注水井封井施工方案

1、井控风险：类井AAA 采油厂 16-7 井疑难废弃注水井封井施工方案采油工艺研究院2013 年 6 月 5 日编写：年月日审核：年月日审批：年月日目录一、油井（水）基本数据 1.1、基础数据 1.2、射孔数据 1.3、套变情况 2.4、地层压力情况 2.5、水井注水数据 2.二、历次作业情况 2.三、封井原因及原理 2.1、封井原因 2.2、封井原理 2.四、施工前准备 3.1、井况准备 3.2、设备及材料准备 3.五、施工步骤 4.六、井控要求 4.七、井身结构及施工管柱示意图 5.一、油井（水）基本数据1、基础数据表1 基础数据表所属油气田或区块 名称地理位置开钻日期1987.5.8 完钻

2、日期1987.5.22完井日期完钻井深（ m）1885人工井底（ m）1869.77钻井液性能3密度（ g/cm3）最大井斜（o）2井段（ m）粘度（ mPa.s）造斜点（m）550方位（o）浸泡时间 （d）固井质量加 16 兆帕径 30 分钟下降 0 个合格油补距（ m）联入（ m）3.1表2 完井套管数据表名称规范钢级壁厚 （mm）抗内压 （MPa）内径 （ mm）深度（ m）水泥 返深 （ m）表层套管技术套管油层套管139.7J557.72124.263.1-1879.51164特殊短套1447.5-1449.5 1629.6-1631.922、射孔数据表 3 油层射孔数据表解释序号小

3、层号射孔井段顶（ m）底（ m）射厚（ m）有效厚度（ m）117.05.03235.03.44246.05.85262.40（未射 ）6291.81.87293.02.28324.62.410342.01.811394.02.83、套变情况表 4 套变情况表发现套变日期套变井段套损类型套损情况变形形状1994.5.261798.4-1833.9套管变径125.6-112.8椭圆4、地层压力情况初始地层压力 18.45MPa，1996年 9 月测得地层压力 19.45MPa。5、水井注水数据表 5 本井注水动态情况层位注入方式配注量（ m3）实注量（ m3）泵压 （MPa）油压 （ MPa ）

4、取值时间全井分注2424151196.9、历次作业情况表 6 历次作业情况表修井日期修井 原因下入管柱规格数下入管柱 深度井下工具型号、深度1封1配2封2配底部装置1994.6.24转注62mm-140 根1348.18758-3665-2758-3665-2凡尔1351.481601.821746.81767.151845.03近期封井前准备作业：（1）2012.5.22 换新井口，井口压力 8MPa，出油，计划捞油；（2）2012.5.25捞油后出清水，共捞出 67 吨油；（3）2012.5.28试挤清水，在1015MPa的压力下 30min 试挤了 12m3清水三、封井原因及原理1、封井

5、原因针对老油田提出二次开发以来， 老区井网调整一直受制于疑难废弃的注水井 无法安全、 有效封井的问题上。 由于井网调整的需要， 针对不存在开发利用价值 的疑难废弃注水井，为了防止地层流体在井筒中形成窜流，影响二次开发效果， 必须对废弃注水井进行封层与封井。2、封井原理本井于 1996年 9月转注，于 2000年 7月停注，由于注水管柱卡井无法起出， 目前井内有注水管柱，管柱上接有两套 758-3（带洗井通道的压缩式封隔器）封 隔器和两套 665-2 套配水器（有水嘴）。首先采用清水清洗注水通道， 然后将固化堵剂和水泥浆从井口平推挤入地层 并充满井筒、候凝固化，完成封层和封井。由于清洗后井筒中仍

