付1井泡排施工方案

蜀南氣礦江安作業(yè)區(qū)付1井泡排施工方案編制人：審核人：批準人：日期：201年月日XXX實用化工有限公司目錄TOC\o"1-5"\h\z付1井基礎(chǔ)資料2\o"CurrentDocument"付1井生產(chǎn)概況3\o"CurrentDocument"2.1付1井生產(chǎn)基本情況32.2付井生產(chǎn)存在的問題52.2.1付1井生產(chǎn)情況分析5\o"CurrentDocument"2.2.2付1井生產(chǎn)結(jié)蠟問題分析62.2.3付1井水礦化度和水量6\o"CurrentDocument"2.2.4付1井含油率6付1井泡沫排液采氣施工工藝設(shè)計TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"3.1付1井泡沫排液采氣設(shè)計參數(shù)7\o"CurrentDocument"3.2付1井泡沫排液采氣技術(shù)參數(shù)83.3付1井排液操作10\o"CurrentDocument"安全注意事項。101.付1井基礎(chǔ)資料付1井屬于付家廟氣田嘉二1^藏付一井區(qū)，產(chǎn)層深度為1346?1358m,為單井區(qū)裂縫圈閉。該井開鉆日期1964年7月23日，完鉆日期XXXX年1月9日，人工井底1365.85m，屬淺層位氣井，付1井地層基礎(chǔ)資料，見表1-1。表1-1付1井基本數(shù)據(jù)表井位地理位置XXXX構(gòu)造位置構(gòu)造頂部偏北，距軸線340米井口座標縱3164475.4m海撥高度地面398.16m橫513338.4m補心401.46m設(shè)計井深井深1400m井深1366.85m層位嘉一實際井深層位嘉一開鉆日期完井方法先期完成完鉆日期人工井底1366.85m產(chǎn)層、井段嘉二1?嘉一1346?1358m中部井深1351m投產(chǎn)日期出水日期

報廢文號鉆頭程序套管程序水泥返高試泵情況153/4"X200.13m123/4"X197.97m地面11.0|9.7MPa(30min)113/4"X1109.00m85/8"X1106.81m地面下防噴器20.1|19.6MPa(30min)下防噴器21.1|20.1MPa(30min)73/4"X1307.00m53/4"X1306.01m下防噴器22.0|22.0MPa(30min)下防噴器20.3|20.3MPa(30min)43/4"X1366.85m油管串結(jié)構(gòu)及下深付1井生產(chǎn)概況2.1付1井生產(chǎn)基本情況付1井區(qū)原始地質(zhì)儲量3.73X108m3,可采儲量3.60X108m3,XXXX年12月9日投產(chǎn)至2014年累計產(chǎn)氣3.58X108m3,已采出原始地質(zhì)儲量的96.0%,已采出可采儲量的99.4%，還有剩余地質(zhì)儲量0.15X108m3,剩余可采儲量0.02X108m3。付1井原始地層壓力13.602MPa，在投產(chǎn)初期，日平均產(chǎn)氣10X104m3，月平均產(chǎn)水90,月平均產(chǎn)油6.75t，含油率7.0wt.%。其整個歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)可歸納如下，見《付1井歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)歸納表》。

