CN113464095B - 砂岩高温高压气井井筒的酸化解堵方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种砂岩高温高压气井井筒的酸化解堵方法，包括以下步骤：(1)将二个以上呈并联设置的工作液盛放装置通过液体泵注装置A与待解堵处理的井筒连通，组成第一系统，控制所述第一系统使井筒堵塞物经酸化反应而溶蚀；(2)将中和装置的进液口与待解堵处理的井筒连通，以及将中和装置的进液口通过液体泵注装置B与中和液盛放装置的出液口连通，且将所述中和装置的出液口与气液分离装置串联连通，进而组成第二系统，控制所述第二系统在气井放喷求产时排出地层流体。本发明的方法免除了地面返排装置的运行和维护成本，所需设备数量少、人员少，便于组织生产，具有非常高的实际推广应用价值。

Description

砂岩高温高压气井井筒的酸化解堵方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，涉及一种砂岩储层酸化解堵方法，尤其涉及一种针对砂岩高温高压气井的井筒酸液解堵方法。

背景技术

在天然气田开采中，随着气井使用时间延长，会出现堵井现象。根据天然气产区地层构成、气井深度等的不同，堵塞位置也不同，例如，包括地层堵塞、井筒堵塞等，井筒可能发生堵塞的位置又包括油管、井筒下部、环空等位置。解堵施工是天然气生产中的重要环节。

随着生产年限的延长，目前国内已投产的砂岩高温高压气井堵塞问题日益突出，严重影响天然气上产和稳产。研究表明，这样的气井的堵塞不止是地层，还包括井筒堵塞，井筒堵塞物主要为酸溶性的无机垢或砂；也有对地层解堵过程导致的二次沉积堵塞。与油管穿孔、连续油管疏通管柱、大修更换管柱等解堵方法相比，化学酸化解堵方法能够溶解掉堵塞物，从而能够减少发生二次堵塞问题，并且操作成本较低。酸化解堵是恢复气井产能的主要措施之一。

但是，常规酸化解堵主要针对井筒射孔段和地层的解堵，为了有效达到清除堵塞物的目的，酸液用量大，且需要配备返排装置，在施工期间返排酸液，即使针对井筒堵塞的解堵也依然要按照如此操作。例如，申请号CN201810012280.6的专利申请文件公开了一种气田井筒解堵方法，通过向气田井筒内加注大量酸性解堵剂，关井反应后进行返排；返排完全后，再向井筒内加注大量碱性螯合剂，关井反应后再次进行返排。申请号CN201810849946.3的专利申请文件公开了一种水平井连续油管复合解堵方法：采用连续油管，利用旋转喷射工具的冲击力破碎井筒砂床及井壁垢，利用氮气泡沫酸溶解近井地带地层中的堵塞物，并负压返排泡沫酸，由此疏通油流通道进行复合解堵。

还有其他一些井筒解堵专利方法，但是按照目前采用的和已经公开的酸化解堵技术实施解堵，地面均需配套返排装置，施工工序复杂，所需设备多、人员多，生产组织难度大，多轮次解堵井筒完整性风险大。

在目前油气田稳产提产的背景下，亟待进一步开展井筒解堵工艺研究与优化，开发简便、安全、高效的低成本井筒酸化解堵技术，强力支撑气田高效开采。

发明内容

针对现有技术中的上述缺陷，本发明提供了一种砂岩气井井筒的酸化解堵方法，解决了常规酸化解堵方法需要在地面配备单独的返排装置，设备多，以及单独返排酸液，操作复杂，成本高的问题。

本发明提供一种砂岩气井的井筒酸化解堵方法，包括如下步骤：

(1)将二个以上呈并联设置的工作液盛放装置通过液体泵注装置A与待解堵处理的井筒连通，组成第一系统，控制所述液体泵注装置A将工作液盛放装置中的工作液注入所述井筒，使井筒堵塞物经酸化反应而溶蚀；

