废弃井封堵技术研究与应用

废弃井封堵技术研究与应用

谷红波

中原油田采油四厂工艺研究所

摘要：油田开发到后期，部分油水井存在套管损坏、井下落物等情况，被迫长期停关井，停关井由于井控隐患大，靠近村舍，易造成人和物的伤害。针对不同类型的废弃井，采取了不同的封堵技术，杜绝了井喷事故的发生，消除了安全隐患。

关键词：废弃井封堵技术现场应用

1 前言

文南油田统计2012年以来，井口不符合井控装置要求的有255口，其中敞口井86口、焊盲板井80口、井口有封井器的89口（详见下表）。

表1 文南油田关停井废弃井统计表

井喷失控事故；二是直接在套管短节上焊盲板和井口封井器有问题的井，存在无法测压、放压等问题，一旦井筒压力发生变化，容易造成油气泄露或井喷失控事故；三是多数废弃井井场被占，井场周围50m内建有民房、学校、村庄等建筑物，存在高风险井控安全隐患和环保事故隐患；四是采取井筒注灰等封井措施，因井况限制，灰塞在水泥返高以上，灰塞下部套管损坏后，存在井内油气集聚至油层套管与技术套管环空上窜至井口的风险。

套管短节损坏焊接盲板油套落井井口封井器

针对上述安全隐患问题，集团公司下大力气对废弃井进行永久性封井综合治理，2013年以来，文南油田开展长停井、废弃井封堵技术研究与应用，优选封堵工艺，优化堵剂性能，合理选择工具。通过封堵技术的集成配套应用，有效地避免了井喷失控事故所造成的环境污染和生命财产损失。

2 废弃井永久封井技术研究

废弃井一般井下技术状况较复杂，部分井采用常规封井处置方法无法实施。为此，开展特殊井况永久性封井技术研究，依据不同的井下技术状况，采取相应的封井处置方法实施封井，确保了永久性封井效果。

2.1 落物井封堵技术

针对油层段或油层顶界以上有遇卡落物（如油管、钻杆等），常规大修技术无法打捞出井内落物的弃置井，通过求吸水指数验证与油层段是否有通道，判断是否可实施挤堵封层，实施时则采取下水泥承留器至鱼顶以上100-200m，挤堵封层后，并在承留器上继续覆灰，灰

图1 废弃井井口存在井控安全隐患主要类型

塞厚度不低于50m ，确保永久性封井效果。（见图14）

2.2 分段封井工艺技术 在油层段或油层顶界以上存在常规大修无法打捞的井内落物，而鱼顶以上有大跨度套漏井段（套漏点距离油层顶界≥500m ），能下入分段挤封管柱的井，则采取下水泥承留器或封隔器至鱼顶以上100-200m ，实施挤堵封层后，并在承留器上继续覆灰，灰塞厚度不低于50m 后，再封堵上部套漏井段，确保永久性封井效果。（见图15）

2.3 套管错断封井工艺技术

在油层顶界以上水泥返高以下套管错断而可以打通道至油层底界（套管错断点距离油层顶界≥500m ），又无法下入水泥承留器或封隔器至错断点以下挤堵封层的油水井。则先下光油管至油层底界以下注水泥塞封堵至油层顶界以上50-100m ，再下水泥承留器或封隔器至错断

图14 落物井封堵工艺示意图

图15 分段封堵工艺示意图

点上部100-200m，实施挤封错断点后，并在承留器上继续覆灰，灰塞厚度不低于50m，确保永久性封井效果。（见图16）

2.4 套外窜漏封堵技术

因固井质量差或水泥返高未过油层顶界等造成窜漏至井口的井，采用先挤堵封层后，再射工程孔二次固井工艺进行封井处置。（见图17）

图17 套外窜漏封堵工艺示意图

2.5 空井筒平推封堵技术

水泥返高以上浅部套漏沿油层套管外侧窜漏至井口的油水井，采用先挤堵封层，再平推封堵套漏封井处置。（见图18）

3 应用 “MMR ”水泥承留器实施永久性封井工艺

针对大溢流井，在挤堵封井过程中，堵剂顶替到位反洗井时，堵剂返吐导致封堵的效果变差的问题，经过多次调研论证，引进“MMR 水泥承留器”实施永久性封井。 3.1“MMR ”水泥承留器结构及工作原理 3.1.1“MMR ”水泥承留器结构

