AAA注水井封井施工方案

井控风险：II类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日目录一、油井（水）基本数据11、基础数据12、射孔数据13、套变情况14、地层压力情况25、水井注水数据2二、历次作业情况2三、封井原因及原理21、封井原因22、封井原理2四、施工前准备31、井况准备32、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、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钻井液性能密度(g/cm3)最大井斜()2井段(m)粘度(mPa.s)造斜点(m)550方位()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。11879。51164特殊短套1447.51449。51629.61631.922、射孔数据表 3 油层射孔数据表解释序号小层号射孔井段顶(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）取值时间全井分注2424151196.9二、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-1348。 1875836652758-3665-2凡尔140根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6-7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6652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（釆油厂提供）1台下灰车组（采油厂提供）水泥浆（釆油厂提供）G级、水灰比：0。503、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）V=3.14x12x35。8x10%+ （1868。771451。6+100） x（0。01210。0012）+1 =11.24+5.64+1=17。88m318 m3（2）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。6x（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 SFZ1821 手动单闸板防喷器和 21MPa 井控管汇，按标准Q/SH00982007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II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，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。表8井下工具状况一层二层封隔器位置 与型号1351.48 (7583)1746。8(7583)配水器位置 与型号1601。82(6652)1767。15(6652)配水器状态水嘴水嘴1845.03(凡尔)