解堵防堵方法的研究
解堵防堵方法的研究
【摘 要】采气二队所辖的各集气站至投产以来，每月都会有单井发生不同部位的堵塞，寒冷季节堵塞情况尤为突出。天然气井的堵塞是影响我们正常采气的一个重要因素。我们一直致力研究和摸索单井解堵和防堵的方法，经过一年多时间的实践，基本找到了适合我们自身条件的一套解堵，防堵的方法。
【关键词】水合物；堵塞；解堵；防堵
1 水合物堵塞
大牛地气田分别在5个层位发现工业气流，分别是：太原组、山一段、山二段、盒一段、盒三段。他们分属不同的压力系统和温度系统，天然气的组分和密度不同，水合物的生成条件差别较大，采用水合物综合模型对大牛地各层进行水合物的预测和评价。我们在生产中遇到的水合物堵塞主要发生在井内油管内、采气管线、采气树针阀；偶尔出现站内一级节流气咀和站内流程、过滤器、分离器水化物堵塞情况。
1.1 防止出现水合物：井内环空注甲醇防堵与集气管线注甲醇防堵，都是通过定量的加入抑制剂来防止水合物的形成，注醇防堵是大牛地气田主要的防堵方法。
对于配产较高，具备连续带液的生产井，我们基本采取环空注醇的方法防止水合物的生成。因为井底积液能够被连续带出，保证井底积液能和环空注入的甲醇均匀融合，而且又不会增加气井自身排液产气的负担，从而降低水合物生产的温度，达到防堵的目的。我队目前143口生产井中有126口井采取油套环空注醇的方式进行防堵，收到了不错的效果。
1.2 解除水合物的方法
常用的解除水合物堵方法有：1、堵塞部位注入抑制剂；2、加热堵塞部位管线；3、放空降压；4、反吹。目前我队常用的解除堵方法是：注入甲醇抑制剂、提高流速、放空降压和反吹管线。
瞬间提产解除水合物堵塞：井筒内和管线出现轻微水合物时，站内通过观察进站压力的变化（持续降低），进站温度变化（持续降低）和气流声音（排除出液的可能）时可以判断是否出现水合物堵塞，这时候提产，通过高速气体瞬间对堵塞部位松散水合物的冲刷作用从而解除水合物的堵塞。这种解堵的方法现场操作时存在一些问题：首先是判断堵塞的形式问题，是水合物堵还是气井间断出液引起的生产参数变化，其次是提产带液时气流速度掌握的问题，再次就是提产时机的掌握问题，当水合物已经比较致密和管壁结合比较紧密的时候提产，很可能促进水合物的产生，加速水合物堵塞管线。DK27井在今年越冬期间就出现过几次这样的问题。
加注甲醇解除水合物堵塞：甲醇具有很低的冰点，水合物遇到甲醇会迅速溶解，从而起到解堵的效果。通过对堵塞部位的判断，通过化排车向堵塞部位加注甲醇，只要管线没有完全堵死，很快就会收到效果。注醇解堵优点是节约天然气保护环境，缺点是耗费人力。
放空降压或者反吹管线解除水合物堵塞：水合物形成的一个很重要的因素是高压，当把压力降至常压，水合物会慢慢的溶解，从而起到解堵的效果。但降压解堵速度非常缓慢，特别是在气温较低的情况下降压解堵在天气寒冷时一般不单独采用，因为水合物分解后生成的水会结冰，从而形成水的冰堵。此时要将降压
方法与注入防冻剂的方法配合使用，在使用降压加上注入防冻剂法时，水合物的分解速度要比单独采用一种方法时快得多。
2 积液堵塞
出现液堵的原因
3.1 伴随天然气产出的地层水聚集在采气管线低洼处，单井不能将其推进到集气站，从而造成液堵。大部分都出现在低产气，高产水，采气管线比较长的单井，如我队六号站的D1-1-107井。这是我队出现堵塞比较高的堵塞形式。
3.2 当气体流速太低，没有足够能量使井筒中的液体与气体一起连续向上流动，气体超越液体产生“滑脱现象”，液体慢慢回落到井底，气井开始积液；当积液来源为凝析液时，随着气流的上升，压力、温度将降低，液体滞留在井筒上部，当气体流量降低时，凝析液开始下落，造成积液。井内井筒积液造成油套压大幅度下降，当积液达到一定量时，可使气出现气井“假死”现象，甚至井停喷。