(2)将中和装置的进液口与待解堵处理的井筒连通，以及将中和装置的进液口通过液体泵注装置B与中和液盛放装置的出液口连通，且将所述中和装置的出液口与气液分离装置串联连通，进而组成第二系统，待井筒堵塞物的酸化反应结束，放喷求产，同时控制所述液体泵注装置B，使地层流体通过井筒流至所述中和装置，并被来自中和液盛放装置的中和液中和，以及使中和反应后的料液进入所述气液分离装置进行油气水分离。

在本发明的方法中，各种装置均为本领域用于所述目的的常规装置，例如，所述工作液盛放装置和所述中和液盛放装置可以是罐车等，只是按照设计要求盛放不同的液体，例如，所述工作液盛放装置可以是工作液罐车等，所述中和液盛放装置可以是中和液罐车等；所述液体泵注装置A和所述液体泵注装置B可以是泵车等，它们可以相同或不同，在不同的情况下，例如所述液体泵注装置A可以是大排量酸化压裂泵车等，所述液体泵注装置B可以是中和用泵车等；类似地，所述中和装置可以是现有技术中用于实现液体中和的所有装置。

在本发明中，所述工作液至少包括酸液、前置液、后置液和顶替液，相应地，所述工作液盛放装置至少包括酸液盛放装置、前置液盛放装置、后置液盛放装置、顶替液盛放装置等，例如酸液罐车、前置液罐车、后置液罐车、顶替液罐车等。

在本发明中，所述“酸液”是指对井筒堵塞物及砂岩均具有较好溶解溶蚀作用的酸性液体。

在本发明中，所述“前置液”、“后置液”和“顶替液”可以为惰性液，也可以是含有适量的酸成分。所述“惰性液”应理解为是指不参与堵塞物酸化溶蚀反应，对待处理的堵塞物呈惰性的液体。所述“前置液”、“后置液”和“顶替液”是根据施工操作程序和作用所赋予的名称，它们的组成成分可以相同或不同。

在本发明方法的一个实施方案中，所述前置液、后置液和/或顶替液的组成成分可以相同，从而减少了惰性液类型，方便配制。在实施过程中，也可以采用滑溜水作为前置液/后置液、和/或顶替液。

在本发明中，在上下文中提及的“高温”、“高压”是指本领域公知且已有共识的一些气田由于储层埋藏更深，因而温度和压力相对更高的气井状况，通常的认知，这样的气井温度高达90-170℃，地层压力达到105-136MPa的气井，比如，都知道塔里木气田多为高温高压气井。这类高温高压气井有其特殊性，高效实现井筒解堵的研究也成为受关注的课题。

在本发明方法的实施方案中，可以根据待处理堵塞物的组成成分而选择不同组成的酸液和惰性液，针对砂岩的特性，使用包含盐酸和氢氟酸的酸液体系，可以根据地层矿物成分等结果调整该酸液体系中盐酸和氢氟酸的比例。具体地，本发明的实施方案中，所述工作液包括酸液，其为含有盐酸和氢氟酸的混合酸液体系。例如，配制酸液中包含8-12％盐酸和1-5氢氟酸，配合缓蚀剂及必要的添加剂组成混合酸液体系，二种酸的配合更利于清除储层空间的硅质矿物堵塞，还可以选择性引入适当的有机酸，比如，1-5％左右的冰醋酸，与氢氟酸配合成为混合酸液体系，更有利于稳定储层粘土矿物，控制和减缓酸岩反应速度，对砂岩储层有效解堵的同时也能减轻酸液在高温高压环境下对油管的腐蚀。

本发明的酸化解堵方法中，作为比较重要的成分，所使用的酸液以及前置液和后置液组成还应包含缓蚀剂，基于本发明的方法和针对的砂岩储层特点，尤其是高温高压气井，使用双组分缓蚀剂比较有利的，即包含了主缓蚀剂和增效剂(也称可辅剂)的复配型缓释剂，一般情况下，二者的配比在2:1左右(例如缓释剂总含量4.5％时，则由3.0％主剂+1.5％辅剂组成)。至于各工作液的具体成分和配方，均可根据实际情况或依常规技术处理。在具体实施方案中，使用的酸液为含有盐酸和氢氟酸的酸液体系，且含有双组分酸化缓蚀剂。

