杨永明
中国石油化工股份有限公司中原油田分公司采油气工程服务中心 河南 濮阳 457001
摘要：油田开发到后期，部分油水井存在套管损坏、井下落物等情况，被迫长期停关井， 停关井由于井控隐患大，靠近村舍，易造成人和物的伤害。针对不同类型的废弃井，采取了不同的封堵技术，杜绝了井喷事故的发生，消除了安全隐患。
关键词：废弃井；封堵技术；现场应用
前言
统计文南油田2012年以来，井口不符合井控装置要求的有255口，其中敞口井86口、焊盲板井80口、井口有封井器的89口。
长期停关井、废弃井存在以下井控安全隐患：一是敞口井，没有井口控制，极易发生重大井喷失控事故；二是直接在套管短节上焊盲板和井口封井器有问题的井，存在无法测压、放压等问题，一旦井筒压力发生变化，容易造成油气泄露或井喷失控事故；三是多数废弃井井场被占，井场周围50m内建有民房、学校、村庄等建筑物，存在高风险井控安全隐患和环保事故隐患；四是采取井筒注灰等封井措施，因井况限制，灰塞在水泥返高以上，灰塞下部套管损坏后，存在井内油气集聚至油层套管与技术套管环空上窜至井口的风险。
针对上述安全隐患问题，集团公司下大力气对废弃井进行永久性封井综合治理，2013年以来，文南油田开展长停井、废弃井封堵技术研究与应用，优选封堵工艺，优化堵剂性能，合理选择工具。通过封堵技术的集成配套应用，有效地避免了井喷失控事故所造成的环境污染和生命财产损失。
1废弃井永久封井技术研究
1.1 落物井封堵技术
针对油层段或油层顶界以上有遇卡落物（如油管、钻杆等），常规大修技术无法打捞出井内落物的弃置井，通过求吸水指数验证与油层段是否有通道，判断是否可实施挤堵封层，实施时则采取下水泥承留器至鱼顶以上100-200m，挤堵封层后，并在承留器上继续覆灰，灰塞厚度不低于50m，确保永久性封井效果。
1.2 分段封井工艺技术
在油层段或油层顶界以上存在常规大修无法打捞的井内落物，而鱼顶以上有大跨度套漏井段（套漏点距离油层顶界≥500m），能下入分段挤封管柱的井，则采取下水泥承留器或封隔器至鱼顶以上100-200m，实施挤堵封层后，并在承留器上继续覆灰，灰塞厚度不低于50m后，再封堵上部套漏井段，确保永久性封井效果。
1.3 套管错断封井工艺技术
在油层顶界以上水泥返高以下套管错断而可以打通道至油层底界（套管错断点距离油层顶界≥500m），又无法下入水泥承留器或封隔器至错断点以下挤堵封层的油水井。则先下光油管至油层底界以下注水泥塞封堵至油层顶界以上50-100m，再下水泥承留器或封隔器至错断点上部100-200m，实施挤封错断点后，并在承留器上继续覆灰，灰塞厚度不低于50m，确保永久性封井效果。
1.4 套外窜漏封堵技术
因固井质量差或水泥返高未过油层顶界等造成窜漏至井口的井，采用先挤堵封层后，再射工程孔二次固井工艺进行封井处置。
1.5 空井筒平推封堵技术
水泥返高以上浅部套漏沿油层套管外侧窜漏至井口的油水井，采用先挤堵封层，再平推封堵套漏封井处置。
2应用 “MMR”水泥承留器实施永久性封井工艺
针对大溢流井，在挤堵封井过程中，堵剂顶替到位反洗井时，堵剂返吐导致封堵的效果变差的问题，经过多次调研论证，引进“MMR水泥承留器”实施永久性封井。
2.1“MMR”水泥承留器结构
水泥承留器主要由上\下卡瓦、上\下锥体、承留环、胶筒、中心管等组成。
2.2“MMR”水泥承留器工作原理
当机械坐封工具与承留器下到预定坐封位置后，上提 0.6m，右旋转油管10 圈以上，即可释放机械坐封工具的控制螺母，从而使其中心管部分与弹簧片扶正部分有一定相对运动的行程，然后再下放管柱 0.6m，承留器的上卡瓦从卡瓦套中释放出来，即可压缩胶筒、撑开上下卡瓦，坐封承留器，并使控制弹性接头从水泥承留器中旋出，再上提管柱直至丢手。
