基于井筒完整性分析的海上風險井棄井技術研究*
——以錦州20-2南氣田為例

賈宗文

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

棄井是油氣井全壽命管理的最后一個重要環節，如果棄井方案不完善，就可能導致棄井井噴或油氣泄漏，對海洋環境帶來嚴重的影響。中國海油海上油氣井很大部分處于生產中后期，未來棄井工作量巨大，在經歷長達20～30 a生產后，存在管柱腐蝕嚴重、井下情況復雜、井口帶壓等問題。據不完全統計，中國海油海上有超過100口井存在不同程度的環空帶壓問題，對于這些風險井，由于其所處的環境條件限制，加之井筒條件差、環保及安全作業要求高，在其生產壽命結束永久性棄井過程中面臨諸多問題和挑戰[1-2]。為保障棄井長期的封堵有效性及安全性，滿足海洋環保要求，開展基于井筒完整性分析的永久性棄井研究尤為重要。

國外井筒完整性研究及管理工作開展較早，形成了一些管理辦法，如2004年挪威石油協會就發布了NORSK D-010《鉆井及井下作業井完整性準則》[3]，2011年挪威石油協會又對D-010進行了補充完善，發布了OLF117《井完整性指南》[4]；2006年美國石油協會發布了API RP90《海上油氣井環空壓力管理》[5]。國內井完整性研究工作起步較晚[6-20]，但隨著近年來風險井的增多，逐漸形成了一些指導文件。井完整性管理工作在井的全壽命周期中都發揮著至關重要的作用，可保障井數據信息的完整性，對井況分析、井口帶壓識別、壓井、封堵作業等均可提供重要指導意義。參考國內外相關管理規定，基于井筒完整性的棄井技術，針對風險井棄井建立了風險井的安全高效壓井作業流程，形成棄井作業程序，保障了渤海錦州20-2南氣田永久性棄井作業順利實施，對海上風險井永久性棄井作業具有重要借鑒意義。

1 基于井筒完整性分析的棄井原則

油氣井棄井之前，首先對目標井開展棄井前井筒完整性評估作業，主要包括：①地層流體(油、氣、水)的來源；②地層孔隙壓力、地層破裂壓力；③地層溫度；④井流物組分及流體性質(是否含有腐蝕性流體))；⑤井眼軌跡、井身結構；⑥井筒屏障元件的可靠性；⑦套管外水泥環的封固質量、有效封固長度等；⑧井口環空帶壓情況等。通過評估，認清棄井的井筒狀況，有助于制定合理的補救措施及壓井起管柱、切割、封堵方案等。

依據井筒完整性管理中的井屏障理論[6-11]，棄井階段井屏障元件按照所處位置可分為外部屏障和內部屏障：外部屏障主要為井原有的套管及水泥環部件；內部屏障主要為井筒封堵用水泥塞、橋塞等部件。棄井原則上應至少設置兩級內部井屏障，一級屏障封堵油、氣、水層及其他滲透層，二級屏障考慮井極限工況的第二層防護或作為一級屏障備用，對于海上永久棄井，套管頭和采油樹等井口設備需要移除，并在井口設置屏障元件。

棄井前及棄井過程中按標準/規定的要求對屏障元件進行驗證，對不能滿足要求的屏障元件，及時采取補救措施，以保障長期的有效封堵性。針對海上風險井，采取基于井屏障理論的自下而上(儲層至海底泥線)、由外而內(地層、水泥環、套管到套管內橋塞、水泥塞)的棄井方式。

2 風險井棄井前評估

2.1 氣田概況及棄井難點分析

錦州20-2南氣田位于渤海海域，水深15～20 m，儲層溫度和壓力較高，CO2含量較高，分壓范圍0.26～0.77 MPa；由于投產時間早，防腐措施不完善，管柱腐蝕嚴重，有4口井油套環空帶壓，且井1和井3的技術套管也帶壓，具體情況見表1。