3 注醇防堵工艺
大牛地气田采用加注甲醇防堵工艺的合理性在实际生产中得到了论证，甲醇的消耗量占了我们采气成本的很大一部分，合理的注醇制度还有待优化。
制定甲醇合理注入量的制度是注醇防止水合物堵塞关键技术，由于气井瞬时产水的不可预测性，水合物堵塞问题很难完全解决。通过大量生产数据证明，集中注醇防止水合物堵塞是大牛地气田实施高压集气必不可少的工艺技术。该技术在现场应用时，根据气井生产实际情况，遵循下列的规律：
3.1 根据季节性气温变化确定合理的注醇量，井口和地面集气管线中气流温度受环境温度影响较大。冬季和夏季平均进站气流温度差最大约15℃ ，大部分井冬季进站温度低于10℃ ，天然气水合物易生成，夏季气温高，大大减少了水合物生成。
3.2 在环境温度较低时，集气管线内气流温度受环境温度影响，大部分管线气流温度低于水合物形成温度，虽总平均甲醇富液浓度满足防堵要求，但由于气井间歇出水的不可预见性，瞬问注醇量不足，导致水合物形成，堵塞现象仍然存在；当环境温度升高时，气流温度随之升高，但有少数井气流温度低于水合物形成温度、出现部分管线堵塞。总体来看注醇量及管线堵塞现象高温季节比低温季节大大减少。
3.3 对于产气量、产水量较大气井，气流带温能力强，气流温度一般不低于水合物形成温度，水合物不易形成而发生堵塞，每年仅在环境温度极低的情况下，需注少量甲醇防堵。
3.4 距集气站较近的气井减少注醇量，距集气站近的气井，平均进站温度高，该类气井高压集气管线短，一方面气流温度受外界环境温度影响小，进站温度较高；另一方面由于管线短．引起水合物形成的其它因素少，水合物不易形成，大大减少了注醇量。
4 解堵、防堵工作中存在的问题
4.1 受到客观条件的限制，我们不能够对单井井口油套压进行实时监控，这对我们快速判断堵塞形式和采取相应措施制造了障碍。
4.2 部分员工对堵塞前期处理工作还做的不够好，一些可以避免的堵塞没有得到及时有效的处理。
4.3 目前新投产井堵塞次数较多，新投产井的防堵研究工作还做的不够。
5 相关建议
5.1 气井投产前的净化工作已受到广泛关注和重视，建议加强与完井测试单
位的协作，加强与施工监理单位的联系，共同做好气井投产前基础工作。
5.2 采气队管线的单井井数较多，气井在实际生产中所需甲醇的合理注入量，需要技术人员、站上操作人员共同摸索研究和上级相关部门的技术指导；用制度促使和激励集气站员工摸索单井甲醇合理注入量，从而使甲醇注入量日趋经济合理。
管线冻堵判识及常用解堵方法(终)
管线冻堵判识及常用解堵方法
一、管线冻堵分类及常见解堵方法
1、管线冻堵的分类
结合生产实际情况，苏东气田集气管线冻堵主要有：水堵、冰堵、水合物冻堵。
水堵：主要是由于天然气携液能力差，低位管线积液，导致堵塞；
冰堵：如果气温比较低，管线内的积液就会结冰，造成管线冰堵；
水合物冻堵：主要是由于天然气中的某些成分与水在高压、低温的环境下形成的笼型冰状固体化合物，造成管线冻堵。
其中冰堵、水合物冻堵在冬季是比较常见的；水堵在夏季经常发生。
2、常见解堵方法
管线发生水合物冻堵及冰堵，常用的解堵方法有：注醇解堵、放空解堵、开水浇烫、蒸汽车吹扫、电磁解堵、电伴热解堵等；
管线发生水堵后常用的解堵方法有：注醇、放空解堵。
二、管线冻堵部位的确认
在生产运行过程中，冬季是管线冻堵频率最高及程度最严重的季节，单井井场、站内流程等多处管线发生冻堵，严重影响生产的平稳、安全运行。
1、单井管线冻堵
