(中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028)①

b 固井質(zhì)量差

棄井是油氣井運(yùn)行周期的最后環(huán)節(jié)，是確保油田停產(chǎn)后海洋生態(tài)環(huán)境安全至關(guān)重要的步驟；棄井方案不完善，會(huì)導(dǎo)致油氣泄漏，對(duì)海洋環(huán)境產(chǎn)生嚴(yán)重影響。目前，國(guó)內(nèi)海上有超過3 500口油氣井，很大部分已進(jìn)入生產(chǎn)中后期，棄置迫在眉睫。海上油氣井經(jīng)歷長(zhǎng)達(dá)20～30 a生產(chǎn)后，井況復(fù)雜、井筒完整性差，特別對(duì)于高風(fēng)險(xiǎn)井(如目標(biāo)氣田)，棄置過程面臨諸多問題和挑戰(zhàn)。

1) 國(guó)內(nèi)海上油氣井永久性棄置經(jīng)驗(yàn)少、配套技術(shù)體系及裝備相對(duì)不成熟。

2) 國(guó)內(nèi)海上井完整性管理起步晚，體系不完善，導(dǎo)致部分井況復(fù)雜多樣。

3) 所處海洋環(huán)境環(huán)保及作業(yè)要求高。

4) 面臨多油氣層有效封堵、多環(huán)空通道有效封堵的技術(shù)難題。

5) 面臨泥線以下3層及以上帶水泥環(huán)套管的安全、高效切割回收問題。

因此，需要針對(duì)海上高風(fēng)險(xiǎn)油氣井開展關(guān)鍵技術(shù)研究，保障海上高風(fēng)險(xiǎn)井安全、高效、低成本地開展永久性棄置。

目前，國(guó)內(nèi)海上油氣井棄置標(biāo)準(zhǔn)/規(guī)定主要有：行標(biāo)《海洋棄井作業(yè)規(guī)范》(SY/T6845—2011)[1]、企標(biāo)《海洋石油棄井規(guī)范》(Q/HS2025—2010)[2]、國(guó)家25號(hào)令《海洋石油安全管理細(xì)則》[3]以及API BuLL E3[4]?？偨Y(jié)各個(gè)標(biāo)準(zhǔn)/規(guī)范，永久性棄置作業(yè)主要遵循兩大基本原則：①井內(nèi)外無地層流體上竄的通道、地層流體沒有上竄至海底泥面、污染海洋環(huán)境的風(fēng)險(xiǎn)；②應(yīng)用水泥或封隔器封隔開滲透性地層和油氣層，以保證不同壓力層系間的地層流體互不竄通。

1 氣田概況及難點(diǎn)分析

1.1 氣田概況

目標(biāo)氣田CO2含量較高，分壓在0.26～0.77 MPa；生產(chǎn)年限長(zhǎng)(超過20 a)，管柱腐蝕嚴(yán)重。其中，4口井存在油套帶壓，2口井技術(shù)套管及表層套管環(huán)空帶壓，數(shù)據(jù)如表1。

1.2 棄置難點(diǎn)分析

目標(biāo)氣田的棄井過程中面臨諸多難點(diǎn)，主要有：

1) 為國(guó)內(nèi)海上首次高風(fēng)險(xiǎn)氣井永久棄置，井的生產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)，管柱腐蝕嚴(yán)重，油管可能斷裂或變形，常規(guī)壓井方式效果有限，壓井起管柱困難。

表1 目標(biāo)氣田環(huán)空帶壓數(shù)據(jù)