表1 錦州20-2南氣田4口井油套帶壓情況

該氣田棄井過程中面臨諸多難點，主要包括：海上高風險氣井永久棄井作業經驗少；生產年限長，管柱腐蝕嚴重，油管可能斷裂或變形，無法使用傳統壓井技術，起管柱困難；長期生產后，地層壓力降低，采用傳統擠注壓井可能會壓漏生產套管管鞋，造成海洋污染或更大險情；井口帶壓嚴重，部分井油壓、生產套壓較高，甚至存在技術套管帶壓情況，壓井難度大；早期管理不完善，油氣水泥返高數據不全，為棄井封堵設計帶來較大困難。

2.2 棄井前井筒完整性評估

2.2.1原有井屏障

以錦州20-2南氣田井1為例，根據井身結構、完井管柱、井口裝置等信息以及井的當前狀況，進行了完整性分析，識別該井棄井前原有的一級屏障和二級屏障(表2)，繪制該井棄井前的井屏障圖(圖1)。

1.3 覆蓋舊棚膜引起土壤板結地溫低，根系發育不良 果農習慣把上年淘汰的舊膜鋪在冬棗樹行間，用來提高地溫和保墑。這些舊膜因為材料老化和吸附灰塵，透光率低于50%，不但起不到提高地溫的作用，反而使膜下地溫低于有太陽光直射的地塊，引起根系發育不良。鋪設地膜后，設施冬棗棚內抹芽、棗吊摘心、環剝環割、疏棗等操作用工量大，田間踩踏頻繁，造成膜下土壤板結嚴重，吸收根死亡，根系發育不良，引起果實萎蔫。

表2 基于井史數據的錦州20-2南氣田井1完整性屏障元件驗證分析

圖1 錦州20-2南氣田井1的井屏障元件圖

2.2.2井口帶壓分析

腐蝕是造成該氣井屏障元件失效的主要原因，該氣田投產時間早，CO2含量較高，鉆井階段及投產初期防腐措施不完善，導致井內生產管柱腐蝕嚴重；腐蝕性氣體進入環空還會對套管及其他屏障元件造成腐蝕侵害，最終導致井筒完整性情況差，井口帶壓嚴重。

參考國內外井口帶壓井的分析方法[12-16]，以錦州20-2南氣田井1為例，對井口帶壓情況進行了分析。該井曾進行壓井作業(圖2)，關井油壓10.9 MPa，A環空帶壓10.8 MPa，B環空帶壓2.8 MPa，C環空帶壓2.6 MPa。根據壓井數據得出如下認識：①A環空最大帶壓約10.8 MPa，按照φ177.8 mm回接套管試壓值20 MPa，考慮A環空的最大允許井口工作壓力，A環空井口壓力未超過允許值；②隨著壓井液的連續注入，A環空壓力與油壓下降趨勢一致，最低降到油壓3.4 MPa，A環空壓力4.2 MPa，停止注入后開始緩慢回升，油壓、A環空壓力的回升趨勢也一致，判斷油管穿孔或封隔器退化泄漏，φ177.8 mm套管和油管連通，且泄漏量較大，說明原井筒一級屏障元件有失效或退化；③壓井過程中，B環空壓力和C環空壓力也有小的下降，分別降至2.6 MPa、2.55 MPa，停止注入一段時間后有小的壓力回升，判斷A/B環空、B/C環空可能存在小的滲漏，但未完全連通。

