王允海，和鵬飛，張曉誠，萬 祥，董瀟琳

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452；2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津300452)

0 引 言

目前渤海灣部分油田進(jìn)入開采末期，生產(chǎn)平臺達(dá)到設(shè)計(jì)使用年限，進(jìn)入棄置階段[1-5]。渤海某平臺有6個(gè)槽口，均為高溫高壓氣井，其中3口井油套同壓，技術(shù)套管帶壓，對該類型的復(fù)雜油氣井如何進(jìn)行棄置作業(yè)無先例可循，在棄置過程中嘗試采取了一系列措施，最終形成了一套井筒棄置技術(shù)。

1 作業(yè)背景及難點(diǎn)分析

1.1 作業(yè)背景

①開發(fā)層較深，地層特征復(fù)雜。該地區(qū)含油氣層涉及四套地層，東上段以下地層溫度普遍高于正常溫度，出現(xiàn)異常溫度。東營組上段地層壓力是正常壓力，沙河街組以下地層，則出現(xiàn)異常壓力，壓力系數(shù)在1.60左右。S1井開發(fā)目的層位于沙河街組地層。

②產(chǎn)出為凝析氣，氣量較高。棄井前的生產(chǎn)數(shù)據(jù):油嘴口徑為 8.6mm，日產(chǎn)油 20.0m3/d，產(chǎn)氣27.2萬m3/d，含水22.0%。

③開發(fā)時(shí)間較早，井史復(fù)雜。S1井為一口直井，1984年進(jìn)行的探井作業(yè)，采用泥線懸掛器井口，測試后將 ?244.5mm套管在 348.0m切割進(jìn)行了臨時(shí)棄井作業(yè)；1992年進(jìn)行了 ?177.8mm套管回接和再完井作業(yè)，采取 ?177.8mm 永久封隔器帶射孔槍聯(lián)座完井方式，生產(chǎn)管柱帶滑動(dòng)密封套和錨定插入密封。井身結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù):?762.0mm 隔水導(dǎo)管×下深85.6m+?508.0mm 套管×下深 443.7m+?339.7mm套管×下深 1604.2m+?244.5mm 套管×下深(348.0～2094.6m)+?177.8mm 套管×下深 2380.0m(在1877.0m處回接至井口)。

④油管破裂，油套同壓，各層套管環(huán)空間均帶壓。2002年形成油套同壓，測靜壓鋼絲管串在19.5m遇阻，打鉛印顯示有 2個(gè)尖銳物刺痕分布在鉛印邊部，懷疑在 19.5m處油管破裂。2010年 3月技術(shù)套管表層套管帶壓，油壓 9.8MPa、套壓 9.7MPa、? 177.8mm與? 339.7mm套管環(huán)空壓力2.5MPa、? 339.7mm與? 508.0mm套管環(huán)空壓力2.1MPa。

1.2 作業(yè)難點(diǎn)

油套同壓，油管內(nèi)堵塞無法建立循環(huán)壓井通道；油管老舊，管柱入井 20多年，腐蝕嚴(yán)重，起管柱破斷落井風(fēng)險(xiǎn)高；套管環(huán)空帶壓，無壓力釋放通道；套管程序復(fù)雜，利用常規(guī)切割套管工具無法實(shí)現(xiàn)一次性多次套管及封固水泥切割。

2 技術(shù)思路與創(chuàng)新

對于生產(chǎn)時(shí)間達(dá)到設(shè)計(jì)期限的整裝式平臺棄置，在渤海油氣生產(chǎn)作業(yè)中屬于第一次，同時(shí)井筒狀況復(fù)雜，無經(jīng)驗(yàn)可循，需要依法依規(guī)實(shí)現(xiàn)棄置，S1井的棄井便是此類作業(yè)的典型探路性實(shí)踐。

2.1 技術(shù)方案及依據(jù)

海上油田的井筒棄置作業(yè)必須嚴(yán)格執(zhí)行井筒棄置標(biāo)準(zhǔn)，主要執(zhí)行Q/HS 2025—2010《中國海洋石油總公司棄井標(biāo)準(zhǔn)》、SY/T 6845—2011《海洋棄井作業(yè)規(guī)范》等[6-8]。技術(shù)上優(yōu)選封源頭、次選封通道；力求兩點(diǎn)同時(shí)做到。

2.2 壓井技術(shù)方案的優(yōu)選

S1油套同壓、套管帶壓，打鉛印判斷油管在19.5m 斷裂，常規(guī)的開滑套和連續(xù)油管均無法下入，因此循環(huán)壓井均行不通，嘗試選用置換法(擠注壓井)[9]，采用邊壓井邊釋放壓力的操作工序，壓井步驟如下:

①為降低井口作業(yè)時(shí)的油壓、套壓，避免因老舊閥門滲漏對作業(yè)造成影響，首先使用壓井泵擠海水壓井(最大擠注壓力不超過生產(chǎn)時(shí)的油壓)，盡量降低井口壓力，方便連接壓井管線。