单井管线冻堵主要是由于高压、低温的环境促使天然气中的某些成分与水发生反应生成水合物。
判失依据：
（1）若截断阀未起跳座死、井口油压升高，地面管压较低，则井口针阀至截断阀间管线冻堵。
（2）若截断阀起跳座死，则截断阀下游冻堵。具体位臵需根据气井放空解堵及气井开井判断。
（3）气井放空后，注醇开井，如能开井成功，则截断阀至下游小闸阀水合物堵塞。若注醇量大于下游小闸阀至井口放空阀管容量，甲醇浸泡一段时间后开井成功，则判断为小闸阀下游发生水合物堵塞轻微；冬季生产时如果浸泡时间较长，不能成功开井，则小闸阀下游管线水合物堵塞情况较为严重。 2、集气干管冻堵
干管冻堵主要是由于高压低温环境下造成的，干管冻堵部位及程度可根据注醇、开井效果来判断。干管冻堵后，堵点上游气井油压上升，堵点下游气井正常生产。
3、站内管线冻堵
从集气站的生产情况来看，站内多条管线容易发生冻堵，包括：自用气管线、排污管线、放空管线以及仪表风管线等。井口来气进入站内温度比较低，加上气温比较冷，所以在站内多处部位发生冻堵。
解堵技术
目前我国东部油田地层进入双高阶段（采出可采储量69.1%，平均综合含水已达到81.9%），中低渗透层占1/3-1/2，油层堵塞问题较为普遍，解堵技术已成为当前保护油气层、提高产量及提高采收率的重要方法。解堵技术包括化学解堵和物理解堵。
（1） 氧化型解堵剂：氧化型解堵剂的解堵效果要好于非氧化型解堵剂。其解堵机理为强氧化剂通过氧化作用使聚合物分子变小，使其失去桥联和附着作用，从而将致密、坚韧的滤饼变为松散、破坏的结构。
（2） 复合解堵酸：有机酸和盐酸为前置液，有机酸、盐酸和氢氟酸为主体酸，有机酸和盐酸为后置酸。添加剂主要有油垢清洗剂、缓蚀剂和综合添加剂。需根据油田的具体情况，选用各种添加剂组成体系。
（3） 二氧化氯：二氧化氯是一种强氧化剂，为一种不常见的化合物，过去一直用于水处理、漂白和消毒等领域，现在已成功用于油田增产增注措施作业中。其主要作用为：有效消除对岩心的损害作用；与酸液配伍，可扩大酸化效果，能够有效消除、缓解油水井近井地带的聚合物、铁硫化物和微生物的阻塞；复合型二氧化氯解堵剂可清除、疏通注聚合物井内交联聚合物的阻塞。
（4） 物理解堵：高温热处理是常用的物理解堵方法，其作用机理为通过使粘土脱水和破坏粘土晶格补救与粘土相关的损害，使堵塞水蒸发，热导应力在近井区域产生微裂，增大近井地层渗透率。
（5） 互溶剂：从油湿向水湿变化，对油气层损害是严重的，据统计渗透率下降40%。通常应用互溶剂和表面活性剂混合物、表面活性剂来防止或处理润湿反转。水包油乳状液可利用互溶剂水溶液、互溶剂与表面活性剂混合液将其分解，而油包水乳状液可利用芳香族溶剂与互溶剂的混合液进行分解，如甲苯二甲苯。互溶剂、芳香族溶剂与互溶剂的混合液、乙醇与互溶剂的混合液、含有10%冰醋酸的柴油和无水乙酸均可消除水锁。
（6） 防垢及溶垢技术：垢可分为无机垢及有机垢两种。无机垢是水溶性化合物，它是从改变条件的溶剂或与不相配伍的水混合而析出的有机垢，是压力温度降低时重烃石蜡或沥青沉淀而形成的产物。通常垢存在于油管孔眼或地层中，影响原油产量或注入量。溶解垢，首先弄清垢的成分，然后确定相应的化学剂。化学剂有一般温度的溶剂，有时需高温溶剂。
马王庙油田储层伤害机理及解堵技术研究
２００６年７月 河南 石 油 Ｈ ｅｎａｎ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ 第２Ｏ卷第４期
文章编号：１００６—４０９５（２００６）０４—００７５—０３
马王庙油田储层伤害机理及解堵技术研究
马光阳，赵林，马超
