渤海油田多層套管帶壓井永久棄置技術

韓耀圖， 和鵬飛， 李君寶， 林家昱， 龔 寧

[1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司海洋石油高效開發國家重點實驗室，天津 300451；2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452]

渤海油田多層套管帶壓井永久棄置技術

韓耀圖1， 和鵬飛2， 李君寶2， 林家昱1， 龔 寧1

[1. 中海石油(中國)有限公司天津分公司海洋石油高效開發國家重點實驗室，天津 300451；2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452]

隨著海洋油田的不斷開發，越來越多的老油氣田面臨廢棄處置。海上油氣田的棄置，一則對海洋生態環境影響大；二則對棄置作業技術設備及工藝流程要求高，涉及巨額的費用，因而成為關注的焦點。介紹了在渤海某油氣田S平臺生產井永久棄置作業。該平臺設備老舊，全部井油套同壓且多層套管帶壓。通過對多層套管帶壓的壓力來源進行分析，判斷為老井側鉆后對報廢井眼封堵失效，氣體沿生產套管與技術套管環空上竄，且由于井口老化致各套管頭間密封失效致多層套管帶壓，根據該方案制訂壓井方案。在生產套管進行水力切割，在割口上下打水泥塞封堵氣竄通路，下入注水泥橋塞注水泥封隔，完成氣竄通道有效封隔，通過對切割工藝優化，一次完成φ339.7mm、 φ508mm和φ762mm三層套管的整體切割，最終成功完成了渤海灣第一次大規模的在產平臺老井棄置作業，同時積累了一套解決復雜井況下油氣田的永久棄置技術和實施過程管理措施，可為今后海上油氣田的棄置作業提供借鑒。

永久棄置；油套同壓；多層套管帶壓；復雜井況；管理措施

0 引 言

一個完整的油氣田開發周期，一般都需要經歷勘探、開發、生產直至關閉棄置這一過程。無論是技術方面、經濟方面，還是法律方面，人們對于前三個階段都比較關注，而對于最后一個階段，即油氣田的關閉棄置階段則關注較少。隨著海洋石油開采陸續進入中后期階段，越來越多的油氣田到達生產和經濟年限，棄井作業變得越來越頻繁，相關油氣設施的棄置問題逐漸凸顯，無論從技術、成本花費，還是從環境保護方面都面臨巨大挑戰。

相比陸上的油氣設施及管道的棄置，海上的棄置問題則復雜得多，不僅要受國內法和國際條約管轄，還面臨更為高昂的處理成本及更富挑戰的技術難題[1]。在棄置作業中對廢棄油氣井進行永久棄井，不但要實現油、氣、水層的封隔，防止層間竄流，保護臨井的開發生產和保護環境，防止油氣泄漏污染，并拆除井口設備，而且還要承擔將海上油氣田恢復到符合相關法律要求的自然環境狀態所產生的支出[2—3]。

經歷高強度長時間開發而進入廢棄階段的油井，因油套管腐蝕、固井設計/工程因素及生產過程中的井內條件變化導致環空帶壓問題，給棄置作業帶來較大挑戰。據統計，截至目前中國海油在渤海海域進入廢棄階段的5個油田中，共計12口井出現環空帶壓現象，這一數量在未來還會持續增加。針對該類復雜井況下的油氣井棄置作業，如何改進棄井的施工程序，實現被廢棄的油氣層真正的、永久的被封堵，并兼顧海上作業的高成本，成為未來海上油氣井永久棄置的重要研究課題。本文通過對渤海某油氣田S平臺S1井的永久棄井作業成功案例的分析，為渤海油田的油氣井永久棄井作業得出一套安全可行的技術方法，并通過對永久棄井作業工程中的風險進行分析與控制，具有較好的工程借鑒意義。

1 棄置背景

1.1 油田概況

S平臺位于渤海遼東灣北部海域，為一座井口平臺，無修井機和模塊鉆機。該平臺于1995年11月投產，截至2013年已連續生產18年，被譽為“海上勞模”。2014年3月，平臺正式停產。全平臺共布5口開發井，開發層位為沙河街，井槽排布為2×3排列。

根據油田棄置整體設計，平臺棄置主要分以下幾個階段進行： (1)鉆井平臺對五口生產井進行封堵及棄井作業，以及采油樹的回收；(2)對平臺清洗，保證拆除過程的安全，并避免對環境造成污染；(3)工程設施拆除，導管架切割至泥面以下4m，對海底管道封存、海底電纜棄置；(4)駁船運輸組塊和導管架上岸。

