复杂油井水泥封井工艺设计及技术对策

倪 兴， 陈巨梅， 倪庆丰

（1.吉林油田分公司扶余采油厂工艺研究所，吉林 松原 138001；2.吉林油田分公司矿区燃气管理服务公司，吉林 松原 138001）

0 引 言

吉林油田扶余采油厂自2004年开始进行了大面积井网调整，部分井况差的油水井实施了水泥封井报废处理。封井处理后少数油水井又出现了套返现象，给油水井井网调整带来了不利影响，严重影响和制约了油田注水开发。对此事扶余采油厂工艺研究大修技术管理项目组进行了研究和探讨，对出现问题井进行了针对性的专题治理，治理后发现封井后套返原因和存在的问题，造成封井后套返原因主要是井况复杂和封井工艺设计不匹配，封井工艺管柱设计不合理是导致油水井封井后套返的主要原因之一。找出原因后大修技术项目组对封井工艺技术管柱进行了重新设计，执行新的封井工艺后取得了重大成功，4口井新技术实验均获得成功，其中以前封过井的2口，未封过井的2口。新封井工艺设计为扶余采油厂提供了一项可靠而完善的封井技术思路［1－4］。

1 复杂井况和配套封井工艺管柱设计原理

1.1 复杂井况类型简介

1）已经水泥封井并且井下有丢手封隔器和部分封井管柱。

2）小套管井采用常规封井工具无法通过，难以实施分段和分层封井工艺。

3）油层以上井段存在多处严重变形或错段，同时存在非油层井段套管漏失现象。

4）油层以上井段至地面存在严重套管外窜槽现象，同时存在非油层套管一处或多处套漏现象。

1.2 封井工艺技术管柱设计结构和基本原理

1.2.1 小直径封隔器单封封井工艺管柱结构设计原理

1.2.1.1 工艺管柱结构设计基本结构

小直径单封封井管柱设计结构原理如图1所示。

图1 小直径单封封井管柱结构原理

1.2.1.2 工艺管柱结构原理

采用特殊加工制作的小直径压缩式封隔器作为分层工具，将第一漏点单独分开，然后对下部漏点和油层实施一次或两次水泥封堵。封堵完成后关井候凝24h，然后起出封井管柱，再对上部第一漏点实施笼统挤注水泥封堵，使水泥浆返至地面。

1.2.1.3 工艺管柱结构特点及适用范围

小套管井常规φ95mm封隔器无法通过油水井；严重套变或错断通径小于φ95mm油水井。

1.2.2 三步分段双封封井工艺管柱结构设计原理

1.2.2.1 工艺管柱结构设计基本结构

三步分段固井管柱设计结构原理如图2所示。

图2 三步分段固井管柱结构原理

1.2.2.2 工艺管柱结构原理

采用双封压缩式封隔器对上部漏点实施封堵，再利用定压注射器对第二断漏点进行第一次注水泥封堵第二断漏点至第一漏点及地面之间套外窜槽。注够设计水泥量后进行替水至第二漏点以下，关井候凝24h。利用上次封井管柱实施第二次油层注水水泥封堵油层部位，注完水泥后等量替水，关井候凝24h。起出封井管柱，坐井口实施第三次上部漏点水泥封堵，使水泥浆返至地面。

1.2.2.3 工艺管柱结构特点及适用范围

油层至地面全井段套外窜槽的油水井；套管上部穿孔深部断漏等多处漏失的油水井；油层顶部套管严重套变或错断常规工具难以通过的油水井。

1.2.3 单封封井工艺管柱结构设计原理

1.2.3.1 工艺管柱结构设计基本结构

常规单封封井管柱设计结构原理如图3所示。

1.2.3.2 工艺管柱结构原理

采用常规压缩式封隔器作为分层工具，将第一漏点单独分开，然后对下部漏点和油层实施一次或两次水泥封堵。封堵完成后关井候凝24h，然后起出封井管柱，再对上部第一漏点实施笼统挤注水泥封堵，使水泥浆返至地面。

图3 常规单封封井管柱结构原理

1.2.3.3 工艺管柱结构特点及适用范围

井下油层上部有落物油层通道被堵死；上部套管有漏点套返的油水井；套管上部穿孔深部断漏等多处漏失的油水井。

2 复杂井封井工艺技术应用实例及取得成果

2.1 实例1：ZD11－32报废油井

2.1.1 基本井况及疑难问题

2.1.1.1 井况

1967年投产油井，套管尺寸为107／96mm，2012年套返，返出物以油水为主，返出量大约在1.5m3／日左右。通井发现150m处套管变形损坏，大修全井试挤证实150m至地面窜槽。

2.1.1.2 主要技术难度问题

1）150m处套管漏失及套外窜槽。

2）套管为小直径，且150m处发生严重变形损坏。

2.1.2 工艺实施过程简介

下小直径φ80mm（特殊加工）封隔器＋定压注射器（自制）至120m左右，注速凝水16m3后再注常规水泥2m3，注水泥压力3.5MPa左右，关井停注水泥30min，促使套外水泥初凝固化，二次注水泥32t，封堵油层部位，注水泥压力5～6MPa之间，等量替水，关井候凝36h，起出固井管柱，下常规固井管柱循环挤注水凝二次井筒固井，关井候凝24h，完井。