示例性地，基于砂岩储层的特点，可使用的前置液、后置液、顶替液可以分别具有如下表1的组成成分：

表1

酸液(wt％)	前置液(wt％)	后置液(wt％)	顶替液(wt％)
				8-12％盐酸	5-8％盐酸	5-10％盐酸
3-5％防水锁剂	3-5％防水锁剂	4-6％缓蚀剂	0.1-0.5％降阻剂
				1-5％乙酸	1-5％乙酸	1-2％铁离子稳定剂	0.1-0.5％破乳剂
1-5％氢氟酸	1-2％粘土稳定剂	1-2％粘土稳定剂	0.5-1.0％助排剂
				1-2％粘土稳定剂	4-6％缓蚀剂	1-3％破乳剂	杀菌剂(可选)
4-6％缓蚀剂	1-2％助排剂	1-3％酸化增效剂	防膨剂(可选)
				1-3％助排剂	1-3％铁离子稳定剂	3-15％防水锁剂	3-15％防水锁剂
0.5-3.0％铁离子稳定剂	0.1-0.5％降阻剂	余量的清水或井场水	余量的清水或井场水
				0.1-0.5％降阻剂	1-3％破乳剂
1-3％破乳剂	余量的井场水
				余量的井场水

在表1中，所述酸液、前置液、后置液、顶替液中各组分的质量百分含量是基于酸液、前置液、后置液、顶替液各自的总质量计。

适用于本发明方法的各工作液组成中所使用的具体添加物，均为本领域常规使用的添加剂，可根据具体需要选择和商购得到。例如，针对所处理井筒为高温高压气井的特点，酸液中的缓蚀剂应选择一种或多种酸化用缓蚀剂产品。具体地，更好是选择复配型高温酸化缓蚀剂，主剂和辅剂(也称增效剂)复配而成。例如可选择，酸化用缓蚀剂环已酮ZX-09(北京世纪中星能源技术有限公司)、缓蚀剂TC-1D(水溶)(新疆和静银河化工实业有限公司)、缓蚀剂喹啉型季铵盐YH-3(新疆和静银河化工实业有限公司)、酸化用高温缓蚀剂酮醛胺缩合物DJ-04(新疆库尔勒新凯特油田化学技术有限公司)、酸化用缓蚀剂酮醛胺缩合物BD1-20(四川贝德石油技术发展有限公司)、酸化用高温缓蚀剂喹啉类HS-01(新疆巴州众力化工技术有限责任公司)和酸化用缓蚀剂吡啶衍生物XH-HS(寿光市新海化工有限公司)，等等，但不限于此。其它添加剂的选择也是同样的考虑。当然，根据施工地区及井筒的具体情况，工作液以及工作液成分也可能有增加或减少。

在本发明方法中，所述工作液盛放装置至少为二个，而每种工作液的盛放装置也可以有多个。在本发明方法的一个实施方案中，所述酸液盛放装置可以是一个或一个以上，且所述惰性液盛放装置可以是一个或一个以上。在本发明方法的一个实施方案中，所述工作液盛放装置包括一个酸液盛放装置和包括三个惰性液盛放装置，所述三个惰性液盛放装置分别盛放前置液、后置液和顶替液，施工作业时，根据井身结构、井筒完整性、管柱结构、地层特征等选取相应作业流体。

根据本发明方法，工作液盛放装置和中和液盛放装置的容量均可较小。在本发明方法的一个实施方案中，所述工作液盛放装置和所述中和液盛放装置的容量均为10m³-50m³范围，例如，使用适当容量的罐车。