（长江大学石油工程学院，湖北荆州４３４０２３）
摘要：马王庙油田储层普遍舍有伊／蒙混层及黄铁矿等舍铁矿物，存在较强的水敏和酸敏；长期以来注入水 水质不迭标，已经导致地层的固体堵塞和油堵；经过垢样分析，结垢主要为碳酸钙、少量铁垢及碳酸镁垢。 基于以上的堵塞机理，研制了适用于马王庙油田储层的酸化解堵体系一ＭＨＢ化学缓速酸。室内综合性能 评价表明，ＭＨＢ化学缓速酸具有较强的洗油、抑制粘土水化膨胀、防止Ｆｅ３ 沉积能力，对油、Ｆｅ３ 沉积悬 浮物的堵塞具有很好的解堵效果，可作为现场用解堵剂的优化配方。 关键词：马王庙油田；储层敏感性；粘土矿物；酸化解堵；化学缓速酸 中图分类号：１１强５７ 文献标识码：Ａ
１马王庙油田储层性质及流体特性
１．１储层性质
１．１．１岩石矿物特征 马王庙地区石英含量为４９．０ ～６８．８ ，长 石含量为２４．４ ～４１．７ ，岩屑含量低，平均为
（包括云母、绿泥石）１．９ ～１７．１ 。总体来说， 长石含量较高，因此马王庙地区新沟嘴组下段砂
岩主要为长石砂岩。
马王庙地区新沟嘴组下段砂岩中粘土矿物多
为陆源粘土，种类较少，见伊利石（Ｉ）、绿泥石（Ｃ）、 伊／蒙混层（Ｉ／Ｓ）三种粘土矿物。黄铁矿分布广
泛，并且铁碳酸盐含量高。
１．１．２孔隙结构特征 孔隙类型以次生孔隙为主，粒间溶孔发育。 根据薄片资料分析，平均孔径０．０３３ ｍｍ，喉道平
均长度０．０３５３ ｍｍ，平均宽度１２．６１ ｍ。根据压
汞资料统计，新下。油组平均孔喉半径２．３７７ ｍ，
排驱压力０。０５３￣０．１２７ ＭＰａ，饱和度中值压力为 ０．１４～０．５１ ＭＰａ，分选系数１．５４～３．８９，属于略
粗歪度，分选中等。
储层入井流体伤害机理研究与解堵技术的应用
储层入井流体伤害机理研究与解堵技术的应用
【摘要】研究方法 本项研究与应用采取室内研究与现场应用相结合的方式，针对兴隆台采油厂老区油田开展堵塞机理研究。通过对储层损害机理的研究和认识，弄清各个油田的堵塞因素，为现场的生产过程所涉及的油层保护提供科学依据及推荐措施，使油层受到的伤害降到最低程度，获得良好地经济效益。
【关键词】储层 低渗透 增产技术 储层保护 兴隆台采油厂 增产
本项研究针对兴隆台采油厂各主力油田区块开展堵塞机理研究，来弄清各个油田的堵塞因素，为近几年来现场的生产过程所涉及的油层保护提供科学依据及推荐措施，使油层受到的伤害降到最低程度；并对已造成堵塞的油层的化学解堵技术提供有针对性的优化解堵液及施工方案，解除油层堵塞，进而恢复油井产能。
1 储层潜在伤害因素分析
1.1 骨架颗粒成分及其对储层的影响
岩石骨架颗粒主要成分为石英、长石、岩石碎屑，还有少量云母、重矿物等。石英是砂岩中化学性质最稳定的成分，一般不与流体发生化学反应。长石其化学稳定性稍差些。如果胶结不好，容易在外来流体作用下发生颗粒运移而堵塞喉道。
1.2 基质成分及其对储层敏感性的影响
主要成分一般为高岭石、水云母、蒙脱石和绿泥石。容易与外来流体发生物理、化学作用而损害地层。
1.3 胶结物成分及其对储层的影响
胶结物主要成分一般为泥质和钙质及绿泥石。这些胶结物稳定性较差，有的甚至具有相当的活性，容易与外来流体发生物理、化学作用。它们常常是影响储层敏感性和导致储层损害的重要因素。2
储层堵塞因素确定2.1 沥青质、胶质堵塞
原油在储层条件下处于稳定的胶态分散状态，在石油开采中，随着压力和温度的降低，原油胶体一旦失去稳定性，在不同程度上又会有有机沉淀出现，引起储层渗透率下降。
2.2 蜡堵塞
特别是长期注入冷水的老区油田，地层温度较低，当温度低于析蜡温度后，原油会出现异常粘度，使地下渗流条件恶化，造成堵塞。