实施挤堵施工时，缓慢下放管柱加压4-8吨，使插管插入承留器并打开阀体，向油管打压验封求吸水。根据施工设计进行挤堵施工，顶替清水到位后，上提管柱拔出插管，承留器阀体自行关闭，防止水泥浆返吐。
工艺特点：一是在进行高压挤封过程中，不仅能够保护上部套管，而且解决了堵剂返吐这一难题。二是：水泥承留器留在井内，不仅能够加强封固质量，还大大提高了挤封措施实施的安全性，实现永久性封井。
2.3 现场应用情况
在废弃井永久性封井处置中，W72-327、W243井试验应用“MMR”机械式水泥承留器实施挤堵施工，工艺施工成功率100%。
W72-327井于2013年6月上修永久性封井措施，由于井口溢流2.4m3/h，为保证挤堵封堵效果，决定采用下“MMR”水泥承留器实施挤堵。“MMR”水泥承留器坐封于2407.71m，上提管柱1.5m提出插管，用清水正打压15MPa合格后，下放油管1.5m插入插管实施挤堵施工，正挤入堵剂28m3，挤注泵压26MPa，顶替清水至设计位置后起出承留器插管，井筒试压15MPa合格。继续在承留器上覆灰100m，实施永久性封井成功。
3浅层低温堵漏固化封井技术
针对水泥返高以上套管破裂、穿孔等漏失，漏点处在表套以下的自由段，采用浅层低温堵漏固井技术，防止油层内油气水从漏点窜至套管外再上窜至地面，消除井控安全隐患。现场实施应用10井次，成功率100%，取得了良好的效果。
3.1 堵漏（封窜）剂的改进完善
a.优选固结体均一、强度较好的低温固化剂WK-3固化剂或G203低温固化剂D级油井超细水泥配伍，以满足在漏失段滞留的工艺要求；b.优选增强剂改善水泥石结构使之致密、渗透率降低、抗压强度增高；c.在堵漏剂中添加1.5-2%的增韧剂提高抗折强度；d.加入0.4%～1.0%的DL-1调节剂，确保堵漏安全施工的需要。
3.2 完善堵漏（封窜）工艺技术
漏失段确定后，根据漏失段的位置选择合适的施工工艺。首先挤封油层段后，再挤堵上部漏失井段；二是水泥返高以上的漏失段（点），采用空井筒平推工艺实施堵漏；三是水泥返高以下的漏失段（点），采取下光油管至漏失段（点）以上100-150m，从油管挤入水泥浆。
a.循环法堵漏工艺：适用单处漏点、短井段封堵。b.平推法堵漏工艺：该工艺适用长井段多漏点、漏失严重、水泥返高以上套管漏失。c.封隔器堵漏工艺：该工艺适用于多漏点且跨度大（大于50米）吸水能力较差，施工压力较高的套漏井 ，具有保护套漏点以上套管的优势 。
3.3现场应用情况
文南油田2013年以来共实施废弃井永久性封井23井次，其中采取封隔器或水泥承留器分段封井工艺11井次、采用油套射工程孔二次固井封堵油-技套环空4井次，浅层平推堵漏封固留塞法8井次，施工合格率100%，施工一次成功率100%。
文72-108井于1986年4月新投。1996年7月大修捞出落井泵管后，证实套变严重并破裂，中途完井。2014年7月上修永久性封井措施时，发现井口环形钢板漏出泥浆。对S2下4-6S3上1-3，井段：2962.2-3170.8m实施挤堵留塞至2724.5m后，下封隔器找漏证实井段1000m-1100m套漏。现场采用低温固化堵剂实施二次固井留塞一次成功。
4结束语
文南油田通过长停井废弃井井控安全处置技术研究与应用，消除了高油气比、高压注水开发区块高风险废弃井的井控安全隐患和安全环保事故的发生，有效地避免了井口失控、井喷事故所造成的环境污染和周边群众的生命、财产损失。通过废弃井永久封井安全处置后，恢复耕地60余亩，社会效益显著。
参考文献：
[1]杨树栋，采油工程.东营：石油大学出版社，2000
[2]吴奇，井下作业工程师手册.北京：石油工业出版社，2002
[3]万仁傅，采油工程手册，东营：石油大学出版社，2001
[4]中国石油化工集团有限公司企业标准，废弃井封井规范，2007