最新AAA注水井封井施工方案.doc

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1、Four short words sum up what has lifted most successful individuals above the crowd: a little bit more.-author-dateAAA注水井封井施工方案新木油田井控风险：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11、基础数据12、射孔数据13、套变情况24、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

2、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5-一、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139.7J557.721

3、24.263.1-1879.51164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19.45MP

4、a。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-140根1348.18758-31351.48665-21601.82758-31746.8665-21767.15凡尔1845.03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）2012.5.2

5、8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

6、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

7、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（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、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）V1=3.141235.810%+(1868.77-145

8、1.6+100)(0.0121-0.0012)+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=1351.6(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

9、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，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

10、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。一层二层封隔器位置与型号1351.48(758-3)1746.8(758-3)配水器位置与型号1601.82(665-2)1767.15(665-2)配水器状态水嘴水嘴1845.03(凡尔)表表8 井下工具状况