榆林氣田老井封堵技術研究

趙乃鵬，魯莎，劉鵬，王德龍，宮淑毓，何婷，王軒，王磊，王彥林，蘇河套

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林719000）

榆林氣田老井封堵技術研究

趙乃鵬，魯莎，劉鵬，王德龍，宮淑毓，何婷，王軒，王磊，王彥林，蘇河套

（中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西榆林719000）

老井封堵技術歷史悠久，目前已形成了獨有的工藝技術，注水泥封堵技術目前應用最廣泛。近年來，榆林氣田由于老井使用年限較長出現的一系列問題以及周邊城鎮的侵占和建設，加大了氣田老井封堵的難度。通過對榆林氣田老井封堵難點的分析，提出了氣井封堵3×3管理法以及封堵工序的“三步法”：“套管嚴密性試壓、打撈鉆磨橋塞、氣層段擠封”，并對關鍵控制指標進行了分析。實際現場應用效果表明：依據提出的管理法及封堵工序對老井進行封堵，加之有效的控制關鍵指標，井口沒有出現流體的下漏和上竄情況，封堵作業成功。

封堵技術；榆林氣田；老井；注水泥；封隔器；嚴密性試壓；橋塞；壓井

榆林氣田位于鄂爾多斯盆地東北部，以沙漠和黃土塬地貌為主，海拔較高、地理環境較差，氣田老井多為20世紀80年代末完井，使用年限較長，出現了井下油套管不同程度的腐蝕變形，固井膠結質量差，技術套管和油層套管環空竄氣等一系列問題，且近年來，由于氣井周邊城鎮侵占、儲氣庫建設、氣井隱患治理等原因的逐漸增加，加大了老井封堵的難度，提高了對老井封堵質量的要求。

1 老井封堵技術

1.1 封堵目的

氣田老井封堵就是根據氣井的不同狀況和不同的封堵要求采取積極有效的措施，以阻斷儲氣層內天然氣進入井筒或上竄或滲入其他滲透性地層，同時阻斷其他地層流體竄入氣層，并能隔離開注采井段與未開采利用井段，從而保護好環境不被污染和危害的作業[1]。

1.2 封堵方式

老井封堵歷史悠久，美國在這方面發展較早，積累了較多的經驗，封堵技術處于世界領先水平，早期的封堵井及封堵方式都比較單一，主要是對廢氣產層采用機械橋塞進行封堵，但隨著科技的進步以及需要封堵的老井不斷出現的新問題，使老井封堵形成了獨有的工藝技術。目前油氣田常采用的封堵方式主要有以下4種[2]：

（1）注水泥封堵。注水泥封堵就是將一定量配制好的水泥漿通過不同的方式替擠入套管內或井眼的某一部分，以形成滿足封閉某井段的工藝技術。

（2）可取式橋塞封堵。可取式橋塞封堵是利用電纜座封工具或液壓座封工具進行封堵作業，在需要時可以解封回收、重復使用。安全可靠、成本低廉、適用范圍較廣。

（3）可鉆式橋塞+注水泥封堵。可鉆式橋塞封堵就是利用可取式橋塞在井筒內座封、試壓合格后再替擠入水泥漿的封堵技術。多適用于地層產氣量較大、壓力高、溫度高的井。

（4）填砂+注水泥封堵。填砂+注水泥封堵就是向井筒內填入一定量的石英砂使其完全沉入井底之后，加深油管探砂面當超過地層到達預計位置之后，再調整管柱進行（1）中的注水泥封堵作業的封堵工藝技術。

封堵作業中，針對不同流體性質的產層和下步施工方案，應采取不同的封堵方式。目前注水泥封堵技術在油氣田封堵作業中應用最為廣泛。

2 榆林氣田老井封堵難點

榆林氣田老井多為20世紀80年代末完井，使用年限較長，出現了井下油套管不同程度的腐蝕變形，固井膠結質量差，技術套管和油層套管環空竄氣等一系列問題，它的封堵技術難點主要表現在以下幾個方面：

（1）老井建井年代久遠，資料嚴重缺失，井筒及管柱情況不明，大多數多層求產井內設有多級橋塞，需打撈橋塞后封堵，但橋塞型號檔案資料記錄缺失，因此增加了打撈、鉆磨作業中的井控風險，也給封堵作業的參數計算及施工設計帶來了一定的困難。