在本发明的方法中，各工作液盛放装置呈并联设置，工作液盛放装置均与液体泵注装置A之间通过多通控制阀，例如多通阀而连通。通过简单地调节该多通控制阀，可以快速地实现液体泵注装置A与特定工作液盛放装置的连通。例如，在注入前置液时，液体泵注装置A通过所述多通阀与前置液盛放装置连通，将装置中的前置液注入井口油管，然后通过简单调节所述多通阀，可以快速地将液体泵注装置A与前置液盛放装置断开，而与酸液盛放装置连通，从而能够接着向井口油管内注入用于解堵的酸液。

在本发明的方法中，所述中和液盛放装置用于盛放碱性溶液，在施工现场使用的中和液为pH调节剂和井场水。在实际施工中，可以根据油气井区块酸岩反应程度确定中和液pH值，例如，所述中和液的pH值为10-13。中和液盛放装置中的中和液通过液体泵注装置B被注入中和装置，从而在开井生产过程中防止酸液对地面生产设备造成腐蚀破坏。

在本发明的方法中，所述中和装置可安装在待处理井筒的适当位置，例如，相对于工作液盛放装置的不同区域，将中和装置的进液口与待解堵处理井筒井口连通，用于后处理放喷求产时从井筒内排出的地层流体(包含产气和反应后的解堵用工作液等)，具体地，在中和装置内，进入的地层流体会与中和液接触和混合，地层流体被中和，而不会对后续装置产生腐蚀。

在本发明的方法中，在地层流体与中和液发生中和的过程中，通过与中和装置出口连通的取样口进行取样监测，确定料液的pH值介于6-8之间后，使中和反应后的料液进入气液分离装置，例如油气水分离器进行油气水分离。

在本发明的方法中，所述气液分离装置是用于将充分中和了的包含解堵液和产气的混合液进行油气水分离的装置。

在本发明的方法中，所述第一系统是酸化处理系统，用于实施向井筒内注入所述工作液进行井筒堵塞物酸化溶蚀，由工作液盛放装置、液体泵注装置A和待解堵处理的井筒组成；所述第二系统是放喷求产系统，由待解堵处理的井筒、中和液盛放装置、液体泵注装置B、中和装置和气液分离装置组成。在本发明方法中，对于酸化解堵施工而言，无需在地面配套另外的酸液返排装置，利用所述第一系统和第二系统和配合即可完成酸化解堵施工。

具体而言，通过所述第一系统和第二系统的设计和实施，可以实现酸化解堵后直接投产，即，无论步骤(1)与步骤(2)接连进行，还是进行步骤(1)之后关井，在需要投产的情况下才进行步骤(2)，在两种情况下，均无需在步骤(1)之后且步骤(2)之前进行额外的酸液返排操作。换言之，在本发明方法中，虽然完成溶蚀反应的酸液也要返排出井口，但是其返排过程与天然气投产过程同步进行，因此，可以称为是一种酸化解堵直接投产方法。该直接投产方法能够进行的主要原因在于满足酸化处理需求的同时，返排出的酸液的量可以较低，并且可低于第二系统中酸液处理装置的处理负荷。

在本发明中，所述“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。

在本发明的方法中，工作液的用量较小，尤其特别地，酸液的用量较小，在达到处理效果的同时，酸液利用率高，后处理各项要求降低，也有效降低了酸液对井筒和油管的腐蚀性。

在本发明的方法中，在步骤(1)之前，还包括确定所需注入的工作液的量的步骤。在本发明的一个实施方案中，根据投产厚度、平均孔隙度、管柱容积、封隔器坐封位置、解堵半径确定所述工作液的用量，包括前置液用量、酸液用量、后置液用量和顶替液用量，具体地，前置液和后置液用量根据管柱容积确定，酸液用量根据投产厚度、平均孔隙度和解堵半径确定，顶替液用量根据管柱容积和封隔器坐封位置确定。

在本发明中，术语“投产厚度”、“平均孔隙度”和“管柱容积”、“封隔器坐封位置”和“解堵半径”具有本领域常规认为的含义。具体地，“投产厚度”是指裸眼段或射孔段的厚度；“平均孔隙度”是指投产层段加权平均孔隙度；“管柱容积”是指油管内容积。

