浅谈江汉油区废弃井治理工艺

万 明

（中国石化江汉油田分公司井下作业处，湖北 潜江433123）

1 江汉油区废弃井治理概况

江汉油区开发至今已有40多年，位于水系纵横交错的江汉平原，长江、汉江穿油区而过。截止2013年底，江汉油区废弃井总数达到2 337口，已封井数578口，未封井数1 759口，与正常生产的开井数1 757口持平，废弃井治理形势严峻，存在着井数多、地理位置跨度大、治理难度大等特点。大量的废弃井如果不加以处置，将成为一个极大的隐患，给安全、环境、生产带来不可忽视的影响。一是废弃井大多数已多年停产不用，井口装置陈旧，腐蚀严重，井口密封较差，安全性低。且有的靠近或处在居民区内，一旦井口发生刺漏或闪燃将造成严重安全环保事故。二是废弃井因注水压力高引起地层滑移，导致套管错断、破损，如果得不到及时治理，将会使地表和地下水层大面积污染。三是井况差，无法实现有效分注，无效水循环问题严重，导致注采井网层系布局越来越不合理，使开采难度进一步加大。

如何采取合适的措施对这些井进行处理，以避免这类井的地层窜通或井下流体进入淡水层或地表层，从而有效防止火灾爆炸、井口失控、环境污染等事故的发生，是报废井治理工作的重点。

2 废弃井治理原则

废弃井治理的目的是为了保护自然资源。根据中华人民共和国石油行业标准和API标准，废弃井应采用留水泥塞封堵作业来保护淡水层，同时也阻止地层流体在井内运移。

地层流体在井筒的运移有以下两种情况：①有连通渗透性地层与淡水层或地表的井眼通道。②地表水渗入井筒中并窜入淡水层。因此，在井内适当的位置注水泥塞或打桥塞能有效地阻止流体运移，同时油井的井身结构和各种自然力量也能阻止流体运移。2014年江汉油田结合本油田实际情况，在《江汉油田石油天然气井井控实施细则》基础上，提出了废弃井封存必须遵循地层流体不进入井筒、各层位之间不相互窜通、地下水不受污染的原则。

3 废弃井治理工艺

按先后顺序可将废弃井治理分为5个阶段：①前期准备：查阅井史、编制施工方案、组织施工运行；②重建井口：安装井口及井控装置，建立油管起下通道；③井筒准备：清理井筒、清洁套管壁、验证井筒完好性；④挤堵打塞：挤堵射孔层段、漏点层段；打水泥返高段塞、井口塞；⑤治理收尾：灌井口灰帽、焊井口、浇筑水泥台并标注封井信息。按照井筒状况的不同，可将废弃井分为常规井、套漏井、套损井、落物井以及多种问题并存的复杂井。根据2014年1－7月已出封井施工设计统计，江汉油区封井数54口，其中有落物的井16口，套损井8口，套漏井5口，复杂井4口，总计33口，占到了总井数的61%，由此可见，废弃井的治理难度大、风险大，如何给这些废弃井对症下药，是治理成功的关键。江汉油田结合自身实际制定了《江汉油田废弃井封井暂行规定》，对井筒复杂状况提出了相应治理措施。

3.1 常规封井

对于套管完好、井下无落物的井，可实施常规打塞封井工艺，即分为挤堵射孔层、打水泥返高段塞、打井口塞三步：①挤堵射孔层，将水泥承留器下至油层上届50m以上处挤堵油层，挤堵完后拔出插管验塞。若不合格，直接在承留器上部打塞段不小于100m的水泥塞；若验塞合格则上提挤堵管柱至水泥返高以下50m，准备打塞。②打水泥返高段塞，将管柱下至水泥返高50m以下，用水泥浆打塞段不小于100m的水泥塞，关井候凝后，探塞面验塞，若不合格，应进行挤堵施工，塞面距井口小于1 200m的可采用大浆量空井筒一次性封堵；若验塞合格则起出管柱。③打井口塞，从井口推木塞至100m处，用水泥浆打塞段不小于100m的水泥塞，塞面上返至井口。如试压不合格，则在该水泥塞上部直接打水泥塞，直至试压合格。

3.2 套漏井封井

套管漏失是一个极大的隐患，不仅存在管外窜的风险，损坏部位大量出水、出砂对井下施工作业也产生威胁，应及时封堵。针对套漏井需先详细测得漏点的准确位置、数量及吸水量，根据实际情况对漏点进行挤堵作业，浆量按挤入半径不小于1m计算，并使水泥塞段覆盖套漏井段，且水泥塞上下端面应大于套漏井段上下位置各20m。若漏点多，跨度大的井则应采用分段挤堵，由下至上封堵漏失井段；若漏点位于浅层，则可采用空井筒大浆量一次性挤堵。

