CN114837619B - 气井的解堵方法及装置 - Google Patents
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Abstract
本申请提供一种气井的解堵方法及装置，该方法包括：确定堵塞的目标气井的堵塞物质；根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方；根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量；将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。与现有技术相比，本申请根据堵塞气井的堵塞物质，确定用于解堵的解堵液的配方，解堵液主要用于解除高温高压气井的堵塞物质，从而解决了高温高压气井的堵塞的问题。
Description
技术领域
本申请涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种气井的解堵方法及装置。
背景技术
近些年来，高温高压气井的井筒堵塞的情况不断加重，通过持续研究、不断深化认识，发现造成堵塞的主要原因为砂、垢导致的井筒堵塞和蜡及水合物堵塞。气井井筒堵塞问题凸显，井筒堵塞井逐年增多，严重制约气田稳产和高效开发。
为了解决井筒堵塞问题，现有的解堵方法技术主要有配置复合解堵剂，实现对常规胶质、沥青质及无机固相颗粒堵塞的解除；高矿化度油藏储层的复合解堵工艺，采用前置清洗剂清洗储层孔隙表面，清除生产产生的有机堵塞物，然后采用防盐解堵剂解除储层盐垢堵塞物，最后用复合除垢剂清除储层无机垢堵塞物。
但是，现有的解堵方法主要是针对常压油气藏，而高温高压气井的堵塞问题并未解决。高温高压气井钻井期间容易发生钻井液漏失，其中，目的层钻进期间可能漏失高密度钻井液，成分包括高密度重晶石、超细碳酸钙、酸溶性堵漏材料等，容易造成井筒堵塞，气井油压产量低。因此，现有的气井解堵方法不能解决高温高压堵塞气井的堵塞的问题。
发明内容
本申请实施例提供一种气井的解堵方法及装置，以解决现有技术不能解决高温高压堵塞气井的堵塞的问题。
本申请的第一方面提供一种气井的解堵方法，所述方法包括：
确定堵塞的目标气井的堵塞物质；
根据所述目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，所述第一解堵液用于解除所述目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，所述第二解堵液用于解除所述目标气井钻井期间的堵塞；
根据所述目标气井的第一参数，确定所述第一解堵液和所述第二解堵液的用量，所述第一参数包括所述目标气井的井下管柱结构、所述目标气井的投产层段、所述目标气井的储层孔隙度以及所述目标气井的污染半径；
将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井。
在一种可选的实施方式中，在所述确定堵塞的目标气井的堵塞物质之前，所述方法还包括：
获取所述目标气井的生产数据，所述生产数据包括所述目标气井的油压、所述目标气井的产量以及所述目标气井的井口温度；
根据所述目标气井的生产数据，确定所述目标气井是否堵塞。
在一种可选的实施方式中，所述确定堵塞的目标气井的堵塞物质，包括：
获取所述目标气井的历史作业数据；
根据所述目标气井的历史作业数据，确定所述目标气井的堵塞物质。
在一种可选的实施方式中，所述确定堵塞的目标气井的堵塞物质，还包括：
获取所述目标气井的井口和/或井下的物质样本；
根据所述物质样本，确定所述目标气井的堵塞物质。
在一种可选的实施方式中，所述将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井，包括：
在所述目标气井注入前置液后注入所述第一解堵液；
在所述目标气井注入隔离液后注入所述第二解堵液。
在一种可选的实施方式中，在所述将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井之后，所述方法还包括：
根据所述目标气井的泵注压力，确定是否对所述目标气井加砂压裂。