根据本发明的方法，将工作液盛放装置中的工作液注入所述井筒的过程，是通过调节所述多通控制阀并控制液体泵注装置A的泵注压力而进行，包括以下操作：

向井筒井口的油管内注入前置液，前置液排量为0.5-2m³/min；

向井筒井口的油管内依次注入酸液和后置液，酸液的排量在0.5-2m³/min范围，后置液的排量在0.5-1m³/min范围；

后置液注入完成后停止泵注，直至井筒封隔器以下的井筒内堵塞物基本被酸化溶蚀；

向井筒井口的油管内注入顶替液，顶替液的排量在0.5-2m³/min范围；

关井，使井筒内继续发生酸化反应而溶蚀井筒堵塞物。

在本发明的方法中，在向井筒井口的油管内注入前置液之前，对井口的泵注管线试压，以便确定工作液注入路径的密封性。所述泵注管线可以为压力管线，可以根据具体使用压力管线的耐压性能对其试压，例如试压95MPa或115MPa，稳压5min至合格。

根据本发明实施方案的方法，向井筒油管内注入前置液，判断油管、套管是否连通，即，试挤操作，在油管、套管未连通的情况下，注入前置液过程环空最大允许带压值取以下三者最小：内层套管抗外挤强度的80％、外层套管最小抗内压强度的80％、套管头四通下法兰强度的80％与试压值中的较小值。在本发明的方法中，通过试挤过程有助于确定后续注入液体的压力控制范围。总体上，本发明的实施方案，在注入工作液的过程中压力控制应遵循的原则是，控制油压不大于上述环空最大允许带压值，且油套压差0-10MPa。与酸化解堵施工的常规操作相同，正式实施前进行试挤是必须的，若试挤中发现挤不进液体则应先停止作业做相应处理。整个操作过程应严密关注和严格控制油套压力，根据油压现场调整平衡压力。

在本发明的方法中，向井筒井口的油管内注入前置液，前置液排量为0.5-2m³/min，具体控制参数可以根据施工现场情况、泵注设备的规格以及井控安全要求来确定。

在本发明的方法中，井筒解堵规模(或称井筒解堵目标)包括：酸液需溶蚀油管内堵塞物同时，主要浸泡溶蚀封隔器以下井筒内堵塞物以及生产层段附近地层生产通道堵塞物。

在本发明的方法中，控制酸液的排量小于或等于前置液的排量，可以为0.5-2m³/min，例如0.5-1.5m³/min或0.5-1m³/min。在本发明的方法中，酸液可以一次或分多次地注入井筒油管内，在分多次的情况下，每次酸液的排量可相同或不同。举例而言，酸液可以在0.5-1m³/min的排量下一次注入或分次注入；也可以在0.5-2m³/min的排量下注入部分的酸液，接着在0.5-1.5m³/min的排量下注入另一部分的酸液，条件是保证酸液与井筒堵塞物及地层堵塞物充分反应。

在本发明方法的实施方案中，对酸液的用量没有更特别的规定，在实际操作中视具体堵塞情况而确定。

在本发明中，如上文所述，工作液泵注装置通过多通阀与工作液盛放装置连通，通过控制所述多通阀，可以快速地将所述工作液泵注装置与不同的惰性液盛放装置连通，可以近似连续地向井筒油管内注入例如前置液、酸液、后置液等。因此，在本发明的方法中，在任何酸液排量情况下，控制后置液的排量小于或等于酸液的排量，例如在0.5-1m³/min范围，最终控制先注入的酸液在油管内缓慢移动，酸液缓慢地与管壁堵塞物流动接触，从而不但大幅减少了酸液的用量，提高了酸液的利用效率，而且溶解堵塞物的效果良好，能够实现油管解堵。

