海上高风险井弃置降本增效关键技术及应用

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)①

b 固井质量差

弃井是油气井运行周期的最后环节，是确保油田停产后海洋生态环境安全至关重要的步骤；弃井方案不完善，会导致油气泄漏，对海洋环境产生严重影响。目前，国内海上有超过3 500口油气井，很大部分已进入生产中后期，弃置迫在眉睫。海上油气井经历长达20～30 a生产后，井况复杂、井筒完整性差，特别对于高风险井(如目标气田)，弃置过程面临诸多问题和挑战。

1) 国内海上油气井永久性弃置经验少、配套技术体系及装备相对不成熟。

2) 国内海上井完整性管理起步晚，体系不完善，导致部分井况复杂多样。

3) 所处海洋环境环保及作业要求高。

4) 面临多油气层有效封堵、多环空通道有效封堵的技术难题。

5) 面临泥线以下3层及以上带水泥环套管的安全、高效切割回收问题。

因此，需要针对海上高风险油气井开展关键技术研究，保障海上高风险井安全、高效、低成本地开展永久性弃置。

目前，国内海上油气井弃置标准/规定主要有：行标《海洋弃井作业规范》(SY/T6845—2011)[1]、企标《海洋石油弃井规范》(Q/HS2025—2010)[2]、国家25号令《海洋石油安全管理细则》[3]以及API BuLL E3[4]。总结各个标准/规范，永久性弃置作业主要遵循两大基本原则：①井内外无地层流体上窜的通道、地层流体没有上窜至海底泥面、污染海洋环境的风险；②应用水泥或封隔器封隔开渗透性地层和油气层，以保证不同压力层系间的地层流体互不窜通。

1 气田概况及难点分析

1.1 气田概况

目标气田CO2含量较高，分压在0.26～0.77 MPa；生产年限长(超过20 a)，管柱腐蚀严重。其中，4口井存在油套带压，2口井技术套管及表层套管环空带压，数据如表1。

1.2 弃置难点分析

目标气田的弃井过程中面临诸多难点，主要有：

1) 为国内海上首次高风险气井永久弃置，井的生产时间长，管柱腐蚀严重，油管可能断裂或变形，常规压井方式效果有限，压井起管柱困难。

表1 目标气田环空带压数据

2) 采用挤注压井可能会压漏管鞋，污染海洋或造成更大险情。

3) 井口带压严重，部分井存在油套同压，甚至技术套管、表层套管也带压，井口套管头渗漏等情况，压井难度大。

4) 生产年限长，地层压力系数降低，压井漏失风险大，也为压井作业带来很大困难。

5) 井口各层套管封固，为多层带水泥环套管的切割回收带来挑战，需3层及以上套管整体切割。

6) 井况复杂导致弃置工期长，需优选低成本弃置机具。

2 高风险井弃井关键技术

2.1 基于带压分析的压井流程建立

2.1.1 油套带压情况分析

根据井况、井史资料分析及完整性管理理论[5-8]，目标气田油套环空带压原因可能有以下4种：

1) 套管有漏点。油管穿孔、封隔器失效或尾管挂密封失效导致油套环空带压，由于244.5 mm(9英寸)套管腐蚀原因，导致244.5 mm(9英寸)和339.7 mm(13英寸)套管环空带压。339.7 mm(13英寸)套管穿孔或339.7 mm(13英寸)泥线悬挂器泄漏，导致表层套管带压，各泄漏点如图1a。

2) 固井质量差。177.8 mm(7 英寸)尾管固井质量差、油管或封隔器穿孔，导致油套环空带压；244.5 mm(9英寸)套管固井出现质量问题，导致244.5 mm(9英寸)和339.7 mm(13英寸)套管环空带压。339.7 mm(13英寸)套管穿孔或339.7 mm(13英寸)泥线悬挂器泄漏，导致表层套管带压。各泄漏点如图1b。

3) 井口头处泄漏。油管挂或封隔器失效，导致油套环空带压。套管头泄漏导致各环空带压。在初期完井时，原177.8 mm(7 英寸)套管留高仅有10 cm、比设计要求短7 cm，179.4 mm(7英寸)油管四通的二次密封只能有1道密封，各泄漏点如图1c。

4) 以上多种情况并存，导致井口带压。

a 套管腐蚀或尾管挂泄露

c 井口装置泄漏

2.1.2 压井流程建立

针对高风险井，直接采用传统挤注压井，施工风险大(有压破地层或压裂管柱风险)，效果差、压井成功率低。因此，根据井况分析，建立了基于重建循环通道的高风险井压井起管柱流程，如图2，具有施工风险小、效果好、压井成功率高的优势。

需要首先建立油管内通道，然后开始进行压井作业。推荐采用连续油管洗压井。在连续油管压井前，先置换法压井，降低井口压力。因井下管柱腐蚀严重，若连续油管下入遇阻，则在遇阻位置上部继续压井排气，直至油套压明显降低；若高压冲洗多次无法通过，则起出连续油管；更换磨铣工具，再对遇阻点磨铣；确认油管内通畅，起连续油管，下电缆在滑动密封套以上10 m和生产封隔器下10 m打孔，建立循环通道；再次下入连续油管洗压井，直至油套压力为零，井被完全压住为止。