2.3 无机结垢堵塞
欠注水井成因分析与解堵增注技术研究
应用技术
ｌ■ Ｃｈｉｎａ ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｒｅｖｉｅｗ
欠注水井成因分析与解堵增注技术研究
张月珍
（中石化胜利油田滨南采油厂工艺所）
【摘要］通过剖析油田欠注水井的成因，完善应用成熟的增注技术，推广应用新的治理手段，形成了具有区块特色的技术系列，取得明显效果。针对注水井
油藏物性、注入水水质、作业过程、注入方式等因素引起的油层堵塞等各类伤害，应用了盐酸、土酸、有机土酸、缓速酸、氟硼酸等增注工艺进行综合治理。
［关键词］欠注，增注；油层堵塞，治理措施
中图分类号：Ｂ８４１．１ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００９～９１４Ｘ（２０１４）１１—０３６０～０１
１欠注水井成因分析
（１）油藏注采井网不合适 注采井距过大，由于渗流阻力大，注水井的能量
扩散不出去，在注水井附近蹩成高压区，使得注水量很快降低；而生产井因注水
井太远，难以见到效果，产量迅速降低。所以，井网不合理，注采井距偏大是造成
注水压力过高的一个重要原因。（２）污水井水质不达标。采油厂回注污水，注入
水中悬浮固体含量、ＳＲＢ和平均腐蚀率等指标严重超标，是造成油田欠注的主
要原因之一，由于连续回注不合格污水，地层注水压力上升，吸水指数下降等现
象日益突出。（３）储层敏感陡强 在注水开发过程中，由于存在着各种敏感陛而 造成油藏伤害，势必会影响到地层有效吸水。如注水过程中由于水敏、速敏等均
可以使得油藏的粘土矿物发生膨胀和运移，从而造成新的堵塞。使得注水压力
升高或注不进水。０）作业过程中造成的伤害作业过程中，在实施某项中间工序 时，所加人的外来人井液与地层不配伍，引起地层结垢、粘土膨胀、微小固体颗
粒堵塞注水层引起地层不吸水等现象时有发生，此外，酸化、压裂措施中，酸液 使用不当，排液不彻底等会对油层造成伤害。（４）注入水与地层水不配伍引起的
地层伤害注入水与地层水不配伍或者注入水中含有可以产生沉淀的不稳定盐
类，由于注入过程中温度、压力和配比的变化，使得沉淀物在油藏内和井筒中析 出，从而造成堵塞，这种情况在采油厂注清水、注污水井中都存在。（５）注入过程
一种高效油水井解堵技术
一种高效油水井解堵技术
[摘 要]压力脉冲解堵技术在处理油水井近井地带污染的高效方法之一，为了了解压力脉冲波的作用机理和实际应用效果，针对压力脉冲波的形成原理、有效作用半径及其影响因素进行了分析，研究发现压力脉冲波的强度大，有效作用半径1米以上。压力脉冲波随地层渗透率的增加、地层孔隙度的减小、流体粘度的降低，衰减慢，有效作用半径增大。现场试验表明适用于防砂筛管解堵，具有提高油井供液能力，恢复油井产能，具有增油降水的作用，延长防砂井作业周期。
[关键词]压力脉冲；解堵；水击；物理法采油
中图分类号：tm919 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）22-0008-01
在油田生产中，油水井的堵塞是目前疏松砂岩油田开发过程中日益严重的问题，使此类油田开发措施作业量不断增加。针对油水井的堵塞特征，开发了酸化、化学剂、物理方法等解堵措施[1]。压力脉冲解堵技术就是一种高效的物理法解堵方法。与其他技术相比，具有操作方法简便，应用前景好的特点[2]。
1 压力脉冲解堵技术原理与影响因素
