榆林气田老井封堵技术研究

赵乃鹏，鲁莎，刘鹏，王德龙，宫淑毓，何婷，王轩，王磊，王彦林，苏河套

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

榆林气田老井封堵技术研究

赵乃鹏，鲁莎，刘鹏，王德龙，宫淑毓，何婷，王轩，王磊，王彦林，苏河套

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

老井封堵技术历史悠久，目前已形成了独有的工艺技术，注水泥封堵技术目前应用最广泛。近年来，榆林气田由于老井使用年限较长出现的一系列问题以及周边城镇的侵占和建设，加大了气田老井封堵的难度。通过对榆林气田老井封堵难点的分析，提出了气井封堵3×3管理法以及封堵工序的“三步法”：“套管严密性试压、打捞钻磨桥塞、气层段挤封”，并对关键控制指标进行了分析。实际现场应用效果表明：依据提出的管理法及封堵工序对老井进行封堵，加之有效的控制关键指标，井口没有出现流体的下漏和上窜情况，封堵作业成功。

封堵技术；榆林气田；老井；注水泥；封隔器；严密性试压；桥塞；压井

榆林气田位于鄂尔多斯盆地东北部，以沙漠和黄土塬地貌为主，海拔较高、地理环境较差，气田老井多为20世纪80年代末完井，使用年限较长，出现了井下油套管不同程度的腐蚀变形，固井胶结质量差，技术套管和油层套管环空窜气等一系列问题，且近年来，由于气井周边城镇侵占、储气库建设、气井隐患治理等原因的逐渐增加，加大了老井封堵的难度，提高了对老井封堵质量的要求。

1 老井封堵技术

1.1 封堵目的

气田老井封堵就是根据气井的不同状况和不同的封堵要求采取积极有效的措施，以阻断储气层内天然气进入井筒或上窜或渗入其他渗透性地层，同时阻断其他地层流体窜入气层，并能隔离开注采井段与未开采利用井段，从而保护好环境不被污染和危害的作业[1]。

1.2 封堵方式

老井封堵历史悠久，美国在这方面发展较早，积累了较多的经验，封堵技术处于世界领先水平，早期的封堵井及封堵方式都比较单一，主要是对废气产层采用机械桥塞进行封堵，但随着科技的进步以及需要封堵的老井不断出现的新问题，使老井封堵形成了独有的工艺技术。目前油气田常采用的封堵方式主要有以下4种[2]：

（1）注水泥封堵。注水泥封堵就是将一定量配制好的水泥浆通过不同的方式替挤入套管内或井眼的某一部分，以形成满足封闭某井段的工艺技术。

（2）可取式桥塞封堵。可取式桥塞封堵是利用电缆座封工具或液压座封工具进行封堵作业，在需要时可以解封回收、重复使用。安全可靠、成本低廉、适用范围较广。

（3）可钻式桥塞+注水泥封堵。可钻式桥塞封堵就是利用可取式桥塞在井筒内座封、试压合格后再替挤入水泥浆的封堵技术。多适用于地层产气量较大、压力高、温度高的井。

（4）填砂+注水泥封堵。填砂+注水泥封堵就是向井筒内填入一定量的石英砂使其完全沉入井底之后，加深油管探砂面当超过地层到达预计位置之后，再调整管柱进行（1）中的注水泥封堵作业的封堵工艺技术。

封堵作业中，针对不同流体性质的产层和下步施工方案，应采取不同的封堵方式。目前注水泥封堵技术在油气田封堵作业中应用最为广泛。

2 榆林气田老井封堵难点

榆林气田老井多为20世纪80年代末完井，使用年限较长，出现了井下油套管不同程度的腐蚀变形，固井胶结质量差，技术套管和油层套管环空窜气等一系列问题，它的封堵技术难点主要表现在以下几个方面：

（1）老井建井年代久远，资料严重缺失，井筒及管柱情况不明，大多数多层求产井内设有多级桥塞，需打捞桥塞后封堵，但桥塞型号档案资料记录缺失，因此增加了打捞、钻磨作业中的井控风险，也给封堵作业的参数计算及施工设计带来了一定的困难。

