(高清版)GBT 43672-2024 油氣田開采廢棄井永久性封井處置作業(yè)規(guī)程

油氣田開采廢棄井永久性封井處置作業(yè)規(guī)程Disposalprocedureforpermanentpluggingofabandonedwellinoilandgasfield2024-03-15發(fā)布國家市場監(jiān)督管理總局國家標準化管理委員會I前言 l2規(guī)范性引用文件 3術語和定義 4總體要求 5封井設計 26常用封堵工藝 37產(chǎn)層封堵 48特殊井段封堵 69套管環(huán)空帶壓處置 910井口處置 911質量控制及檢驗 912作業(yè)資料錄取及存檔 13健康安全及環(huán)?？刂?附錄A(資料性)典型封堵井屏障設置示例 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結構和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。請注意本文件的某些內容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構不承擔識別專利的責任。本文件由全國石油天然氣標準化技術委員會(SAC/TC355)提出并歸口。本文件起草單位：中國石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司、中國石油集團渤海鉆探工程有限公司、中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司、中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院、中石化石油工程技術研究院有限公司、中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院。1油氣田開采廢棄井永久性封井處置作業(yè)規(guī)程本文件確立了油氣田開采廢棄井永久性封井處置作業(yè)的程序，包括總體要求、封井設計、常用封堵工藝、產(chǎn)層封堵、特殊井段封堵、套管環(huán)空帶壓處置、井口處置、質量控制及檢驗、作業(yè)資料錄取及存檔、健康安全及環(huán)?？刂?。本文件適用于陸上油氣田廢棄油、氣、水井的永久性封井處置作業(yè)。2規(guī)范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規(guī)范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T10238油井水泥GB/T19139油井水泥試驗方法GB/T20970石油天然氣工業(yè)井下工具封隔器和橋塞GB/T20972.1石油天然氣工業(yè)油氣開采中用于含硫化氫環(huán)境的材料第1部分：選擇抗裂紋材料的一般原則GB/T20972.2石油天然氣工業(yè)油氣開采中用于含硫化氫環(huán)境的材料第2部分：抗開裂碳GB/T20972.3石油天然氣工業(yè)油氣開采中用于含硫化氫環(huán)境的材料第3部分：抗開裂耐蝕合金和其他合金SY/T6277硫化氫環(huán)境人身防護規(guī)范SY/T6610硫化氫環(huán)境井下作業(yè)場所作業(yè)安全規(guī)范3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。廢棄井a(chǎn)bandonedwell無法繼續(xù)利用或無利用價值，以及因其他指令性原因等永久性廢棄，并按程序履行了報廢審批手續(xù)封堵塞sealingplug油井水泥或其他堵劑等封堵材料在井眼或待封堵的環(huán)空內凝固后，形成具有一定厚度和強度的能阻擋流體流動的固體塞。2為阻止地層流體進入井筒、竄入其他地層或流出地表，由人工設置的不少于一個的部件或部件地質提示油氣井縱向上存在多套油氣層時，埋深最淺的油氣層。套管環(huán)空帶壓casingannulusundersustainedpressure因井屏障不完整(套管密封失效、水泥環(huán)失效等),造成地層或井筒內流體進入套管環(huán)空，導致套管與套管間環(huán)空持續(xù)有壓力顯示的現(xiàn)象。風險井段riskywellinterval可能存在地層流體進入井筒、上竄至淡水層或流出地表的井段。地層壓力等于或大于70MPa。地層天然氣中硫化氫含量等于或大于30g/m3。吸液能力liquidabsorptioncapacity地層在作業(yè)工況下的可進液能力。4總體要求4.1封井井屏障應能防止地層流體從井筒內、各層套管環(huán)空和套管外水泥環(huán)運移至淡水層或地表。4.2封井井屏障應能防止地表水進入井筒并竄入淡水層。