压井过程中，从油管内置换压井液，控制压力不超过井口油、套压力；及时添加堵漏材料，置换封堵气层，防止压井液漏失；井口置换压井液的同时，控制技术套管、表层套管及隔水管压力不升高，并缓慢释放其压力，直至244.5 mm(9英寸)套管外气体被排放干净，充满压井液为止；置换压井期间，时刻监视井口装置有无渗漏，海面有无气泡及原油；观察2倍的拆井口时间，以井口无溢流为标准。

图2 高风险井压井示意

根据该套技术方案流程，依次对所有复杂井进行压井作业，与常规压井技术相比，具有以下优点，如表2。

表2 建立循环通道技术与传统挤注压井技术对比

2.2 腐蚀管柱高效切割技术

目标气田井下管柱腐蚀严重，部分井需进行管柱切割打捞作业，高效、高成功率的切割技术非常必要。推荐采用了镁粉切割技术，具有如下优点：

1) 操作简单，安全性能高；切割后的鱼头规则，无需修整，有效缩短处理时间。

2) 与普通内切割工具相比，不会出现刀头掉落等加剧复杂情况。

3) 工具下到位且准备完毕后，仅需数秒即可完成切割作业，大幅提高了切割效率及切割成功率。

传统切割技术需2～3 h，成功率相对低，割口粗糙，且针对腐蚀严重管柱容易造成管柱的二次伤害；镁粉切割技术仅需数秒即可完成切割作业，割口平整，多口井弃置中整体效率明显。

2.3 底部生产管柱高效封堵技术

目标气田早期投产采用了永久型封隔器，部分井有2个以上的永久型封隔器，生产年限长，底部管柱腐蚀严重，封隔器无法解封，套铣打捞风险及难度都很大。针对这些井，采取下挤水泥封隔器，建立挤水泥通道，用间断法挤注水泥方式封堵储层，挤注量不少于15 m的井筒容积；同时在桥塞上注不少于50 m的水泥塞封堵井底储层段，减少底部管柱打捞时间，提高封堵效率。具体效果对比如图3所示。

图3 底部高效封堵技术对比示意

根据各井情况，采用该方案进行封堵作业。与传统作法相比，具有明显优点，如表3。

表3 底部生产管柱封堵技术对比

采用底部生产管柱高效封堵技术，将不能取出的封隔器以下生产管柱留在井内，平均单井节省套铣封隔器时间2～3 d，单井节约成本上百万元。

2.4 井口多层套管高效快速切割技术

针对传统切割技术及磨料射流切割技术，首先建立了多层套管切割选择方法流程，如图4所示。

图4 多层套管切割优选流程

根据比选，目标气田多为3层及以上套管整体切割，因此推荐选用了磨料射流切割技术。多层套管高效切割技术体系主要包括磨料射流切割技术、分段切割回收技术等。该技术可以实现在有限功率供给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内切割单井339.7 mm(13英寸)套管及外部762 mm(30英寸)导管，磨料射流工具试验可同时切割4层带水泥环套管[9-12]。相比常规水力割刀切割技术[13]，作业时间缩短3倍以上，大幅提高作业效率；技术指标对比如表4所示。

表4 多层套管切割技术对比

采用井口多层套管高效切割技术，平均单井节约工期约1 d，单井节约成本近百万元；另外，多层套管切割还可避免套管分层套铣工序，平均单井节约套铣时间5～7 d。

2.5 低成本弃井机具优选技术

根据平台机具、钻井船、无钻机弃置机具的特点，建立了基于油气田特点的弃井机具优选原则，实现在满足弃井安全要求下，通过技术及经济比选(如表5)，选择合理弃井机具。

为降低弃置成本，对于平台上有修井机的弃井作业，应采用修井机弃置；由于目标气田无平台钻机/修井机设备，需动用钻井船。通过设备比选，综合考虑弃井时间节点要求，优选了低日费钻井船作业，大幅降低钻井船作业日费。

目前，国外海上油气井弃置过程中，多采用无钻机的工程船模式[14]；国内在南海陆丰22-1[15]也尝试采用工程船的方式进行弃置，取得了成功；该种弃置方案机具简单，费用低，在国内海上弃井中有广阔前景，是未来海上弃井作业的主要方向。

3 结论

1) 建立了高风险井压井起管柱作业流程，依托井口带压分析技术、无循环通道压井技术等，大幅降低了压井作业风险，提高了压井成功率，保障了弃井作业顺利开展。

表5 弃井机具优选原则

2) 采用井下腐蚀管柱镁粉切割技术，数秒即可完成切割，大幅提高切割成功率及切割效率；采用底部生产管柱高效封堵技术，将井下管柱腐蚀严重井的底部封隔器留在井内，平均单井节省套铣封隔器时间约2～3 d，单井节约成本上百万元；采用磨料射流多层套管整体切割技术，作业时间缩短3倍以上，单井节约工期近1 d；多层套管切割还可避免套管分层套铣工序，平均单井节约套铣时间5～7 d。

3) 建立了海上油气田弃井机具比选原则，优选弃井作业机具，节约弃井成本。

4) 该技术体系为海上高风险气井弃置提供了依据，部分成果还可推广应用于国内整个海上油气井弃置，带来更大的经济效益。