1．基本情况

    1)试油概况

    该井于1995年1月采用油管传输负压射孔，对3576.2~3589. 0m层段进行试油，因蜡堵及冬季管线冻结困扰，历时2个月，方取得试油初步结论。主要数据：非正常开井12天，套管装4mm油嘴，日产油38t，累计产油294t，油管装6mm油嘴采油，25h采出原油44t，油套管合计采油338t；原始油气比907，井口套压最高22MPa，油压19MPa;结蜡严重。

    2)基本数据

    油层套管：D139. 7mm×3728. 68m;壁厚：9. 17mm；水泥返深：2455. 0m;完井方式：射孔；人工井底：3618. 89m；井下管柱结构：D73mm×3202. 59m。

    3)作业目的

    解除油套堵塞，实现油井正常生产。

    2．监督要点

    井下情况如图1-43所示。

    图1-43    井下情况

    (1)油套环空堵塞，堵塞段位置及长度不详，堵塞程度不清。

    (2)油管内堵塞，堵塞段位置及长度数据不清，且有落物（加重杆+毛刺+240m钢丝）难以打捞。

    (3)压力高，油气比高，且循环不通无法压井，因任何一项施工步骤均需在严防井喷的条件下进行，所以该井施工难度极大。

    (4)油井结蜡严重，需对套管进行攻蜡。攻蜡措施的实施要严密合理，步步为营，防止再堵塞，造成施工升级。

    (5)该井是高产油气井，施工全过程油气层保护至关重要。

    (6)检测热洗出口温度，控制热洗温度逐渐升高过程。

    (7)套管刮蜡热洗，全过程监控盐水、油交替时井喷迹象。

    3．过程监督

    (1)放压：油压17MPa，放压3min降至0；套压22MPa，放压11min降至0。

    (2)灌注：向环空内灌入相对密度1.23的盐水（累计灌入盐水2.2m³），计算堵点位置约在270～320m之间。

    (3)向套管打压至目标值，关闭打压翼套管阀门，另翼突然放喷(反复循环此项操作，目标值压力依次为15MPa，20MPa，22MPa，25 MPa，25 MPa，25MPa，25MPa)。

    第七次喷吐后，再打压升至23MPa后不再上升，水泥车排量逐渐增大至0.2m³/min后趋于稳定，注入20min后，排量继续升高至0.35m³/min，压力波动在16~23MPa之间，持续向井内注入40m³温度为40~ 85℃的盐水后，停泵。观察4h，套压由16MPa降至6MPa；油套压放压落0，再观察2h，压力为0，压井合格。

    (4)拆卸KQ35/65井口装防喷器，起出油管21根，带出加重杆+毛刺+240m钢丝，封井。向井内注入75℃盐水5m³，观察油压变化，50min后油压升至2MPa，接管线放压，3min落0，9min后有原油溢出。启动泵车，向环空注入75℃盐水，循环逐渐通畅，循环入井液量30m³后停泵观察2h，压力为0，起出管柱。发现1300m以上油管内、外壁结蜡严重。

    (5)下套管刮蜡管柱，并实施分段热油循环刮蜡。

    ①下入D139. 7mm套管刮削器+D73mm油管68根，深度653m，用热油反循环热洗，出口温度大于85℃。

    ②用盐水替出热洗原油，加深管柱至1380m，再用热油反循环热洗，出口温度大于85℃。

    ③替出热洗原油，起出刮蜡管柱，检查样管、溶蜡彻底。

    (6)下人生产管柱完井，替喷、恢复产能。4月2日开井生产，4月10日产能恢复到产油35t(油嘴5mm)观察至5月10日自喷产量稳定在30~ 35t之间。

    4．案例提示

    (1)了解堵塞前的井身结构，管柱结构，射孔前后的静态、动态生产数据；了解堵塞原因、油管内落物准确清单、蜡的性能等。

    (2)确认解堵方案的可行性和可操作性，并对施工中可能出现的异常有预案，井控措施有保证。

    (3)无论是试油阶段还是投产后的生产阶段，采用套管生产是十分不负责任的。本井蜡堵的发生，是由于前期试油和后期试采均有失误造成的，建议探井试油该有后顾之忧，探井试采应有前瞻之明，且莫各自为政、不计后果。

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