本申请的第二方面提供一种气井的解堵装置，所述装置包括：处理模块，用于确定堵塞的目标气井的堵塞物质；根据所述目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，所述第一解堵液用于解除所述目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，所述第二解堵液用于解除所述目标气井钻井期间的堵塞；根据所述目标气井的第一参数，确定所述第一解堵液和所述第二解堵液的用量，所述第一参数包括所述目标气井的井下管柱结构、所述目标气井的投产层段、所述目标气井的储层孔隙度以及所述目标气井的污染半径；
发送模块，用于将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井。
在一种可选的实施方式中，所述装置还包括：获取模块，用于获取所述目标气井的历史作业数据；
所述处理模块，还用于根据所述目标气井的历史作业数据，确定所述目标气井的堵塞物质。
在一种可选的实施方式中，所述获取模块，还用于获取所述目标气井的井口和/或井下的物质样本；
所述处理模块，还用于根据所述物质样本，确定所述目标气井的堵塞物质。
在一种可选的实施方式中，所述发送模块，还用于在所述目标气井注入前置液后注入所述第一解堵液；在所述目标气井注入隔离液后注入所述第二解堵液。
本申请实施例提供的气井的解堵方法及装置，首先确定堵塞的目标气井的堵塞物质，然后根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，之后根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和所述第二解堵液的用量，最后将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。与现有技术相比，本申请据堵塞气井的堵塞物质，确定用于解堵的解堵液的配方，解堵液主要用于解除高温高压气井的堵塞物质，从而解决了高温高压气井的堵塞的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请实施例提供的一种气井的解堵方法的应用场景示意图；
图2为本申请实施例提供的一种气井的解堵方法的流程示意图；
图3为本申请实施例提供的另一种气井的解堵方法的流程示意图；
图4为本申请实施例提供的再一种气井的解堵方法的流程示意图；
图5为本申请实施例提供的一种气井的解堵装置的结构示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请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申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
气井井筒堵塞问题凸显，井筒堵塞井逐年增多，严重制约气田稳产和高效开发。为了解决井筒堵塞问题，现有的解堵方法技术主要有配置复合解堵剂，实现对常规胶质、沥青质及无机固相颗粒堵塞的解除；高矿化度油藏储层的复合解堵工艺，采用前置清洗剂清洗储层孔隙表面，清除生产产生的有机堵塞物，然后采用防盐解堵剂解除储层盐垢堵塞物，最后用复合除垢剂清除储层无机垢堵塞物。
但是，现有的解堵方法主要是针对常压油气藏，而高温高压气井的堵塞问题并未解决。造成高温高压气井的堵塞的原因主要包括：钻井期间由于正压差钻进或其他原因的造成的钻井液漏失；完井期间由于酸溶性堵漏材料及其他酸溶性材料的残留；在生产过程中开关井时或者井筒和地层的结垢，造成的储层污染及复杂堵塞。例如，高温高压气井钻井期间容易发生钻井液漏失，其中，目的层钻进期间可能漏失高密度钻井液，成分包括高密度重晶石、超细碳酸钙、酸溶性堵漏材料等，容易造成井筒堵塞，气井油压产量低。因此，现有的气井解堵方法不能解决高温高压堵塞气井的堵塞的问题。
为解决上述问题，本申请提供了一种气井的解堵方法及装置，根据气井的堵塞物质，确定用于解堵的解堵液的配方，其中，解堵液只要用于解除高温高压气井的堵塞物质，从而解决高温高压气井的堵塞的问题。
下面对本申请的应用场景进行说明。
图1为本申请实施例提供的一种气井的解堵方法的应用场景示意图。如图1所示，才起系统包括：采气树001、气井002、地层003、油管100、油套环空101、套管102、油管内堵塞物103、射孔层段104、封隔器105、缩颈工具106、生产筛管107和丝堵108。在气井002的井口安装采气树001，在气井002中安装油管100和套管102，油管100和套管102之间的环形空间为油套环空101，封隔器105是连接于井下管柱之上，用于封隔油管100与气井002的套管102的井下工具，缩颈工具106用于避免气井002发生缩颈现象，生产筛管107用于防砂，丝堵108用于气井002管道末端，封堵管道，防止管道的泄露，油管内堵塞物103为本申请实施例示出的一种气井002出现堵塞的情况，其中，气井002位于地层003。在本申请根据油管内堵塞物103配置解堵液解除气井002的堵塞。
