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【摘 要】普光气田具有高温、高压、高含硫等特点。在普光气田主体开采后期，经常出现油压、油温降低现象，致使气田无法正常生产。采用连续油管冲洗解读、压井后连续油管酸化解堵、热洗循环连续油管解堵等工艺进行组合解堵，使普光气田日增产160×104m3/d，满足了各阶段的施工要求，保证了安全快速施工。
【关键词】P2011-3井;连续油管;解堵
1前言
P2011-3井位于四川省宣汉县普光镇千河村，构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造。本井于2008年8月19日完钻，完钻层位二叠系长兴组，完钻井深5760.00m（垂深5498.70m），完钻层位：飞仙关组、长兴组。2010年3月6日正式生产，初期油压34.6MPa，日产气72×104m3/d，截至2019年12月31日，油压11.3MPa，产气量36.5×104m3/d。2018年1月至今生产动态显示气井产量、油压、油温下降异常，分析认为井筒存在堵塞点。通过连续油管压井、冲洗、酸化解堵。使P2011-3井恢复了正常生产，满足了各阶段的施工。
2连续油管施工概况
2.1压井
700型水泥车打背压15MPa，自多功能流程、井口侧翼清水10.5m?挤注压井，排量0.3m?/min，井口压力11.4MPa↘0。
2.2冲洗解堵
①下解堵管柱至90m，泵入清水4.5m?在90-110m对井下安全阀（102.59m）冲洗，排量0.30m?/min，循环压力26.1MPa。
②下酸冲解堵工具串至4690m;自4690m泵入浓度8%解堵酸冲洗至5667.1m，排量0.3m?/min，循环压力25.1MPa，井口压力0↗2.6MPa，悬重198KN↘171KN，加压20KN，连探三次，无变化。边泵入浓度8%解堵酸边上提对5667.1m-5347m酸冲，排量0.3m?/min，循环压力24.5MPa，井口压力2.6↗3.3MPa。
③起出酸冲解堵工具串，完好;拆卸入井工具串检查更换防喷盒胶芯。
2.3酸化解堵
①下解堵管柱至90m，在90-110m对井下安全阀（102.59m）冲洗，排量0.25m?/min，循环压力22.1MPa。
②继续下酸冲解堵工具串至4770m;自4770m浓度8%解堵酸冲洗至5667m，排量0.25m?/min，循环压力5.9MPa，井口压力0↗1.3MPa，悬重198KN↘171KN，加压10KN，连探三次，无变化;泵入浓度12%解堵酸上提至5547m，排量0.30m?/min，循环压力8.4MPa，井口压力1.3↗1.7MPa;泵入浓度12%解堵酸上提，对5547.9m-5071.2m进行酸化解堵，排量0.30-0.35m?/min，循环压力8.5-10.8MPa，井口压力1.8MPa。
③起至井口，关闭4号地面安全阀顶替清水8 m?，吊拆注入头、防喷管带出酸化解堵工具串。
2.4检查、割除连续油管
酸化解堵施工后上起至530m处发现连续油管大面积腐蚀，检查割除油管538m，腐蚀段长530m，油管表面腐蚀严重，呈坑状腐蚀，腐蚀达3mm。
2.5过油管压力测试试验
进行过油管压力测试现场试验，出过油管压力测试现场试验总结报告。
3连续油管施工技术难点
①套变情况：P2011-3井于2009年3月24日进行了四十臂井径的测量，本次测量井段为3300.0～4800.0m，其中3805.76-4136.37m套管内径155.58mm，套管外径193.68mm，壁厚19.05mm;其他井段套管内径152.5mm，套管外径177.8mm，壁厚12.65mm。
②使用解堵酸对连续油管腐蚀严重，油管腐蚀严重
4连续油管施工关键技术