2.1.3 取得成果

首次采用间歇式注水封窜工艺获得成功，首次研发并完成了小套管封井工艺管柱设计施工；治理后套返问题得到了很好的治理，实验效果较好。

2.2 实例2：X17－6报废油井

2.2.1 基本井况及疑难问题

2.2.1.1 井况

1969年9月29日投产，2011年6月17日小修14班打印证实366.45m套管错断，通径为φ86mm×70mm。套外水泥面305.51m，套管尺寸120.7／107mm，油层射孔井段417／452.4／487.2m。2014年3月大修封井验窜60m套管漏失，试挤发现366.45m至地面套外窜槽。

2.2.1.2 主要技术难度问题

1）60m处套管漏失。

2）366.45m处套管错断通井小于70mm且有明显的漏失。

3）366.45m至地面套外明显套外窜槽。

2.2.2 工艺实施过程简介

下双封封井管柱至60m左右对漏点实施封堵－试挤下部336.45m断点，证实断点至地面窜通良好，注水泥量32t左右，药水16t，速凝时间20min，对断点以上实施第一轮套外封窜固井，注水泥压力1.5MPa，替水至366.45m以下微过量，关井候凝36h，利用原管柱试挤压力2.5MPa正常，注水泥量32t左右，药水16t，速凝时间35min，对油层实施第二轮固井，注水泥压力3.0MPa，关井候凝24h，起出封井管柱座井口，对上部漏点实施第三次套外封窜固井，水泥浆返至地面，注水泥压力0.5～1.0MPa之间，关井候凝24h，完井。

2.2.3 取得成果

首创一次封井管柱实现多点套管断漏点水泥封井成功实例，封井后效果良好，套返问题得到了完善治理。

2.3 实例3：Z＋7－3报废油井

2.3.1 基本井况及疑难问题

2.3.1.1 井况

2004年7月19日至24日大修水泥环保循环封井，封井时通井至286.76m遇阻，变径95.2mm×80mm，水泥用量54t，药水27m3。2013年9月11日套返，返出物为油水，返出量较大。2013年12月大修扫水泥塞150m遇阻扫不动，证实为丢手接头和封隔器，至此大修扫水泥治理无法进行，列为疑难井大修封井治理。

2.3.1.2 主要技术难度问题

1）55m套管弯曲变形，并且套管漏失。

2）145～150m处套管有明显的漏点。

3）286m处套管错断损坏。

4）286m至地面套外明显套外窜槽。

5）286m与油层之间有窜通通道。

2.3.2 工艺实施过程简介

2.3.2.1 设计思路

1）首先对150m（第2漏点）以上至地面实施第1轮套外水泥封窜施工处理。

2）对150m以下套外及油层部位实施第2轮水泥封堵施工。

3）对上部漏点实施第3轮挤注水泥施工。

2.3.2.2 实际施工操作程序及施工步骤

对55m处实施治套处理，双封封堵55m处漏点，试挤150m下部漏点，井漏严重无法返至地面，套外套铣90m左右，套内填砂至井口，套外循坏水泥固井至地面，套内冲砂，下常规单封封井管柱至120m左右并对150m以下套外及油层部位注水泥32t，注完水泥后注入压力上升至15MPa，关井候凝36h，起出井下管柱，座井口对55m处漏点第3次挤注水泥16t施工，水泥浆返至地面，注水泥压力1.0MPa左右，关井候凝24h，完井。

2.3.3 取得成果

首创多点套管断漏水泥封井成功实例，封井后效果良好，套返问题得到了有效抑制。

3 结论与认识

通过现场4口井实验均获得成功，油水井套返现象得到了有效控制和完善治理，为扶余采油厂在大修封井方面上开创一条新的技术思路。因此，新型设计的封堵管柱工艺技术值得进一步大力推广和应用。

4 下步打算

目前，扶余采油厂还有两口井急需采用此方面工艺技术进行封井治理，为了加快套返井治步伐，近期将加快落实大修治理进度和步伐。由于扶余采油厂井网调整还在进行，油水井封井工作还远没有结束，此类井况封井现象还会出现。另外，扶余油田位于城区，部分油水井由于井况差等原因长期停井，存在高度安全风险，安全评估后已经决定实施封井治理。因此，大修专题管理项目组决定将继续改进大修封井工艺设计，进一步完善大修封井工艺技术水平。提高套返井治理成功率。

［1］王瑞华，李庆松.防喷大修取套与深部封窜工艺技术的应用［J］.科学技术与工程，2009，22：34－36.

［2］刘合.油田套管损坏防治技术［M］.北京：石油工业出版社，2003.

［3］林凯.我国油田套损防止现状及发展方向［J］.石油机械，2004，32：6－11.

［4］佚名.SY／T6646－2006.废弃井与长停井处理指南［S］.