（2）气井生产后由于储层亏空，压井液漏失严重，压井周期长，使得作业风险及成本增大。

（3）储集层裂缝宽度较大，分布非均质性，地层压力系数较低，容易发生漏失，压井操作难度大。

（4）由于老井的建井地理位置关系，使得气井周边环境复杂，条件受限，作业设备摆放困难，封堵完毕后，大多井口难以保留。

3 封堵工艺技术的应用与效果

3.1 封堵方案

针对榆林气田老井的特点以及不同封堵方式的特点，榆林气田老井封堵多选用注水泥封堵技术。为保证封堵效果，永久隔离油气层，防止层间窜流，在封堵工作中根据经验总结出了适用于榆林气田的气井封堵3×3管理法。

3×3管理法中的第一个3，就是人为的根据气井的射孔段层将封堵气井分为单层气井、多层气井和井筒内有桥塞的气井；第二个3就是将封堵的工序分为准备阶段、气层封堵阶段和收尾阶段。其中不同气井在封堵作业中准备阶段和收尾阶段的工序都是相同的，准备阶段都需要压井、起管柱、套管严密试压，收尾阶段都需要打中部水泥悬塞、打井口水泥悬塞以及处理井口。对于不同类别的气井在气层封堵阶段的工序如下：

（1）单层气井：测地层吸水-挤封射孔段。

（2）多层气井：挤封第一段射孔段-水泥塞严密性试压-挤封第二段射孔段-水泥塞严密性试压-（依次完成所有射孔段挤封）-下螺杆钻钻开所有水泥塞-射孔段一次性打塞封堵。

（3）井筒内有桥塞气井：打捞或钻磨桥塞-（如有多个桥塞则依次打捞）-挤封第一段射孔段-水泥塞严密性试压-挤封第二段射孔段-水泥塞严密性试压-（依次完成所有射孔段挤封）-下螺杆钻钻开所有水泥塞-射孔段一次性打塞封堵。

总结3×3管理法，得出封堵工序的“三步法”：“套管严密性试压、打捞钻磨桥塞、气层段挤封”（见图1）。

图1 气井封堵工序步骤图

3.2 关键控制指标的确定

3.2.1 压井方法的选择及压井液密度计算压井成败的关键是压井方法的正确选择。压井方法的选择需遵循以下因素：（1）根据井的具体条件和计算的压井参数；（2）井内管柱的深度和规范；（3）管柱内阻塞或循环通道；（4）实施压井工艺的井眼及地层特性。常用的压井方法有灌注法、循环法和挤注法三种（见表1）[3]。

表1 不同压井方法的对比

循环法压井目前应用最为广泛，考虑到它的广泛适用性及特点，在榆林气田将首先考虑循环法压井，在条件不允许的情况下，选择其他的压井方式。

压井液密度的计算是循环法压井的关键，在压井过程中，若试压井不成功则关井进行观察，待压力稳定后，采用循环压井法计算压井液密度。要求压井过程中排量不低于600 L/min。压井液的配方一般为KCl+清水+稳定剂。

循环法压井密度计算公式：

其中：ρ-压井液密度；ρm-井筒原有压井液密度；Pmax-试压井后关井井口压力；H-压井深度；ρe-压井密度井控附加值（0.07 g/cm3～0.15 g/cm3），定向井压井深度取井筒液柱垂深。

3.2.2 井控设备选择井下作业过程中的不确定因素和复杂的情况增加了井喷的危险性，井控工作的重要性因此突显，而实施井控工作的井控设备就显得尤为重要，它能在井下作业过程中对地层压力进行准确的监测和预报，在溢流、井喷发生时，能迅速控制流体的排放，及时泵入压井液，维持稳定的井底压力，重建井底压力平衡。因此，井控设备的选择对于做好井控工作具有十分重大的意义。

标准配套的井控设备主要包括：井口装置，液压防喷器控制系统，以节流管汇为主的井控管汇，钻具内防喷工具，以监测和预报地层压力异常为主的井控仪器仪表，钻井液加重、除气、灌注设备，井喷失控处理和特殊作业设备。