需要说明的是，本申请技术方案的应用场景可以是图1中的场景，但并不限于此，还可以应用于其他需要进行气井的解堵的场景。
可以理解为，上述气井的解堵方法可以通过本申请实施例提供的气井的解堵装置实现，气井的解堵装置可以是某个设备的部分或全部。
下面以具体地实施例对本申请实施例的技术方案进行详细说明。下面这几个具体的实施例可以相互结合，对于相同或相似的概念或过程可能在某些实施例不再赘述。
图2为本申请实施例提供的一种气井的解堵方法的流程示意图，本申请实施例涉及的是高温高压复杂堵塞气井的解堵的具体过程。如图2所示，该方法包括：
S101、确定堵塞的目标气井的堵塞物质。
其中，堵塞物质为造成目标气井堵塞的物质。示例性的，堵塞物质可以为高温高压气井钻井期间漏失的钻井液。其中，目的层钻进期间可能漏失高密度钻井液，成分包括高密度重晶石、超细碳酸钙、酸溶性堵漏材料等，容易造成井筒堵塞。
本申请中对于造成气井堵塞的原因不做限制，示例性的，可以为高温高压气井钻井期间由于正压差钻进或其他原因的漏失、可以为高温高压气井完井期间由于酸溶性堵漏材料以及其他酸溶性材料的残留，也可以为在高温高压气井生产过程中，开关井时或者井筒及地层的结垢造成的储层污染及复杂堵塞。
在对目标气井进行解堵之前需要确定目标气井是否有堵塞现象，示例性的，可以根据目标气井的生产数据确定目标气井是否堵塞。
可选的，获取目标气井的生产数据，生产数据包括目标气井的油压、目标气井的产量以及目标气井的井口温度，根据目标气井的生产数据，确定目标气井是否堵塞。示例性的，若目标气井的历史生产数据表征目标气井的油压是下降趋势，并且目标气井的产量和目标气井的井口温度也是下降趋势，则可以确定目标气井发生堵塞。
在本申请中对油压、产量和井口温度的下降趋势的形式不做限制，示例性的，可以为波动下降，也可以为快速下降等。
下面对于确定目标气井的堵塞物质的情况进行说明。
第一种，当无法获取堵塞物样本的情况时，可以获取目标气井的历史作业数据，根据目标气井的历史作业数据，确定目标气井的堵塞物质。
其中，历史作业数据包括目标气井钻井、目标气井试油以及目标气井的井下作业过程中记录的作业数据。
在一些实施例中，根据历史作业数据确定造成目标气井堵塞的堵塞物质。示例性的，根据作业过程中使用的药剂、药剂用量以及返出的药剂、药剂量，确定地层剩余的药剂及药剂量，以此来确定造成目标气井堵塞的堵塞物质。
第二种，当可以获取到堵塞物样本的情况时，可以获取目标气井的井口和/或井下的物质样本；根据物质样本，确定目标气井的堵塞物质。
在一些实施例中，在目标气井或目标气井邻井的井口或者井下取物质样本，根据物质样本可以确定堵塞物的成分，从而确定目标气井的堵塞物质。
S102、根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方。
其中，第一解堵液用于解除目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，第二解堵液用于解除目标气井钻井期间的堵塞。
本申请中对于根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方的具体过程不做限制，在一些实施例中，可以根据具体的堵塞物以及堵塞物的重量百分比，确定用于解堵的解堵液的配方。
例如，若第一气井钻井期间共漏失钻井液920m3，其中，目的层钻进期间累计漏失相对密度1.30～1.50钻井液860m3，成分包括高密度重晶石、超细碳酸钙、酸溶性堵漏材料等。该井井筒堵塞，油压产量低。结合该区块类似井、本井生产情况分析，目前生产现状是由堵塞物堵塞井筒或者地层生产通道导致。结合具体情况可以配置第一解堵液的配方为：10％盐酸+1％土酸+4.5％缓蚀剂+1％助排剂+5％甲醇+清水，其中，缓蚀剂为3.0％主剂和1.5％辅剂；第二解堵液的配方为：60％螯合解堵剂原液+1％助排剂+5％甲醇+清水。
S103、根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量。
其中，第一参数包括目标气井的井下管柱结构、目标气井的投产层段、目标气井的储层孔隙度以及目标气井的污染半径等参数。