2) 采用擠注壓井可能會(huì)壓漏管鞋，污染海洋或造成更大險(xiǎn)情。

3) 井口帶壓嚴(yán)重，部分井存在油套同壓，甚至技術(shù)套管、表層套管也帶壓，井口套管頭滲漏等情況，壓井難度大。

4) 生產(chǎn)年限長(zhǎng)，地層壓力系數(shù)降低，壓井漏失風(fēng)險(xiǎn)大，也為壓井作業(yè)帶來很大困難。

5) 井口各層套管封固，為多層帶水泥環(huán)套管的切割回收帶來挑戰(zhàn)，需3層及以上套管整體切割。

6) 井況復(fù)雜導(dǎo)致棄置工期長(zhǎng)，需優(yōu)選低成本棄置機(jī)具。

2 高風(fēng)險(xiǎn)井棄井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 基于帶壓分析的壓井流程建立

2.1.1 油套帶壓情況分析

根據(jù)井況、井史資料分析及完整性管理理論[5-8]，目標(biāo)氣田油套環(huán)空帶壓原因可能有以下4種：

1) 套管有漏點(diǎn)。油管穿孔、封隔器失效或尾管掛密封失效導(dǎo)致油套環(huán)空帶壓，由于244.5 mm(9英寸)套管腐蝕原因，導(dǎo)致244.5 mm(9英寸)和339.7 mm(13英寸)套管環(huán)空帶壓。339.7 mm(13英寸)套管穿孔或339.7 mm(13英寸)泥線懸掛器泄漏，導(dǎo)致表層套管帶壓，各泄漏點(diǎn)如圖1a。

2) 固井質(zhì)量差。177.8 mm(7 英寸)尾管固井質(zhì)量差、油管或封隔器穿孔，導(dǎo)致油套環(huán)空帶壓；244.5 mm(9英寸)套管固井出現(xiàn)質(zhì)量問題，導(dǎo)致244.5 mm(9英寸)和339.7 mm(13英寸)套管環(huán)空帶壓。339.7 mm(13英寸)套管穿孔或339.7 mm(13英寸)泥線懸掛器泄漏，導(dǎo)致表層套管帶壓。各泄漏點(diǎn)如圖1b。

3) 井口頭處泄漏。油管掛或封隔器失效，導(dǎo)致油套環(huán)空帶壓。套管頭泄漏導(dǎo)致各環(huán)空帶壓。在初期完井時(shí)，原177.8 mm(7 英寸)套管留高僅有10 cm、比設(shè)計(jì)要求短7 cm，179.4 mm(7英寸)油管四通的二次密封只能有1道密封，各泄漏點(diǎn)如圖1c。

4) 以上多種情況并存，導(dǎo)致井口帶壓。

a 套管腐蝕或尾管掛泄露

c 井口裝置泄漏

2.1.2 壓井流程建立

針對(duì)高風(fēng)險(xiǎn)井，直接采用傳統(tǒng)擠注壓井，施工風(fēng)險(xiǎn)大(有壓破地層或壓裂管柱風(fēng)險(xiǎn))，效果差、壓井成功率低。因此，根據(jù)井況分析，建立了基于重建循環(huán)通道的高風(fēng)險(xiǎn)井壓井起管柱流程，如圖2，具有施工風(fēng)險(xiǎn)小、效果好、壓井成功率高的優(yōu)勢(shì)。

需要首先建立油管內(nèi)通道，然后開始進(jìn)行壓井作業(yè)。推薦采用連續(xù)油管洗壓井。在連續(xù)油管壓井前，先置換法壓井，降低井口壓力。因井下管柱腐蝕嚴(yán)重，若連續(xù)油管下入遇阻，則在遇阻位置上部繼續(xù)壓井排氣，直至油套壓明顯降低；若高壓沖洗多次無法通過，則起出連續(xù)油管；更換磨銑工具，再對(duì)遇阻點(diǎn)磨銑；確認(rèn)油管內(nèi)通暢，起連續(xù)油管，下電纜在滑動(dòng)密封套以上10 m和生產(chǎn)封隔器下10 m打孔，建立循環(huán)通道；再次下入連續(xù)油管洗壓井，直至油套壓力為零，井被完全壓住為止。

