井口完整性技術(shù)在魯邁拉油田的應(yīng)用

車洪昌，冀成樓，陳　鑫，劉　琦

(中國石油伊拉克公司魯邁拉項(xiàng)目作業(yè)部，北京 100724)

井口完整性技術(shù)在魯邁拉油田的應(yīng)用

車洪昌，冀成樓，陳鑫，劉琦

(中國石油伊拉克公司魯邁拉項(xiàng)目作業(yè)部，北京 100724)

摘要：目前魯邁拉油田大部分油水井存在不同程度的井口完整性問題，嚴(yán)重影響油田的安全生產(chǎn)運(yùn)行。通過總結(jié)、管理與實(shí)踐，建立完備的井口問題診斷、維護(hù)與維修的技術(shù)應(yīng)用體系，對油水井的安全生產(chǎn)和管理具有重要指導(dǎo)意義。在分析魯邁拉油田井口裝置的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)和密封特性的基礎(chǔ)上，探討了井口閥門密封失效、油管懸掛器密封失效及套管懸掛器密封失效問題的診斷方法與處理手段，并研究了井口完整性問題處理過程中的井控技術(shù)、設(shè)備原理及應(yīng)用條件，包括帶壓鉆孔/閥技術(shù)、背壓閥和環(huán)空絲堵技術(shù)、SIM油管橋塞技術(shù)及碳酸鈣+酸溶水泥塞壓井技術(shù)。并以Ru-032為典型井實(shí)例，根據(jù)現(xiàn)場井況選擇了碳酸鈣+酸溶水泥塞的井控工藝，壓井過程中又應(yīng)用了帶壓鉆孔設(shè)備進(jìn)行環(huán)空A圈閉壓力釋放，最終成功處理了該井的井口問題。結(jié)果表明，本文所給出的技術(shù)選項(xiàng)適用于處理井口完整性問題；通過分析實(shí)際井況，選擇合適的井控工藝，從而保證井口維護(hù)或作業(yè)的安全與高效。

關(guān)鍵詞：井口維護(hù)；井口完整性；復(fù)雜問題；處理；魯邁拉油田

The Application of Wellhead Integrity Technologies Within Rumaila Oilfield

Che Hongchang, Ji Chenglou, Chen Xin, Liu Qi

(WellsDepartmentofRumaila,PetroChinaIraq,Beijing100724,China)

Abstract:Currently most of the oil producers and water injectors within Rumaila Oilfield have wellhead integrity issues, which affects the performance of the wells in terms of safety, operation and management in the Oilfield. It is significant to establish a technology application system for the diagnosis and treatment for wellhead integrity issues through the methods of management and practice. On the basis of studying the wellhead structure and sealing properties within Rumaila Oilfield, this paper presented the wellhead integrity issues including the gate valves malfunction, tubing hanger seals failure, and casing hanger seals failure, and the maintenance philosophy how to fix them. The well control technologies during the wellhead maintenance, such as hot tap/gate valve drilling, back pressure valve, Valve Removal Plug, calcium carbonate+ acid soluble cement, were also presented and the mechanism of the equipment and its application were discussed. A case study of Ru-032 showed the whole process of dealing with complicated wellhead integrity issues. The decision of choosing calcium carbonate+ acid soluble cement technology as the well control method was based upon the actual well condition. The trapped pressure in A Annulus was bled down using hot tap unit during well kill. It was a successful experience for wellhead integrity issues. It showed that the technology options given in this paper are suitable for dealing with wellhead integrity issues. It is recommended to choose the best option for well control based upon the actual well condition for wellhead maintenance in a safe and efficient manner.