利用现有采用工程院研发的K341-62型过油管测试封隔器及配套工具，在P2011-3井现场，地面进行“K341-62型过油管测试封隔器”座封钢球在连续油管内、双活瓣单流阀、重型液压丢手的通过性现场测试;井下进行高含硫井过油管压力测试。
①评价了K341-62型过油管测试封隔器的适应性。
②明确了K341-62型过油管测试封隔器座封方式。
③完成了P2011-3井过油管压力测试现场试验。
④获取P2011-3井测试层压力、温度数据。
4.1成果一：高含硫井过油管压力测试现场试验
①实验目标：现场工况下过3?"油管下井、在7"套管内坐封、解封、取出等性能可靠性。
②实验指标：明确过油管测试封管串组合。
③现场测试试验
4.2 成果二：获得了测试层压力、温度数据
起出的压力计拖筒、压力计完好，现场回放数据完整，获得了测试层压力、温度数据。
5应用效果分析
①校深
②在P2011-3井驗证过油管测试封隔器在现场工况下过3?"油管下井、在7"套管内坐封、解封、取出等性能可靠性。
③在P2011-3井验证分层测压工艺可靠性。
④获取P2011-3井测试层压力、温度数据。
6结论与建议
①采用连续油管分别进行连续油管喷射酸化、校深、分层测试等施工，施工周期11天。主要完成的工作：设备安装、备液、冲洗解堵、解堵、撤场解除该采气井井筒堵塞，恢复气井产量。
②此次施工分别采用Φ45mm五孔喷头（5*3mm）、Φ60mm高抗硫旋转喷枪进行井筒解堵施工、酸化解堵，达到施工目的。
③严格按照连续油管 “三高”施工安全要求，每起下一趟作业及时更换防喷盒自封胶芯，确保施工安全。
④P2011-3井使用的TS-90Φ44.45mm变径连续油管入井4趟，在喷射酸化完后，上起油管至530米处发现连续油管表面出现大量点状、坑状腐蚀，后检查割除连续油管538m，腐蚀段长350m，坑状腐蚀达3-4mm，此次使用解堵酸对连续油管腐蚀严重，不适于在连续油管施工中使用建议今后施工井中使用解堵酸调整配方，做好配伍试验。
参考文献：
[1]吴国州;刘海明;吴峻安;连续油管冲洗解堵技术在江苏油田的应用[J];复杂油气藏;2015年02期
（作者单位：中原石油工程公司井下特种作业公司）
【关键词】P2011-3井;连续油管;解堵
1前言
P2011-3井位于四川省宣汉县普光镇千河村，构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造。本井于2008年8月19日完钻，完钻层位二叠系长兴组，完钻井深5760.00m（垂深5498.70m），完钻层位：飞仙关组、长兴组。2010年3月6日正式生产，初期油压34.6MPa，日产气72×104m3/d，截至2019年12月31日，油压11.3MPa，产气量36.5×104m3/d。2018年1月至今生产动态显示气井产量、油压、油温下降异常，分析认为井筒存在堵塞点。通过连续油管压井、冲洗、酸化解堵。使P2011-3井恢复了正常生产，满足了各阶段的施工。
2连续油管施工概况
2.1压井
700型水泥车打背压15MPa，自多功能流程、井口侧翼清水10.5m?挤注压井，排量0.3m?/min，井口压力11.4MPa↘0。
2.2冲洗解堵
①下解堵管柱至90m，泵入清水4.5m?在90-110m对井下安全阀（102.59m）冲洗，排量0.30m?/min，循环压力26.1MPa。
②下酸冲解堵工具串至4690m;自4690m泵入浓度8%解堵酸冲洗至5667.1m，排量0.3m?/min，循环压力25.1MPa，井口压力0↗2.6MPa，悬重198KN↘171KN，加压20KN，连探三次，无变化。边泵入浓度8%解堵酸边上提对5667.1m-5347m酸冲，排量0.3m?/min，循环压力24.5MPa，井口压力2.6↗3.3MPa。
③起出酸冲解堵工具串，完好;拆卸入井工具串检查更换防喷盒胶芯。