4.3封井措施應滿足工藝可行及施工安全。4.4封堵工具、封堵材料等應滿足永久性封堵需要。5.1地質設計應包含以下內容。a)明確地質目的，提出封堵層位等地質要求。b)提供井場周圍居民住宅、學校、廠礦等環(huán)境敏c)提供基礎數(shù)據(jù)，包括但不限于以下內容：3井或鄰井含有毒有害氣體情況、歷次井下作業(yè)情況等；●其他數(shù)據(jù)，包括井口裝置型號與泄漏情況、各層套管環(huán)空壓力及可能的套管環(huán)空帶壓原因等。5.2工程設計應包含以下內容。a)明確設計依據(jù)及施工目的。b)開展主要風險分析，包括風險井段、周邊環(huán)境風險、安全生產(chǎn)風險等。c)設計封堵井段及封堵工藝。d)明確施工準備要求，包括作業(yè)主體設備、工作管柱、工具和材料準備等。e)明確井控要求，包括井控風險分級，工作液性能、類型、密度及準備量，井控裝置規(guī)格型號及組合示意圖、流程管線規(guī)格型號及試壓要求等。f)明確井身結構、封井前后井內管柱、井下落物及封井井屏障等。g)設計施工控制參數(shù)，包括施工過程中油套管的控制壓力等慮以下內容：●風險井段及封堵層位；i)提出質量健康安全環(huán)保要求。5.3施工設計應以地質設計和工程設計為依據(jù)，設計內容包括施工設備、井控措施、地面流程、施工步驟、工期計劃和應急預案等。6常用封堵工藝6.1注塞法確定地層吸液能力后，擠注封堵材料至目的井段，使之進入地層、套管受損處或套管外環(huán)空形成封堵塞，并控制井內封堵塞在設計位置。采用鉆桿、油管或連續(xù)油管注入封堵材料，循環(huán)并頂替封堵材料，控制井內封堵塞在設計位置，上提管柱至安全位置候凝形成封堵塞。6.2套管外封堵法6.2.1套管鍛銑封堵法下入套管鍛銑工具至目的井段將套管截斷，磨銑掉一定長度套管后擴眼清除該井段套管環(huán)空水泥環(huán)，并在該井段注入封堵材料重新建立井屏障。6.2.2射孔補注封堵法下入射孔工具對目的井段進行射孔，然后對射孔段擠注封堵材料，實現(xiàn)環(huán)空補固或建立環(huán)空局部井屏障。6.3取套封堵法采用切割或倒扣方式，取出一段井內套管，再對取套井段采用注塞法重新建立井屏障。47產(chǎn)層封堵7.1常規(guī)產(chǎn)層封堵采用擠注注塞法封堵產(chǎn)層，吸液能力不滿足擠注要求的產(chǎn)層應采用循環(huán)注塞法封堵。封堵塞位置應至少從產(chǎn)層底部封堵至射孔/篩管井段或裸眼井段頂界以上30m處，見圖1。a)射孔/篩管完井b)裸眼完井標引序號說明：1——射孔/篩管井段；2——裸眼井段。圖1常規(guī)產(chǎn)層封堵示意圖7.2.1采用擠注注塞法封堵高壓、高含硫產(chǎn)層，吸液能力不滿足擠注要求的產(chǎn)層應采用循環(huán)注塞法封堵。封堵塞位置應至少從產(chǎn)層底部封堵至射孔/篩管井段或裸眼井段頂界以上100m處(塞面宜高于該產(chǎn)層頂界)。7.2.2采用橋塞加固封堵高壓、高含硫產(chǎn)層，橋塞坐封于產(chǎn)層上部鄰近蓋層固井質量較好井段，其上采用循環(huán)注塞法封堵，封堵塞厚度不應小于100m,見圖2。a)射孔/篩管完井b)裸眼完井標引序號說明：1——橋塞；2——固井質量較好井段；3——射孔/篩管井段；4——裸眼井段。圖2高壓、高含硫產(chǎn)層封堵示意圖5在套管內鄰近產(chǎn)層位置采用循環(huán)注塞法或橋塞加循環(huán)注塞法封堵，封堵塞垂直厚度不應小于50m(塞面宜高于該產(chǎn)層頂界30m)。7.4井筒復雜井產(chǎn)層封堵7.4.1落魚、卡管柱、套損等導致封堵管柱及工具無法下至產(chǎn)層位置時，宜清理井筒達到滿足常規(guī)產(chǎn)層封堵條件后，按7.1、7.2或7.3封堵。7.4.2對井筒清理后仍有無法處理的落魚或套損等復雜情況，導致作業(yè)管柱無法下到產(chǎn)層位置的井：——吸液能力滿足擠注要求的產(chǎn)層，應在魚頂以上采用擠注注塞法封堵，在封堵塞以上選擇固井質量較好井段坐封橋塞，其上采用循環(huán)注塞法封堵，封堵塞厚度不應小于50m,見圖3;a)射孔/篩管完井b)裸眼完井標引序號說明：1——橋塞；2——套損井段；3——射孔/篩管井段；4——固井質量較好井段；5——落魚；6——裸眼井段。圖3有落魚且吸液能力滿足擠注要求的產(chǎn)層封堵示意圖——吸液能力不滿足擠注要求的產(chǎn)層，應在魚頂以上選擇固井質量較好井段坐封橋塞，其上采用循環(huán)注塞法封堵，封堵塞厚度不應小于50m,見圖4。6a)射孔/篩管完井標引序號說明：1——橋塞；2——固井質量較好井段；3——套損井段；4——射孔/篩管井段；5——裸眼井段；6——落魚。