海上油套同压井弃置技术方案与工程实践

王允海，和鹏飞，张晓诚，万 祥，董潇琳

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津300452)

0 引 言

目前渤海湾部分油田进入开采末期，生产平台达到设计使用年限，进入弃置阶段[1-5]。渤海某平台有6个槽口，均为高温高压气井，其中3口井油套同压，技术套管带压，对该类型的复杂油气井如何进行弃置作业无先例可循，在弃置过程中尝试采取了一系列措施，最终形成了一套井筒弃置技术。

1 作业背景及难点分析

1.1 作业背景

①开发层较深，地层特征复杂。该地区含油气层涉及四套地层，东上段以下地层温度普遍高于正常温度，出现异常温度。东营组上段地层压力是正常压力，沙河街组以下地层，则出现异常压力，压力系数在1.60左右。S1井开发目的层位于沙河街组地层。

②产出为凝析气，气量较高。弃井前的生产数据:油嘴口径为 8.6mm，日产油 20.0m³/d，产气27.2万m³/d，含水22.0%。

③开发时间较早，井史复杂。S1井为一口直井，1984年进行的探井作业，采用泥线悬挂器井口，测试后将 Ø244.5mm套管在 348.0m切割进行了临时弃井作业；1992年进行了 Ø177.8mm套管回接和再完井作业，采取 Ø177.8mm 永久封隔器带射孔枪联座完井方式，生产管柱带滑动密封套和锚定插入密封。井身结构数据:Ø762.0mm 隔水导管×下深85.6m+Ø508.0mm 套管×下深 443.7m+Ø339.7mm套管×下深 1604.2m+Ø244.5mm 套管×下深(348.0～2094.6m)+Ø177.8mm 套管×下深 2380.0m(在1877.0m处回接至井口)。

④油管破裂，油套同压，各层套管环空间均带压。2002年形成油套同压，测静压钢丝管串在19.5m遇阻，打铅印显示有 2个尖锐物刺痕分布在铅印边部，怀疑在 19.5m处油管破裂。2010年 3月技术套管表层套管带压，油压 9.8MPa、套压 9.7MPa、Ø 177.8mm与Ø 339.7mm套管环空压力2.5MPa、Ø 339.7mm与Ø 508.0mm套管环空压力2.1MPa。

1.2 作业难点

油套同压，油管内堵塞无法建立循环压井通道；油管老旧，管柱入井 20多年，腐蚀严重，起管柱破断落井风险高；套管环空带压，无压力释放通道；套管程序复杂，利用常规切割套管工具无法实现一次性多次套管及封固水泥切割。

2 技术思路与创新

对于生产时间达到设计期限的整装式平台弃置，在渤海油气生产作业中属于第一次，同时井筒状况复杂，无经验可循，需要依法依规实现弃置，S1井的弃井便是此类作业的典型探路性实践。

2.1 技术方案及依据

海上油田的井筒弃置作业必须严格执行井筒弃置标准，主要执行Q/HS 2025—2010《中国海洋石油总公司弃井标准》、SY/T 6845—2011《海洋弃井作业规范》等[6-8]。技术上优选封源头、次选封通道；力求两点同时做到。

2.2 压井技术方案的优选

S1油套同压、套管带压，打铅印判断油管在19.5m 断裂，常规的开滑套和连续油管均无法下入，因此循环压井均行不通，尝试选用置换法(挤注压井)[9]，采用边压井边释放压力的操作工序，压井步骤如下:

①为降低井口作业时的油压、套压，避免因老旧阀门渗漏对作业造成影响，首先使用压井泵挤海水压井(最大挤注压力不超过生产时的油压)，尽量降低井口压力，方便连接压井管线。

②压井泵压井后，断开采油树流程连接处法兰，立即安装盲法兰，封堵流程中可能残存的压力(流程阀门内漏)。

③连接压井管汇至采油树翼阀，连接小型放喷管汇至油管四通翼阀。

④压井液压井，停泵后艾普油嘴管汇释放环空气体并燃烧，交替进行多次直至环空无压力。

⑤正挤一个油管容积的简易 PRD压井液，观察12h，确保拆井口时井况安全，确认井口压力一直为零，若压力不为0，则逐步提高压井液比重，直至观察12h井口压力为0。

⑥再次挤注压井液和简易PRD压井液压井。

2.3 拆井口技术方案

S1井井口采油树已使用20多年，采油树老旧腐蚀严重，生产流程、采油树各阀门都存在渗漏现象，拆井口存在较大安全隐患，为安全、顺利拆除采油树、安装井口防喷器组，采取了以下措施:

①断开采油树和流程连接后安装盲法兰，封堵流程中可能残存的压力。

②提前处理采油树螺栓，以方便拆除螺栓，在作业中使用螺母劈开器和气焊切割的方式对螺栓实行破坏性拆除。

③安装特制油管防喷阀(内径由50.0mm加大至65.0mm)。拆采油树后安装该防喷阀，防止井喷，同时其内径可通过测井仪器进行切割作业。

2.4 打捞生产管柱方案

S1井油管腐蚀严重且上部发生断裂，具体打捞方案如下:

①对扣上提油管挂，如果无效，则使用捞矛捞油管挂，上提管柱油管破断。

②使用卡瓦打捞筒和控制管线回收工具交替打捞油管和控制管线，直至捞出化学药剂注入阀，控制管线全部捞出。

③下镁粉切割工具在井下封隔器以上进行切割，起出切割点上部的全部油管。

④组下套铣管柱，套铣永久封隔器。

2.5 注水泥回填方案

2.5.1 射孔段处理

①下入挤水泥桥塞。在2062.0m(滑动密封套上第一根油管中部以上5m)下入挤水泥桥塞，对挤水泥桥塞试压20MPa×15min。

②射孔段挤水泥。光钻杆接挤水泥工具短节stinger，下钻探桥塞顶，下压 5t插入 stinger，关防喷器，对桥塞试压 20MPa×15min。海水试挤注正常后，进行正常挤水泥作业，水泥最大挤注压力不大于20MPa，挤注量为 470m 井筒容积。拔出 stinger，再次对EZ-SV桥塞试压20MPa×15min。