压力脉冲解堵工艺的施工原理是利用高压压风机向井筒环空内注入气体，当井筒内气体压力达到一定值时，在压力脉冲发生器作用下使井筒内产生水击现象，形成压力脉冲波作用于近井底地带和地层，从而解除地层或防砂筛管的堵塞，使油水井恢复产能[3]。 通过理论研究和实验研究发现，压力脉冲的有效作用半径可达1 m以上，脉冲波强度大，在离井底1m远处其强度仍然大于1mpa，能实现近井底地带解堵的作用。油井动液面越深，产生的压力脉冲波的强度越小，有效作用半径也越小；地层渗透率越大，压力脉冲波能量衰减越慢，有效作用半径越大；地层流体粘度越低，脉冲波能量衰减越慢，有效作用半径越大；地层孔隙度越小，脉冲波能量衰减越慢，有效作用半径大。
2 现场应用试验效果
2.1 试验区选取
我国东部多数油田都不同程度存在砂害，尤其是在埋藏较浅的明化镇和馆陶组的油层更为严重。胜利油田某采油厂均属于此类油层，几乎每一口井都必须采取一定的防砂措施才能维持油井正常生产，然而由于油层岩石极为疏松，岩石颗粒分选程度极差，加之泥质含量较高等综合影响，防砂困难。同类型防砂工艺与国外相比其有效期要短得多，筛管砾石充填防砂国外防砂井有效期在5-15年，而国内一般在3年左右就是比较长了，而多数井只有半年到一年之间。这除了防砂工艺技术有一定差距之外，主要因素在于地层中的微粒运移和泥质经注水冲蚀、膨胀分散、运移而堵塞挡砂屏障所致。此时砾石挡砂层并没有破坏，而是被由地层运移来的泥质和粉细砂粒所充填堵塞，导致井筒附近渗透率大幅度下降，油井产液急剧降低，严重者甚至停产。此前对此类油井多数采取洗井冲砂作业，以恢复油井的部分产能，但有效期相对较短，堵塞严重的井则必须采取重新防砂措施，由此加大了防砂工作量，大幅度增加了油田生产成本[4，5]。然而若采取行之有效的解堵方法，将充填于砾石层和井筒附近地层的微细颗粒堵塞物排入井筒或推向地层深部，使挡砂砾石层及井底地带渗透率得以恢复，达到提高油水井产能的目的，同时也避免了重新防砂，从而延长防砂井的有效期。针对此类油水井选取了11口井开展了压力脉冲解堵现场试验。
水井酸化解堵技术
注水井酸化解堵
工艺技术
二00九年十一月
一、 概 况
随着油田注水开发不断深入进行，大量注水井都实施了多次作业，部分井由于作业时入井液污染或酸化后返排不彻底，对地层造成二次污染，近井地带岩石骨架受到一定的损害，随着注入水推进，堵塞污染也越来越深入地层，造成地层深部污染。对这类储层的污染，单纯采用常规酸化由于酸液反应速度快，在近井地带很快消耗，难以有效进入地层深部实施解堵，使降压效果不明显，绝大部分井措施有效期短，严重影响了地层能量的补充，制约了油田的正常开发。
我公司在多年试验和应用过程中不断探索完善，逐步形成了综合酸化解堵技术，在中原油田、吉林油田、吐哈油田、长庆油田等大中油田累计推广实施200余井次，取得了较好的现场效果。
二、主要酸化技术
在对砂岩应用土酸酸化，对碳酸盐应用常规盐酸酸化技术的前提下，研究推广了低伤害缓速深部酸化技术、泡沫酸酸化技术、缩膨降压增注技术、CLO2复合解堵技术等具有自身特色的解堵技术。根据不同油田地质、地层、水质、污染状况，研制了缓速酸、稠化酸、低伤害酸、高效缓蚀剂、预处理液、转向暂堵等酸化体系，复配使用可优势互补、相互增效，解堵效果明显。
（一）、砂岩低伤害缓速深部酸化技术
该技术是通过应用依靠水解作用在地下缓慢生成HF体系的氟硼酸体系或通过使酸液中活性离子逐渐释放及在地层表面产生吸附阻碍H+与砂岩接触等
措施，延缓酸岩反应速度，实现深部酸化。
通过对该酸液体系的不断优化完善，其综合性能评价结果显示，该酸液体系具有较好的缓速性能，较高的溶蚀能力和防二次伤害能力，且与地层配伍性好。低伤害缓速酸配方体系具有如下特点：