表1-2付1井歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)歸納表序號時間（年月-年月）月平均生產(chǎn)日平均產(chǎn)氣（104m3）月平均產(chǎn)水（m3）月平均產(chǎn)油（t）含油率（wt.%）備注油壓Pt(MPa)套管Pc（MPa）AP=Pc-Pt(MPa)Pc/Pt1XXXX.12-XXXX.711.111.570.431.048.6317.887.5041.94原始地層壓力13.602MPa。2XXXX.9-XXXX.110.2710.870.601.0614.2114.406.5045.143XXXX.4-XXXX.28.079.030.961.1217.0038.1014.7038.584XXXX.3-XXXX.117.738.230.501.0611.8428.46.9024.305XXXX.12-XXXX.85.166.691.521.307.2715.103.8625.506XXXX.9-XXXX.115.075.610.541.116.4228.872.478.567XXXX.12-XXXX.124.214.600.391.095.2018.841.608.498XXXX.1-XXXX.93.053.570.521.172.2313.491.208.909XXXX.10-XXXX.12.082.530.451.223.2813.180.967.2810XXXX.2-XXXX.2關(guān)井停產(chǎn)11XXXX.3-1.321.660.341.262.2811.580.796.82

XXXX.1012XXXX.11-XXXX.10.971.920.951.981.376.160.19其中XXXX年的11月和12月共計生產(chǎn)17.0012.0070.5913XXXX.21.031.300.271.260.42月產(chǎn)氣量8.1X104m3，平輸壓生產(chǎn)14XXXX.6-XXXX.120.661.240.581.882.4217.2300先用JD-3化排清蠟，靠氣井自身能量和車載壓縮機注氣排液，后加UT-11C抗油起泡劑助排。15XXXX.1-XXXX.90.560.780.221.391.340.6900進站壓力0.20?0.40MPa16XXXX.10-XXXX.20.530.790.261.490.8421.6200進站壓力0.20?0.40MPa17XXXX年3月-XXXX年11月關(guān)井，關(guān)井期間偶爾開井只能產(chǎn)氣約400m3后自動停產(chǎn)。其中：XXXX年2月17日關(guān)井，油壓1.46MPa，套壓1.59MPa，進站壓力0.48MPa，氣井開井不能連續(xù)生產(chǎn)；XXXX年11月17日關(guān)井，油壓1.45MPa，套壓1.57MPa，進站壓力0.23MPa，氣井開井不能連續(xù)生產(chǎn)。2.2付井生產(chǎn)存在的問題2.2.1付1井生產(chǎn)情況分析從付1井歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)歸納表中可以看出：付1井XXXX年12月9日投產(chǎn)至XXXX年11月，月平均生產(chǎn)油壓11.14MPa降至7.73MPa，月平均生產(chǎn)套壓由11.57MPa降至8.23MPa,月平均生產(chǎn)油套壓差由0.43MPa增加至0.50MPa，月平均生產(chǎn)套壓/油壓由1.04倍增加至1.06倍，產(chǎn)水和產(chǎn)油略有增加，屬地層能量正常遞減，壓力降低。付1井XXXX年12月至XXXX年12月仍屬地層能量正常遞減，由于產(chǎn)氣未加控制，地層有堵塞，產(chǎn)油量明顯降低。付1井XXXX年1月至XXXX年1月，月平均生產(chǎn)油壓由3.05MPa降至2.08MPa,已接近平輸壓，月平均生產(chǎn)套壓由3.57MPa降至2.53MPa,月平均生產(chǎn)油套壓差由1.17MPa增加至1.22倍，日平均產(chǎn)氣由2.23X104m3增加至3.28X104m3，月平均產(chǎn)水由13.49m3減至13.18m3，月平均產(chǎn)油1.2t減少至0.96t，說明產(chǎn)氣未受控制，地層有堵塞，估計付1井油壓近平輸壓，于XXXX年2月至XXXX年2月關(guān)井復(fù)壓。