③桥塞上注入水泥浆。大排量循环冲洗钻具，接循环头及固井管线，通水试压 20MPa×15min，在桥塞顶上注 300m 水泥塞(2062～1762m)，水泥塞顶位于 Ø 177.8mm 尾管挂以上，起钻至水泥塞顶，大排量循环冲洗钻具；候凝，关防喷器，对水泥塞试压20MPa×15min。

2.5.2 管鞋上下的处理

508.0 mm套管鞋以下 100m，打 150m水泥塞(543～393m)；Ø 339.7mm 套管深度 235m 下入桥塞，桥塞试压 10MPa稳压 15min；桥塞以上注水泥浆至泥面。

2.6 多层套管一次切割技术方案

根据弃井标准，打弃井水泥帽前，要在泥面以下4m 整体切割多层套管，以往多层套管切割多使用水力割刀，水力割刀一次切割1～2层套管，2层以上的套管只能是逐层套铣切割，若套管外有水泥则套铣作业时间长。此次弃置作业中使用了高压磨料射流切割技术[10]，可以一次进行 3层及 3层以上的套管整体切割，不受套管外水泥的限制，作业时间短，切割效率高。

高压磨料射流切割是指在水射流中加入金刚砂或石榴石等较硬固体颗粒，通过高压泵加压、喷嘴加速后冲击被切割物体，利用磨料颗粒对材料进行冲蚀的一种切割技术。高压磨料射流切割系统主要包括数据采集和监控系统、磨料混合增压系统和磨料射流切割工具串。磨料发生装置使用 HT400压裂泵系统，最高压力可以达到 240MPa。井口液压马达带动管柱旋转，进一步带动井下磨料射流切割头旋转，实现多层套管的轴向切割，切割时数据监控系统可以实时监测井下切割状况。

3 现场实施

3.1 压井效果

S1井压井后各层压力为0，如表1所示，打捞管柱，按照弃井标准将气层打水泥封堵后发现技术套管(Ø 177.8mm 套管和 Ø 339.7mm 套管之间)有压力1.2MPa，多次放压至 0后经过 12h压力又恢复至1.2MPa。

表1 S1井初次洗压井情况记录Tab.1 Killing record of Well S1

3.2 压力来源分析

Ø 177.8mm套管和 Ø 339.7mm套管之间带压来源一般有 3种可能:一是井口套管头渗漏，二是内层套管破损，套管内压力传至外层套管，三是地层压力通过套管外串漏。根据该井的情况，采油树拆除，产层封堵后技术套管仍有压力，前面两种情况可以排除，只能是第三种情况。

重新梳理该井资料发现该井在1984年探井作业钻至 2121.0m发生井喷，进而发生卡钻事故，在1682.0m 炸掉钻具，打水泥封堵下部井段，然后在1618.0m侧钻，下Ø 339.7mm套管至1604.0m。分析该井技术套管带压原因应为:原报废井眼有个高压气层，气层距 Ø 339.7mm 套管鞋仅 78.0m，封堵原井眼的水泥段较短，气体通过水泥串至 Ø 339.7mm套管内，又根据测得的 Ø 177.8mm套管固井质量数据，显示 500.0m 以上封固较差，压力沿着内层套管串至Ø339.7mm和Ø177.8mm套管之间。

3.3 处理思路

①在497m下Ø 177.8mm套管桥塞，并在井筒内替入1.6g/cm³钻井液。

②分别于 333、262、199m 切割 Ø 177.8mm 套管，每次切割结束后，关井对割口试挤注钻井液，打压15MPa并稳压，观察管汇放气量未发生变化。

③套铣Ø 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 连续下入两个 Ø 339.7mm桥塞，按要求试压合格。

⑤整体切割 Ø 339.7mm、Ø 508.0mm 以及 Ø 762.0mm套管组合。

⑥注水泥帽。

4 技术分析与建议

①井口挤注的改进。渤海钻井作业在下入Ø244.5mm套管后一般采用单级双封固井技术，也就是水泥浆柱分两段，各自封固储层段和上层管鞋上下100.0m，之后采用井口环空回灌方式灌满水泥并试压验证。如果下部水泥封固出现问题，随着时间推移出现本井或者邻井油气上窜，但在井口环空被封固，地面显示井下环空正常，而在弃置切割时发生油气释放的问题。因此不建议环空回灌，正常安装井口环空压力表监测，针对实际问题解决。

②存在套压的生产井弃置过程中，如不能确定套压已经消除，不推荐继续向上注水泥塞至浅层，更不推荐井口切割任意套管，井口处理环空压力时安装防喷器；弃置作业前，需要备用大尺寸桥塞，用以处置大尺寸套管内突发状况。

5 结 语

井筒弃置作业经过 S1井的成功实践，将该技术推广应用到渤海某南平台其他5口井和A平台的弃置作业，收效显著，整个平台弃置作业无安全环保事故发生。该技术成功解决了油套同压套管带压油气井的压井、腐蚀管柱的打捞、技术套管带压处理和多层套管整体切割等一系列问题，形成了一整套的复杂油气田井筒弃置技术。该项技术的掌握为渤海油田类似井筒的弃置作业提供了指导，也可用在老井侧钻前的老井眼弃置中，可显著缩短老井的弃置作业工期和费用。