在本发明方法的实施方案中，后置液用量基本为一个油管容积。

在本发明的方法中，后置液注入完成后，停止泵注，例如停泵20-40min，例如30min，使酸液充分溶蚀封隔器以下井筒内堵塞物，实现该部位的解堵。

在本发明的方法中，停泵反应一段时间后，操控多通控制阀，向井筒井口的油管内注入顶替液，顶替液的排量在0.5-2m³/min范围，可以根据酸液的注入量和酸化反应情况具体确定。在本发明的方法中，顶替液的排量相对较大，从而能够将酸液进一步注入井筒附近地层生产通道，进行地层解堵。

在本发明的方法中，注入顶替液后，关井反应一段时间，例如关井反应1.5h-4h，视堵塞物的溶蚀情况，例如2h或3h，完成酸液对地层堵塞物的溶蚀。然后可以开井放喷求产。理论上，关井时间的控制以溶蚀反应完成为基础，也可以维持关井直至需要下次投产开始，即，步骤(1)与步骤(2)接连进行，或者进行步骤(1)之后关井，在需要放喷投产的情况下进行步骤(2)。

本发明提供的砂岩高温高压气井井筒酸化解堵方法具有以下技术效果：

1、本发明的酸化解堵方法无需在地面设置返排装置，免除了地面返排装置的运行和维护成本，施工过程所需设备数量少、人员少，便于组织生产，能够在周期性堵塞井酸化解堵过程中通过小液量酸液不返排的直接投产技术实现简便、安全、高效的低成本井筒解堵，具有非常高的实际推广应用价值。

2、本发明方法，酸液进入高温高压地层后与地层堵塞物充分反应，不需在施工作业期间返排酸液至进口，在放喷求产时随产气一起返排解堵后的工作液，尤其是酸液，在井口被中和液处理，随后直接进入气液分离器工序，即，酸液后处理与产气处理共同进行，操作简单、安全、高效。

3、本发明方法有效增加酸液与井筒和地层堵塞物的接触反应效率，显著改善流体的流动通道，用于井筒解堵，可以对油管、封隔器以下井筒和井筒附近地层进行联合解堵，解堵效果良好。

4、本发明方法利用小量的酸液即可实现良好的解堵效果，酸液利用率高，后期通过直接投产技术能实现高温高压井筒堵塞井的地面配套设施相应减少，后处理各项要求降低，也免除了大量地面设备的运行和维护成本。

附图说明

图1为本发明一个实施方案的砂岩高温高压气井井筒酸化解堵系统的结构示意图。

附图标记说明：

1 酸液罐车

2 前置液罐车

3 后置液罐车

4 顶替液罐车

5 多通阀

6 大排量酸化压裂泵车

7 采气树

8 砂岩高温高压气井井身结构

9 中和液泵车

10 中和液罐车

11 中和装置

12 混合液取样口

13 油气水分离器。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。

本发明实施例采用的酸化解堵系统可参考图1，呈并联设置的酸液罐车1、前置液罐车2、后置液罐车3和顶替液罐车4(各类罐车均为长方体罐车，容量10m³-50m³不等，分别用于盛放前置液、后置液及顶替液)，排出口均通过多通控制阀5与酸化压裂泵车6连接，并设置于工作现场待处理井筒的一侧适当区域，酸化压裂泵车6的排出口通过管线连通到井身结构8的采气树7上端进口，组成第一系统，也称酸化处理系统；在待处理井筒的另一侧区域，中和液罐车10的进液口通过中和液泵车9连通到采气树7右侧进口，中和装置11的进液口也通过管线连通到采气树7右侧进口(二路进液口汇合连通到采气树7)，中和装置11的出液口则通过管线与油水分离器13呈串联，该串联管线上还设置混合液取样口12和控制机构，由此组成第二系统，也称放喷求产系统。