（2）氣井生產后由于儲層虧空，壓井液漏失嚴重，壓井周期長，使得作業風險及成本增大。

（3）儲集層裂縫寬度較大，分布非均質性，地層壓力系數較低，容易發生漏失，壓井操作難度大。

（4）由于老井的建井地理位置關系，使得氣井周邊環境復雜，條件受限，作業設備擺放困難，封堵完畢后，大多井口難以保留。

3 封堵工藝技術的應用與效果

3.1 封堵方案

針對榆林氣田老井的特點以及不同封堵方式的特點，榆林氣田老井封堵多選用注水泥封堵技術。為保證封堵效果，永久隔離油氣層，防止層間竄流，在封堵工作中根據經驗總結出了適用于榆林氣田的氣井封堵3×3管理法。

3×3管理法中的第一個3，就是人為的根據氣井的射孔段層將封堵氣井分為單層氣井、多層氣井和井筒內有橋塞的氣井；第二個3就是將封堵的工序分為準備階段、氣層封堵階段和收尾階段。其中不同氣井在封堵作業中準備階段和收尾階段的工序都是相同的，準備階段都需要壓井、起管柱、套管嚴密試壓，收尾階段都需要打中部水泥懸塞、打井口水泥懸塞以及處理井口。對于不同類別的氣井在氣層封堵階段的工序如下：

（1）單層氣井：測地層吸水-擠封射孔段。

（2）多層氣井：擠封第一段射孔段-水泥塞嚴密性試壓-擠封第二段射孔段-水泥塞嚴密性試壓-（依次完成所有射孔段擠封）-下螺桿鉆鉆開所有水泥塞-射孔段一次性打塞封堵。

（3）井筒內有橋塞氣井：打撈或鉆磨橋塞-（如有多個橋塞則依次打撈）-擠封第一段射孔段-水泥塞嚴密性試壓-擠封第二段射孔段-水泥塞嚴密性試壓-（依次完成所有射孔段擠封）-下螺桿鉆鉆開所有水泥塞-射孔段一次性打塞封堵。

總結3×3管理法，得出封堵工序的“三步法”：“套管嚴密性試壓、打撈鉆磨橋塞、氣層段擠封”（見圖1）。

圖1 氣井封堵工序步驟圖

3.2 關鍵控制指標的確定

3.2.1 壓井方法的選擇及壓井液密度計算壓井成敗的關鍵是壓井方法的正確選擇。壓井方法的選擇需遵循以下因素：（1）根據井的具體條件和計算的壓井參數；（2）井內管柱的深度和規范；（3）管柱內阻塞或循環通道；（4）實施壓井工藝的井眼及地層特性。常用的壓井方法有灌注法、循環法和擠注法三種（見表1）[3]。

表1 不同壓井方法的對比

循環法壓井目前應用最為廣泛，考慮到它的廣泛適用性及特點，在榆林氣田將首先考慮循環法壓井，在條件不允許的情況下，選擇其他的壓井方式。

壓井液密度的計算是循環法壓井的關鍵，在壓井過程中，若試壓井不成功則關井進行觀察，待壓力穩定后，采用循環壓井法計算壓井液密度。要求壓井過程中排量不低于600 L/min。壓井液的配方一般為KCl+清水+穩定劑。

循環法壓井密度計算公式：

其中：ρ-壓井液密度；ρm-井筒原有壓井液密度；Pmax-試壓井后關井井口壓力；H-壓井深度；ρe-壓井密度井控附加值（0.07 g/cm3～0.15 g/cm3），定向井壓井深度取井筒液柱垂深。

3.2.2 井控設備選擇井下作業過程中的不確定因素和復雜的情況增加了井噴的危險性，井控工作的重要性因此突顯，而實施井控工作的井控設備就顯得尤為重要，它能在井下作業過程中對地層壓力進行準確的監測和預報，在溢流、井噴發生時，能迅速控制流體的排放，及時泵入壓井液，維持穩定的井底壓力，重建井底壓力平衡。因此，井控設備的選擇對于做好井控工作具有十分重大的意義。

標準配套的井控設備主要包括：井口裝置，液壓防噴器控制系統，以節流管匯為主的井控管匯，鉆具內防噴工具，以監測和預報地層壓力異常為主的井控儀器儀表，鉆井液加重、除氣、灌注設備，井噴失控處理和特殊作業設備。

按照企業標準Q/SY 1553-2012《井下作業井控技術規范》及《長慶油田油田修井井控實施細則要求》，目前已完成的作業氣井，全部符合“三高”氣井中的“高危”一項，因此井控設備要求統一按照一級井控風險井配置。需要在井口配置液壓雙閘板防噴器、油管旋塞閥以及KQ70/65防噴井口[4]。

