2021天然气井永久性封井技术规范

天然气井永久性封井技术规范 目 次 前 言 Ⅱ 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 封井原则 2 5 封井前评估 2 6 封井设计 3 7 封井工艺 3 8 封井技术要求 5 9 资料存档要求 14 10 健康、安全及环保管理要求 15 附录 A（资料性附录）典型天然气井封井井屏障设置示例图 16 天然气井永久性封井技术规范 1 范围 本标准规定了天然气井永久性封井原则、封井前评估、封井设计、封井工艺、封井技术要求、资料存档要求和健康、安全及环保管理要求。 本标准适用于陆上天然气井的永久性封井作业。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的引用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY/T 5587.14 常规修井作业规程 第 14 部分：注塞、钻塞 SY/T 6277 硫化氢环境人身防护规范 SY/T 6610 硫化氢环境井下作业场所作业安全规范 SY/T 6646-2017 废弃井及长停井处置指南 Q/SY 1142 井下作业设计规范 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 井屏障 well barriers 为阻止流体从地层流入井筒内、地表环境或其它地层，由人工设置的不少于一个的部件（套管、水 泥塞、桥塞等）或部件组合。 3.2 最浅油气显示层 The shallowest layer with show of oil and gas 1 Q/SY 地质提示纵向上存在多套油气显示层的气井中，其井深最浅的油气显示井段。 3.3 风险井段 Risk well interval 存在高压、腐蚀性流体的未打开层段；因套管、水泥环屏障已失效，可能存在管外流体进入井筒风 险的井段。 3.4 套管环空带压 Casing annulus under sustained pressure 因气井井屏障不完善（水泥环失效、套管丝扣气密封失效等），造成地层或井筒内流体进入套管环空，导致套管与套管间环空持续带压的现象。 4 封井原则 4.1 封井用的工具、封堵材料等应满足永久性封堵需要。 4.2 应保证井筒及套管环空同时有效封隔。 4.3 设置合理的井屏障，保护淡水层免受污染。 4.4 封井措施应考虑选用工艺的可行性及施工安全。 5 封井前评估 5.1 地层评估 确定待封堵井的封堵层位和井段，分析评价存在的潜在地层风险。明确流动层上覆复杂岩性（高压 盐水层、膏泥岩、盐岩等）井段、漏失井段、地表/淡水层及盐水层井段、最浅油气显示层井段、断层和盖层、风险井段及其流体性质。 5.2 套管评估 根据单井和区块历史资料、腐蚀情况及工程测井检测结果，评估待封堵井油层套管或尾管的磨损、 腐蚀和变形情况。 5.3 固井质量评估 分析测试、改造、试采、生产等过程及井内压力温度变化可能对固井水泥环造成的损伤，评估固井 水泥环能否有效封闭地层，确定是否需要重新检测固井质量。 5.4 环空压力分析 检查各环空带压情况，分析环空带压原因。 6 封井设计 6.1 地质设计 6.1.1 包含但不限于以下资料：最浅油气显示层、风险井段、淡水层、断层及盖层、纵向上是否存在层间窜漏、已打开段产层漏失及垮塌情况、井口装置型号及其目前性能、压力等级和其腐蚀情况等。 6.1.2 其它要求参照 Q/SY 1142 中大修作业地质设计执行。 