本文以S1井為例，對海上油氣井的永久棄置進行闡述。

1.2 S1井基本情況

S1井為1984年7月鉆的一口探井，也是該區塊第一口探井，在測試后臨時棄井，并于1992年回接φ177.8mm尾管至井口并固井，下入生產管柱生產。

(1) 套管程序：φ762mm隔水導管×85.63m+φ508mm套管×443.73m+φ339.7mm套管×1604.25m+φ244.5mm套管×(348～2094.66m)+φ177.8mm尾管×2380m(尾管掛深度為1877m，于1992年回接至井口)。

(2) 生產管柱結構：φ127mm射孔槍+帶孔管+φ177.8mm套管用永久封隔器+錨定密封+φ88.9mm氣密油管+化學藥劑注入閥+φ88.9mm氣密油管+井下安全閥+φ88.9mm氣密油管+油管掛。

(3) 生產情況： 2002年發現φ177.8mm和φ339.7mm套管之間有2.5MPa壓力釋放不掉，返出液為凝析油及氣體，且在φ177.8mm套管和φ88.9mm油管之間形成油套同壓。棄置前地層壓力系數已從原始的1.67降至0.68，井口壓力及生產情況如表1所示，環空帶壓分布見圖1。

表1 S1井井口壓力及生產情況Table 1 Wellhead pressure and production of S1 well

圖1 S1井環空帶壓分布示意圖Fig.1 Schematic diagram of annulus pressure distribution in S1 well

1.3 棄置依據

我國對于海上油氣設施棄置的法律規制起步較晚[4—6]，目前主要依據為： (1)法律法規，包括《海上油氣生產設施廢棄處置管理暫行規定》《中華人民共和國海洋傾廢管理條例》《防治海洋工程建設項目污染損害海洋環境管理條例》《海洋石油安全管理細則》(25號令)等；(2)行業標準，如《海洋棄井作業規范》；(3)企業標準，如《海洋石油棄井規范》。

依據以上法律法規和標準規范，棄置作業兩大基本原則： (1)井內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境的風險。(2)應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[7]。

2 永久棄置作業技術

2.1 難點分析及主要棄置步驟

S1井1984年鉆井作業至棄置止間隔近30年，棄置作業面臨以下難點： (1)油氣井資料完整性差，相關回接資料、固井質量等關鍵資料缺失；(2)老井作業標準與現行標準變化，過往作業的不規范導致棄置作業困難大；(3)油套同壓、套管帶壓，無循環壓井通路，處理套壓井控風險高；(4)老井井口裝置老化，井下工具狀態差，生產管柱腐蝕嚴重，回收困難；(5)多層套管切割，居中程度無法確認。

根據以上難點，按照1.3節的棄置依據，棄置作業執行以下作業，以實現符合法律法規的封堵要求： (1)在最上部射孔段頂部永久封隔器以上下入擠水泥封隔器并試壓合格，采用擠水泥的方法向油氣層擠入水泥，在擠水泥封隔器上注長度不小于50m的水泥塞，探高度且試壓合格；(2)在尾管懸掛器以下約30m處向上建立全截面的#2水泥塞，長度不小于60m，探高度且試壓合格；(3)封固φ508mm套管鞋，水泥塞長度不小于50m，探高度且試壓合格；(4)注入蓋帽水泥塞。

依據上述作業要求，通過對該井井下技術狀況和難點分析，設計作業程序如下： (1)擠注壓井，安裝井口，起管柱；(2)在永久封隔器以上2～5m，下棄井橋塞，對射孔段擠注水泥；(3)在橋塞頂注200m水泥塞，探頂、試壓；(4)在尾管懸掛器以下100m處向上注200m的水泥塞，探頂；(5)在表層套管鞋深度附近向上注一個長度不小于200m的水泥塞，候凝、探頂；(6)在泥面以下5m切割回收多層套管；(7)注長度不小于50m水泥帽，頂面位于海底泥面下4～30m之間。

