付1井泡排施工方案

蜀南气矿江安作业区付1井泡排施工方案编制人：审核人：批准人：日期：201年月日XXX实用化工有限公司目录TOC\o"1-5"\h\z付1井基础资料2\o"CurrentDocument"付1井生产概况3\o"CurrentDocument"2.1付1井生产基本情况32.2付井生产存在的问题52.2.1付1井生产情况分析5\o"CurrentDocument"2.2.2付1井生产结蜡问题分析62.2.3付1井水矿化度和水量6\o"CurrentDocument"2.2.4付1井含油率6付1井泡沫排液采气施工工艺设计TOC\o"1-5"\h\z\o"CurrentDocument"3.1付1井泡沫排液采气设计参数7\o"CurrentDocument"3.2付1井泡沫排液采气技术参数83.3付1井排液操作10\o"CurrentDocument"安全注意事项。101.付1井基础资料付1井属于付家庙气田嘉二1^藏付一井区，产层深度为1346〜1358m,为单井区裂缝圈闭。该井开钻日期1964年7月23日，完钻日期XXXX年1月9日，人工井底1365.85m，属浅层位气井，付1井地层基础资料，见表1-1。表1-1付1井基本数据表井位地理位置XXXX构造位置构造顶部偏北，距轴线340米井口座标纵3164475.4m海拨高度地面398.16m横513338.4m补心401.46m设计井深井深1400m井深1366.85m层位嘉一实际井深层位嘉一开钻日期完井方法先期完成完钻日期人工井底1366.85m产层、井段嘉二1〜嘉一1346〜1358m中部井深1351m投产日期出水日期

报废文号钻头程序套管程序水泥返高试泵情况153/4"X200.13m123/4"X197.97m地面11.0|9.7MPa(30min)113/4"X1109.00m85/8"X1106.81m地面下防喷器20.1|19.6MPa(30min)下防喷器21.1|20.1MPa(30min)73/4"X1307.00m53/4"X1306.01m下防喷器22.0|22.0MPa(30min)下防喷器20.3|20.3MPa(30min)43/4"X1366.85m油管串结构及下深付1井生产概况2.1付1井生产基本情况付1井区原始地质储量3.73X108m3,可采储量3.60X108m3,XXXX年12月9日投产至2014年累计产气3.58X108m3,已采出原始地质储量的96.0%,已采出可采储量的99.4%，还有剩余地质储量0.15X108m3,剩余可采储量0.02X108m3。付1井原始地层压力13.602MPa，在投产初期，日平均产气10X104m3，月平均产水90,月平均产油6.75t，含油率7.0wt.%。其整个历史生产数据可归纳如下，见《付1井历史生产数据归纳表》。

表1-2付1井历史生产数据归纳表序号时间（年月-年月）月平均生产日平均产气（104m3）月平均产水（m3）月平均产油（t）含油率（wt.%）备注油压Pt(MPa)套管Pc（MPa）AP=Pc-Pt(MPa)Pc/Pt1XXXX.12-XXXX.711.111.570.431.048.6317.887.5041.94原始地层压力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关井停产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月共计生产17.0012.0070.5913XXXX.21.031.300.271.260.42月产气量8.1X104m3，平输压生产14XXXX.6-XXXX.120.661.240.581.882.4217.2300先用JD-3化排清蜡，靠气井自身能量和车载压缩机注气排液，后加UT-11C抗油起泡剂助排。