Key Words：Wellhead Maintenance；Wellhead Integrity; Complicated Issues；Treatment；Rumaila Oilfield

伊拉克魯邁拉油田位于伊拉克南部巴士拉省，緊鄰科威特，是世界最大的油田之一。魯邁拉油田分為南、北兩部分，共占地1800km2，合計(jì)探明儲量約30.8×108t。魯邁拉油田發(fā)現(xiàn)于1953年，規(guī)模開發(fā)于1972年，大部分地面生產(chǎn)設(shè)施建于20世紀(jì)70—80年代晚期[1]。經(jīng)歷了數(shù)十年的開發(fā)歷程，其間受伊拉克國內(nèi)自然環(huán)境及連年戰(zhàn)爭因素影響，絕大多數(shù)油水井井口設(shè)施的維護(hù)基本處于停止或滯后狀態(tài)。由于長期受電化學(xué)腐蝕、應(yīng)力腐蝕、流體沖蝕及密封件老化等因素影響，又得不到定期的維護(hù)保養(yǎng)，大部分井口設(shè)施出現(xiàn)不同程度的完整性問題。許多井口的閥門及密封件無法正常工作，難以承受井內(nèi)的壓力，隨時可能出現(xiàn)原油泄漏而導(dǎo)致環(huán)境污染，有些高壓井甚至存在井噴失控風(fēng)險(xiǎn)。

英國BP石油公司與中國石油接管油田后，將井口維護(hù)的任務(wù)定為重中之重。平均每年開展井口維護(hù)與維修作業(yè)6000井次以上，為油田的平穩(wěn)運(yùn)營及增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供了有力保障。針對魯邁拉油田的井況及井口裝置特點(diǎn)，經(jīng)過實(shí)踐摸索與技術(shù)攻關(guān)，建立了完備的井口問題診斷、維護(hù)、維修及評價(jià)體系。

本文主要介紹魯邁拉油田井口的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)與密封特性、井口完整性的診斷方法及復(fù)雜井口完整性問題的處理技術(shù)，以期為國內(nèi)油田和海外項(xiàng)目井口完整性問題的診斷與處理提供成熟的技術(shù)選項(xiàng)及可借鑒的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

1 自噴井井口結(jié)構(gòu)

魯邁拉油田典型的自噴井井口外部結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要包括采油樹、油管頭、套管四通和套管頭。

1.1 采油樹

采油樹是油井最上部的控制和調(diào)節(jié)油氣生產(chǎn)的主要設(shè)備[2]。采油樹上主要安裝了下主閥、上主閥、壓井閥、生產(chǎn)閥、清蠟閥及采油樹帽等(圖1)。

圖1　魯邁拉油田典型的自噴井井口示意圖Fig.1　The Typical Wellhead Schematic of the Natural Flow Well in Rumaila Oilfield

下主閥是采油樹上最主要的閥門，用來關(guān)閉采油樹的流動通道及承受關(guān)井壓力；上主閥主要作為緊急情況下的備用閥門，一般安裝在中等壓力及高壓井中；壓井閥是在需要進(jìn)行井控時泵入流體的通道；生產(chǎn)閥是井筒流體流向生產(chǎn)管線的控制閥門；清蠟閥在井筒服務(wù)作業(yè)(如電纜、鋼絲、連續(xù)油管等)中可以開關(guān)，從而起出或下入工具，在緊急情況下可以當(dāng)作剪切閘板使用，用以切斷井內(nèi)的電纜或鋼絲；采油樹帽一般安裝在清蠟閥之上，為井控設(shè)備提供合適的連接方式。

1.2 油管頭

油管頭的作用是懸掛油管、密封油套環(huán)空和連接采油樹[3]，其為釋放可能聚集在油管和套管柱之間的壓力提供出口，還可以向井內(nèi)泵入流體，是采油和注水井口裝置的重要組成部分。油管頭四通兩側(cè)分別安裝兩個手動平板閥，控制環(huán)空A的通道。

1.3 套管頭

套管頭的作用是連接下井的各層套管，密封各層套管環(huán)空。表層套管與其法蘭之間以螺紋或焊接的方式連接[4]。油層套管和法蘭大小頭，一般用螺紋連接后坐在表層套管頂法蘭上，用螺栓擰緊，以鋼圈密封，法蘭大小頭的上法蘭與套管四通連接。魯邁拉油井的完井結(jié)構(gòu)一般為φ339.7mm表層套管、φ244.5mm技術(shù)套管、φ177.8mm生產(chǎn)套管及φ88.9mm油管。

油管與油層套管之間的環(huán)空稱為環(huán)空A，油層套管與技術(shù)套管之間的環(huán)空稱為環(huán)空B，技術(shù)套管與表層套管之間的環(huán)空稱為環(huán)空C。一般生產(chǎn)管線從環(huán)空A處接出，主要通過兩個環(huán)空閥門來控制管線與環(huán)空的連通或關(guān)閉。而環(huán)空B和環(huán)空C的儀表和閥門主要用于監(jiān)測和卸壓。