本申请中对于确定第一解堵液和第二解堵液的用量的具体方式不做限制，示例性的，第一气井的管柱容积为16.1立方米(m3)，射孔层厚为140米(m)，平均孔隙度为12.8％，则第一解堵液的用量为40m3，第二解堵液的用量为80m3。
S104、将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
在本步骤中，当确定第一解堵液和第二解堵液的配方及用量后，则将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
其中，注入第一解堵液后注入第二解堵液。可选的，在目标气井注入前置液后注入第一解堵液，在目标气井注入隔离液后注入第二解堵液。
一种可选的实现方式中，在确定第一解堵液和第二解堵液后，首先根据目标气井的温度压力系统和实际生产情况选取满足井控安全要求的仪器设备，然后将第一解堵液和第二解堵液按照下面的顺序注入目标气井。
第一步：试剂前置液。具体的，关闭采气四通的生产管汇及放喷管线，通过采气四通的测试阀门注入前置液，根据管柱容积确定前置液用量，前置液用量一般小于管住容积。
第二步：低挤第一解堵液。第一解堵液主要用于解除完井期间由于酸溶性堵漏材料及其他酸溶性材料的残留、在生产过程中，由于开关井或者由于井筒及地层结垢而造成的堵塞。
其中，第一解堵液以酸液体系为主，并添加缓蚀剂等药剂防止对管柱造成严重腐蚀影响正常生产。
第三步：低挤隔离液。隔离液作用包括：将第一解堵液和第二解堵液分隔开，防止两液体混合后造成不配伍及解堵效果降低；将第一解堵液推的更远，实现深部解堵，并节约解堵液用量。
第四步：低挤第二解堵液。第二解堵液主要用于高温高压气井钻井期间由于正压差钻进或其他原因的漏失造成的重晶石堵塞，也可用于井筒、地层产生的垢堵，以螯合解堵剂为主，并辅以助排剂、防水锁剂等药剂，利于返排。
第五步：低级后置液。后置液将井筒内或者井筒封隔器以上的解堵液全部推进至井筒封隔器以下，能够实现井筒封隔器以上无解堵液，保证管柱不受长时间腐蚀，也可将酸液体系推进至地层更深处。
最后，进行关井反应。关闭采气四通的测试阀门，根据现场实际情况确定关井时间，其中，关井时间一般大于两小时。
进一步的，根据目标气井的泵注压力，确定是否对目标气井加砂压裂。示例性的，若泵注压力超过预设阈值，则确定对目标气井进行加砂压裂。
本申请对预设阈值的设定不做限制，示例性的，若泵注的上限压力为95兆帕(MPa)，在将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井的过程中，若泵注压力超过95MPa，则停止泵注，并根据目标气井的产能确定是否对目标气井进行加砂压裂。
本申请中对根据目标气井的产能确定是否对目标气井进行加砂压裂的情况不做限制，示例性的，若目标气井的产能的收益大于加砂压裂的成本，则对目标气井进行加砂压裂；若目标气井的产能的收益小于或者等于加砂压裂的成本，则不需要对目标气井进行加砂压裂。
其中，目标气井的产能为根据目标气井的地层压力和油层的地质条件确定的目标气井恢复生产后的产能。
具体的，在设定排量下，模拟不同规模下裂缝长度变化情况；根据本井改造段储层温度、暂堵剂承压能力及改造后暂堵剂彻底降解，优选暂堵剂，结合模拟结果，计算暂堵剂用量。其中，加砂压裂作业步骤为：泵入压裂液→支撑剂→顶替液。
本申请中对于模拟的方式不做限制，示例性的，可以通过三维压裂(Meyer)软件进行模拟。
本申请实施例提供的气井的解堵方法，首先确定堵塞的目标气井的堵塞物质，然后根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，第一解堵液用于解除目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，第二解堵液用于解除目标气井钻井期间的堵塞，之后根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量，第一参数包括目标气井的井下管柱结构、目标气井的投产层段、目标气井的储层孔隙度以及目标气井的污染半径，最后将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。与现有技术相比，本申请中根据目标气井的堵塞物质，确定用于解堵的第一解堵液和第二解堵液。其中，第一解堵液用于解除高温高压气井完井期间和生产过程中的堵塞，第二解堵液用于解除目标气井钻井期间的堵塞。从而解决了高温高压气井的堵塞的问题。