2.2 棄井作業工藝分析

2.2.1壓力來源

根據現有資料顯示，該井曾在鉆φ311.2mm井眼至2121m時發生卡鉆事故，于1682m深度爆炸松扣起出上部鉆具后，打水泥封堵下部井段；后從1618m側鉆φ311.2mm井眼至2094.66m完鉆，下φ244.5mm套管固井，鉆φ215.9mm井眼，下φ177.8mm尾管固井。棄井時將φ244.5mm套管從348m處切斷回收，在φ339.7mm套管內打水泥塞封井。考慮φ311.2mm井眼未鉆遇儲層，固井后發生氣竄僅可能為儲層氣體沿原報廢井眼突破棄井水泥塞進入φ311.2mm井眼，因水泥防氣竄效果不佳，氣體沿φ339.7mm和φ244.5mm套管環空至井口。

棄井時，為了有效地封隔壓力，采用非常規做法將φ244.5mm套管在348m處割斷，并在φ339.7mm套管內打了棄井水泥塞，后回接φ177.8mm尾管至井口并固井，但φ177.8mm套管固井質量測試結果顯示500m以上井段封固較差。故氣體仍可傳遞到φ339.7mm和φ177.8mm套管之間，致φ339.7mm和φ177.8mm套管之間帶壓。

φ339.7mm套管固井時未受到水泥氣竄影響，可基本排除φ339.7mm和φ508mm套管之間壓力來自下部產層。考慮到φ508mm和φ339.7mm套壓與φ339.7mm和φ177.8mm套壓出現時間不一致，從外觀看井口裝置較為破舊，推斷因井口裝置密封不嚴導致在井口各套管頭密封發生滲漏產生的可能性較大。各層套管間套壓產生原因如圖2所示。

圖2 S1井氣體來源示意圖Fig.2 Schematic diagram of gas source in S1 well

2.2.2壓力來源理論計算

水泥漿失重導致氣竄是水泥漿氣竄方式中最主要的一種，根據道維爾公司Wilkins等[8]在1989年提出的綜合因子法之中的液體靜壓系數(水泥漿降到水柱壓力時，氣層環壓力與環空液柱壓力之間的比值)法來計算水泥漿發生氣侵的可能性。計算公式為

(1)

式中：ρm為鉆井液密度，g/cm3；Gf為地層壓力當量密度，g/cm3；L為井深，m；Lc為環空水泥漿長度，m；Lm為環空泥漿長度，m。

對于式(1)，如果H≥1，注水泥后氣竄危險程度大。

地層壓力系數為1.67，泥漿密度為1.7g/cm3， 1618m以上水泥長度為568m，水泥漿水化時密度為1.0g/cm3，據此可計算出氣層壓力和環空液柱壓力的比值為1.1。則φ244.5mm套管固井后水泥發生氣竄的可能性較高。

2.2.3環空壓力封堵思路

通過環空壓力來源分析，基本判斷出φ339.7mm和φ177.8mm間套壓來源于老井棄置不合理、固井水泥防氣竄效果差導致氣體上竄，而φ508mm和φ339.7mm間套壓則考慮為井口裝置密封不嚴導致滲漏。故按照此思路考慮，則采用切割并套銑出部分φ177.8mm套管，將氣體封隔在φ339.7mm套管內的方案。φ339.7mm套管鞋深度為1604m，位于頂部有良好蓋層的東上段的大段泥巖中，且附近無其他油氣水層，可滿足安全要求。氣體被封隔在φ339.7mm套管內后，再釋放φ339.7mm套管外氣體。同時若能釋放干凈，則證明對壓力來源的分析正確。

整個壓井過程可分為切割套銑φ177.8mm套管前后兩個階段。第一階段，通過專用油氣分離器和燃燒臂釋放油套環空及φ177.8mm套管外各層套管的氣體并燃燒，油管內則通過平臺壓井流程，正擠注海水壓井。在井口壓力降低后使用高黏材料堵漏，隨后繼續使用海水壓井并釋放氣體，直至壓井成功。第二階段，使用水力割刀在井深200m處將φ177.8mm套管切割并套銑出，下入棄井橋塞坐掛至φ339.7mm套管上，并注入棄井水泥塞實施封堵。

2.2.4氣體通道封隔作業

為保證作業安全，首先采用泥漿泵正擠注1.15g/cm3的壓井液壓井洗壓井，拆采油樹并裝升高立管及防噴器組，起原井生產管柱。電纜測固井質量顯示φ177.8mm套管以上500m固井質量較差，驗證壓力來源分析。在2071.88m處下入棄井橋塞并試壓3000psi×15min(1psi≈6.895kPa)，壓力不降，注1#棄井水泥塞，設計封固井段： 2071.88～1771.88m，探頂試壓正常。期間檢測φ339.7mm和φ177.8mm套管之間壓力為1.4MPa，同時φ508mm和φ339.7mm套管環空壓力降至0.8MPa(詳見表2)。第一階段壓井作業實施成功，同時亦驗證在壓力來源分析中提出的環空壓力與套管內壓力來自同一產層。

