需求逐年增大，需要对这些封存井解封复产，因此采用快速有效的复产措施，及时恢复封存气井生产，是保持气井产能、高效开发气田的关键。
目前对长期封存低压气井井底污染物的解除，主要采用在井口注常规酸的方式进行解堵。由于常规酸只能解除无机物形成的污染物，无法解除高分子聚合物形成的粘稠物，同时低压气井压力系数低，形成的残酸无法有效带出，致使采用井口注常规酸的解堵效果较差，气井产能无法有效发挥。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中存在的上述问题，提供一种封存气井复产解封方法，本发明能够分别对高分子聚合物和无机物进行针对性解堵，有效解除了无机物、高分子聚合物等井底污染物，改善了井底附近储层渗流条件，提高长期封存低压复产气井产出能力。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种封存气井复产解封方法，包括以下步骤：
步骤一、连续油管替液及气举掏空
将连续油管下至射孔井段底界处，向连续油管内泵注清洗液清洗连续油管并将压井液替换出井口；接着注入氮气对井筒内的清洗液进行掏空，掏空深度至井筒内余下的液柱所产生压力高于地层压力10％为止；
步骤二、高分子聚合物解封
通过连续油管持续向射孔井段泵注解堵剂，同时在射孔井段的底界与顶界之间拖动连续油管往复运动多次，使解堵剂与高分子聚合物充分接触反应，解封高分子聚合物形成的堵塞层；
步骤三、无机物解封
通过连续油管持续向射孔井段泵注转向酸，同时在射孔井段的底界与顶界之间拖动连续油管，拖动结束后候酸30～60min，解封无机物形成的堵塞层；
步骤四、连续油管气举
将连续油管底部置于射孔井段底界处，向连续油管内注入氮气，通过环空将残酸、清洗液和已解封的污染物全部携带出井筒，完成封存气井的解封。
所述步骤一中的清洗液为柴油，所述步骤二中的解堵剂为非氧化型高分子聚合物破胶解堵降粘剂。
所述步骤一中掏空深度的计算方法为：
式中：h—掏空深度，指井口至井筒内液面间的高度，单位m；
H—储层中部井深，单位m；
p—地层压力，单位MPa；
ρ—井筒内液体密度，单位g/cm3；
g—重力加速度，单位9.8m/s。
所述步骤二中拖动连续油管往复运动的次数为3-5次，以从底界向顶界拖动为开始，以最后拖动至顶界为结束。
所述步骤二中连续油管的拖动速度为2～3m/min，解堵剂的泵注排量为1.5～2m3/min。
所述步骤三中连续油管从射孔井段的底界向顶界拖动，拖动速度为2～3m/min，转向酸的泵注排量为2～3m3/min。
所述步骤三中转向酸由如下质量百分比的组分均匀混合而成：20％的盐酸、1.5％的缓蚀剂、1％的铁离子稳定剂和4.5％的转向剂。
采用本发明的优点在于：
1、本发明针对性地对高分子聚合物和无机物分别进行解堵，有效解除了无机物、高分子聚合物等井底污染物，改善了井底附近储层渗流条件，提高长期封存低压复产气井产出能力。
2、本发明采用连续油管替液及气举掏空的工序，能够使高分子聚合物和无机物分别与解堵剂和转向酸充分接触反应，从而达到有效解堵的目的。
3、本发明中掏空深度至井筒内余下的液柱所产生压力高于地层压力10％为止，其优点在于能够防止引起气井自喷和防止引起井筒液柱倒灌入地层，并对储层形成二次污染，有利于提高作业的安全性。
4、本发明中的转向酸由20％的盐酸、1.5％的缓蚀剂、1％的铁离子稳定剂和4.5％的转向剂均匀混合而成，其优点在于能够对非均质储层进行均匀布酸，使得所有储层段都能吸入酸液，从而达到有效解封的目的。
5、本发明通过连续油管注入解堵剂和转向酸，且在注入的同时匀速拖动连续油管，其优点在于能使解堵剂和转向酸分别与高分子聚合物和无机物充分反应接触，达到有效解封的目的。
6、本发明对由高分子聚合物和无机物形成的堵塞层解封后，通过气举能够一次性将这些污染物举升出来，且整个解封过程只需要一趟连续油管作业，便能有效解除封存气井无机物与高分子聚合物污染，充分释放气井产能。具有操作简单、作业时间短等优点。
附图说明
图1为本发明的流程框图。
具体实施方式
本发明公开了一种封存气井复产解封方法，包括以下步骤：
步骤一、连续油管替液及气举掏空
将连续油管下至射孔井段底界处，向连续油管内泵注清洗液清洗连续油管并将压井液替换出井口，清洗液优选采用柴油；接着注入氮气对井筒内的清洗液进行掏空，掏空深度至井筒内余下的液柱所产生压力高于地层压力10％为止。
本步骤中，掏空深度的计算方法为：
式中：h—掏空深度，指井口至井筒内液面间的高度，单位m；
H—储层中部井深，单位m；
p—地层压力，单位MPa；
ρ—井筒内液体密度，单位g/cm3；
g—重力加速度，单位9.8m/s。
步骤二、高分子聚合物解封
通过连续油管持续向射孔井段泵注解堵剂，同时在射孔井段的底界与顶界之间拖动连续油管往复运动多次，使解堵剂与高分子聚合物充分接触反应，解封高分子聚合物形成的堵塞层。其中，解堵剂优选采用非氧化型高分子聚合物破胶解堵降粘剂。