在上述实施例的基础上，下面以目标气井为第一气井为例对气井的解堵的情况进行说明。其中，第一气井的堵塞物质为气井钻井期间漏失的920m3钻井液。在目的层钻进期间累计漏失相对密度1.30～1.50的钻井液860m3，成分包括高密度重晶石、超细碳酸钙、酸溶性堵漏材料等。该井井筒堵塞，油压、产量低。结合该区块类似井、第一气井生产情况分析，目前生产现状是由堵塞物堵塞井筒或者地层生产通道导致。图3为本申请实施例提供的另一种气井的解堵方法的流程示意图，如图3所示，该方法包括：
S201、获目标气井的生产数据，生产数据包括目标气井的油压、目标气井的产量以及目标气井的井口温度。
S202、根据目标气井的生产数据，确定目标气井是否堵塞。
S203、获取目标气井的历史作业数据。
S204、根据目标气井的历史作业数据，确定目标气井的堵塞物质。
S205、获取目标气井的井口和/或井下的物质样本。
S206、根据物质样本，确定目标气井的堵塞物质。
S201-S206的技术名词、技术效果、技术特征，以及可选实施方式，可参照图2所示的S101理解，对于重复的内容，在此不再累述。
S207、根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方。
其中，根据堵塞物质确定第一解堵液和第二解堵液的配方。第一解堵液的配方为：10％盐酸+1％土酸+4.5％缓蚀剂+1％助排剂+5％甲醇+清水，其中缓蚀剂为3.0％主剂和1.5％辅剂；第二解堵液的配方为：60％螯合解堵剂原液+1％助排剂+5％甲醇+清水。
S208、根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量。
其中，目标气井的管柱容积为16.1m3，射孔层厚为140m，平均孔隙度为12.8％，可以确定第一解堵液的用量位40m3，第二解堵液的用量为80m3。
S209、将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
首先根据目标气井的温度压力系统及实际生产情况，优选满足井控安全要求的仪器设备，选用2000/2500型压裂车。然后施工前高压管汇根据施工要求进行试压，井口卸压、连接高压管线并试压95MPa合格。之后将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
下面对第一解堵液和第二解堵液注入目标气井的情况进行说明，主要有六个步骤。
第一步：试挤前置液；根据管柱容积确定前置液用量为10m3，排量0.5～2.0立方米每分钟(m3/min)，施工压力小于90MPa；
第二步：低挤第一解堵液；第一解堵液总量40m3，排量0.5～1.5m3/min，施工压力小于90MPa；
第三步：低挤隔离液；隔离液总量15m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第四步：低挤第二解堵液；解堵液体系Ⅱ总量80m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第五步：低挤后置液；后置液总量16m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第六步：关井反应。关井反应时间大于等于20小时。
S210、根据目标气井的泵注压力，确定是否对目标气井进行加砂压裂。
在本步骤中，确定目标气井需要进行加砂压裂后，则对目标气井进行加砂压裂。
具体的，在设定排量下，使用Meyer专业软件进行模拟。模拟不同规模下裂缝长度变化情况，并根据目标气井改造段储层温度、暂堵剂承压能力及改造后暂堵剂彻底降解，优选暂堵剂，结合软件模拟结果，计算暂堵剂用量。加砂压裂的作业步骤为：泵入压裂液25m→支撑剂100m3→顶替液40m3，排量3.0～5.0m3/min。
进一步的，开井放喷求产：开启采气四通的放喷管线进行返排，待返排过程中气液产量稳定后结束放喷，关闭放喷管线并开启生产管汇进行正常。
在上述实施例的基础上，下面以目标气井为第二气井为例对气井的解堵的情况进行说明。其中，目标气井为结垢堵塞的情况，第二气井储层裂缝发育，投产初期油压产量高，之后油压、产量开始波动，日产气量、日产油量、油压呈现波动式下降，分析认为第二气井的油压波动反映结垢堵塞井筒的可能性大。图4为本申请实施例提供的再一种气井的解堵方法的流程示意图，如图4所示，该方法包括：
S301、获目标气井的生产数据，生产数据包括目标气井的油压、目标气井的产量以及目标气井的井口温度。