1、反应速度是常规盐酸的1/2-1/4。
2、可有效的控制酸化沉淀的发生，沉淀控制率在80%以上。
3、 酸液活性好，是常规土酸活性的6－8倍。
4、 自身粘土防膨效果好，防膨率可达80%以上（对比注水井）。
5、 新型增效活性添加剂，可使酸液表面张力降至21×10-3N/m。
油田解堵实施方案
油田解堵实施方案
一、前言。
油田开发中，常常会出现油井堵塞的情况，造成油田产能下降，影响油田经济效益。因此，制定科学合理的油田解堵实施方案，对于提高油田产能，保障油田经济效益具有重要意义。
二、解堵原理。
1. 堵塞原因分析。
油井堵塞的原因主要有机械堵塞、化学堵塞和物理堵塞。机械堵塞是指由于沉积物、油垢等物质堵塞管道；化学堵塞是指由于沉积物与管壁发生化学反应形成的沉淀物；物理堵塞是指由于管道受到外部力量作用而变形或破裂导致堵塞。
2. 解堵原理。
解堵的基本原理是通过物理、化学或热力等手段，将堵塞物质从管道中清除，恢复管道通畅。
三、解堵实施方案。
1. 调查分析。
首先，需要对油井堵塞的原因进行调查分析，明确堵塞物质的性质和堵塞程度，为后续解堵工作提供依据。
2. 选择解堵方法。
根据堵塞物质的性质和堵塞程度，选择合适的解堵方法。对于机械堵塞，可采用冲洗、清理等物理方法；对于化学堵塞，可采用酸化、碱洗等化学方法；对于物理堵塞，可采用加热、爆破等热力方法。 3. 实施解堵。
在选择好解堵方法后，需要进行实施解堵工作。根据实际情况，采取相应的设备和药剂，进行解堵作业，确保解堵效果。
4. 预防措施。
解堵工作完成后，需要采取相应的预防措施，避免再次发生堵塞。可以加强油井管道的清洗维护，定期检查管道状态，及时发现并处理可能导致堵塞的问题。
四、总结。
油田解堵实施方案的制定和实施，对于保障油田产能，提高油田经济效益具有重要意义。通过对堵塞原因的分析、解堵原理的研究，以及科学合理的解堵实施方案的制定，可以有效地解决油井堵塞问题，保障油田的正常生产运行。
五、参考文献。
1. 《油田解堵技术手册》。
2. 《油田开发与管理》。
3. 《油井堵塞原因分析与预防措施研究》。
以上是针对油田解堵实施方案的一些思考和总结，希望能够对解决油井堵塞问题提供一定的帮助。
关于高含硫天然气地面集输系统堵塞问题的探讨
学术研讨 红种技２０１ ２年第４期
关于高含硫天然气地面集输系统堵塞问题的探讨
叶青松蒋建勋刘杰
西南石油大学国家重点实验室６１０５００成都
摘要高舍硫天然气的特殊性和目前集输工艺技术的局限性使得高含硫天然气在开发生产过程中已经出现了一些难题，其中急
需解决的就是集输管网系统的堵塞问题。堵塞是影响高含硫天然气地面集输管网系统安全运行最常见、最复杂的问题，由管网堵塞而
引发的安全和环保事故在国内外气田开发中并不少见。因此，本文从高含硫天然气地面集输系统堵塞的原因出发，对地面集榆系统的
解堵、防堵措施进行探讨。
关键词高含硫地面集输堵塞解堵措施
在油气田开发过程中，油气集输管网系统是连接地下油气资源和
地上油气供给的中间环节，油气集输管网系统的安全、稳定、高效运
转直接关系着油气田的生产安全、城市的经济发展和社会的发展稳
定。对于高含硫气田来说，开发过程中地面集输系统的堵塞问题是高
含硫天然气开发过程中急需解决的难题之一。
１ 地面集输系统堵塞现状
根据目前国内高含硫天然气开发的实际生产睛况来看，地面集输
系统中容易发生堵塞现象的部件主要有仪表、捕雾器、节流阀、整流
器、排液管线等。堵塞物的成分一般都比较复杂，其主要成分是单质
硫，还包括一些难溶或微溶的无机盐类垢物。另外，在集输系统的节
