一种高压气井复合解堵方法及装置制造方法及图纸

本发明专利技术提供一种高压气井复合解堵方法及装置，解堵方法包括以下步骤：根据井筒堵塞物，确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、酸液的组成；根据堵塞位置以及井筒参数，确定解堵液中清防蜡剂的用量为第一用量、确定所述沥青分散剂的用量为第二用量、确定所述酸液的用量为第三用量；向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液。该解堵方法能够在高压气井堵塞过程中通过低液量沥青分散剂、清防蜡剂以及酸液进行复合解堵，从而恢复高压气井的正常产能。从而恢复高压气井的正常产能。从而恢复高压气井的正常产能。

【技术实现步骤摘要】
一种高压气井复合解堵方法及装置


[0001]本专利技术涉及一种解堵方法，尤其涉及一种高压气井复合解堵方法及装置，属于石油天然气增产


技术介绍

[0002]国内高压气井井筒堵塞问题日益突出，严重影响天然气产量。高压气井井筒堵塞物形成条件多样，堵塞物成分复杂，目前，酸化是解除井筒砂堵或垢堵、恢复气井产能的主要措施之一，但酸化对蜡、沥青质等有机堵塞物的解堵效果很差。在目前油气田稳产提产的背景下，亟需一种高压气井复合解堵技术，为气井生产提供有力保障。
[0003]现阶段采用的解堵技术主要为复合解堵技术，即采用多种措施联合解堵，例如“微生物+酸液”复合解堵、“连续油管+泡沫酸”等复合解堵工艺，还有其他一些井筒解堵专利技术。其中，CN201810849946.3的专利申请提供了一种水平井连续油管复合解堵方法，该方法采用连续油管旋转喷射的冲击力破碎井筒堵塞物，再用泡沫酸溶解近井地带的堵塞物的复合解堵技术。
[0004]但是目前的复合解堵技术主要着重于解堵剂配方或者常规井筒的解堵，并不能应用于高压气井，且对有机堵塞物和无机堵塞物并不能同时产生有效的解堵效果。