S302、根据目标气井的生产数据，确定目标气井是否堵塞。
S303、获取目标气井的历史作业数据。
S304、根据目标气井的历史作业数据，确定目标气井的堵塞物质。
S305、获取目标气井的井口和/或井下的物质样本。
S306、根据物质样本，确定目标气井的堵塞物质。
S301-S306的技术名词、技术效果、技术特征，以及可选实施方式，可参照图2所示的S101理解，对于重复的内容，在此不再累述。
S307、根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方。
其中，根据堵塞情况确定第一解堵液和第二解堵液的配方。第一解堵液的配方为：10％盐酸+2％氢氟酸+5.1％缓蚀剂+1％助排剂+5％防水锁剂+清水，其中，缓蚀剂为3.4％主剂和1.7％辅剂；第二解堵液的配方为：50％螯合解堵剂原液+1％助排剂+5％甲醇+清水。
S308、根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量。
其中，目标气井的管柱容积为23.1m3，射孔层厚为80m，平均孔隙度为9.8％，可以确定第一解堵液的用量为60m3，第二解堵液的用量为60m3。
S309、将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
首先根据目标气井的温度压力系统及实际生产情况，优选满足井控安全要求的仪器设备，选用2000/2500型压裂车。然后施工前高压管汇根据施工要求进行试压，井口卸压、连接高压管线并试压95MPa合格。之后将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
下面对第一解堵液和第二解堵液注入目标气井的情况进行说明，主要有六个步骤。
第一步：试挤前置液；根据管柱容积确定前置液用量为15m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第二步：低挤第一解堵液；第一解堵液总量60m3，排量0.5～1.5m3/min，施工压力小于90MPa；
第三步：低挤隔离液；隔离液总量20m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第四步：低挤第二解堵液；第二解堵液总量60m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第五步：低挤后置液；后置液总量22m3，排量0.5～2.0m3/min，施工压力小于90MPa；
第六步：关井反应。关井反应时间大于等于20小时。
在本步骤中，关井反应后，则开井放喷求产：开启采气四通的放喷管线进行返排，待返排过程中气液产量稳定后结束放喷，关闭放喷管线并开启生产管汇进行正常。
本申请实施例提供的气井的解堵方法，首先确定堵塞的目标气井的堵塞物质，然后根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，第一解堵液用于解除目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，第二解堵液用于解除目标气井钻井期间的堵塞，之后根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量，第一参数包括目标气井的井下管柱结构、目标气井的投产层段、目标气井的储层孔隙度以及目标气井的污染半径，最后将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。与现有技术相比，本申请中根据目标气井的堵塞物质，确定用于解堵的第一解堵液和第二解堵液。其中，第一解堵液用于解除高温高压气井完井期间和生产过程中的堵塞，第二解堵液用于解除目标气井钻井期间的堵塞。从而解决了高温高压气井的堵塞的问题。
本申请实施例还提供的一种气井的解堵装置，图5为本申请实施例提供的一种气井的解堵装置的结构示意图，该气井的解堵装置可以通过软件、硬件或者两者的结合实现。如图5所示，该气井的解堵装置400包括：获取模块401、处理模块402和发送模块403。
处理模块402，用于确定堵塞的目标气井的堵塞物质；根据目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，第一解堵液用于解除目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，第二解堵液用于解除目标气井钻井期间的堵塞；根据目标气井的第一参数，确定第一解堵液和第二解堵液的用量，第一参数包括目标气井的井下管柱结构、目标气井的投产层段、目标气井的储层孔隙度以及目标气井的污染半径；