按照企业标准Q/SY 1553-2012《井下作业井控技术规范》及《长庆油田油田修井井控实施细则要求》，目前已完成的作业气井，全部符合“三高”气井中的“高危”一项，因此井控设备要求统一按照一级井控风险井配置。需要在井口配置液压双闸板防喷器、油管旋塞阀以及KQ70/65防喷井口[4]。

3.2.3 封隔器选型封隔器在油气田的勘探和开发等生产过程中使用广泛，它通过外力作用，使胶筒长度缩短和直径变大密封油、套环形空间，分隔封隔器上下的油（气、水）层，从而实现油、水井的分层测试、分层采油、分层注水、分层改造和封堵水层。

国家标准对封隔器根据分类、固定方式、座封方式等参数依次进行了型号编制（见表2）。

表2 国标中封隔器型号的编制

经多年现场经验，一般对于浅井及较好工况的井，封隔器多采用单向卡瓦或无卡瓦，解封方式也多选机械式；对于工况较为恶劣的井和大井径，多采取双向卡瓦，甚至是锚定，且由于作业难度的增加，解封方式也倾向于液压、钻铣等方式[5]。

在井下封堵作业过程中，因需频繁起下管柱，因此为了减少注水泥浆时的摩阻，在选用封隔器时应尽量选用机械座封便于解封的封隔器，且便于挤水泥不留球座。通过现场经验及榆林气田气井自身的特点，在封堵作业时考虑选用Y211型封隔器。

Y211型封隔器是一种机械式单向卡瓦支撑式封隔器，是以卡瓦为支点，靠下放管子重力来坐卡和座封，以上提管柱的方式解封。卡瓦式封隔器的特点就是可以防止油管柱的轴向移动，靠卡瓦作支撑点，以管柱的部分重力使密封轴向压缩，径向胀大达到密封油套管环形空间的目的。经多年现场应用证明：该种封隔器结构简单，具有起下顺利，中途不误座封，且座封、解封操作简单，密封可靠、承压高、通径大、摩阻小等优点，同时在使用上也具有很大的灵活性。

3.2.4 水泥浆选型及加注量计算井下注塞封堵一般采用G级水泥，由于颗粒粒径较大（100 μm～150 μm），限制了它在某些特殊作业中的应用，对于低孔低渗储层封堵处理效果较差。API标准中规定G级水泥适用于地面到井深2 440 m的井注水泥，加入速凝剂或缓凝剂后适用于更广泛的井深和温度范围。

目前国内研发出的超细水泥是在普通水泥的基础上加工粉碎，颗粒更加细化了的水泥（平均粒径小于5 μm，最大不超过10 μm），由于颗粒小，使其具有良好的流动性和穿透性，处理半径也较普通水泥大得多，易进入地层孔隙，尤其适合低孔、低渗油藏的封堵作业，能够渗入到常规水泥达不到的区域，因而比普通水泥的封堵成功率高。但超细水泥由于颗粒细，比表面积大，水化速度快，初凝时间短，使用的安全性较差[6]。

基于以上G级水泥和超细水泥浆的不同特点，对于榆林气田，目的层封堵作业，选择超细水泥，中部及井口的水泥悬塞，选择G级水泥。

对于水泥浆的加注量计算，如下式所示：

水泥浆总量：Vt=V1+V2

式中：Vt-水泥浆总量，m3；V1-注入封堵层的水泥浆量，m3；V2-封堵层段井筒内灰塞水泥浆用量，m3。

注入封堵层的水泥浆量V1用下式计算：

式中：R-封堵半径，m；r-管内径，m；H-封堵层有效厚度，m；ψ-平均有效孔隙度，%。

封堵层段井筒内灰塞水泥浆用量V2用下式计算：

式中：h-井筒内灰塞厚度，m。

封堵时具体要求水泥塞长度至少超出射孔段顶界150 m。对于封堵半径，目前还没有明确的标准和方法，根据经验一般取0.5 m～4 m，但是由于长期的开采生产致使目前地层压力低于原始地层压力，地层孔隙发生一定程度的闭合，孔隙度降低，超细水泥不可能进入地层太深，因此，为保证超细水泥挤入地层起到有效的封堵，选取封堵半径为0.5 m[7]。