实施例1砂岩气井井筒酸化解堵

本实施例施工的区块属为砂岩高温高压天然气田，施工气井(DN2-F)是高产气井，井深5100米，原始地层压力105MPa，井底温度大约136℃，该井的投产厚度83m、平均孔隙度9.09％、管柱容积18.8m²；该井在投产初期油压82MPa，日产天然气82.81×10⁴m³；生产过程中因井筒堵塞导致油压产量不断下降，截止井筒酸化解堵施工前，该井油压14.4MPa，日产天然气31.27×10⁴m³。决定实施井筒定点酸化解堵施工。

解堵施工系统的安装参考图1，工作液的配制包括：配制前置液40m³、后置液35m³、顶替液30m³、酸液80m³、中和液120m³；置于相应的工作液罐车中。

各工作液的组成如下：

酸液：9％盐酸、3％防水锁剂、3％乙酸(冰醋酸)、1.5％氢氟酸、2％粘土稳定剂、4.5％缓蚀剂(3.0％主剂+1.5％辅剂)、1％助排剂、2％铁离子稳定剂、0.3％降阻剂、1％破乳剂、余量井场水；

前置液：8％盐酸、3％防水锁剂、3％乙酸(冰醋酸)、2％粘土稳定剂、4.5％缓蚀剂(3.0％主剂+1.5％辅剂)、1％助排剂、2％铁离子稳定剂、0.3％降阻剂、1％破乳剂、余量井场水；

后置液：5％盐酸、4.5％缓蚀剂(3.0％主剂+1.5％辅剂)、2％铁离子稳定剂、2％粘土稳定剂、1％破乳剂、3％酸化增效剂、10％防水锁剂、余量清水；

顶替液：0.3％降阻剂、0.5％破乳剂、1％助排剂、0.1％杀菌剂、1％防膨剂、5％防水锁剂、余量清水；

中和液：pH调节剂+井场水，根据油气井区块酸岩反应程度确定中和液pH值，一般为10-13。

本实施例配制的工作液中，各成分均为常规商购品，酸化缓蚀剂为酸化用缓蚀剂吡啶衍生物XH-HS(复配型高温酸化缓蚀剂)，铁离子稳定剂为柠檬酸ZX-10，粘土稳定剂为聚阳离子季铵盐BD1-13，防水锁剂为甲醇，助排剂为VT-2，破乳剂为环氧丙烷类DJ-10等。

参照图1，系统及地面施工管线设置完成后，关闭采气树7左、右两侧的井口，对高压管线试压95MPa，稳压5min至合格。

调节前置液罐车2出液口与多通阀5导通至酸化压裂泵车6，试挤前置液以判断油管和套管的导通情况。控制油压不大于90MPa，而油套压差小于10MPa进行前置液的挤液(依据前述的控制原则，环空最大允许带压值确定为92MPa)。控制大排量酸化压裂泵车6的泵压，经采气树7上端井口注入前置液约35m³。前置液排量控制为0.5-2m³/min，前置液不同排量时的试压结果也列于了表2所示。

表2解堵施工压力预测

前置液注入完成后，遵循同样的压力控制原则和条件，调节酸液罐车1也经多通阀5导通至酸化压裂泵车6，向采气树7上端的井口内依次注入90m³酸液和约30m³后置液，酸液的排量在0.5-2m³/min范围，该后置液的排量在0.5-1m³/min范围；停泵大约30min，直至井筒封隔器以下的井筒内堵塞物基本被酸化溶蚀；然后重新启动大排量酸化压裂泵车6，经采气树7上端的井口注入约25m³顶替液，顶替液的排量在0.5-2m³/min范围；关井，使井筒内继续发生酸化反应。

具体的井筒酸化解堵施工泵注程序如下表3所示。

表3井筒酸化解堵施工泵注程序

关闭采气树7上端的井口，反应2h以上，使酸岩反应基本完成。然后，打开采气树7右侧的井口，关闭采气树7上端的井口并且保持采气树7左侧的井口为关闭状态，开井放喷求产。

控制中和泵车9，使地层流体通过井筒流至中和装置11实施中和，并通过管线输送去油水分离器13，该过程中可实时在混合液取样口12取样，当测定混合液pH值为6-8时，认为混合液反应充分，此时可以使混合液进入油气水分离器13进行油气水分离，引入各自的收集渠道。