表2 S1井第一階段壓井后井口壓力情況Table 2 Wellhead pressure in the first stage of S1 well

第二階段壓井作業難點在于切割時割刀選擇與壓井液選擇兩個方面。

通過第一階段壓井作業成功實施，基本確定各層套管間壓力來源于儲層，與之前分析一致。以最大井口壓力為2.4MPa，凝析油密度為0.8g/cm3，則切割位置井深200m處壓力為4.0MPa。故切割后若φ177.8mm套管與產層連通，則需要使用密度為1.51g/cm3的壓井液才能平衡割口處壓力。考慮附加量，在200m處進行水力切割時，選取密度為1.60g/cm3重晶石壓井液即可保證作業安全。

而采用水力割刀進行內切割，最重要的是優選與割刀本體尺寸相匹配的刀片。本井為直井，各層套管居中度高，φ177.8mm和φ339.7mm套管最小間隙為80.8mm，割刀本體尺寸為146mm，刀片完全張開長度為76.2mm，切割φ177.8mm套管時，即便切割時割刀緊貼φ177.8mm套管內壁，刀片完全張開情況下，刀片伸出φ177.8mm套管外最大為66mm，也無法接觸及φ339.7mm套管內壁。

在實際操作中，也可以根據刀腹和刀背的最大劃痕驗證割刀的實際最大切割范圍。

如圖3所示，∠abd=90°-∠dbe，刀腹最大劃痕與刀背最大劃痕之間距離為bd，刀片厚度be已知，則可計算出∠dbe具體數值。因此可以計算出af的長度，即刀片伸出φ177.8mm套管的垂直距離。

圖3 水力割刀極限切割范圍示意圖Fig.3 Schematic diagram of the cutting range of hydraulic cutter

在φ177.8mm套管割口上下打水泥塞封隔套管割口，候凝試壓并探頂后，連續下2個φ339.7mm套管用棄井橋塞并試壓合格，在橋塞上打注水泥塞。觀察1周，井筒內壓力始終為零，并且φ339.7mm套管外各層井口壓力為零，確認氣體通道已經被成功封隔在φ339.7mm套管內部。

2.2.5多層套管切割

把φ339.7mm、φ508mm和φ762mm三層套管整體切割，是在渤海油田的棄井作業中第一次應用。對于多層套管切割，套管都存在偏心的情況，同時水力割刀在割開偏心邊隔水套管后，割刀也會偏向內層表層套管，因此刀片的最小尺寸為在套管極限偏心和割刀極限偏心的時候，仍能切割開隔水套管所需的尺寸。選擇下入φ298.5mm水力割刀同時切割φ339.7mm、φ508mm和φ762mm三層套管，在極限偏心情況下，φ339.7mm套管中心距φ762mm隔水導管外壁最遠距離為55.4cm。因此刀片選擇52cm，完全展開時，割刀本體中心距刀尖長度為66.9cm，可以滿足極限情況下的完全切割。

選擇52cm刀片雖然可以滿足作業需求，但也對后續切割作業帶來一些挑戰： (1)刀片伸開過長，在切割φ339.7mm套管時張開角度過小，無法使用刀尖切割，導致切割效率偏低，切割時間較長；(2)長刀片刀背面積更大，當割開φ762mm隔水導管偏心邊以后，繼續切割過程中，隨著刀片向上抬起，刀背開始磨銑已割開邊的三層套管及套管間水泥環，由于刀背面積大，在切割時扭矩更大，對工具的磨損也相應增加。

為解決以上問題，在本次作業中優選2次切割法，井口預加一定噸位上提力后，第一趟下入φ298.5mm水力割刀配36cm刀片(切割套管尺寸范圍φ339.7～609.6mm)，以保證切開φ339.7mm和φ508mm套管，并能對φ762mm隔水導管造成部分損傷，且能夠保證切割效率，降低對工具的磨損。完成第一步驟后更換52cm刀片，再次下入水力割刀在原切割口定位，重復進行切割。從井口觀察隔水導管有下沉，確認割斷三層套管后停止切割，打棄井水泥帽，用閘管鋸在鉆臺分段整體切割多層套管(見圖4、圖5)。