付1井XXXX年3月重開井至XXXX年1月，估計采取了降低輸壓措施來增產(chǎn)氣量。月平均生產(chǎn)油壓由1.32MPa降至0.97MPa,月生產(chǎn)套壓由1.66MPa降至0.95MPa,月平均生產(chǎn)油套壓差由0.34MPa增加至0.95MPa,月平均生產(chǎn)套壓/油壓由1.26倍增加至1.98倍，日平均產(chǎn)氣由2.28X104m3降至1.37X104m3，月平均產(chǎn)水由11.58m3降至6.16m3，月平均產(chǎn)油0.79t減少至0.19t。這明顯說明井內(nèi)積液嚴重。付1井XXXX年6月至XXXX年12月，開展了清蠟化排和低壓外輸工藝措施，將輸壓降至0.2?0.4MPa。對井內(nèi)溶蠟液先后采取了利用井內(nèi)自身能量放空將其帶出，或用氣舉加放空，或用解堵劑和起泡劑加放空將井內(nèi)除蠟后積液排出。月平均生產(chǎn)油壓由0.66MPa降至0.53MPa，月平均生產(chǎn)套壓由1.24MPa降至0.79MPa，月平均生產(chǎn)油套壓差由0.58MPa降至0.26MPa，月平均生產(chǎn)套管/油壓=1.88倍降至1.49倍，日平均產(chǎn)氣2.42X104m3降至0.84X104m3，月平均產(chǎn)水由17.23m3增加至21.62m3，均無油排出。至XXXX年3月，只開井一次，油壓0.97MPa，套壓1.17MPa，油套壓差0.20MPa，套壓/油壓=1.2倍，瞬時產(chǎn)氣0.83X104m3/d，瞬時產(chǎn)水1m3/d，井場混合氣進增壓機前壓力為0.23MPa。在以上井況條件下，付1井產(chǎn)氣量應(yīng)大于1.00X104m3/d是沒有問題的。這說明井底淺表地層氣中的氣+水+油與解堵劑+起泡劑形成的漿狀稠液對淺層通道出現(xiàn)堵塞，另一個明顯的是油套管中積液粘度很大，其阻力遠大于該井積液阻力。2.2.2付1井生產(chǎn)結(jié)蠟問題分析表2-1付1井歷年原油取樣分析數(shù)據(jù)表時間(年月日)含蠟量(%)粘度(MPa.s)凝固點(C)XXXX.1.73.73.3-3XXXX.1.103.423.3-4XXXX.1.157.693.8-4XXXX.1.216.673.9-4.5XXXX.2.13.031-27.3XXXX.2.111.7211.72XXXX.8.262.311.13(50°C)1981.3.235.091.20(50°C)XXXX.3.222.531.37(50C)1985.2.131.79<1.72從XXXX年1月7日至1985年2月15日的原油分析（見表）可以看出，付1井含蠟量在1.5?7.5%之間，屬于含蠟率偏高氣井，地層溫度約40°C左右，油中重組分（蠟，瀝青質(zhì)）易于在地層能量降低下，水和油量逐年減少，增加了重組分在地層表層堵塞和油，套管表面結(jié)蠟，從整體分析來看，產(chǎn)水量減少，無油量情況下，重組分濃度增加，但含量較少，油，套管結(jié)蠟是緩慢的。2.2.3付1井水礦化度和水量從付1井投產(chǎn)初期《水分析數(shù)據(jù)表》中可以看出，水礦化度55g/L，主要含Na+、其次是Ca2+、Mg2+、Cl-離子。付1井已生產(chǎn)近40年，未見到最近水分析數(shù)據(jù)，估計其礦化度＞100g/L。付1井井底產(chǎn)水量在1m3/d，然而實際排出的水少，可能是地層水被蠟等堵塞引起的。2.2.4付1井含油率從付1井XXXX年12月9日至XXXX年2月生產(chǎn)報表分析，其排出液中凝析油估計含量為30?60wt.%。2.2.5付1井加注解堵劑和起泡劑的影響從付1井2014年12月1?31日《采氣日報表》來看，分別于3、6、10、13、16、19、24、27、30日共計9次加注“JD-3”20Kg，接著加入“起泡劑UT-11C（高抗油）”5Kg，每次加注完井口放空4h以上，達到將井內(nèi)解堵溶蠟、起泡劑、水和油等混合液通過井口放空排出，液量4m3/次，放空氣量4000m3/次。