以王13－4套漏井封井为例，该井人工井底：2 321.9 m，油层段：2 178.40～2 299.00m，水泥返高：1 984m，漏点954.3～1 039.11m。

该井于1987年10月28日找漏，确定漏点1 020.03～1 039.11m，打木塞至1 085.53m，挤水泥封堵，灰面深度1 060.7m；验套，抽次 118次，液量30.9m3，未堵住。第二次找漏，确定漏点位置954.3～1 039.11m，挤堵后验套，抽深300～500m，抽次82次，液量14.2m3，漏点未堵住，因套管穿孔井段太长，无法堵漏，报废。

处理措施：①井筒准备，钻开原井水泥塞后下入刮管器清理套管壁。②封堵油层，下入水泥承留器至2 121.58 m，用1.80g／cm3的水泥浆8m3挤堵油层，验塞合格。③打水泥返高段塞，上提管柱至2 033.97m，用1.85 g／cm3的水泥浆1.5m3打水泥返高段塞，塞面1 904.54 m，验塞合格。④挤堵漏点，起出井内管柱，下入1m短节装井口，挤入1.85g／cm3的水泥浆15m3水泥浆封堵漏点，探塞面36.13m，验塞合格，治理收尾完井（图1）。

3.3 落物井封井

落物井分为两种情况，一种情况是原本井内就存在落物，这种情况打捞难度大或根本无法捞，井内通常是上次作业无法捞获的落物，如王云3井井内双鱼顶，就是上次打捞失败后所形成的，也是直接导致该井废弃的主因。第二种情况是原井生产管柱卡或断脱，如老10井注水管柱腐蚀断脱。总的来说，原则上应尽量打捞全部落物，但实际情况下全部打捞即不划算也不现实。为了保证治理效果，现场要求应尽量将落物捞至水泥返高以下，对于实在是工作量巨大或无法打捞的井，在鱼顶上部30m以上下入水泥承留器，对落鱼下部筒挤注水泥浆，并尽量使灰浆挤入落鱼以下已射开的储层，挤入半径不小于1m。鱼顶在水泥返高以下的还需要打水泥返高段塞。

以老10落物井封井为例。该井：人工井底：2 693.34 m，油层段：2 454.4～2 596.0m，水泥返高：1 201.66m，鱼顶：1 275.63m。

该井于2014年5月进行换封作业，起原井管柱时，起管29根管本体腐蚀断脱，后经过多次打捞作业，由于落鱼管柱腐蚀严重，套管壁大量结垢，致使打捞进展缓慢，所以将鱼顶捞至水泥返高以下后决定停止打捞，进行封井处理。

处理措施：①井筒准备，先后下入螺杆钻具和刮管器清理井筒、井壁至1 274.5m。②封堵鱼顶下部层段，下入水泥承留器至1 255.78m，用1.85g／cm3的水泥浆10m3挤堵油层。③打水泥返高段塞，拔出插管至1 246.36m，用 1.85g／cm3的水泥浆1.6m3打水泥返高段塞，塞面1 124.33m，验塞不合格，吸水量2MPa，250L／min。④挤堵打塞，起出打塞管柱，下入1m短节，装井口，用1.85g／cm3的水泥浆10m3空井筒挤堵。关井候凝后探塞面174.32m，验塞10MPa停泵后降为0。在塞面上部用1.85g／cm3的水泥浆1.8m3打塞，关井候凝后探塞面35.5m，验塞合格，治理收尾完井（图2）。

图1 王13－4套漏井封井图

图2 老10落物井封井图

3.4 套损井封井

废弃井一般长期关停，井筒内应力发生改变，加之江汉油区水泥返高普遍较低，套管外无水泥环保护，极易造成套管变形，错断，所以对长期关停井或有套损记录的井应下入铅模查套。若套管轻微变形，打塞管柱可通过的井按常规封堵井处理；若管柱无法通过，应下入螺杆钻具带磨鞋对套管进行整形，使管柱可以通过变形点；若套管损毁严重，处理难度大或无法处理的，应在变形点30m以上下入水泥承留器，对变形点下部进行挤堵，并尽量使灰浆挤入变形点以下已射开的储层，挤入半径不小于1m。挤堵验塞合格后即可按常规封井进行施工。