b)裸眼完井圖4有落魚且吸液能力不滿足擠注要求的產(chǎn)層封堵示意圖7.4.3若因井筒復雜導致產(chǎn)層無法有效封堵，封堵質量不能達到4.1要求或影響油氣田開發(fā)時，則宜采用救援井等措施進行產(chǎn)層封堵。7.5多特性產(chǎn)層封堵高壓、高含硫井，同時為水平井或存在井筒復雜時，宜按7.2執(zhí)行。8特殊井段封堵8.1尾管懸掛器、分級箍井段封堵采用循環(huán)注塞法封堵尾管懸掛器、分級箍井段，封堵塞位置至少從該井段以下30m封堵至以上30m,見圖5。標引序號說明：1—-尾管懸掛器、分級箍井段。圖5尾管懸掛器、分級箍井段封堵示意圖78.2套損風險井段封堵采用循環(huán)注塞法加擠注注塞法封堵因套損形成的風險井段，封堵塞位置至少從該井段底界以下30m封堵至頂界以上30m,見圖6。標引序號說明：1——套損風險井段。圖6套損風險井段封堵示意圖8.3高壓、高含硫油氣層井段封堵采用循環(huán)注塞法封堵高壓、高含硫油氣層井段，封堵塞位置至少從該井段底界以下50m或人工井底封堵至頂界以上100m,見圖7。標引序號說明：1——高壓、高含硫油氣層。圖7高壓、高含硫油氣層井段封堵示意圖8.4長裸眼井段封堵8.4.1段長超過300m的裸眼井段封堵，采用注塞法封堵裸眼井段的各油氣層，封堵塞位置至少從油氣層底界以下30m向上封堵至頂界以上30m。油氣層封堵完成后，采用循環(huán)注塞法封堵套管鞋，封堵塞位置至少從套管鞋以下30m向上封堵至套管鞋以上30m,見圖8。8標引序號說明：1——套管鞋；2——油氣層。圖8長裸眼井段封堵示意圖8.4.2裸眼井段垮塌嚴重時，應進行井筒清理，清理深度宜至最淺油氣層頂界以下，再采用注塞法封堵至裸眼頂界以上30m。8.5最淺油氣層、淡水層井段封堵8.5.1采用循環(huán)注塞法封堵最淺油氣層、淡水層井段，封堵塞位置至少從該井段底界以下30m封堵至頂界以上30m,見圖9。標引序號說明：1——最淺油氣層、淡水層。圖9最淺油氣層、淡水層井段封堵示意圖8.5.2最淺油氣層封堵前，應檢測和錄取各層套管環(huán)空壓力數(shù)據(jù)，套管環(huán)空帶壓時，進行環(huán)空帶壓處置(見第9章)。98.6井口段封堵確認井筒內各封堵井屏障有效后，應在井口附近采用循環(huán)注塞法設置封堵塞，封堵塞厚度應不小于50m,頂界距地表不大于10m,有特殊要求的井除外，見圖10。圖10井口段封堵示意圖9套管環(huán)空帶壓處置9.1固井水泥上返到井口的井9.1.1對套管環(huán)空壓力源進行分析，識別套管環(huán)空流體來源和竄流通道。9.1.2采用套管外封堵法建立套管環(huán)空井屏障，井筒內注封堵塞，隔絕流體竄流通道。9.2固井水泥未上返到井口的井9.2.1采用射孔補注封堵法建立套管環(huán)空井屏障，井筒內注封堵塞，封堵塞位置至少從射孔段底界封堵至頂界以上30m。9.2.2采用射孔補注封堵法不能建立套管環(huán)空井屏障時，可采用取套封堵法封堵，封堵塞要求如下：——封堵塞底界應在套管切割位置30m以下；——封堵塞頂界應在切割套管的上層套管鞋30m以上；——技術套管下深不足30m時，應按井口段封堵要求封堵。10井口處置確認井口及套管環(huán)空不帶壓后，將井口段套管及留在井筒內的管柱從地表1.5m以下處割掉，用水泥漿或砂石充填滿井筒后填土至與地面平齊，并做明顯標記。有特殊要求需保留井口的除外。11質量控制及檢驗11.1質量控制11.1.1封井用油井水泥應符合GB/T10238的規(guī)定，并按照GB/T19139描述的油井水泥試驗方法檢測合格；橋塞應符合GB/T20970的要求。11.1.2設置井屏障前應清理井筒內壁至干凈無油污，保證橋塞坐封質量、封堵塞與套管壁膠結質量。11.1.3產(chǎn)層封堵時應在套管強度允許值內進行擠注及憋壓候凝，擠注壓力、憋壓候凝壓力應小于地層破裂壓力。11.1.4周邊存在注采干擾的廢棄井，對存在干擾的層位封井前，應暫停周邊干擾井的作業(yè)，待地層壓力穩(wěn)定后實施封堵。11.2.1應對封堵塞、橋塞進行泵注工作液試壓，作用在封堵塞、橋塞上的壓力應至少大于被封堵層位目前地層壓力5MPa,且小于當前套管抗內壓強度的80%,試壓時長30min,壓降小于0.7MPa為11.2.2高壓產(chǎn)層或地層壓力系數(shù)大于1的高含硫產(chǎn)層封堵井屏障宜同時采用負壓方式試壓，負壓值達到封堵層目前壓力值的二分之一或超過10MPa,觀察4h～6h,井口平穩(wěn)無壓力顯示為合格。12作業(yè)資料錄取及存檔12.1資料錄取收集和整理封井作業(yè)資料并編制封井報告，包括但不限于以下內容：——套管射孔、鍛銑或切割以及油管切割等施工情況記錄，包括作業(yè)井深、作業(yè)方式、封堵方式等；——施工作業(yè)主要工序概述；——封井后井身結構示意圖(含封堵