2 自噴井井口裝置的密封特性

2.1 油管頭與采油樹之間的密封

油管懸掛器設(shè)計(jì)有主密封和副密封[5]。主密封是采用“O”形圈和方形圈相結(jié)合的密封方式(圖2)。油管四通底部的副密封結(jié)構(gòu)可通過液壓作用增強(qiáng)密封效果，利用高壓槍將密封脂注入密封圈內(nèi)，擠壓并激發(fā)密封圈膨脹，從而起到增強(qiáng)密封的作用。

圖2　油管頭與采油樹連接示意圖Fig.2　The Diagram of the Connection between Tubing Head and Chrismas Tree

2.2 油管頭與套管四通之間的密封

套管懸掛器設(shè)計(jì)有主密封和副密封(圖3)。主密封采用的是方形橡膠密封和“O”形圈相結(jié)合的方式進(jìn)行密封，副密封是采用密封圈并通過注入密封脂進(jìn)行密封。

圖3　油管頭與套管四通連接示意圖Fig.3　The Diagram of the Connection between Tubing Head and Casing Head Spool

2.3 手動平板閥的密封

平板閥閘板沿介質(zhì)通道中心線的垂線方向運(yùn)動，擔(dān)負(fù)著開啟或截?cái)喙艿澜橘|(zhì)并控制高壓介質(zhì)流向的作用。平板閥按閥桿分類可分為明桿平板閥和暗桿平板閥，按閘板分類可以分為楔形平板閥和平行平板閥[6]。平板閥主要由閥體、閥蓋、閥座、閥板、閥桿和密封元件組成(圖4)。

圖4　平板閥結(jié)構(gòu)示意圖Fig.4　The Diagram of the Structure of the Gate Valve

平板閥采用壓力自緊式浮動密封設(shè)計(jì)，浮動閘板和閥座能保證密封面緊密貼合、密封可靠，且可防止工作介質(zhì)中的雜質(zhì)將密封表面拉毛擦傷。閥座兩端采用波形彈簧給予閘板預(yù)緊力，即使在低壓下平板閥亦可借助彈簧的預(yù)壓力和密封面間形成的油膜來保證密封。

3 復(fù)雜井口問題的診斷與處理

3.1 井口閥門問題的診斷與處理

盡管魯邁拉油田所用的閥門類型及生產(chǎn)商眾多，但大部分是按照API Spec 6A標(biāo)準(zhǔn)生產(chǎn)的。井口閥門出現(xiàn)問題，可以通過現(xiàn)場勘察進(jìn)行診斷。

經(jīng)常出現(xiàn)的井口閥門問題主要有閥門無法全開或全關(guān)、銹死、脫扣、由于井內(nèi)壓力上頂無法打開閥門、刺漏及試壓失敗等。閥門失效的主要原因是電化學(xué)腐蝕、硫化物應(yīng)力腐蝕及密封件老化等。腐蝕或磨損造成的表面損傷、材料流失、密封件的老化、變形等，都會影響閥門密封性。

井口閥門失效的主要形式為平板閥的閥體和閥蓋間泄漏、閥板與閥座間滲漏、閥蓋與閥桿間的密封圈泄漏、閥門與閥門間連接泄漏[7]。

閥體和閥蓋間泄漏，應(yīng)該首先檢查螺栓是否松動，以及閥蓋與閥體間有沒有間隙。如果是松動引起的泄漏，擰緊螺母即可；如無松動現(xiàn)象，即考慮更換密封墊環(huán)；閥板與閥座間發(fā)生滲漏現(xiàn)象，可通過閥蓋上的注脂閥注入密封脂，如果泄漏嚴(yán)重，就必須更換閥門；閥蓋與閥桿間的密封圈若發(fā)生泄漏，可對密封圈進(jìn)行更換，或是通過閥蓋上的注脂孔注入密封脂，以補(bǔ)償泄漏間隙；閥門與閥門間連接泄漏，可通過擰緊連接螺栓解決，或更換密封墊環(huán)解決泄漏問題。