②壓井泵壓井后，斷開采油樹流程連接處法蘭，立即安裝盲法蘭，封堵流程中可能殘存的壓力(流程閥門內(nèi)漏)。

③連接壓井管匯至采油樹翼閥，連接小型放噴管匯至油管四通翼閥。

④壓井液壓井，停泵后艾普油嘴管匯釋放環(huán)空氣體并燃燒，交替進(jìn)行多次直至環(huán)空無壓力。

⑤正擠一個(gè)油管容積的簡易 PRD壓井液，觀察12h，確保拆井口時(shí)井況安全，確認(rèn)井口壓力一直為零，若壓力不為0，則逐步提高壓井液比重，直至觀察12h井口壓力為0。

⑥再次擠注壓井液和簡易PRD壓井液壓井。

2.3 拆井口技術(shù)方案

S1井井口采油樹已使用20多年，采油樹老舊腐蝕嚴(yán)重，生產(chǎn)流程、采油樹各閥門都存在滲漏現(xiàn)象，拆井口存在較大安全隱患，為安全、順利拆除采油樹、安裝井口防噴器組，采取了以下措施:

①斷開采油樹和流程連接后安裝盲法蘭，封堵流程中可能殘存的壓力。

②提前處理采油樹螺栓，以方便拆除螺栓，在作業(yè)中使用螺母劈開器和氣焊切割的方式對螺栓實(shí)行破壞性拆除。

③安裝特制油管防噴閥(內(nèi)徑由50.0mm加大至65.0mm)。拆采油樹后安裝該防噴閥，防止井噴，同時(shí)其內(nèi)徑可通過測井儀器進(jìn)行切割作業(yè)。

2.4 打撈生產(chǎn)管柱方案

S1井油管腐蝕嚴(yán)重且上部發(fā)生斷裂，具體打撈方案如下:

①對扣上提油管掛，如果無效，則使用撈矛撈油管掛，上提管柱油管破斷。

②使用卡瓦打撈筒和控制管線回收工具交替打撈油管和控制管線，直至撈出化學(xué)藥劑注入閥，控制管線全部撈出。

③下鎂粉切割工具在井下封隔器以上進(jìn)行切割，起出切割點(diǎn)上部的全部油管。

④組下套銑管柱，套銑永久封隔器。

2.5 注水泥回填方案

2.5.1 射孔段處理

①下入擠水泥橋塞。在2062.0m(滑動(dòng)密封套上第一根油管中部以上5m)下入擠水泥橋塞，對擠水泥橋塞試壓20MPa×15min。

②射孔段擠水泥。光鉆桿接擠水泥工具短節(jié)stinger，下鉆探橋塞頂，下壓 5t插入 stinger，關(guān)防噴器，對橋塞試壓 20MPa×15min。海水試擠注正常后，進(jìn)行正常擠水泥作業(yè)，水泥最大擠注壓力不大于20MPa，擠注量為 470m 井筒容積。拔出 stinger，再次對EZ-SV橋塞試壓20MPa×15min。

③橋塞上注入水泥漿。大排量循環(huán)沖洗鉆具，接循環(huán)頭及固井管線，通水試壓 20MPa×15min，在橋塞頂上注 300m 水泥塞(2062～1762m)，水泥塞頂位于 ? 177.8mm 尾管掛以上，起鉆至水泥塞頂，大排量循環(huán)沖洗鉆具；候凝，關(guān)防噴器，對水泥塞試壓20MPa×15min。

2.5.2 管鞋上下的處理

508.0 mm套管鞋以下 100m，打 150m水泥塞(543～393m)；? 339.7mm 套管深度 235m 下入橋塞，橋塞試壓 10MPa穩(wěn)壓 15min；橋塞以上注水泥漿至泥面。

2.6 多層套管一次切割技術(shù)方案

根據(jù)棄井標(biāo)準(zhǔn)，打棄井水泥帽前，要在泥面以下4m 整體切割多層套管，以往多層套管切割多使用水力割刀，水力割刀一次切割1～2層套管，2層以上的套管只能是逐層套銑切割，若套管外有水泥則套銑作業(yè)時(shí)間長。此次棄置作業(yè)中使用了高壓磨料射流切割技術(shù)[10]，可以一次進(jìn)行 3層及 3層以上的套管整體切割，不受套管外水泥的限制，作業(yè)時(shí)間短，切割效率高。

高壓磨料射流切割是指在水射流中加入金剛砂或石榴石等較硬固體顆粒，通過高壓泵加壓、噴嘴加速后沖擊被切割物體，利用磨料顆粒對材料進(jìn)行沖蝕的一種切割技術(shù)。高壓磨料射流切割系統(tǒng)主要包括數(shù)據(jù)采集和監(jiān)控系統(tǒng)、磨料混合增壓系統(tǒng)和磨料射流切割工具串。磨料發(fā)生裝置使用 HT400壓裂泵系統(tǒng)，最高壓力可以達(dá)到 240MPa。井口液壓馬達(dá)帶動(dòng)管柱旋轉(zhuǎn)，進(jìn)一步帶動(dòng)井下磨料射流切割頭旋轉(zhuǎn)，實(shí)現(xiàn)多層套管的軸向切割，切割時(shí)數(shù)據(jù)監(jiān)控系統(tǒng)可以實(shí)時(shí)監(jiān)測井下切割狀況。