每次放空積液后，井口油壓0.42l0.62MPa，升高0.01?0.29MPa，套壓由0.81|0.80MPa，下降0.03?0.08MPa，油套壓差0.18?0.43MPa，套壓/油壓二1.29?2.13倍，產(chǎn)氣量增加0.056?0.6361X104m3/次，排液2?4m3/次。付1井進站壓力0.20?0.30MPa。按正常情況下，加入高抗油起泡劑后，利用井底能量應(yīng)能將其解堵劑，油和水混合物排出，然而必須井口放空才能排積液，直至后來放空無法排液而關(guān)井。付1井加注的解堵劑是溶劑型，可能含有甲苯、二甲苯及高密度重組分（密度＞1.1），甲苯、二甲苯密度＜0.8,易于隨氣流排出，而高密度不易排出。付1井水礦化度＞100g/L，且含有油量30?60wt.%，解堵劑是溶劑型，當(dāng)加入起泡劑后不能達到起泡作用，只能起到乳化作用。目前付1井關(guān)井已近6個月，油壓已升至1.46MPa，套壓升至1.59MPa，井站混合氣進站壓力0.23MPa，在這樣條件下開井只能短暫生產(chǎn)約400m3天然氣。其原因很大可能是解堵劑，高礦化度水，高濃度油（含蠟）和起泡劑進行了過渡乳化形成漿狀乳化液，粘度很大，嚴重鉗制了付1井排液復(fù)產(chǎn)，這樣可能對井底氣層通道暢通帶來一定影響。付1井泡沫排液采氣施工工藝設(shè)計3.1付1井泡沫排液采氣設(shè)計參數(shù)付1井屬淺層氣井，產(chǎn)層深1346?1358m，地層溫度約40°C。該井是高含油含蠟氣井，液體中含油率30?60wt.%，油中蠟含量2wt.%左右。水礦化度〉100g/L，水量約1?3m3/d。該井初期產(chǎn)氣17X104m3/d，生產(chǎn)已近40年，接近末期生產(chǎn)階段，出現(xiàn)蠟堵而停產(chǎn)。XXXX年6月至XXXX年2月，付1井采取了加注解堵劑降低蠟堵工藝，接著加入抗油起泡劑化學(xué)泡沫排液。初期采取了用氣舉方式排液，很快改為利用井底能量，加注解堵劑，起泡劑放空4小時以上排液維持生產(chǎn)，原每次間隔20天加注一次，現(xiàn)2?4天加注一次，且XXXX年2月以后不能放空復(fù)產(chǎn)，存在關(guān)鍵問題是加注解堵劑，起泡劑后與井內(nèi)高礦化度水，含蠟?zāi)鲇蛷娙榛蓾{狀乳化液，導(dǎo)致油套管高粘度積液堵塞，影響到地層氣孔通道。根據(jù)付1井存在的問題，采用化學(xué)泡沫排液采氣工藝能將付1井中高粘度漿狀強乳化粘稠積液排出，油套壓差保持WO.IMPa，達到付1井復(fù)產(chǎn)。套壓/油壓＜1.19倍，產(chǎn)氣量＞0.9X104m3/d，井內(nèi)高礦化度水（＞100g/L）和油（含蠟）用起泡劑帶出，不使用解堵劑除蠟，除第一二三次加注起泡劑后排液需放空外，正常生產(chǎn)排液不用放空。要達到以上效果，初步確定付1井化學(xué)泡沫排液復(fù)產(chǎn)選用《油氣井排水采氣用起泡劑（GWFA8-3）（含凝析油積原油40?100wt.%）》。第一次加注起泡劑要過量，確保將井內(nèi)漿狀高粘稠積液排出；第二次將井內(nèi)殘存漿狀稠液排完，同時將油套管壁原積蠟清除；第三次將井底淺表地層稠油和蠟烴清洗干凈，減輕淺表地層的氣流通

道堵塞，以及繼續(xù)清除油套管壁殘存的積蠟；第四次和第五次，第六次，第七次，第八次依據(jù)付1井油套壓變化，確定起泡劑加量，加注周期、氣量控制等參數(shù)。付1井控制參數(shù)列于表3-1中。表3-1付1井化學(xué)泡排采氣控制參數(shù)預(yù)加注泡液時間預(yù)計產(chǎn)液量（t/d）含水(wt.