技术实现思路

[0005]本专利技术提供一种高压气井复合解堵方法，该解堵方法能够在高压气井堵塞过程中通过低液量沥青分散剂、清防蜡剂以及酸液进行复合解堵，从而恢复高压气井的正常产能。
[0006]本专利技术还提供一种高压气井复合解堵装置，该装置能够有助于实现高压气井堵塞过程中通过低液量沥青分散剂、清防蜡剂以及酸液进行的复合解堵，从而使高压气井的产能恢复正常。
[0007]本专利技术提供一种高压气井复合解堵方法，包括以下步骤：
[0008]根据井筒堵塞物，确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、酸液的组成；
[0009]根据堵塞位置以及井筒参数，确定解堵液中清防蜡剂的用量为第一用量、确定所述沥青分散剂的用量为第二用量、确定所述酸液的用量为第三用量；
[0010]向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液。
[0011]如上所述的高压气井复合解堵方法，其中，还包括以下步骤：
[0012]根据所述井筒堵塞物，确定解堵液中前置液、后置液、顶替液的组成；
[0013]根据所述井筒参数，确定解堵液中前置液的用量为第四用量、确定所述后置液的用量为第五用量、确定所述顶替液的用量为第六用量。
[0014]如上所述的高压气井复合解堵方法，其中，所述向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液，包括：
[0015]注入所述第四用量中的一部分的前置液确定所述解堵液的注入压力；
[0016]根据所述注入压力向所述井筒注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂；
[0017]根据所述注入压力向所述井筒注入所述第五用量中的一部分的后置液；
[0018]根据所述注入压力向所述井筒中注入剩余部分的所述前置液；
[0019]根据所述注入压力向所述井筒中注入所述第三用量的酸液；
[0020]根据所述注入压力向所述井筒中注入剩余部分的所述后置液；
[0021]根据所述注入压力向所述井筒中注入所述第六用量的顶替液。
[0022]如上所述的高压气井复合解堵方法，其中，所述注入所述第四用量中的一部分的前置液确定所述解堵液的注入压力，包括：
[0023]若油管和套管为连通关系，所述注入压力不高于所述油管和套管的第一环空压力；
[0024]否则，根据内层套管抗外挤强度的80％、外层套管最小抗内压强度的80％、管套头四通下法兰强度的80％与试压值中的较小值确定所述注入压力。
[0025]如上所述的高压气井复合解堵方法，其中，所述解堵液注入完成后，还包括关井。
[0026]如上所述的高压气井复合解堵方法，其中，所述井筒参数包括油管柱内容积、投产层段地层参数以及解堵半径。
[0027]本专利技术还提供一种进行上述任一项所述的高压气井复合解堵方法的装置，包括：
[0028]分析单元，所述分析单元用于根据井筒堵塞物，确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、酸液的组成；
[0029]还用于根据堵塞位置以及井筒参数，确定解堵液中清防蜡剂的用量为第一用量、确定所述沥青分散剂的用量为第二用量、确定所述酸液的用量为第三用量；
[0030]注入单元，所述注入单元用于向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液。
[0031]如上所述的装置，其中，所述分析单元还用于根据所述井筒堵塞物，确定解堵液中前置液、后置液、顶替液的组成；
[0032]还用于根据所述井筒参数，确定解堵液中前置液的用量为第四用量、确定所述后置液的用量为第五用量、确定所述顶替液的用量为第六用量。
[0033]如上所述的装置，其中，所述注入单元包括酸化压裂泵车、沥青分散剂罐车、清防蜡剂罐车、酸液罐车、前置液罐车、后置液罐车、顶替液罐车；
[0034]所述沥青分散剂罐车、清防蜡剂罐车、酸液罐车、前置液罐车、后置液罐车、顶替液罐车分别与所述酸化压裂泵车连通。
[0035]如上所述的装置，其中，还包括检测单元；
[0036]所述检测单元用于检测与所述酸化压裂泵车连通的泵注管线的压力。
[0037]本专利技术的高压气井复合解堵方法，包括：根据井筒堵塞物，确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、酸液的组成；根据堵塞位置以及井筒参数，确定解堵液中清防蜡剂的用量为第一用量、确定所述沥青分散剂的用量为第二用量、确定所述酸液的用量为第三用量；向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液。该方法通过井筒堵塞物取样完成堵塞物成分分析，从而确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、酸液的配方；根据堵塞位置以及井筒参数，确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、
酸液各自的用量；依据“先解有机堵塞物再解无机堵塞物，先解井筒堵塞物再解地层堵塞物”的原则先向井筒中注入清防蜡剂、沥青分散剂，再注入酸液从而完成高压气井的解堵施工。
附图说明
[0038]为了更清楚地说明本专利技术实施例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专利技术的一些实施例，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。
[0039]图1为本专利技术高压气井复合解堵方法一实施例的流程图；
[0040]图2为本专利技术高压气井复合解堵方法又一实施例的流程图；
[0041]图3为本专利技术高压气井复合解堵方法又一实施例的流程图；
[0042]图4为本专利技术高压气井复合解堵方法又一实施例的流程图；
[0043]图5为本专利技术高压气井复合解堵装置一实施例的结构示意图；
[0044]图6为本专利技术高压气井复合解堵装置本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种高压气井复合解堵方法，其特征在于，包括以下步骤：根据井筒堵塞物，确定解堵液中清防蜡剂、沥青分散剂、酸液的组成；根据堵塞位置以及井筒参数，确定解堵液中清防蜡剂的用量为第一用量、确定所述沥青分散剂的用量为第二用量、确定所述酸液的用量为第三用量；向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液。2.根据权利要求1所述的高压气井复合解堵方法，其特征在于，还包括以下步骤：根据所述井筒堵塞物，确定解堵液中前置液、后置液、顶替液的组成；根据所述井筒参数，确定解堵液中前置液的用量为第四用量、确定所述后置液的用量为第五用量、确定所述顶替液的用量为第六用量。3.根据权利要求2所述的高压气井复合解堵方法，其特征在于，所述向所述井筒中注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂后，注入所述第三用量的酸液，包括：注入所述第四用量中的一部分的前置液确定所述解堵液的注入压力；根据所述注入压力向所述井筒注入所述第一用量的清防蜡剂和第二用量的沥青分散剂；根据所述注入压力向所述井筒注入所述第五用量中的一部分的后置液；根据所述注入压力向所述井筒中注入剩余部分的所述前置液；根据所述注入压力向所述井筒中注入所述第三用量的酸液；根据所述注入压力向所述井筒中注入剩余部分的所述后置液；根据所述注入压力向所述井筒中注入所述第六用量的顶替液。4.根据权利要求3所述的高压气井复合解堵方法，其特征在于，所述注入所述第四用量中的一部分的前置液确定所述解堵液的注入压力，包括：若油管和套管为连通关系，所述注入压力不高于所述油管和套管的第一环空压力；否则，根据内层套管抗外挤强度的...

【专利技术属性】
技术研发人员：吴红军，胥志雄，黄锟，刘举，王茜，袁泽波，刘己全，唐胜蓝，张晖，孔嫦娥，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：