15XXXX.1-XXXX.90.560.780.221.391.340.6900进站压力0.20〜0.40MPa16XXXX.10-XXXX.20.530.790.261.490.8421.6200进站压力0.20〜0.40MPa17XXXX年3月-XXXX年11月关井，关井期间偶尔开井只能产气约400m3后自动停产。其中：XXXX年2月17日关井，油压1.46MPa，套压1.59MPa，进站压力0.48MPa，气井开井不能连续生产；XXXX年11月17日关井，油压1.45MPa，套压1.57MPa，进站压力0.23MPa，气井开井不能连续生产。2.2付井生产存在的问题2.2.1付1井生产情况分析从付1井历史生产数据归纳表中可以看出：付1井XXXX年12月9日投产至XXXX年11月，月平均生产油压11.14MPa降至7.73MPa，月平均生产套压由11.57MPa降至8.23MPa,月平均生产油套压差由0.43MPa增加至0.50MPa，月平均生产套压/油压由1.04倍增加至1.06倍，产水和产油略有增加，属地层能量正常递减，压力降低。付1井XXXX年12月至XXXX年12月仍属地层能量正常递减，由于产气未加控制，地层有堵塞，产油量明显降低。付1井XXXX年1月至XXXX年1月，月平均生产油压由3.05MPa降至2.08MPa,已接近平输压，月平均生产套压由3.57MPa降至2.53MPa,月平均生产油套压差由1.17MPa增加至1.22倍，日平均产气由2.23X104m3增加至3.28X104m3，月平均产水由13.49m3减至13.18m3，月平均产油1.2t减少至0.96t，说明产气未受控制，地层有堵塞，估计付1井油压近平输压，于XXXX年2月至XXXX年2月关井复压。付1井XXXX年3月重开井至XXXX年1月，估计采取了降低输压措施来增产气量。月平均生产油压由1.32MPa降至0.97MPa,月生产套压由1.66MPa降至0.95MPa,月平均生产油套压差由0.34MPa增加至0.95MPa,月平均生产套压/油压由1.26倍增加至1.98倍，日平均产气由2.28X104m3降至1.37X104m3，月平均产水由11.58m3降至6.16m3，月平均产油0.79t减少至0.19t。这明显说明井内积液严重。付1井XXXX年6月至XXXX年12月，开展了清蜡化排和低压外输工艺措施，将输压降至0.2〜0.4MPa。对井内溶蜡液先后采取了利用井内自身能量放空将其带出，或用气举加放空，或用解堵剂和起泡剂加放空将井内除蜡后积液排出。月平均生产油压由0.66MPa降至0.53MPa，月平均生产套压由1.24MPa降至0.79MPa，月平均生产油套压差由0.58MPa降至0.26MPa，月平均生产套管/油压=1.88倍降至1.49倍，日平均产气2.42X104m3降至0.84X104m3，月平均产水由17.23m3增加至21.62m3，均无油排出。至XXXX年3月，只开井一次，油压0.97MPa，套压1.17MPa，油套压差0.20MPa，套压/油压=1.2倍，瞬时产气0.83X104m3/d，瞬时产水1m3/d，井场混合气进增压机前压力为0.23MPa。在以上井况条件下，付1井产气量应大于1.00X104m3/d是没有问题的。这说明井底浅表地层气中的气+水+油与解堵剂+起泡剂形成的浆状稠液对浅层通道出现堵塞，另一个明显的是油套管中积液粘度很大，其阻力远大于该井积液阻力。2.2.2付1井生产结蜡问题分析表2-1付1井历年原油取样分析数据表时间(年月日)含蜡量(%)粘度(MPa.s)凝固点(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从XXXX年1月7日至1985年2月15日的原油分析（见表）可以看出，付1井含蜡量在1.5〜7.5%之间，属于含蜡率偏高气井，地层温度约40°C左右，油中重组分（蜡，沥青质）易于在地层能量降低下，水和油量逐年减少，增加了重组分在地层表层堵塞和油，套管表面结蜡，从整体分析来看，产水量减少，无油量情况下，重组分浓度增加，但含量较少，油，套管结蜡是缓慢的。