发送模块403，用于将第一解堵液和第二解堵液注入目标气井。
一种可选的实施方式中，获取模块401，用于获取目标气井的历史作业数据；
处理模块402，还用于根据目标气井的历史作业数据，确定目标气井的堵塞物质。
一种可选的实施方式中，获取模块401，还用于获取目标气井的井口和/或井下的物质样本；
处理模块402，还用于根据物质样本，确定目标气井的堵塞物质。
一种可选的实施方式中，发送模块401，还用于在目标气井注入前置液后注入第一解堵液；在目标气井注入隔离液后注入第二解堵液
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。
Claims (6)
1.一种气井的解堵方法，其特征在于，所述方法包括：
确定堵塞的目标气井的堵塞物质；
根据所述目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，所述第一解堵液用于解除所述目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，所述第二解堵液用于解除所述目标气井钻井期间的堵塞；
根据所述目标气井的第一参数，确定所述第一解堵液和所述第二解堵液的用量，所述第一参数包括所述目标气井的井下管柱结构、所述目标气井的投产层段、所述目标气井的储层孔隙度以及所述目标气井的污染半径；
将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井，其中，注入所述第一解堵液后注入所述第二解堵液；
所述确定堵塞的目标气井的堵塞物质，包括：
当无法获取堵塞物样本的情况时，获取所述目标气井的历史作业数据；其中，所述历史作业数据包括目标气井钻井、目标气井试油以及目标气井的井下作业过程中记录的作业数据；
根据所述目标气井的历史作业数据，确定所述目标气井的堵塞物质；
当可以获取到堵塞物样本的情况时，获取所述目标气井的井口和/或井下的物质样本；
根据所述物质样本，确定所述目标气井的堵塞物质。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述确定堵塞的目标气井的堵塞物质之前，所述方法还包括：
获取所述目标气井的生产数据，所述生产数据包括所述目标气井的油压、所述目标气井的产量以及所述目标气井的井口温度；
根据所述目标气井的生产数据，确定所述目标气井是否堵塞。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井，包括：
在所述目标气井注入前置液后注入所述第一解堵液；
在所述目标气井注入隔离液后注入所述第二解堵液。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井之后，所述方法还包括：
根据所述目标气井的泵注压力，确定是否对所述目标气井加砂压裂。
5.一种气井的解堵装置，其特征在于，应用于权利要求1-4中任一项所述的气井的解堵方法，所述装置包括：
获取模块，用于获取目标气井的历史作业数据；还用于获取所述目标气井的井口和/或井下的物质样本；
处理模块，用于根据所述目标气井的历史作业数据，确定所述目标气井的堵塞物质；还用于根据所述物质样本，确定所述目标气井的堵塞物质；
所述处理模块，用于根据所述目标气井的堵塞物质，确定第一解堵液的配方和第二解堵液的配方，所述第一解堵液用于解除所述目标气井完井期间和生产过程中的堵塞，所述第二解堵液用于解除所述目标气井钻井期间的堵塞；根据所述目标气井的第一参数，确定所述第一解堵液和所述第二解堵液的用量，所述第一参数包括所述目标气井的井下管柱结构、所述目标气井的投产层段、所述目标气井的储层孔隙度以及所述目标气井的污染半径；
发送模块，用于将所述第一解堵液和所述第二解堵液注入所述目标气井，其中，注入所述第一解堵液后注入所述第二解堵液。
6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述发送模块，还用于在所述目标气井注入前置液后注入所述第一解堵液；在所述目标气井注入隔离液后注入所述第二解堵液。
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