AAA注水井封井施工方案.pdf

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1、井控风险：类井井控风险：类井AAAAAA 采油厂采油厂 16-716-7 井井疑难废弃注水井封井施工方案疑难废弃注水井封井施工方案采油工艺研究院采油工艺研究院20132013 年年 6 6 月月 5 5 日日编写:年月日审核：年月日审批：年月日目目录录一、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（水一、油井（水)基本数据基本数

2、据1 1、基础数据、基础数据表 1 基础数据表所属油气田或区块名称开钻日期完钻井深（m）钻井粘度液（mPa。s）性能浸泡时间（d）油补距(m）密度（g/cm）31987.5。8完钻日期地理位置1987.5.22人工井底（m）2550完井日期1885最大井斜（）造斜点（m)固井质量1869。77井段（m）方位（）加 16 兆帕径 30 分钟下降 0 个合格联入(m）3.1表 2 完井套管数据表名称规范钢级J55壁厚抗内压内径（mm）（MPa）（mm）7.72124.263。1-1879.5深度（m)水泥返深（m)1164表层套管技术套管油层套管139.7特殊短套1447。51449.5 1629

3、.6-1631.922 2、射孔数据、射孔数据表 3 油层射孔数据表解释序号13456781011小层号12324262929323439顶（m）底（m)1射孔井段射厚（m）7。05。06。02.41.83.04。62。04.0有效厚度（m）5。03。45.80（未射)1。82。22。41。82。83 3、套变情况、套变情况表 4 套变情况表发现套变日期1994。5.26套变井段1798。41833.9套损类型套管变径套损情况125。6-112.8变形形状椭圆4 4、地层压力情况、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 5、水井注水数

4、据、水井注水数据表 5 本井注水动态情况层位全井注入方式配注量（m3)实注量（m3）分注2424泵压油压取值时间（MPa）（MPa）151196。9二、历次作业情况二、历次作业情况表 6 历次作业情况表井下工具型号、深度修井下入管柱下入管柱原因规格数深度1 封1 配2 封2 配底部装置62mm7583凡尔66527583665-21994.6.24转注1348。18140 根1351。481601.821746。81767。151845。03修井日期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

5、 吨油；(3)2012。5。28 试挤清水，在 1015MPa 的压力下 30min 试挤了 12m3清水。三、封井原因及原理三、封井原因及原理1 1、封井原因、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 2、封井原理、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

6、2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、施工前准备四、施工前准备1 1、井况准备、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

7、）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 2、设备及材料准备、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45t 修井机（采油厂提供采油厂提供）下灰车组（采油厂提供采油厂提供）水泥浆（采油厂提供采油厂提供）前置液固化堵剂型号G 级、水灰比：0.503、密度:1。83g/cm固化时间：4h、密度：1。6g/cm33数量1 台15m32m318m3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

8、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。77-1451.6+100)（0.01210。0012)+1=11。24+5。64+1=17.88m318 m33（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(0.01210.0012）=14.7m315 m3(需要 18.3t 水泥灰,配 9.2m3水）五、施工步骤五、施工步骤1、安装防喷装置：装SFZ18-21 手动单闸板防喷器和 21M

9、Pa 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：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、井控要求六、井控要求该井井控风险等级为级。1

10、、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

11、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.410、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5七、井身结构及施工管柱示意图七、井身结构及施工管柱示意图如附图所示。表 8 井下工具状况封隔器位置与型号配水器位置与型号配水器状态一层1351.48(758-3)1601.82(6652)水嘴二层1746。8(758-3)1767.15(6652）水嘴11641351.481451.6二段1601.821736.61746.81761.4一段1767.151845.03(凡尔)1837.61868.775