井筒解堵后，油压57.2MPa，日产天然气51.91×10⁴m³。无阻流量达到解堵前的4倍以上，油压产量平稳，成功恢复产能。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围，其均应涵盖在本发明的权利要求和说明书的范围当中。

Claims (8)

1.一种砂岩高温高压气井井筒的酸化解堵方法，包括如下步骤：

（1）将二个以上呈并联设置的工作液盛放装置通过液体泵注装置A与待解堵的井筒连通，组成第一系统，控制所述液体泵注装置A将工作液盛放装置中的工作液注入所述井筒，使井筒堵塞物经酸化反应而溶蚀；

（2）将中和装置的进液口与待解堵处理的井筒连通，以及将中和装置的进液口通过液体泵注装置B与中和液盛放装置的出液口连通，且将所述中和装置的出液口与气液分离装置串联连通，进而组成第二系统，待井筒堵塞物酸化反应结束，放喷求产，同时控制所述液体泵注装置B，使地层流体通过井筒流至所述中和装置，被来自中和液盛放装置的中和液中和，以及使中和反应后的料液进入所述气液分离装置进行油气水分离；

所述工作液至少包括酸液、前置液、后置液和顶替液，前置液与后置液、顶替液组成相同或不同，并分别容置于并联设置的对应工作液盛放装置中，且所述工作液盛放装置通过多通控制阀与所述液体泵注装置A连通；

在步骤（1）之前，还包括确定所需注入的工作液的量的步骤；

将工作液盛放装置中的工作液注入所述井筒的过程，是通过调节所述多通控制阀并控制液体排量而进行，包括以下操作：

向井筒井口的油管内注入前置液，前置液排量为0.5-2 m³/min；

向井筒井口的油管内依次注入酸液和后置液，酸液的排量在0.5-2 m³/min范围，后置液的排量在0.5-1 m³/min范围；

后置液注入完成后停止泵注，直至井筒封隔器以下的井筒内堵塞物基本被酸化溶蚀；

向井筒井口的油管内注入顶替液，顶替液的排量在0.5-2 m³/min范围；

关井，使井筒内继续发生酸化反应而溶蚀井筒堵塞物；

所述工作液包括酸液，所述酸液包括：9%盐酸、3%防水锁剂、3%乙酸、1.5 %氢氟酸、2%粘土稳定剂、4.5%缓蚀剂、1%助排剂、2%铁离子稳定剂、0.3%降阻剂、1%破乳剂以及余量井场水；所述缓蚀剂包括：3.0%主剂以及1.5%辅剂。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述酸液一次或分多次地注入井筒油管；在分多次的情况下，每次酸液的排量为相同或不同。

3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述前置液、后置液和/或顶替液的组成成分相同，并且均为惰性液。

4.根据权利要求1所述的方法，其中，在步骤（1）之前，还包括根据投产厚度、平均孔隙度、管柱容积、封隔器坐封位置和解堵半径确定工作液用量。

5.根据权利要求1所述的方法，其还包括，在注入工作液的过程中，控制油压不大于环空最大允许带压值，且油套压差0-10MPa；所述环空最大允许带压值为油管和套管未连通状态时以下三者最小：内层套管抗外挤强度的80%、外层套管最小抗内压强度的80%、套管头四通下法兰强度的80%与试压值中的较小值。

6.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤（1）与步骤（2）接连进行，或者进行步骤（1）之后关井，在需要放喷投产的情况下进行步骤（2）。

7.根据权利要求1所述的方法，其中，所述中和液为pH调节剂和井场水。

8.根据权利要求1所述的方法，其中，使地层流体通过井筒流至所述中和装置，并与来自中和液盛放装置的中和液混合而被中和的过程中，在与中和装置出口连通的取样口进行取样，在料液的pH值介于6-8之间后，使中和反应后的料液进入所述气液分离装置进行油气水分离。

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