壓井過程中，從油管內(nèi)置換壓井液，控制壓力不超過井口油、套壓力；及時(shí)添加堵漏材料，置換封堵氣層，防止壓井液漏失；井口置換壓井液的同時(shí)，控制技術(shù)套管、表層套管及隔水管壓力不升高，并緩慢釋放其壓力，直至244.5 mm(9英寸)套管外氣體被排放干凈，充滿壓井液為止；置換壓井期間，時(shí)刻監(jiān)視井口裝置有無滲漏，海面有無氣泡及原油；觀察2倍的拆井口時(shí)間，以井口無溢流為標(biāo)準(zhǔn)。

圖2 高風(fēng)險(xiǎn)井壓井示意

根據(jù)該套技術(shù)方案流程，依次對(duì)所有復(fù)雜井進(jìn)行壓井作業(yè)，與常規(guī)壓井技術(shù)相比，具有以下優(yōu)點(diǎn)，如表2。

表2 建立循環(huán)通道技術(shù)與傳統(tǒng)擠注壓井技術(shù)對(duì)比

2.2 腐蝕管柱高效切割技術(shù)

目標(biāo)氣田井下管柱腐蝕嚴(yán)重，部分井需進(jìn)行管柱切割打撈作業(yè)，高效、高成功率的切割技術(shù)非常必要。推薦采用了鎂粉切割技術(shù)，具有如下優(yōu)點(diǎn)：

1) 操作簡(jiǎn)單，安全性能高；切割后的魚頭規(guī)則，無需修整，有效縮短處理時(shí)間。

2) 與普通內(nèi)切割工具相比，不會(huì)出現(xiàn)刀頭掉落等加劇復(fù)雜情況。

3) 工具下到位且準(zhǔn)備完畢后，僅需數(shù)秒即可完成切割作業(yè)，大幅提高了切割效率及切割成功率。

傳統(tǒng)切割技術(shù)需2～3 h，成功率相對(duì)低，割口粗糙，且針對(duì)腐蝕嚴(yán)重管柱容易造成管柱的二次傷害；鎂粉切割技術(shù)僅需數(shù)秒即可完成切割作業(yè)，割口平整，多口井棄置中整體效率明顯。

2.3 底部生產(chǎn)管柱高效封堵技術(shù)

目標(biāo)氣田早期投產(chǎn)采用了永久型封隔器，部分井有2個(gè)以上的永久型封隔器，生產(chǎn)年限長(zhǎng)，底部管柱腐蝕嚴(yán)重，封隔器無法解封，套銑打撈風(fēng)險(xiǎn)及難度都很大。針對(duì)這些井，采取下擠水泥封隔器，建立擠水泥通道，用間斷法擠注水泥方式封堵儲(chǔ)層，擠注量不少于15 m的井筒容積；同時(shí)在橋塞上注不少于50 m的水泥塞封堵井底儲(chǔ)層段，減少底部管柱打撈時(shí)間，提高封堵效率。具體效果對(duì)比如圖3所示。

圖3 底部高效封堵技術(shù)對(duì)比示意

根據(jù)各井情況，采用該方案進(jìn)行封堵作業(yè)。與傳統(tǒng)作法相比，具有明顯優(yōu)點(diǎn)，如表3。

表3 底部生產(chǎn)管柱封堵技術(shù)對(duì)比

采用底部生產(chǎn)管柱高效封堵技術(shù)，將不能取出的封隔器以下生產(chǎn)管柱留在井內(nèi)，平均單井節(jié)省套銑封隔器時(shí)間2～3 d，單井節(jié)約成本上百萬(wàn)元。

2.4 井口多層套管高效快速切割技術(shù)