3.2.3 封隔器選型封隔器在油氣田的勘探和開發等生產過程中使用廣泛，它通過外力作用，使膠筒長度縮短和直徑變大密封油、套環形空間，分隔封隔器上下的油（氣、水）層，從而實現油、水井的分層測試、分層采油、分層注水、分層改造和封堵水層。

國家標準對封隔器根據分類、固定方式、座封方式等參數依次進行了型號編制（見表2）。

表2 國標中封隔器型號的編制

經多年現場經驗，一般對于淺井及較好工況的井，封隔器多采用單向卡瓦或無卡瓦，解封方式也多選機械式；對于工況較為惡劣的井和大井徑，多采取雙向卡瓦，甚至是錨定，且由于作業難度的增加，解封方式也傾向于液壓、鉆銑等方式[5]。

在井下封堵作業過程中，因需頻繁起下管柱，因此為了減少注水泥漿時的摩阻，在選用封隔器時應盡量選用機械座封便于解封的封隔器，且便于擠水泥不留球座。通過現場經驗及榆林氣田氣井自身的特點，在封堵作業時考慮選用Y211型封隔器。

Y211型封隔器是一種機械式單向卡瓦支撐式封隔器，是以卡瓦為支點，靠下放管子重力來坐卡和座封，以上提管柱的方式解封。卡瓦式封隔器的特點就是可以防止油管柱的軸向移動，靠卡瓦作支撐點，以管柱的部分重力使密封軸向壓縮，徑向脹大達到密封油套管環形空間的目的。經多年現場應用證明：該種封隔器結構簡單，具有起下順利，中途不誤座封，且座封、解封操作簡單，密封可靠、承壓高、通徑大、摩阻小等優點，同時在使用上也具有很大的靈活性。

3.2.4 水泥漿選型及加注量計算井下注塞封堵一般采用G級水泥，由于顆粒粒徑較大（100 μm～150 μm），限制了它在某些特殊作業中的應用，對于低孔低滲儲層封堵處理效果較差。API標準中規定G級水泥適用于地面到井深2 440 m的井注水泥，加入速凝劑或緩凝劑后適用于更廣泛的井深和溫度范圍。

目前國內研發出的超細水泥是在普通水泥的基礎上加工粉碎，顆粒更加細化了的水泥（平均粒徑小于5 μm，最大不超過10 μm），由于顆粒小，使其具有良好的流動性和穿透性，處理半徑也較普通水泥大得多，易進入地層孔隙，尤其適合低孔、低滲油藏的封堵作業，能夠滲入到常規水泥達不到的區域，因而比普通水泥的封堵成功率高。但超細水泥由于顆粒細，比表面積大，水化速度快，初凝時間短，使用的安全性較差[6]。

基于以上G級水泥和超細水泥漿的不同特點，對于榆林氣田，目的層封堵作業，選擇超細水泥，中部及井口的水泥懸塞，選擇G級水泥。

對于水泥漿的加注量計算，如下式所示：

水泥漿總量：Vt=V1+V2

式中：Vt-水泥漿總量，m3；V1-注入封堵層的水泥漿量，m3；V2-封堵層段井筒內灰塞水泥漿用量，m3。

注入封堵層的水泥漿量V1用下式計算：

式中：R-封堵半徑，m；r-管內徑，m；H-封堵層有效厚度，m；ψ-平均有效孔隙度，%。

封堵層段井筒內灰塞水泥漿用量V2用下式計算：

式中：h-井筒內灰塞厚度，m。

封堵時具體要求水泥塞長度至少超出射孔段頂界150 m。對于封堵半徑，目前還沒有明確的標準和方法，根據經驗一般取0.5 m～4 m，但是由于長期的開采生產致使目前地層壓力低于原始地層壓力，地層孔隙發生一定程度的閉合，孔隙度降低，超細水泥不可能進入地層太深，因此，為保證超細水泥擠入地層起到有效的封堵，選取封堵半徑為0.5 m[7]。

3.3 應用實例

榆林氣田自2006年以來，共完成老井封堵作業14口，效果好，質量佳，實施永久性封堵的氣井沒有流體上竄下漏的現象發生。

榆林氣田榆x1井由于地理位置的西南方政府計劃修建住宅，因此為了消除公共安全隱患，保證周圍居民生命財產安全和氣田安全生產需對該井進行報廢處理，實施永久性封堵。該井于2004年完井，完鉆井深2 584.00 m，人工井底2 458.98 m，該井位于A氣層段，試氣日產量9 m3。該井井內氣層段以上電纜橋塞封堵，井口盲板焊接處理，井口無壓力顯示。