本步骤具体实施时，首先确保连续油管位于射孔井段的底界处，然后向连续油管内泵注解堵剂，当解堵剂到达连续油管底部时，以速度2～3m/min匀速向上拖动连续油管，边拖动边泵注解堵剂，泵注排量为1.5～2m3/min；拖动至射孔井段顶界处时，再以速度2～3m/min匀速向射孔井段底界处拖动，在射孔井段顶界与底界之间往复拖动3～5次，以最后拖动至顶界为结束，使得解堵剂能与高分子聚合物形成的堵塞层有较长时间充分接触与反应，降低高分子聚合物粘度，提高其流动性。
步骤三、无机物解封
通过连续油管持续向射孔井段泵注转向酸，同时在射孔井段的底界与顶界之间拖动连续油管往复运动多次，拖动结束后候酸30～60min，候酸是指反应时间，解封无机物形成的堵塞层。
本步骤中，转向酸由如下质量百分比的组分均匀混合而成：20％的盐酸、1.5％的缓蚀剂、1％的铁离子稳定剂和4.5％的转向剂，盐酸的浓度为30％左右。
本步骤具体实施时，首先确保连续油管位于射孔井段的底界处，然后向连续油管内泵注转向酸，当转向酸到达连续油管底部时，以速度2～3m/min匀速向上拖动连续油管，边拖动边泵注转向酸，泵注排量与拖动速度相协调，泵注排量为2～3m3/min，拖动至射孔井段顶界处结束拖动，然后候酸30～60min，使转向酸能与无机物形成的堵塞层有较长时间充分接触与反应，解封无机物形成的堵塞层。
步骤四、连续油管气举
将连续油管底部置于射孔井段底界处，向连续油管内注入氮气，通过环空将残酸、清洗液和已解封的污染物全部携带出井筒，完成封存气井的解封。
本发明通过上述步骤，能有效解除高分子聚合物等井底污染物，改善井底附近储层渗流条件，提高长期封存低压复产气井产出能力。
本发明在实际实施时，第一步为连续油管替液及气举掏空，其目的是利用连续油管替液及气举掏空部分清洗液。第二步为高分子聚合物解封，其目的是通过连续油管泵注解堵剂对高分子聚合物形成的粘稠物降粘。第三步为无机物解封，其目的是通过连续油管泵注转向酸解除无机物形成的污染。第四步为连续油管气举，其目的是利用连续油管将粘稠物、残酸及清洗液等气举出井筒，恢复气井自喷能力。本发明通过连续油管在射孔井段定底界内边拖动边注入，将解堵剂与转向酸分批注入井底，使其与高分子聚合物与无机物充分接触反应，并将降粘后的粘稠物等举升出来，恢复气井生产。此优化方法操作简单、作业时间短，只需要一趟连续油管作业，便有效解除封存气井无机物与聚合物污染，充分释放气井产能。
本发明已全面应用于土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田，提高了封存老井与积液井的产气能力，新增产量约100万方/天。在萨曼杰佩气田的成功应用表明本发明在老井修复上具有较强的适用性，具有广泛的推广应用前景。
Claims (7)
1.封存气井复产解封方法，其特征在于：该方法涉及一种长期封存低压气井的解封方法，封存时间达到数年甚至十来年，包括以下步骤：
步骤一、连续油管替液及气举掏空
将连续油管下至射孔井段底界处，向连续油管内泵注清洗液清洗连续油管并将压井液替换出井口；接着注入氮气对井筒内的清洗液进行掏空，掏空深度至井筒内余下的液柱所产生压力高于地层压力10％为止；
步骤二、高分子聚合物解封
通过连续油管持续向射孔井段泵注解堵剂，同时在射孔井段的底界与顶界之间拖动连续油管往复运动多次，使解堵剂与高分子聚合物充分接触反应，解封高分子聚合物形成的堵塞层；
步骤三、无机物解封
通过连续油管持续向射孔井段泵注转向酸，同时在射孔井段的底界与顶界之间拖动连续油管，拖动结束后候酸30～60min，解封无机物形成的堵塞层；
步骤四、连续油管气举
将连续油管底部置于射孔井段底界处，向连续油管内注入氮气，通过环空将残酸、清洗液和已解封的污染物全部携带出井筒，完成封存气井的解封。
2.根据权利要求1所述的封存气井复产解封方法，其特征在于：所述步骤一中的清洗液为柴油，所述步骤二中的解堵剂为非氧化型高分子聚合物破胶解堵降粘剂。
3.根据权利要求1所述的封存气井复产解封方法，其特征在于：所述步骤一中掏空深度的计算方法为：
式中：h—掏空深度，指井口至井筒内液面间的高度，单位m；
H—储层中部井深，单位m；
p—地层压力，单位MPa；
ρ—井筒内液体密度，单位g/cm3；
g—重力加速度，单位9.8m/s。
4.根据权利要求1所述的封存气井复产解封方法，其特征在于：所述步骤二中拖动连续油管往复运动的次数为3-5次，以从底界向顶界拖动为开始，以最后拖动至顶界为结束。
5.根据权利要求1—4中任一项所述的封存气井复产解封方法，其特征在于：所述步骤二中连续油管的拖动速度为2～3m/min，解堵剂的泵注排量为1.5～2m3/min。
6.根据权利要求1—4中任一项所述的封存气井复产解封方法，其特征在于：所述步骤三中连续油管从射孔井段的底界向顶界拖动，拖动速度为2～3m/min，转向酸的泵注排量为2～3m3/min。
7.根据权利要求1所述的封存气井复产解封方法，其特征在于：所述步骤三中转向酸由如下质量百分比的组分均匀混合而成：20％的盐酸、1.5％的缓蚀剂、1％的铁离子稳定剂和4.5％的转向剂。
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