6.2 工程设计 6.2.1 包含但不限于以下内容：作业主要风险提示、完井井口装置设计等。 6.2.2 其它要求参照 Q/SY 1142 中大修作业工程设计执行。 6.3 施工设计 6.3.1 施工设计应包括各施工工序安全预案。 6.3.2 其它要求参照 Q/SY 1142 中大修作业施工设计执行。 7 封井工艺 7.1 注水泥塞法 7.1.1 循环注塞 通过钻杆、油管或连续油管注入水泥浆，循环并顶替水泥浆至管柱内外高度一致时，上提管柱至设 17 计洗井位置，并循环洗井，控制井内塞面，使水泥浆留在设计位置，上提管柱至安全位置候凝形成水泥 段塞的方法。若井内流体与水泥浆性能不配伍，则在顶替水泥浆前后要使用隔离液来减少井内流体对水 泥浆性能的影响。 7.1.2 挤注 通过钻杆、油管、连续油管或油层套管挤注水泥浆或封堵材料至目的井段，使之进入地层、套管受 损处或管外环空等位置，阻止地层流体进入井筒或在套管环空窜流。 7.2 机械塞法 通过绳索作业或工作管柱下入桥塞、封隔器或水泥承留器等机械塞至目的井段坐封封闭油气水层。 7.3 套管外封堵法 7.3.1 套管段铣封堵 通过下入套管段铣工具至目的井段将套管截断，磨铣掉一定长度套管并扩眼清除该段套管环空水泥 环，在套管段铣及扩眼井段注入封堵材料重新建立套管环空井屏障。 a） 段铣扩眼井段应选择在临近待封闭层位的上部盖层井段，段铣扩眼井段长度宜不小于 30m，段铣起始位置应避开套管接箍，段铣底界以下应预留一定长度口袋。 b） 段铣扩眼井段采用封堵材料进行封堵，封堵材料性能应具备永久性压力封堵能力，同时应与封 闭地层流体配伍。 7.3.2 射孔补注封堵 下入射孔工具对目的井段进行射孔，然后对射孔段挤注封堵材料进行封堵。以下两种情况应考虑射 孔补注封堵工艺： a） 对油层套管与技术套管环空固井水泥未返至井口的井宜考虑射孔后补固井的方式，建立套管环 空封堵井屏障。利用射孔段和地表已打开各层套管环空（不具备通道的井，宜采用井口整改方式建立固井循环通道），挤注工作液建立循环，确保环空清洁后，再循环补固井。若射孔后无法建立循环，则对射孔段实施挤注封堵方式重新建立套管环空封堵井屏障。 b） 对因水泥环缺失导致封堵井屏障失效井，宜选择适宜井段射孔，建立局部循环补固井，重新建 立封堵井屏障。 7.4 取套封堵法 对油层套管外无固井水泥环井，可采用套管切割或倒扣方式，取出一段套管，再采用注水泥塞法或 机械塞法进行封堵。 8 封井技术要求 8.1 产层封堵 8.1.1 常规气井产层封堵 采用注水泥塞法加机械塞法封闭产层，产层水泥塞面位置应高于射孔或裸眼顶界不小于 30m（水泥塞面宜高于该产层顶界）。水泥塞上采用机械塞法加固封闭，机械塞宜坐封于产层盖层固井质量较好井段，机械塞上水泥段塞厚度不小于 150m，见图 1。 （a）裸眼产层段封堵 （b）射孔产层段封堵图 1 常规气井产层段封堵示意图 8.1.2 高压、高含硫井产层封堵 8.1.2.1 应检测油层套管固井质量，若生产期间井筒长期处于酸性腐蚀环境下，应检测油层套管腐蚀情况。 8.1.2.2 裸眼段产层封堵，水泥塞应封堵至套管鞋以上不小于 150m（水泥塞面宜高于该产层顶界），其上采用机械塞法加固封闭产层，机械塞宜坐封于产层盖层固井质量较好井段，机械塞上水泥段塞厚度 不小于 150m，见图 2。 图 2 高压、高含硫气井裸眼段产层封堵示意图 8.1.2.3 射孔段产层封堵，水泥塞应封堵至射孔顶界以上不小于 150m（水泥塞面宜高于该产层顶界），其上采用机械塞法加固封闭产层，机械塞宜坐封于产层盖层固井质量较好井段，机械塞上水泥段塞厚度不小于 150m，见图 3。 