3.2 井口密封失效的診斷與處理

井口密封失效主要是指油管懸掛器的密封失效和套管懸掛器的密封失效。一旦密封失效，將導(dǎo)致環(huán)空A與環(huán)空B連通，從而使環(huán)空壓力表現(xiàn)異常。因此，對環(huán)空壓力進(jìn)行監(jiān)測可以及時發(fā)現(xiàn)井口密封失效。如果發(fā)現(xiàn)某個環(huán)空的壓力偏高，或者與其相鄰的環(huán)空壓力趨勢異常，則需要引起足夠的重視，應(yīng)當(dāng)通過環(huán)空流體取樣、泄壓、壓力恢復(fù)測試及對環(huán)空進(jìn)行試壓等方法，確定壓力的來源、類型，判斷壓力是通過什么通道進(jìn)入環(huán)空，壓力能恢復(fù)到何種程度及壓力恢復(fù)的速度等。

油管懸掛器在正常情況下，兩法蘭之間的密封墊環(huán)不承受介質(zhì)的壓力。如果主密封發(fā)生泄漏，可擰緊頂絲，激發(fā)主密封的方形圈膨脹進(jìn)行密封，同時通過采油樹變徑法蘭上的試壓孔注入大量的密封脂補(bǔ)償泄漏間隙。副密封發(fā)生泄漏，只能通過采油樹變徑法蘭上的試壓孔注入大量的密封脂補(bǔ)償泄漏間隙。油管頭頂絲若發(fā)生泄漏，可擰緊頂絲密封填料壓帽，進(jìn)一步壓緊頂絲密封填料，激發(fā)密封填料膨脹，從而達(dá)到密封的目的。

造成套管懸掛器主密封泄漏的原因是方形圈被損壞或是套管受熱膨脹將套管懸掛器向上托起，使方形圈未起到密封作用。主密封若發(fā)生泄漏，可通過擰緊套管四通法蘭上的頂絲，使套管懸掛器向下移動，激發(fā)懸掛器上的方形圈膨脹，從而達(dá)到密封目的。也可通過油管頭特殊四通下法蘭上的一個試壓孔注入大量密封脂補(bǔ)償泄漏間隙。如果是副密封泄漏，則只能通過注脂使密封圈抱緊套管懸掛器，從而達(dá)到密封效果。

4 井控技術(shù)

在井口完整性問題中，經(jīng)常不止一處閥門發(fā)生泄漏，而且有時在多處閥門泄漏的同時，還伴有油管懸掛器和套管懸掛器的密封失效問題。對井口設(shè)施進(jìn)行作業(yè)時，必須滿足有兩個壓力屏障，并且至少要有一道屏障為機(jī)械屏障，即“雙屏障原則”[8]。例如，下主閥或某個環(huán)空閥出現(xiàn)問題需要更換，則必須借助壓井或其他井控工藝來滿足雙屏障原則[9]。魯邁拉油田常用的井控工藝主要有帶壓鉆孔、鉆閥工藝、背壓閥和環(huán)空絲堵工藝、SIM油管橋塞工藝及碳酸鈣+酸溶水泥塞工藝。

4.1 帶壓鉆孔/閥工藝

魯邁拉油田井口設(shè)備服役時間較長，經(jīng)常出現(xiàn)某些井口部件(如法蘭、閥門等)因腐蝕、生銹或其他原因而無法操作；圈閉壓力的存在，需要通過帶壓鉆孔設(shè)備將圈閉壓力處理掉，再進(jìn)行井口部件的更換。該帶壓鉆孔設(shè)備是由美國Boots&Coots公司生產(chǎn)(圖5)，三維尺寸為914.4mm×203.2mm×203.2mm，重45.4kg，最大承壓105MPa，可在-29~177℃下使用，鉆頭尺寸為13~50.8mm，具有體積小、方便運(yùn)輸和安裝、不污染環(huán)境等優(yōu)點(diǎn)。該設(shè)備本體采用特殊的V形密封設(shè)計(jì)，通過施加一定壓力，能夠在鉆桿旋轉(zhuǎn)或軸向運(yùn)動時實(shí)現(xiàn)動態(tài)密封，進(jìn)行帶壓鉆孔作業(yè)。帶壓鉆孔設(shè)備可以對法蘭或圓管等進(jìn)行鉆孔，然后通過泄壓孔將圈閉壓力釋放掉，或者通過安裝絲堵或針形閥的方式進(jìn)行壓力控制。而當(dāng)閘閥銹死或無法操作時，可以用帶壓鉆閥設(shè)備通過法蘭與之連接，將閘板鉆開，其原理與帶壓鉆孔設(shè)備相似。