以广406套损井封井为例。该井：人工井底：2 866.09 m，油层段：2 702.0～2 838.0m，水泥返高：2 401.50m，铅模遇阻点：2 026.50m。

该井于2010年11月下Φ117mm铅模在2 026.48m打印，铅模缩径为Φ89mm×Φ117mm，经分析为套管变形；Φ97mm铅模在2 027.08m打印，铅模底部有一道弦形印痕，分析为套管错断。

处理措施：①井筒准备，井口泄压，起出原井生产管柱。②查套，根据井史记录，决定下入Φ117mm铅模查套，在2 026.50m处遇阻，加压60kN打印，起出铅模后发现铅模最大直径变为Φ119mm，端面有一道弦形印痕。印痕宽6.8mm，深5mm，弦长42.7mm。分析为套管错断。③封堵变形点以下层段，刮管后下入水泥承留器至1 979.03m，用1.80g／cm3的水泥浆20m3挤堵，验塞合格后起出全部管柱。④打井口塞，推木塞至102.18m，用1.85g／cm3的水泥浆1m3打塞，塞面25.41 m，验塞合格，治理收尾完井（图3）。

3.5 复杂问题井封井

井筒内往往多种问题并存，各种问题又相互影响，使得井内问题复杂化。例如套管变形可导致井内管柱被卡（周181井套管变形导致原井管柱卡）；套管破损使大量泥砂岩块进入井筒内埋住管柱，增加大打捞难度（王1－34－11井打捞施工过程中套管破漏不断返吐出砾石、黄泥，迫使打捞施工中断）。对于这类井应综合考虑，结合运用套漏井、落物井、套损井封井等三种治理方式，从井筒由上至下进行处理。井施工时一定要小心谨慎，做到避免大直径工具长时间留井，管柱遇阻后不可盲目加压通过，循环时细致观察出口情况。

以王4－11－1复杂问题井封井为例。该井人工井底：2 764.71m，油层段：1 753.0～2 739.4m，水泥返高：1 225.5m，鱼顶深度：24.9m，漏点：443.7～453.2m。

目前该井内有落井油管187根，鱼顶为平式油管接箍，深度：24.9m。且1990年3月30日打捞找漏时确定443.7～453.2m处有漏点，泵压4～6MPa，测吸水量500L／min。

处理措施：①井筒准备，装井口，下入螺杆钻带三牙轮及刮刀清理井筒至鱼顶上部24.9m，起出螺杆钻具。②打捞，下入反扣管柱打捞落鱼，经过多次冲捞后捞至1 386.59m打捞工具遇阻。③查套，下入Φ117mm铅模在1 386.59m处加压50KN打印，起出打印管柱发现铅模底部变为Φ117mm＊Φ100mm，分析为套管变形。无法继续打捞施工，决定对变形点下部进行封堵。④封堵变形点下部层段，刮管后下入水泥承留器至1 346.26m，试挤测吸水量后，用1.80g／cm3的水泥浆8m3挤堵。由于上部存在漏点，无法验塞。⑤打水泥返高段塞，上提管柱至1 276.16m，用1.85g／cm3的水泥浆1.5m3打塞，关井候凝后探塞面1 151.62m。⑥挤堵漏点，由于漏点位于浅层，故决定采用空井筒挤堵。起出井内管柱，下入1m短节装井口，挤入1.85g／cm3的水泥浆8m3水泥浆封堵漏点，探塞面38.16m，验塞合格，治理收尾完井（图4）。

图3 广406套损井封井图

图4 王4－11－1问题井封井图

4 结论与建议

1）根据江汉油区废弃井的井况特点，结合油田废弃井的处置要求，对各种复杂井况提出相应的治理技术措施与封井工艺，确定了标准的封井作业程序，进而形成一套成熟的适合江汉油田的废弃井处置工艺技术，对于合理有效地消除废弃井的安全环保隐患，保证油田正常开发生产具有重要意义。

2）废弃井多是问题井、带病井，治理难度大、风险大，工作量繁重，因此在治理过程中要继续坚持方案准备充分、设计评审过关、严格遵照设计施工，避免出现质量事故，保障油田废弃井治理的工作顺利进行。

3）制定水平井封井标准，现阶段治理的井都是早期的直井或斜井，随着时间的推移，水平井终会进入治理范围，应及早进行标准制定，充分做好技术储备。

［1］孙超，王军，刘成双，闫晶波.扶余油田废弃井处置技术研究与应用［J］.特种油气藏，2011，18（04）：126－128.

［2］贾宇.川东地区报废气井治理工艺技术探讨［J］.新疆石油天然气，2008，04（增刊）：141－144.