6、存在被油污、垢 体和泥沙堵塞的区域， 使得固化堵剂和水泥浆无法进入这些区域， 但是由于固化 堵剂具有优良的胶结性能， 且在凝固的过程中存在膨胀性， 使该区域的堵塞物被 挤压得更结实且能与固化堵剂胶合在一起， 完成井筒的封固， 使得地层的水在此 井筒中无法形成窜流，达到了封井的目的。四、施工前准备1、井况准备（1）井场勘察：落实井场道路、井场及井场周边环境情况，满足施工设备、 施工车辆安放的技术条件和 HSE方面的要求；（2）开井泄压（目前井口更换完毕） ；（3）泄压后，用泵罐车同时向油管和油套环空试挤清水，试挤压力不超过 15MPa，约用 24m3 清水清洗通道。2、设备及材料准备配制固化堵剂

7、和水泥浆，准备施工所需配套设备及材料，具体如表 7 所示。表 7 配套设备及材料名称型号数量45t 修井机（ 采油厂提供 ）1台下灰车组（ 采油厂提供 ）水泥浆（ 采油厂提供 ）G 级、水灰比： 0.503 、3密度： 1.83g/cm315m3前置液2m3固化堵剂固化时间： 4h、密度： 1.6g/cm318m3堵剂用量计算如下：（1）固化堵剂用量：射孔井段（射孔厚度： 35.8m）的近井地带半径一米的地层和井底（ 1868.77m）至射孔段顶界（ 1451.6m）往上 100 米的井筒为固化 堵剂封堵段。（地层孔隙度按 10%计算，损耗等按 Vs=1 m3）2V1=3.14 1235.8

8、10%+（1868.77-1451.6+100） （0.0121-0.0012）+133=11.24+5.64+1=17.88m3 18 m32）水泥浆用量：射孔段顶界（ 1415.6m）往上 100 米处至井口为水泥封堵段。V2=1351.6（0.0121-0.0012）=14.7m315 m3（需要 18.3t水泥灰，配 9.2m3水）五、施工步骤1、安装防喷装置：装 SFZ18-21手动单闸板防喷器和 21MPa 井控管汇，按 标准 Q/SH0098-2007油气水井井下作业井控技术规程试压达合格。2、连接打压设备及地面管线，对地面管线试压 21MPa，不刺不漏为合格。3、从油套环空和油

9、管同时、依次灌注前置液、固化堵剂、水泥浆，控制其 在油套环空和油管内共同推进， 控制排量为 0.3m3/min，泵压控制在 15MPa 以内。4、施工完成后立刻关闭井口阀门，静置候凝， 48 小时后割除井口，打水泥 帽，完成封井。安全预案： 施工过程中如遇泵压突然升高超过 20MPa，则立刻停泵，静候5 分钟，待泵压降至 15MPa 以内再继续施工，若泵压不降则关井候凝。六、井控要求该井井控风险等级为级。1、本井初始地层压力 18.45MPa，转注后地层压力 19.45MPa，预计井口最 高关井压力 7MPa。2、要求安装压力等级 21MPa防喷器组合（如图 1 所示）。3、防喷器在井口安装后

10、，现场必须试压，试压至 15MPa。4、检查井口阀门，地面管线试压，做到不刺不漏，灵活好用。5、要求配备 1.06g/cm3NaCl 压井液 16 方。6、对压井液、消防器材及安全检查点进行全面验收。7、作业过程中，长时间空井筒或停工，应装好采油树。8、起下管柱作业前必须检查防喷器闸板应完全打开，严禁在未完全打开防 喷器闸板的状况下进行起下管柱作业。 在起下封隔器等大直径工具时， 应控制起 下作业速度，平稳操作，不得猛提猛放，防止产生抽汲或压力激动。9、井口无外溢时，方可井下起下作业。起管柱过程中，应边起边灌，保持 液面稳定。10、不连续起下作业超过 8 小时，卸下防喷器，安装采油树，油、套管安装压力表进行压力监测。11、本井及周围临井没有硫化氢等有毒有害气体的记载，应严格执行 SY/T6137、SY/T6610 和 SY/T6277 的有关规定，防止硫化氢气体溢出地层，最 大限度地减少井内管材、工具及地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。图 1 防喷器安装示意图七、井身结构及施工管柱示意图如附图所示1837.6