1．基本情况

    该井2005年4月26日压裂作业，压裂后污染不出液，为了解除泥浆及压裂液伤害，委托方决定采取酸化解堵措施。

    油层套管：D139. 7mm×1089. 50m；生产井段：950.6~967. 9m；有效厚度：13. 2m；人工井底：1059. 8m。

    要求起出原井管柱，进行套管刮削、套管验漏，下入酸化管柱，对地层进行酸化解堵。

    2．监督要点

    (1)验证射孔井段以上套管的密封性。

    (2)酸液的配置严格按照设计配方进行，操作人员应佩戴防酸保护用品，在现场备好苏打水及清水，以防万一。

    (3)挤酸前地面管线及井口要用清水试压合格，在挤酸过程中若发生刺漏，先在管线内注清水，停泵后再行处理。

    (4)挤酸前一定要保证液面在井口，避免油套环空进入酸液，腐蚀套管。

    (5)酸化反应完毕，及时排液，并随时测量pH值、合理处置排出的残酸。

    3．过程监督

    (1)冲砂，套管刮削，下封隔器管柱，并验证上覆套管完好、密封。下酸化管柱如图2-6所示。

    图2-6    酸化管柱结构

    (2)连接地面管线，清水试压25MPa，不刺不漏。

    (3)配置粉末硝酸酸液32m³，泵入前置液12m³，主酸20m³，之后替挤清水4m³，关井反应。施工前期泵压为9. 5MPa，施工后期泵压为5MPa。

    (4)第一次气举强排液，举通时压力为6. 5MPa，排液5m³，pH值为3。

    第二次气举，压力上升至7. 5MPa时，由于设备功率较低，压力不能继续升高，决定停举。起出酸化管柱，下泵完井。

    (5)解堵后，由于残酸返排不彻底，对泵将会有一定腐蚀，短期造成泵效下降。后来的情况证明了这一点，重新作业，该井转子已被腐蚀。如图2-7所示。

    图2-7    泵转子腐蚀情况图

    (6)酸化效果。

    采取了酸化解堵措施后，从初期产液、含水情况分析，说明该井解堵已经见到了一定的效果，见表2-12。

    表2-12    酸化前后对比

    4．案例提示

    (1)作业内容为起出原管柱，冲砂，套管刮削，套管验漏，酸化等，监督要点仅涉及部分酸化内容，其余缺项。

    (2)酸化部分中，未能体现实验室数据，酸化配方及监测、井控、安全环保等内容。

    (3)未见监督方案及监督人员在作业中的作用。

    (4)采用的气举排液不连续，或间隔时间较长，是引起第二次气举失败的主要原因。

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