2.2.3付1井水矿化度和水量从付1井投产初期《水分析数据表》中可以看出，水矿化度55g/L，主要含Na+、其次是Ca2+、Mg2+、Cl-离子。付1井已生产近40年，未见到最近水分析数据，估计其矿化度＞100g/L。付1井井底产水量在1m3/d，然而实际排出的水少，可能是地层水被蜡等堵塞引起的。2.2.4付1井含油率从付1井XXXX年12月9日至XXXX年2月生产报表分析，其排出液中凝析油估计含量为30〜60wt.%。2.2.5付1井加注解堵剂和起泡剂的影响从付1井2014年12月1〜31日《采气日报表》来看，分别于3、6、10、13、16、19、24、27、30日共计9次加注“JD-3”20Kg，接着加入“起泡剂UT-11C（高抗油）”5Kg，每次加注完井口放空4h以上，达到将井内解堵溶蜡、起泡剂、水和油等混合液通过井口放空排出，液量4m3/次，放空气量4000m3/次。每次放空积液后，井口油压0.42l0.62MPa，升高0.01〜0.29MPa，套压由0.81|0.80MPa，下降0.03〜0.08MPa，油套压差0.18〜0.43MPa，套压/油压二1.29〜2.13倍，产气量增加0.056〜0.6361X104m3/次，排液2〜4m3/次。付1井进站压力0.20〜0.30MPa。按正常情况下，加入高抗油起泡剂后，利用井底能量应能将其解堵剂，油和水混合物排出，然而必须井口放空才能排积液，直至后来放空无法排液而关井。付1井加注的解堵剂是溶剂型，可能含有甲苯、二甲苯及高密度重组分（密度＞1.1），甲苯、二甲苯密度＜0.8,易于随气流排出，而高密度不易排出。付1井水矿化度＞100g/L，且含有油量30〜60wt.%，解堵剂是溶剂型，当加入起泡剂后不能达到起泡作用，只能起到乳化作用。目前付1井关井已近6个月，油压已升至1.46MPa，套压升至1.59MPa，井站混合气进站压力0.23MPa，在这样条件下开井只能短暂生产约400m3天然气。其原因很大可能是解堵剂，高矿化度水，高浓度油（含蜡）和起泡剂进行了过渡乳化形成浆状乳化液，粘度很大，严重钳制了付1井排液复产，这样可能对井底气层通道畅通带来一定影响。付1井泡沫排液采气施工工艺设计3.1付1井泡沫排液采气设计参数付1井属浅层气井，产层深1346〜1358m，地层温度约40°C。该井是高含油含蜡气井，液体中含油率30〜60wt.%，油中蜡含量2wt.%左右。水矿化度〉100g/L，水量约1〜3m3/d。该井初期产气17X104m3/d，生产已近40年，接近末期生产阶段，出现蜡堵而停产。XXXX年6月至XXXX年2月，付1井采取了加注解堵剂降低蜡堵工艺，接着加入抗油起泡剂化学泡沫排液。初期采取了用气举方式排液，很快改为利用井底能量，加注解堵剂，起泡剂放空4小时以上排液维持生产，原每次间隔20天加注一次，现2〜4天加注一次，且XXXX年2月以后不能放空复产，存在关键问题是加注解堵剂，起泡剂后与井内高矿化度水，含蜡凝析油强乳化成浆状乳化液，导致油套管高粘度积液堵塞，影响到地层气孔通道。根据付1井存在的问题，采用化学泡沫排液采气工艺能将付1井中高粘度浆状强乳化粘稠积液排出，油套压差保持WO.IMPa，达到付1井复产。套压/油压＜1.19倍，产气量＞0.9X104m3/d，井内高矿化度水（＞100g/L）和油（含蜡）用起泡剂带出，不使用解堵剂除蜡，除第一二三次加注起泡剂后排液需放空外，正常生产排液不用放空。要达到以上效果，初步确定付1井化学泡沫排液复产选用《油气井排水采气用起泡剂（GWFA8-3）（含凝析油积原油40〜100wt.%）》。第一次加注起泡剂要过量，确保将井内浆状高粘稠积液排出；第二次将井内残存浆状稠液排完，同时将油套管壁原积蜡清除；第三次将井底浅表地层稠油和蜡烃清洗干净，减轻浅表地层的气流通