3.3 应用实例

榆林气田自2006年以来，共完成老井封堵作业14口，效果好，质量佳，实施永久性封堵的气井没有流体上窜下漏的现象发生。

榆林气田榆x1井由于地理位置的西南方政府计划修建住宅，因此为了消除公共安全隐患，保证周围居民生命财产安全和气田安全生产需对该井进行报废处理，实施永久性封堵。该井于2004年完井，完钻井深2 584.00 m，人工井底2 458.98 m，该井位于A气层段，试气日产量9 m3。该井井内气层段以上电缆桥塞封堵，井口盲板焊接处理，井口无压力显示。

结合榆林气田的气井封堵3×3管理法及封堵工序，对榆x1井井筒内的可捞式桥塞先进行打捞，再依次进行封堵作业，具体的施工工序如下：压井→通井→洗井→试压→打捞桥塞→分段水泥封堵→候凝→试压→处理井口→恢复地貌，其中分段水泥封堵时注水泥由下到上共分四段：

（1）A气层段（2 309.00 m～2 313.00 m，2 387.00 m～2 391.00 m）水泥浆挤封，并且气层段（2 458.97 m～2 258.97 m）形成200 m水泥塞；

（2）气层段（2 258.97 m～2 158.97 m）水泥浆封堵，形成100 m水泥塞；

（3）打1 250 m～1 100 m段悬空水泥塞；

（4）打100 m段悬空水泥塞。

气层段注灰半径要求井眼周围0.5 m范围内，高度以各对应气层段高度为准，挤封时要求挤注压力在不超过套管最大抗内压25 MPa下，最大限度挤入水泥浆，为保证气层段封堵质量，封堵时水泥浆的各项参数计算（见表3、图2）。

表3 水泥浆参数及水泥塞试压设计

图2 榆x1井封堵示意图

榆x1井整个封堵施工顺利，封堵成功。从目前的监测情况来看，对榆x1井实施永久性封堵作业之后，没有出现流体的下漏和上窜的情况发生，封堵作业成功。

4 结论

（1）注水泥封堵技术目前应用最为广泛，榆林气田在老井封堵作业中也采用此方法。

（2）总结出榆林气田的封堵难点以及适用本气田的气井封堵3×3管理法以及封堵工序的“三步法”：“套管严密性试压、打捞钻磨桥塞、气层段挤封”。

（3）封堵作业中需控制的关键指标：榆林气田老井封堵作业井控设备要求统一按照一级井控风险井配置；选择循环法压井并以此计算压井液的密度；选用Y211型封隔器；对目的层的封堵作业，选择超细水泥体系，对中部及井口的水泥悬塞，选择G级水泥体系。

［1］黎洪珍，刘畅，张健，张艳玲，夏在军，等.老井封堵技术在川东地区储气库建设中的应用［J］.天然气工业，2013，33（7）：63-67.

［2］李治，于晓明，汪熊熊，牛智民，李建刚，薛伟，等.长庆地下储气库老井封堵工艺探讨［J］.石油化工应用，2015，34（2）：52-55.

［3］沈琛.井下作业工程监督［M］.北京：石油工业出版社，2005：226.

［4］孙树强.井下作业［M］.北京：石油工业出版社，2006：38.

［5］张立新，沈泽俊，李益良，张国文，高向前.我国封隔器技术的发展与应用［J］.石油机械，2007，35（8）：58-60.

［6］王超，王野，任强，贾利军，马骏，等.超细水泥在储气库老井封堵中的研究与应用［J］.钻井液与完井液，2011，28（5）：16-18.

［7］张平，刘世强，张晓辉，刘建梅，薛清祥.储气库区废弃井封井工艺技术［J］.天然气工业，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

赵乃鹏，男（1987-），2011年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，从事井下大修及压裂改造工作。