王秀瑤


摘要:氣井長期閑置無開發價值,封井工作量逐漸增多,老氣田封井標準高,在封井過程中經常出現井口無法打開,儲層當量漏失嚴重,封固質量不達標等問題,需要系統優化封井工藝予以解決。近幾年油田公司也加大了氣井安全隱患的整治,解決了部分歷史遺留問題,提升了氣井完整性管理水平。由于氣井區塊地質特征復雜、人文地理環境特殊,部分氣井治理工作難度較大。但仍通過克服井下復雜、地企協調等諸多困難,安全、優質、高效完成氣井隱患治理工作。
關鍵詞: 封井工藝;逐層封堵;帶壓候凝;科學安全
1 天然氣井的現狀
在冊部分氣井長期閑置無開發價值停井,因蓄意破壞或非常規開采所導致的安全隱患。部分廢棄長停井由于遭到人為破壞使井口裝置及附屬部件缺失,井下作業工具失效,整體氣井失去開發意義,造成危害環境、傷害人身財產安全嚴重后果。由于封井作業標準不斷提升,依據“廢棄井及長停井處置指南”要求,打破油區籠統封井格局,提倡氣井以“逐層封堵、帶壓候凝”為主指的技術環節,實現氣井封堵的標準化,科學化,安全化。
2 氣井報廢的主要原因
2.1無氣無潛力、氣藏枯竭
氣量、液量為0,油套壓無顯示,且沒有其它氣水層可以開發。
2.2地理位置不充許開井
周邊人口稠密或近水區等環境敏感地區;臨近居民區,最近距離僅為10米;
飛機場飛行跑道區附近;處于天然環境保護區內等諸多地條件都具備報廢資格。
2.3高含CO2氣井,油套管材質不滿足開發需求
氣井高含CO2,井下油層套管為P110鋼級耐腐蝕性較差,由于完井油管柱絲扣或工具泄漏,高含硫氣體進入油管、套管間環空,加劇油管外壁、套管內壁腐蝕,可能帶來安全隱患。
2.4套管頭裸漏,套外漏氣,井口不可控
套管頭裸露、無正規套管頭,井口不可控。通過封隔器坐封(Y341+反循環閥+單流凡爾)打壓驗竄施工,壓力無明顯壓降證明封隔器下入位置無漏點。
2.5固井質量差,不能滿足有關規定要求
部分井固井質量差,特別是油套與技術套之間固井質量合格率較差,(無固井質量連續為好超過25m的井段),不滿足有關規定。可通過射孔作業,將油層套管射開。
2.6前期綜合評論
依托氣井作業條件結合現場因素的評述,我們采取“評價-研究-應用-再評價”的技術路線,深入細化封井作業工序,真正實現提質、提速、提高作業的目的,從而達到安全、科學、節能、降耗的任務宗旨。
3封井施工的主要做法
3.1氣井封閉的一般原則? (1)產層封堵:開層上至少15m處坐封水泥承留器. 承留器上注不低于50m灰塞。合理計算堵劑用量,封堵半徑為2m.
(2)套管鞋封堵: 在生產套管內,表層套管鞋以下30米處;打橋塞。橋塞上注60m灰塞。
(3)油層套管固井水泥返高不夠:對油套與技套之間水泥返高不夠的井采用射孔作業將油層套管射開。正循環注入水泥漿,水泥漿從油套與技套環空中返至地面。擠水泥完成后,關井侯凝48小時;侯凝后試壓15MPa穩壓30分鐘,壓降不超過0.5MPa為合格。
3.2封堵工具、參數要求:
3.2.1水泥承留器技術原理
①使用機械式水泥承留器與機械座封工具連接后,管柱下放到預定位置;
②上提、旋轉、再下放坐封,旋轉丟手,再次將機械座封工具插入承留器;
③打開閥體,進行擠注水泥作業;
④拔出中心插管,帶單流閥自動封死,避免由于擠水泥壓力高于水泥漿上返,也使上部油層不受水泥污染。
3.2.2水泥承留器用途及優點:
①用于管外封串、層間封串、封堵產層;
②外徑小,對井筒封堵效果好;
③承留器應適合5 1/2″套管(壁厚9.17mm);
④結構設計合理,坐封可靠,有效防止堵劑回流,現場操作方便。
3.2.3橋塞技術原理:
①橋塞下到預定位置后,投球(Φ30mm)打壓實現坐封;
②若未坐封,則上提管柱繼續打壓,直至坐封;
③然后上提管柱實現丟手;
④橋塞坐封后,上提管柱3-4米,緩放回探,直到探著為止。
⑤參數要求:承壓35MPa以上,機械或液壓方式坐封;坐封位置需要避開套管接箍,應適合于5 1/2″套管(壁厚9.17mm),
結構設計合理,坐封可靠,可鉆
3.3堵劑的科學用量計算:
①封堵儲層及水泥撐留器下方井筒所需堵劑用量:
儲層V1=π(R)2*油層厚度*孔隙度*附加值
②同理計算出水泥塞/井口懸空水泥塞/所需堵劑用量。
3 結論認識及下步挖潛方向
(1)嚴把各項指標環節、做到節能降耗、提質增效;
(2)合理的計算水泥固井用量及其備用附加值。對于井深的不同,固井用量也會不同,其封井作業費用也不同。用量計算準確,對于標準卡點的費用選擇尤為重要。雖然節約費用微小,但必須精益求精。
(3)全面排查即將封井作業中高含CO2井對油管腐蝕的影響,結合各項資料后確定是否有開采價值再衡量其封井的意義。
(4)孔隙度大小,對不同比重泥漿用量的權衡。
(5)加強作業工期督導與管理,是節約作業費用的直接原因。