道堵塞，以及继续清除油套管壁残存的积蜡；第四次和第五次，第六次，第七次，第八次依据付1井油套压变化，确定起泡剂加量，加注周期、气量控制等参数。付1井控制参数列于表3-1中。表3-1付1井化学泡排采气控制参数预加注泡液时间预计产液量（t/d）含水(wt.%)泡剂型号注入方式注入压力（MPa）起泡剂（Kg）起泡剂配水量泡液第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值得说明的是，现付1井中浆状粘稠积液是由于解堵剂，起泡剂，含蜡烃凝析油和高矿化度水（＞100g/L）高乳化形成，其积液是多年沉积下来，其量只能估算，另一个是水量，油量及其蜡含量也是估算的，其变量因素较多，需要根据现场进行加量调整和型号调整。另一个问题是积液加入的《油气井排水采气用起泡剂（GWFA8-3）（含凝析油40〜100wt.%）》相溶性，时间（即关井时间）加入规格和量需现场调整。3.2付1井泡沫排液采气技术参数GWFA8-3型油气井排水采气用起泡剂是甲、乙双组份，配比为1:1（重量）。3.2.1泡排采气工艺流程付1井泡排采气工艺流程由江安作业区制定。3.2.2付1井第一次泡排采气技术参数起泡剂（GWFA8-3）是由甲、乙双组份组成。第一次加注起泡剂起泡剂（GWFA8-3）120Kg（甲组分60Kg，乙组分60Kg）分两次100Kg和20Kg加注，起泡剂配水比：起泡剂：水=1:6（重量）配置。先将起泡剂100Kg（甲组分50Kg，乙组分50Kg）与水配置成700Kg起泡液，从油管加注后关井2〜3天。余下的起泡剂20Kg与水配置成140Kg起泡液，在开井前一天从套管注入。全开套管针阀放空，放空时间按排液情况来定，预计放空排液2〜4小时后关井。3.2.3第二次化排采气技术参数第二次加注起泡剂100Kg（甲组分50Kg，乙组分50Kg），起泡剂分成80Kg（甲组分40Kg，乙组分40Kg）和20Kg（甲乙组分各10Kg）两次加注。起泡剂配水量按：起泡剂:水=1:6（重量）。起泡剂80Kg与水配置成560Kg起泡液从套管加注完后关井1〜2天。开井前一天将余下起泡剂20Kg（甲乙组分各10Kg）与水配置成140Kg起泡液从油管加注。全开油管针阀放空2〜4小时关井1〜2天。3.2.4第三次化排采气技术参数第三次加注起泡剂100Kg（甲组分50Kg，乙组分50Kg），起泡剂分成80Kg（甲组分40Kg，乙组分40Kg）和20Kg（甲乙组分各10Kg）两次加注。起泡剂配水量按：起泡剂:水=1:6（重量）。起泡剂80Kg与水配置成560Kg起泡液从油管加注完后关井1〜2天。开井前一天将余下起泡剂20Kg（甲乙组分各10Kg）与水配置成140Kg起泡液从套管加注。全开套管针阀放空2〜4小时关井1〜2天。3.2.5第四次化排采气技术参数第四次加注起泡剂80Kg（甲组分40Kg，乙组分40Kg），起泡剂配水量按：起泡剂:水=1:6（重量）。起泡剂80Kg与水配置成560Kg起泡液从套管加注完后关井1〜2天。全开油管针阀放空2〜3小时关井1天，准备第二天早上开井生产。第四关井后的第二天上午开油管生产，开始排液前，从油管出口处加注消泡液，消泡液配水按：消泡剂：水=1:2（重量）计。特别值得注意的是付1井井口离增压机很近，气液分离塔效率如何，最好与其他气井进站气流混合，提高气液分离效果，千万不能超标将泡液带进增压机，影响增压机运行，该问题由江安作业区技术人员在现场，根据井口排出泡液量来调整加注消泡液的数量，达到排出泡液及时消泡，满足工艺要求。3.2.6第五次化排采气技术参数第五次加注起泡剂在第四次开井生产时开始注入起泡剂，起泡40Kg（甲组分20Kg，乙组分20Kg），配水量按：起泡剂:水=1:5（重量）。起泡剂40Kg与水配置成240Kg起泡液从套管加注。值得注意的是井口