圖2 錦州20-2南氣田井1壓井施工曲線

基于以上分析，錦州20-2氣田井1各環空帶壓原因判斷如下：

1) A環空帶壓原因為油管腐蝕穿孔、油管掛密封失效、封隔器失效或尾管掛密封失效；

2) B環空帶壓原因為φ177.8 mm尾管回接管柱腐蝕、尾管掛密封失效、φ177.8 mm尾管固井封固失效或套管頭密封失效導致B環空帶壓；

3) C環空帶壓原因為φ244.5 mm套管腐蝕泄漏、尾管固井質量差及尾管掛泄漏、套管頭密封失效。

由此可以得出，該井存在同一誘導因素導致多個環空套管帶壓的情況(圖3 )。

圖3 錦州20-2南氣田井1的油套帶壓分析示意圖

2.2.3井屏障元件可靠性預測

根據錦州20-2南氣田井1棄井前原井筒的完整性分析，預測該井原有兩級屏障元件可靠性見表3。

基于原有井筒的完整性分析，該井油套連通，一級屏障失效，二級屏障存在未驗證與退化或失效情況，根據《海上油氣井完整性要求》[17]，該井棄井作業風險較高。

2.3 永久性棄井風險識別及對策

根據錦州20-2南氣田井1分析，識別該井在永久性棄井中的風險并制定了相應對策，見表4。

表3 錦州20-2南氣田井1原有屏障元件可靠性預測

表4 錦州20-2南氣田井1棄井風險識別及對策

3 基于完整性分析的棄井流程

3.1 基于完整性分析的風險井壓井起管柱流程

針對目標氣田風險井，直接采用傳統擠壓井技術風險高(壓漏地層或管柱二次傷害)。因此，結合錦州20-2南氣田井1的完整性分析，建立基于循環通道壓井技術的風險井壓井起管柱流程如圖4所示。

對于井1，首先應通井順暢建立油管內通道，之前先置換法壓井，降低井口壓力，確保井口安全，然后開始連續油管洗壓井作業，期間時刻監測井口壓力值變化，必要時可多次起下連續油管壓井，直至油套壓力為零，井被完全壓住為止，方可開展下一步棄井作業程序。

3.2 風險井棄井作業流程

根據錦州20-2南氣田井1的完整性分析結果，結合《海洋棄井作業規范》[18]要求，最終建立該井棄井流程如圖5所示。

圖4 風險井壓井起管柱系統流程

圖5 錦州20-2南氣田井1棄井流程示意圖

4 現場應用

采用本文提出的油氣井完整性評估技術，結合錦州20-2南氣田井史資料分析及固井質量測試等手段，確定原有井筒屏障元件的可靠性，以該氣田井1為例的可靠性驗證結果見表5。

由表5可以看出，井1油管腐蝕嚴重，無循環壓井通道的情況，采取置換法壓井和連續油管壓井結合的方式，多重壓井方式逐步推進，釋放各層套管壓力，壓井實施效果良好；對固井質量差的井段，采取射孔補擠注水泥方式進行修復，保障管外有連續的有效水泥封固；對尾管掛可能存在泄漏/密封失效的情況，尾管掛以上環空射孔擠水泥封堵，并在尾管掛上下注水泥塞封堵，試壓合格；井1的尾管回接管柱腐蝕嚴重情況，對腐蝕回接管柱進行切割回收，并對割口進行水泥封堵。

根據建立的基于完整性分析的棄井技術，通過井口狀況分析、固井質量測試、試壓等手段判斷/識別井筒完整性問題，通過擠水泥補救、切割、封堵等措施解決井筒完整性問題，最終形成棄井完整性屏障。錦州20-2南氣田井1永久性棄井井身結構如圖6所示。該氣田4口風險井棄井作業后井口無帶壓情況，井筒內地層流體無泄漏出海面的通道，滿足棄井規范/標準要求，技術應用效果明顯。

表5 錦州20-2南氣田井1屏障元件棄井實施過程實際驗證情況

圖6 錦州20-2南氣田井1永久性棄井井身結構示意圖

5 結論

1) 根據國內外井筒完整性管理規定，結合錦州20-2南氣田井1實際情況，通過自下而上、由外而內的屏障元件分析，首次提出并建立了基于井筒完整性分析的海上風險井永久性棄井技術，該技術包括井筒完整性評估、永久棄井風險識別及對策、壓井起管柱流程及棄井作業流程。

2) 基于井筒完整性分析的海上風險井永久性棄井技術在錦州20-2南氣田4口風險井棄井作業中取得成功應用，棄井作業后井口無帶壓、井筒內地層流體無泄漏，滿足棄井規范/標準，可為海上油氣井棄井提供借鑒。