圖5　美國Boots&Coots公司帶壓鉆孔設(shè)備示意圖Fig.5　The Diagram of Hot Tap Unit by Boots&Coots

4.2 背壓閥和環(huán)空絲堵工藝

API標(biāo)準(zhǔn)油管懸掛器帶有背壓閥螺紋，可以實(shí)現(xiàn)不壓井更換采油樹及其配件的作業(yè)。背壓閥(圖6)由本體、錐形閥、密封圈及導(dǎo)向桿和彈簧等組成。使用時連接安裝工具，下至油管掛位置，通過背壓閥螺紋連接至油管懸掛器，可以承受來自井內(nèi)的壓力，在油管通道形成一道壓力屏障。當(dāng)需要壓井時，背壓閥允許壓井液從油管泵入。

圖6　背壓閥圖Fig.6　The Diagrams of Back Pressure Valve and Two Way Check Valve

API標(biāo)準(zhǔn)井口油管頭四通側(cè)出口為栽絲法蘭連接，并帶有環(huán)空絲堵螺紋，當(dāng)環(huán)空閥損壞需要維修時，可以通過安裝工具將環(huán)空絲堵擰到油管頭四通，在環(huán)空通道形成一道壓力屏障，實(shí)現(xiàn)不壓井更換環(huán)空閥。維修完成后，可以用工具將環(huán)空絲堵取出，既方便快捷，又避免了壓井給油層帶來的傷害。環(huán)空絲堵及其安裝工具見圖7。

圖7　環(huán)空絲堵螺紋及其安裝工具圖Fig.7　The Diagram of Valve Removal Plug and Setting Tool

4.3 酸溶水泥塞壓井技術(shù)

由于魯邁拉油田的特殊歷史背景，非API標(biāo)準(zhǔn)井口在油水井中也占據(jù)了一定比例。這些井口不帶有背壓閥螺紋，也沒有環(huán)空絲堵螺紋。因此，當(dāng)井口閥門出現(xiàn)問題需要更換或維修時，只能借助其他壓井技術(shù)實(shí)現(xiàn)雙屏障。酸溶水泥是一種特殊的水泥漿體系，硬化后能夠承受一定的壓力[10]。酸溶水泥塞可作為一道機(jī)械屏障，與壓井液配合形成雙屏障，可保障井口更換或維修操作的安全性。鹽水壓井后，用泵車泵入高黏液體，攜帶足量的碳酸鈣，使其沉降并形成碳酸鈣塞覆蓋油層，然后用連續(xù)油管在碳酸鈣之上泵入酸溶水泥，候凝36小時，試壓合格后即可開始井口維修及更換作業(yè)。作業(yè)完成后，可以通過連續(xù)油管泵入濃度為15%的鹽酸來溶解水泥塞，從而恢復(fù)油井的產(chǎn)能或注水井的注入能力。

酸溶水泥漿配方為G級水泥(42.6kg/袋)+防泡劑(3.78×10-4m3)+黃原膠(0.0426kg)+失水抑制劑(0.3408kg)+緩凝劑(0.3408kg)+碳酸鈣(85.2kg)。水泥漿密度為1.73×103kg/m3，造漿量為2.68×10-3m3/kg，井溫(99℃)條件下塑性黏度為28.5mPa·s，塑性屈服強(qiáng)度為5.5Pa，流變模式為冪律模式(F=0.368)，流性指數(shù)為0.5854，稠度系數(shù)為0.5309Pa·sn,稠化(100Bc)時間320min。稠化時間曲線如圖8所示，擬合后的線性關(guān)系式為Y=X-200。

圖8　酸溶水泥漿稠化時間曲線圖Fig.8　The Thickening Time Curve of the Acid Soluble Cement Slurry

井溫條件下該酸溶水泥漿體系在15%鹽酸中的溶解度可達(dá)到70%以上。因此，通過連續(xù)油管酸洗、浸泡，再泵入高黏流體加氮?dú)廨o助返排，基本可以將溶解后的殘?jiān)耆珨y出井筒，將對油層的傷害減至最低。