2.3酸化解堵
①下解堵管柱至90m，在90-110m对井下安全阀（102.59m）冲洗，排量0.25m?/min，循环压力22.1MPa。
②继续下酸冲解堵工具串至4770m;自4770m浓度8%解堵酸冲洗至5667m，排量0.25m?/min，循环压力5.9MPa，井口压力0↗1.3MPa，悬重198KN↘171KN，加压10KN，连探三次，无变化;泵入浓度12%解堵酸上提至5547m，排量0.30m?/min，循环压力8.4MPa，井口压力1.3↗1.7MPa;泵入浓度12%解堵酸上提，对5547.9m-5071.2m进行酸化解堵，排量0.30-0.35m?/min，循环压力8.5-10.8MPa，井口压力1.8MPa。
③起至井口，关闭4号地面安全阀顶替清水8 m?，吊拆注入头、防喷管带出酸化解堵工具串。
2.4检查、割除连续油管
酸化解堵施工后上起至530m处发现连续油管大面积腐蚀，检查割除油管538m，腐蚀段长530m，油管表面腐蚀严重，呈坑状腐蚀，腐蚀达3mm。
2.5过油管压力测试试验
进行过油管压力测试现场试验，出过油管压力测试现场试验总结报告。
3连续油管施工技术难点
①套变情况：P2011-3井于2009年3月24日进行了四十臂井径的测量，本次测量井段为3300.0～4800.0m，其中3805.76-4136.37m套管内径155.58mm，套管外径193.68mm，壁厚19.05mm;其他井段套管内径152.5mm，套管外径177.8mm，壁厚12.65mm。
②使用解堵酸对连续油管腐蚀严重，油管腐蚀严重
4连续油管施工关键技术
利用现有采用工程院研发的K341-62型过油管测试封隔器及配套工具，在P2011-3井现场，地面进行“K341-62型过油管测试封隔器”座封钢球在连续油管内、双活瓣单流阀、重型液压丢手的通过性现场测试;井下进行高含硫井过油管压力测试。
①评价了K341-62型过油管测试封隔器的适应性。
②明确了K341-62型过油管测试封隔器座封方式。
③完成了P2011-3井过油管压力测试现场试验。
④获取P2011-3井测试层压力、温度数据。
4.1成果一：高含硫井过油管压力测试现场试验
①实验目标：现场工况下过3?"油管下井、在7"套管内坐封、解封、取出等性能可靠性。
②实验指标：明确过油管测试封管串组合。
③现场测试试验
4.2 成果二：获得了测试层压力、温度数据
起出的压力计拖筒、压力计完好，现场回放数据完整，获得了测试层压力、温度数据。
5应用效果分析
①校深
②在P2011-3井驗证过油管测试封隔器在现场工况下过3?"油管下井、在7"套管内坐封、解封、取出等性能可靠性。
③在P2011-3井验证分层测压工艺可靠性。
④获取P2011-3井测试层压力、温度数据。
6结论与建议
①采用连续油管分别进行连续油管喷射酸化、校深、分层测试等施工，施工周期11天。主要完成的工作：设备安装、备液、冲洗解堵、解堵、撤场解除该采气井井筒堵塞，恢复气井产量。
②此次施工分别采用Φ45mm五孔喷头（5*3mm）、Φ60mm高抗硫旋转喷枪进行井筒解堵施工、酸化解堵，达到施工目的。
③严格按照连续油管 “三高”施工安全要求，每起下一趟作业及时更换防喷盒自封胶芯，确保施工安全。
④P2011-3井使用的TS-90Φ44.45mm变径连续油管入井4趟，在喷射酸化完后，上起油管至530米处发现连续油管表面出现大量点状、坑状腐蚀，后检查割除连续油管538m，腐蚀段长350m，坑状腐蚀达3-4mm，此次使用解堵酸对连续油管腐蚀严重，不适于在连续油管施工中使用建议今后施工井中使用解堵酸调整配方，做好配伍试验。
参考文献：
[1]吴国州;刘海明;吴峻安;连续油管冲洗解堵技术在江苏油田的应用[J];复杂油气藏;2015年02期
（作者单位：中原石油工程公司井下特种作业公司）