結合榆林氣田的氣井封堵3×3管理法及封堵工序，對榆x1井井筒內的可撈式橋塞先進行打撈，再依次進行封堵作業，具體的施工工序如下：壓井→通井→洗井→試壓→打撈橋塞→分段水泥封堵→候凝→試壓→處理井口→恢復地貌，其中分段水泥封堵時注水泥由下到上共分四段：

（1）A氣層段（2 309.00 m～2 313.00 m，2 387.00 m～2 391.00 m）水泥漿擠封，并且氣層段（2 458.97 m～2 258.97 m）形成200 m水泥塞；

（2）氣層段（2 258.97 m～2 158.97 m）水泥漿封堵，形成100 m水泥塞；

（3）打1 250 m～1 100 m段懸空水泥塞；

（4）打100 m段懸空水泥塞。

氣層段注灰半徑要求井眼周圍0.5 m范圍內，高度以各對應氣層段高度為準，擠封時要求擠注壓力在不超過套管最大抗內壓25 MPa下，最大限度擠入水泥漿，為保證氣層段封堵質量，封堵時水泥漿的各項參數計算（見表3、圖2）。

表3 水泥漿參數及水泥塞試壓設計

圖2 榆x1井封堵示意圖

榆x1井整個封堵施工順利，封堵成功。從目前的監測情況來看，對榆x1井實施永久性封堵作業之后，沒有出現流體的下漏和上竄的情況發生，封堵作業成功。

4 結論

（1）注水泥封堵技術目前應用最為廣泛，榆林氣田在老井封堵作業中也采用此方法。

（2）總結出榆林氣田的封堵難點以及適用本氣田的氣井封堵3×3管理法以及封堵工序的“三步法”：“套管嚴密性試壓、打撈鉆磨橋塞、氣層段擠封”。

（3）封堵作業中需控制的關鍵指標：榆林氣田老井封堵作業井控設備要求統一按照一級井控風險井配置；選擇循環法壓井并以此計算壓井液的密度；選用Y211型封隔器；對目的層的封堵作業，選擇超細水泥體系，對中部及井口的水泥懸塞，選擇G級水泥體系。

［1］黎洪珍，劉暢，張健，張艷玲，夏在軍，等.老井封堵技術在川東地區儲氣庫建設中的應用［J］.天然氣工業，2013，33（7）：63-67.

［2］李治，于曉明，汪熊熊，牛智民，李建剛，薛偉，等.長慶地下儲氣庫老井封堵工藝探討［J］.石油化工應用，2015，34（2）：52-55.

［3］沈琛.井下作業工程監督［M］.北京：石油工業出版社，2005：226.

［4］孫樹強.井下作業［M］.北京：石油工業出版社，2006：38.

［5］張立新，沈澤俊，李益良，張國文，高向前.我國封隔器技術的發展與應用［J］.石油機械，2007，35（8）：58-60.

［6］王超，王野，任強，賈利軍，馬駿，等.超細水泥在儲氣庫老井封堵中的研究與應用［J］.鉆井液與完井液，2011，28（5）：16-18.

［7］張平，劉世強，張曉輝，劉建梅，薛清祥.儲氣庫區廢棄井封井工藝技術［J］.天然氣工業，2005，25（12）：111-114.

Study on old wells plugging technology of Yulin gasfield wells

ZHAO Naipeng，LU Sha，LIU Peng，WANG Delong，GONG Shuyu，HE Ting，WANG Xuan，WANG Lei，WANG Yanlin，SU Hetao
（Gas Production Plant 2 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Yulin Shanxi 719000，China）

Old well plugging technology has a long history,it has formed the unique technology,cement plugging technology is the most widely used currently.In recent years,Yulin gasfield due to longer service life appears a series of problems as well as the surrounding towns occupied and construction,which increased the difficulty of the old well plugging gasfield.Through the analysis of the old well plugging difficulty in Yulin gasfield,proposed wells plugging 3×3 management method and process of plugging the three-step,casing pipes leak test,salvage drilling and grinding bridge plugging,gas reservoir queeze seal,and the key control indicators are analyzed.Practical application shows that,according to the management method and working procedure to plugging the old wells,couples with effective control of key indicators,no leakage of the wellhead fluid and channeling,plugging successfully.

plugging technology；Yulin gasfield；old well；cementing；packer；pressure test for tightness；bridge plugging；well killing

TE355.5

A

1673-5285（2017）01-0050-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.01.015

2016－11-15

趙乃鵬，男（1987-），2011年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，從事井下大修及壓裂改造工作。