3 現(xiàn)場實(shí)施

3.1 壓井效果

S1井壓井后各層壓力為0，如表1所示，打撈管柱，按照棄井標(biāo)準(zhǔn)將氣層打水泥封堵后發(fā)現(xiàn)技術(shù)套管(? 177.8mm 套管和 ? 339.7mm 套管之間)有壓力1.2MPa，多次放壓至 0后經(jīng)過 12h壓力又恢復(fù)至1.2MPa。

表1 S1井初次洗壓井情況記錄Tab.1 Killing record of Well S1

3.2 壓力來源分析

? 177.8mm套管和 ? 339.7mm套管之間帶壓來源一般有 3種可能:一是井口套管頭滲漏，二是內(nèi)層套管破損，套管內(nèi)壓力傳至外層套管，三是地層壓力通過套管外串漏。根據(jù)該井的情況，采油樹拆除，產(chǎn)層封堵后技術(shù)套管仍有壓力，前面兩種情況可以排除，只能是第三種情況。

重新梳理該井資料發(fā)現(xiàn)該井在1984年探井作業(yè)鉆至 2121.0m發(fā)生井噴，進(jìn)而發(fā)生卡鉆事故，在1682.0m 炸掉鉆具，打水泥封堵下部井段，然后在1618.0m側(cè)鉆，下? 339.7mm套管至1604.0m。分析該井技術(shù)套管帶壓原因應(yīng)為:原報(bào)廢井眼有個(gè)高壓氣層，氣層距 ? 339.7mm 套管鞋僅 78.0m，封堵原井眼的水泥段較短，氣體通過水泥串至 ? 339.7mm套管內(nèi)，又根據(jù)測得的 ? 177.8mm套管固井質(zhì)量數(shù)據(jù)，顯示 500.0m 以上封固較差，壓力沿著內(nèi)層套管串至?339.7mm和?177.8mm套管之間。

3.3 處理思路

①在497m下? 177.8mm套管橋塞，并在井筒內(nèi)替入1.6g/cm3鉆井液。

②分別于 333、262、199m 切割 ? 177.8mm 套管，每次切割結(jié)束后，關(guān)井對割口試擠注鉆井液，打壓15MPa并穩(wěn)壓，觀察管匯放氣量未發(fā)生變化。

③套銑? 177.8mm套管至169.0m；注水泥塞，封固深度:365.0～135.0m。

④在 120.0、119.0m 連續(xù)下入兩個(gè) ? 339.7mm橋塞，按要求試壓合格。

⑤整體切割 ? 339.7mm、? 508.0mm 以及 ? 762.0mm套管組合。

⑥注水泥帽。

4 技術(shù)分析與建議

①井口擠注的改進(jìn)。渤海鉆井作業(yè)在下入?244.5mm套管后一般采用單級雙封固井技術(shù)，也就是水泥漿柱分兩段，各自封固儲層段和上層管鞋上下100.0m，之后采用井口環(huán)空回灌方式灌滿水泥并試壓驗(yàn)證。如果下部水泥封固出現(xiàn)問題，隨著時(shí)間推移出現(xiàn)本井或者鄰井油氣上竄，但在井口環(huán)空被封固，地面顯示井下環(huán)空正常，而在棄置切割時(shí)發(fā)生油氣釋放的問題。因此不建議環(huán)空回灌，正常安裝井口環(huán)空壓力表監(jiān)測，針對實(shí)際問題解決。

②存在套壓的生產(chǎn)井棄置過程中，如不能確定套壓已經(jīng)消除，不推薦繼續(xù)向上注水泥塞至淺層，更不推薦井口切割任意套管，井口處理環(huán)空壓力時(shí)安裝防噴器；棄置作業(yè)前，需要備用大尺寸橋塞，用以處置大尺寸套管內(nèi)突發(fā)狀況。

5 結(jié) 語

井筒棄置作業(yè)經(jīng)過 S1井的成功實(shí)踐，將該技術(shù)推廣應(yīng)用到渤海某南平臺其他5口井和A平臺的棄置作業(yè)，收效顯著，整個(gè)平臺棄置作業(yè)無安全環(huán)保事故發(fā)生。該技術(shù)成功解決了油套同壓套管帶壓油氣井的壓井、腐蝕管柱的打撈、技術(shù)套管帶壓處理和多層套管整體切割等一系列問題，形成了一整套的復(fù)雜油氣田井筒棄置技術(shù)。該項(xiàng)技術(shù)的掌握為渤海油田類似井筒的棄置作業(yè)提供了指導(dǎo)，也可用在老井側(cè)鉆前的老井眼棄置中，可顯著縮短老井的棄置作業(yè)工期和費(fèi)用。