图 3 高压、高含硫气井射孔段产层封堵示意图 8.1.2.4 产层上部盖层段油层套管固井质量不合格可能导致层间窜流时，封堵产层水泥塞面设计井深宜预留油层套管环空井屏障重建条件，并对产层上部盖层段油层套管采用段铣封堵或射孔补注封堵材料 等方式重新建立产层油层套管环空井屏障，段铣封堵长度宜不小于 30m；并采用机械塞法加固封闭，机械塞宜坐封于产层盖层固井质量较好井段，其上水泥段塞厚度不小于 150m，见图 4。 图4 高压、高含硫产层盖层油层套管固井质量不合格气井产层封堵示意图 8.1.3 大斜度、水平井产层封堵 产层封堵水泥塞宜设置在靠近产层附近，水泥塞垂直井深厚度应不小于 150m（水泥塞面宜高于该产层顶界）；且应根据油层套管外固井质量评估结果，采取相应措施，以保障封堵质量。 8.1.4 多层暂闭井产层封堵 若下部已封闭层或暂闭层不会因层间互窜影响气藏开发或封井安全，则可直接对最上部产层按产层 封堵要求进行封堵，否则宜重新打开已封闭层，对重新打开层按产层封堵技术要求封堵。 8.1.5 井筒复杂井产层封堵 8.1.5.1 落鱼、套管变形等导致封堵管柱及工具无法下至产层位置，宜清理井筒达到满足常规气井产层封堵条件。 8.1.5.2 对于井筒清理后，井身结构仍不满足下入机械封堵工具的井，按产层封井技术要求注水泥塞后，可直接采用厚度不小于 150m 水泥塞加固封闭，见图 5。 图 5 井身结构不满足机械工具下入气井产层封堵示意图 8.1.5.3 对于井筒清理后，产层段仍有无法处理的落鱼，注塞管柱无法下到产层位置且产层吸入能力差，可直接在落鱼位置以上选择盖层固井质量较好井段采用机械塞法及注水泥塞法进行产层封堵，水泥 塞厚度不小于 150m，见图 6。 图 6 有落鱼且吸入能力差气井产层封堵示意图 8.2 油层套管悬挂及分级箍位置封堵 8.2.1 注水泥塞封堵油层套管悬挂井段，油层套管悬挂位置上下水泥段塞厚度不小于 50m，水泥塞厚度不小于 100m，见图 7。 图 7 常规气井油层套管悬挂位置封堵示意图 8.2.2 对于高压、高含硫气井油层套管悬挂位置封堵，水泥塞上宜采用机械塞法加固封堵，机械塞上注水泥塞厚度不小于 150m，见图 8。 图8 高压、高含硫气井油层套管悬挂位置封堵示意图 8.2.3 在油层套管分级箍以下 50m 到分级箍以上 50m 处注水泥塞封堵。 8.3 风险井段封堵 8.3.1 对于因套损等原因，导致地层流体易进入井筒内的风险井段采用注水泥塞法进行封闭，水泥塞至少从风险井段底界以下 50m 封堵至风险井段顶界以上 50m，见图 9。 图 9 风险井段封堵示意图 8.3.2 对于未打开的高压、高含硫风险井段，如上部盖层段套管固井质量合格，可采用注水泥塞法封闭，水泥塞至少从风险井段底界以下 150m 封堵至风险井段顶界以上 50m，其上采用机械塞法及注水泥塞法加固封闭，机械塞上水泥塞厚度不小于 150m，见图 10。 图 10 高压、高含硫风险井段封堵示意图 8.3.3 对于高压、高含硫风险井段上部盖层段油层套管固井质量不合格井段，宜采用段铣封堵或射孔补注封堵方式重新建立套管环空井屏障，段铣封堵长度宜不小于 30m，风险井段底界以下水泥塞厚度不小于 150m，机械塞上水泥塞厚度不小于 150m，见图 11。 图 11 高压、高含硫且油层套管固井质量不合格风险井段封堵示意图 8.4 最浅油气显示层、淡水层井段封堵 8.4.1 对于最浅油气显示层、淡水层井段宜采用注水泥塞法进行封堵，水泥塞应封堵至该井段顶界以上 150m，见图 12。 图12 最浅油