圖4 S1井水力割刀多層套管切割效果示意圖Fig.4 Schematic diagram of multi-layer casing cutting effect of S1 well hydraulic cutting tool

圖5 S1井閘管鋸切割偏心多層套管示意圖Fig.5 Schematic diagram of S1 well pipe saw cutting eccentric multi layer casing

2.3 棄置過程管理措施

海上棄井作業工程復雜、危險，不確定因素較多，可借鑒經驗少，為確保項目高效、優質、可控，需要在棄置過程加強管理，從宏觀角度出發，明確管理措施，做到運行高效、過程受控[9—11]。

(1) 重視項目前期工作： 做好現場環境和資料核實工作，才能制訂較為合理的作業程序與風險控制措施。

(2) 做好永久棄井作業風險源辨識： 棄井作業風險源較多，應在作業前根據作業程序對作業風險源進行辨識，并提出可靠的預案，對施工現場管理和設備管理提出具體的針對性措施，將隱患消除于萌芽階段。

(3) 提高關鍵設備的可靠性與穩定性： 再好的方案，沒有好的設備支撐，也只能事倍功半。

(4) 加強技術支持力量： 棄井作業因面臨未知風險高，在施工階段復雜情況較多，與設計施工方案出入較大。故加強技術支持力量，有利于在出現變化時進行快速決策，提升效率。

3 結 語

(1) 保證油氣井資料完整性、延續性是作業成果的重要保障，確保包括地質油藏數據、鉆完井數據、井下作業數據、井下落物記錄、特殊作業原因等資料的完整性。

(2) 多層套管時偏心嚴重將嚴重影響切割作業，建議鉆井階段考慮在泥面以下10m至套管頭之間的各段套管下入可套銑的樹脂扶正器，以增加套管居中度。

圖6 S1井棄置后示意圖Fig.6 Schematic diagram of S1 well abandonment

(3) 事故井(高壓氣井)側鉆前需嚴格執行相關法律法規要求，實施有效的永久式棄井作業，防止套管外竄層。

(4) 棄井作為油氣井全生命周期的一部分，建議將棄置的基本思路寫入鉆完井前期設計，在投資進入時即考慮退出階段的風險評估。

(5) 根據項目特點和風險提出合理的作業程序和風險控制措施，是實施成功的重要保障。

(6) 在本井永久棄置過程中，對多層套管帶壓的分析處理、首次應用的多層套管切割技術及棄置過程的管理措施，可為今后海上油氣田的棄置作業提供借鑒。

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PermanentWellAbandonmentTechnologyforMulti-LayerCasingKillingWellsinBohaiOilfield

HAN Yao-tu1, HE Peng-fei2, LI Jun-bao2, LIN Jia-yu1, GONG Ning1

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,CNOOCChinaLimitedTianjinBranch,Tianjin300452,China;2.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

With the continuous development of offshore oil fields, more and more old oil and gas fields are facing well abandonment. The well abandonment of offshore oil and gas fields may influence the marine ecological environment greatly. Besides, the technical equipment and process requirements of well abandonment are rigorous, involving huge costs, thus it has become the focus of attention. We introduce the permanent well abandonment of the production wells in Platform S in Bohai Oilfield. The platform equipment is old, all wells are with the same pressure in tubing and casing, and multi-layer casing with pressure exists. By analyzing the pressure source of the multi-layer casing, it is judged that the wellbore plugging of the old well fails after sidetracking, gas flows along the annulus of the production casing and the technology casing, and the wellhead aging causes the seal failure between the multi-layer casings. Based on the analysis, killing well program is made. In the production casing for hydraulic cutting, cement plug is used above and below the cut to plug the gas channeling, and cement seal is used fo the injection cement bridge plug to complete the effective isolation of gas channeling. Through the cutting process optimization, the overall cutting ofφ339.7mm，φ508mm andφ762mm three-layer casing is completed by one operation. The successful completion is the first large-scale one in the production platform for the old wells abandonment operations in Bohai Oilfield. A set of techniques to solve the permanent well abandonment of oil and gas fields and the implementation of process management measures in complex well conditions are achieved, which can provide reference for the future well abandonment of offshore oil and gas fields.

permanent well abandonment; same pressure in tubing and casing; multi-layer casing with pressure; complex well condition; management measure

TE54

A

2095-7297(2017)02-0079-07

2017-01-07

國家科技重大專項(2016ZX05058)

韓耀圖(1985—)，男，工程師，主要從事海洋石油鉆井與完井相關技術研究與應用工作。