%)泡劑型號注入方式注入壓力（MPa）起泡劑（Kg）起泡劑配水量泡液第1次4.020GWFA8-3油管3.0120720840第2次4.030GWFA8-3套管3.0100600700第3次3.050GWFA8-3油管3.0100600700第4次1.060GWFA8-3套管3.080480560第5次1.060GWFA8-3套管3.040340280第6次1.060GWFA8-3套管3.040340280第7次1.0GWFA8-3套管3.040340280第8次GWFA8-3套管3.040340280值得說明的是，現(xiàn)付1井中漿狀粘稠積液是由于解堵劑，起泡劑，含蠟烴凝析油和高礦化度水（＞100g/L）高乳化形成，其積液是多年沉積下來，其量只能估算，另一個是水量，油量及其蠟含量也是估算的，其變量因素較多，需要根據(jù)現(xiàn)場進行加量調(diào)整和型號調(diào)整。另一個問題是積液加入的《油氣井排水采氣用起泡劑（GWFA8-3）（含凝析油40?100wt.%）》相溶性，時間（即關(guān)井時間）加入規(guī)格和量需現(xiàn)場調(diào)整。3.2付1井泡沫排液采氣技術(shù)參數(shù)GWFA8-3型油氣井排水采氣用起泡劑是甲、乙雙組份，配比為1:1（重量）。3.2.1泡排采氣工藝流程付1井泡排采氣工藝流程由江安作業(yè)區(qū)制定。3.2.2付1井第一次泡排采氣技術(shù)參數(shù)起泡劑（GWFA8-3）是由甲、乙雙組份組成。第一次加注起泡劑起泡劑（GWFA8-3）120Kg（甲組分60Kg，乙組分60Kg）分兩次100Kg和20Kg加注，起泡劑配水比：起泡劑：水=1:6（重量）配置。先將起泡劑100Kg（甲組分50Kg，乙組分50Kg）與水配置成700Kg起泡液，從油管加注后關(guān)井2?3天。余下的起泡劑20Kg與水配置成140Kg起泡液，在開井前一天從套管注入。全開套管針閥放空，放空時間按排液情況來定，預(yù)計放空排液2?4小時后關(guān)井。3.2.3第二次化排采氣技術(shù)參數(shù)第二次加注起泡劑100Kg（甲組分50Kg，乙組分50Kg），起泡劑分成80Kg（甲組分40Kg，乙組分40Kg）和20Kg（甲乙組分各10Kg）兩次加注。起泡劑配水量按：起泡劑:水=1:6（重量）。起泡劑80Kg與水配置成560Kg起泡液從套管加注完后關(guān)井1?2天。開井前一天將余下起泡劑20Kg（甲乙組分各10Kg）與水配置成140Kg起泡液從油管加注。全開油管針閥放空2?4小時關(guān)井1?2天。3.2.4第三次化排采氣技術(shù)參數(shù)第三次加注起泡劑100Kg（甲組分50Kg，乙組分50Kg），起泡劑分成80Kg（甲組分40Kg，乙組分40Kg）和20Kg（甲乙組分各10Kg）兩次加注。起泡劑配水量按：起泡劑:水=1:6（重量）。起泡劑80Kg與水配置成560Kg起泡液從油管加注完后關(guān)井1?2天。開井前一天將余下起泡劑20Kg（甲乙組分各10Kg）與水配置成140Kg起泡液從套管加注。全開套管針閥放空2?4小時關(guān)井1?2天。3.2.5第四次化排采氣技術(shù)參數(shù)第四次加注起泡劑80Kg（甲組分40Kg，乙組分40Kg），起泡劑配水量按：起泡劑:水=1:6（重量）。起泡劑80Kg與水配置成560Kg起泡液從套管加注完后關(guān)井1?2天。全開油管針閥放空2?3小時關(guān)井1天，準備第二天早上開井生產(chǎn)。第四關(guān)井后的第二天上午開油管生產(chǎn)，開始排液前，從油管出口處加注消泡液，消泡液配水按：消泡劑：水=1:2（重量）計。特別值得注意的是付1井井口離增壓機很近，氣液分離塔效率如何，最好與其他氣井進站氣流混合，提高氣液分離效果，千萬不能超標將泡液帶進增壓機，影響增壓機運行，該問題由江安作業(yè)區(qū)技術(shù)人員在現(xiàn)場，根據(jù)井口排出泡液量來調(diào)整加注消泡液的數(shù)量，達到排出泡液及時消泡，滿足工藝要求。3.2.6第五次化排采氣技術(shù)參數(shù)第五次加注起泡劑在第四次開井生產(chǎn)時開始注入起泡劑，起泡40Kg（甲組分20Kg，乙組分20Kg），配水量按：起泡劑:水=1:5（重量）。起泡劑40Kg與水配置成240Kg起泡液從套管加注。值得注意的是井口