流降压处，容易形成天然气水合物，从而导致集输系统的堵塞。
２堵塞原因分析
（１）单质硫的析出与沉积。加拿大Ａｌｂｅｒｔ Ｓｕｌｆｕｒ ＲｅｓｅａｒｃｈＬｄｔ．的
研究表明：元素硫在地层条件下将同Ｈ ｓ反应生成一种多硫化氢物
质：
Ｈ ＋Ｓｘ＝Ｈ ¨
此化学反应是一可逆化学反应，适用于高温高压地层。当温度压
力降低时，该化学反应向方程左端生成Ｈ Ｓ和元素硫的方向进行，则
天然气中将析出单质硫，这时就可能会发生元素硫沉积。
除化学反应能导致硫沉积之外，物理溶解与析出也能导致单质硫
的沉积。单质硫的物理沉积是指单质硫因为地层温度、压力变化而导
注聚区油井防砂层堵塞原因与解堵措施
２０１０年第３４卷 第２期 中国石油大学学报（自然科学版） Ｊｏｕｒｎａｌ ｏｆ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｖｏ１．３４ Ｎｏ．２ Ａｐｒ．２０１０
文章编号：１６７３－５００５（２０１０）０２－００７８－０５
注聚区油井防砂层堵塞原因与解堵措施
刘 东 ，李 丽 ，周承诗 ，宋金波 ，李 琢 ，王丛丛
（１．中国石油大学化学化工学院，山东东营２５７０６１；２．胜利油田采油工艺研究院，山东东营２５７０００）
摘要：针对胜利油田注聚合物区块油井防砂层的堵塞问题，通过Ｘ射线衍射、显微观察、激光粒度和氧化铝色谱等分 析手段，对注聚区油井防砂层注聚前后砂样的形态和表面物种组成进行分析；分析聚丙烯酰胺（ＰＡＭ）的降解机制， 并进行解堵剂的优选。结果表明：造成防砂层堵塞的主要原因是聚丙烯酰胺在砂粒表面的聚集、吸附作用，此外还 有地层中矿物质微粒的运移，以及聚合物、原油组分与地层微粒在防砂层共同的作用；优选出的ＡＹ一１型和ＡＹ－２型２ 种解堵剂对聚合物的降解效果良好。 关键词：防砂层；堵塞；聚丙烯酰胺；解堵 中图分类号：ＴＥ ２５８．３ 文献标志码：Ａ ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７３－５００５．２０１０．０２．０１６
Ｐｌｕｇｇｉｎｇ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ ａｎｄ ｐｌｕｇ ｒｅｍｏｖｉｎｇ ｏｆ ｓａｎｄ ｃｏｎｔｒｏｌ
ａｒｅａ ｉｎ ｐｏｌｙｍｅｒ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｗｅｌｌ
ＬＩＵ Ｄｏｎｇ ，ＬＩ Ｌｉ ，ＺＨＯＵ Ｃｈｅｎｇ．ｓｈｉ ，ＳＯＮＧ Ｊｉｎ．ｂｏ ，ＬＩ Ｚｈｕｏ ，ＷＡＮＧ Ｃｏｎｇ．ｃｏｎｇ‘
（１．Ｃｏｌｌｅｇｅ ｏｆＣｈｅｍｉｓｔｒｙ ａｎｄ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ ｉｎ Ｃｈｉｎａ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ ｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ ２５７０６１，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｏｉｌ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｉｎ Ｓｈｅｎｇｌｉ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ ２５７０００，Ｃｈｉｎａ）