針對(duì)傳統(tǒng)切割技術(shù)及磨料射流切割技術(shù)，首先建立了多層套管切割選擇方法流程，如圖4所示。

圖4 多層套管切割優(yōu)選流程

根據(jù)比選，目標(biāo)氣田多為3層及以上套管整體切割，因此推薦選用了磨料射流切割技術(shù)。多層套管高效切割技術(shù)體系主要包括磨料射流切割技術(shù)、分段切割回收技術(shù)等。該技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)在有限功率供給下最大限度地改善切割效果、提高切割效率。使用磨料射流一次性內(nèi)切割單井339.7 mm(13英寸)套管及外部762 mm(30英寸)導(dǎo)管，磨料射流工具試驗(yàn)可同時(shí)切割4層帶水泥環(huán)套管[9-12]。相比常規(guī)水力割刀切割技術(shù)[13]，作業(yè)時(shí)間縮短3倍以上，大幅提高作業(yè)效率；技術(shù)指標(biāo)對(duì)比如表4所示。

表4 多層套管切割技術(shù)對(duì)比

采用井口多層套管高效切割技術(shù)，平均單井節(jié)約工期約1 d，單井節(jié)約成本近百萬(wàn)元；另外，多層套管切割還可避免套管分層套銑工序，平均單井節(jié)約套銑時(shí)間5～7 d。

2.5 低成本棄井機(jī)具優(yōu)選技術(shù)

根據(jù)平臺(tái)機(jī)具、鉆井船、無鉆機(jī)棄置機(jī)具的特點(diǎn)，建立了基于油氣田特點(diǎn)的棄井機(jī)具優(yōu)選原則，實(shí)現(xiàn)在滿足棄井安全要求下，通過技術(shù)及經(jīng)濟(jì)比選(如表5)，選擇合理?xiàng)壘畽C(jī)具。

為降低棄置成本，對(duì)于平臺(tái)上有修井機(jī)的棄井作業(yè)，應(yīng)采用修井機(jī)棄置；由于目標(biāo)氣田無平臺(tái)鉆機(jī)/修井機(jī)設(shè)備，需動(dòng)用鉆井船。通過設(shè)備比選，綜合考慮棄井時(shí)間節(jié)點(diǎn)要求，優(yōu)選了低日費(fèi)鉆井船作業(yè)，大幅降低鉆井船作業(yè)日費(fèi)。

目前，國(guó)外海上油氣井棄置過程中，多采用無鉆機(jī)的工程船模式[14]；國(guó)內(nèi)在南海陸豐22-1[15]也嘗試采用工程船的方式進(jìn)行棄置，取得了成功；該種棄置方案機(jī)具簡(jiǎn)單，費(fèi)用低，在國(guó)內(nèi)海上棄井中有廣闊前景，是未來海上棄井作業(yè)的主要方向。

3 結(jié)論

1) 建立了高風(fēng)險(xiǎn)井壓井起管柱作業(yè)流程，依托井口帶壓分析技術(shù)、無循環(huán)通道壓井技術(shù)等，大幅降低了壓井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)，提高了壓井成功率，保障了棄井作業(yè)順利開展。

表5 棄井機(jī)具優(yōu)選原則

2) 采用井下腐蝕管柱鎂粉切割技術(shù)，數(shù)秒即可完成切割，大幅提高切割成功率及切割效率；采用底部生產(chǎn)管柱高效封堵技術(shù)，將井下管柱腐蝕嚴(yán)重井的底部封隔器留在井內(nèi)，平均單井節(jié)省套銑封隔器時(shí)間約2～3 d，單井節(jié)約成本上百萬(wàn)元；采用磨料射流多層套管整體切割技術(shù)，作業(yè)時(shí)間縮短3倍以上，單井節(jié)約工期近1 d；多層套管切割還可避免套管分層套銑工序，平均單井節(jié)約套銑時(shí)間5～7 d。

3) 建立了海上油氣田棄井機(jī)具比選原則，優(yōu)選棄井作業(yè)機(jī)具，節(jié)約棄井成本。

4) 該技術(shù)體系為海上高風(fēng)險(xiǎn)氣井棄置提供了依據(jù)，部分成果還可推廣應(yīng)用于國(guó)內(nèi)整個(gè)海上油氣井棄置，帶來更大的經(jīng)濟(jì)效益。