水泥承留器主要由上\下卡瓦、上\下锥体、承留环、胶筒、中心管等组成，详见下图。

封堵漏失段

先挤封油层 图18 空井筒平推封堵工艺示意图 图32 “MMR ”水泥承留器结构图

3.1.2“MMR ”水泥承留器工作原理

当机械坐封工具与承留器下到预定坐封位置后，上提 0.6m ，右旋转油管10 圈以上，即可释放机械坐封工具的控制螺母，从而使其中心管部分与弹簧片扶正部分有一定相对运动的行程，然后再下放管柱 0.6m ，承留器的上卡瓦从卡瓦套中释放出来，即可压缩胶筒、撑开上下卡瓦，坐封承留器，并使控制弹性接头从水泥承留器中旋出，再上提管柱直至丢手。

实施挤堵施工时，缓慢下放管柱加压4-8吨，使插管插入承留器并打开阀体，向油管打压验封求吸水。根据施工设计进行挤堵施工，顶替清水到位后，上提管柱拔出插管，承留器阀体自行关闭，防止水泥浆返吐。

工艺特点：一是在进行高压挤封过程中，不仅能够保护上部套管，而且解决了堵剂返吐这一难题。二是：水泥承留器留在井内，不仅能够加强封固质量，还大大提高了挤封措施实施的安全性，实现永久性封井。 3.1.3 现场应用情况

在废弃井永久性封井处置中，W72-327、W243井试验应用“MMR ”机械式水泥承留器实施挤堵施工，工艺施工成功率100%。

保证挤堵封堵效果，决定采用下“MMR ”水泥承留器实施挤堵。“MMR ”水泥承留器坐封于

2407.71m ，上提管柱1.5m 提出插管，用清水正打压15MPa 合格后，下放油管1.5m 插入插管实施挤堵施工，正挤入堵剂28m3，挤注泵压

26MPa ，顶替清水至设计位置后起

出承留器插管，井筒试压15MPa 合

格。继续在承留器上覆灰100m ，实

施永久性封井成功。

W72-327井永久性封井示意图

4 浅层低温堵漏固化封井技术

针对水泥返高以上套管破裂、穿孔等漏失，漏点

处在表套以下的自由段，采用浅层低温堵漏固井技

术，防止油层内油气水从漏点窜至套管外再上窜至地面，消除井控安全隐患。现场实施应用10井次，成功率100%，取得了良好的效果。 4.1 堵漏（封窜）剂的改进完善 a.优选固结体均一、强度较好的低温固化剂WK-3固化剂或G203低温固化剂D 级油井超细水泥配伍，以满足在漏失段滞留的工艺要求； b.优选增强剂改善水泥石结构使之致密、渗透率降低、抗压强度增高； c.在堵漏剂中添加 1.5-2%的增韧剂提高抗折强度；

d.加入0.4%～1.0%的DL-1调节剂，确保堵漏安全施工的需要；

4.2 完善堵漏（封窜）工艺技术

漏失段确定后，根据漏失段的位置选择合适的施工工艺。首先挤封油层段后，再挤堵上部漏失井段；

二是水泥返高以上的漏失段（点），采用空井筒平推工艺实施堵漏；三是水泥返高以下的漏失段（点），

采取下光油管至漏失段（点）以上100-150m ，从油管挤入水泥浆。

a.循环法堵漏工艺

适用单处漏点、短井段封堵 b.平推法堵漏工艺

该工艺适用长井段多漏点、漏失严重、水泥返高以上套管漏失。 c.封隔器堵漏工艺

该工艺适用于多漏点且跨度大（大于50米）吸水能力较差，施工压力较高的套漏井 ，具有保护套漏点以上套管的优势 。

典型井例：（文72-108井）

该井于1986年4月新投。生产层位S2

下4-6S3上1-3，井段：2962.2-3170.8m ，

95年生产泵管落井；1996年7月大修捞出

落井泵管后，在套铣、打捞、磨铣处理至

3143.7m 无进尺，起出磨鞋磨成尖状；下Φ105mm 铅模打印3143.7m ，套变缩径至Φ

89mm ，证实套变严重并破裂，中途完井。

2014年7月上修永久性封井措施时，发

现井口环形钢板漏出泥浆。对S2下4-6S3

上1-3，井段：2962.2-3170.8m 实施挤堵留

塞至2724.5m 后，下封隔器找漏证实井段1000m-1100m 套漏。现场采用低温固化堵剂