4.4 SIM可回收式油管橋塞

修理井口閥門常常需要壓井，傳統(tǒng)壓井液壓井方法需要一整套的排液放噴處理流程，排液過程又可能導(dǎo)致閥門二次刺漏，同時壓井液不可避免地會造成油層傷害，因此只有在別無選擇時才會考慮傳統(tǒng)壓井方法。

可回收式油管橋塞通過鋼絲下井，可坐封到油管的任一位置，在油管內(nèi)形成機(jī)械屏障，實(shí)現(xiàn)不壓井更換采油樹閥門[11]。Peak公司生產(chǎn)的SIM可回收式油管橋塞具有操作簡單、耐高溫高壓、適合硫化氫極端井況等優(yōu)點(diǎn)，極大地降低了施工風(fēng)險(xiǎn)，并且節(jié)約了作業(yè)成本。

圖9給出了SIM橋塞的結(jié)構(gòu)及實(shí)物圖，使用J型投撈工具將SIM橋塞下至預(yù)定位置之下3m，再上提至預(yù)定位置以上0.6m，激活橋塞的換位機(jī)構(gòu)，坐封下卡瓦，震擊器下?lián)?，剪斷橋塞上卡瓦定位銷釘，坐封上卡瓦，繼續(xù)下?lián)簦鈽蛉z筒。震擊器向上震擊，剪斷投放銷釘，使投放工具串與橋塞本體分離，取出投放工具串。隨后用SB/JDC投放工具連接平衡桿，下至SIM橋塞頂部，向下震擊，剪斷銷釘，使橋塞上下壓力保持平衡狀態(tài)。將平衡桿固定在工作筒后，它將被推到可密封平衡孔的位置并被鎖定。井口維護(hù)作業(yè)完成后，需要起出SIM橋塞，此時應(yīng)先下SB/JDC投撈工具起出平衡桿，再下GS投撈工具打撈SIM橋塞。

圖9　SIM可回收式油管橋塞結(jié)構(gòu)及實(shí)物圖Fig.9　The Structure Diagram and the Photo of the SIM Recoverable Through Tubing Plug

5 典型井應(yīng)用實(shí)例

圖10　Ru-032井溫度與壓力梯度測試曲線圖Fig.10　The Temperature Gradient and the Pressure Gradient Curves of Ru-032

Ru-032井為Main Pay生產(chǎn)井，生產(chǎn)層位為AB/D/J砂巖，采用AB段射孔，D/J段裸眼的完井方式，射孔段長5m(3172.5~3177.5m)，裸眼段長32m(3186~3218m)，油層壓力26.5MPa，油層溫度為96.8℃。該井在2014年4月發(fā)現(xiàn)下主閥、上主閥、清蠟閥、生產(chǎn)閥及環(huán)空A右外側(cè)閥存在內(nèi)漏現(xiàn)象，分別對各閥進(jìn)行注密封脂作業(yè)后，僅上主閥和清蠟閥通過了井壓測試。同時發(fā)現(xiàn)環(huán)空A右側(cè)兩個閥門均卡死在全開位置。左內(nèi)側(cè)閥卡死在關(guān)閉位置，且閥桿損壞，無法進(jìn)行操作。經(jīng)過調(diào)查、論證，該井井口為非API標(biāo)準(zhǔn)老式井口，沒有背壓閥螺紋和環(huán)空絲堵螺紋，而存在多個環(huán)空閥失效的情況下也無法使用SIM油管橋塞，只能通過碳酸鈣+酸溶水泥塞的工藝進(jìn)行壓井處理后，再進(jìn)行采油樹和環(huán)空閥的更換作業(yè)。在動員壓井設(shè)備之前首先通過鋼絲靜壓測試獲取了油藏的壓力梯度數(shù)據(jù)(圖10)，據(jù)此選擇2%NaCl溶液作為壓井液。7月11日開始動員設(shè)備壓井，用壓井液壓井后，讀取油管壓力為0MPa，A環(huán)空壓力為3.4MPa。泄環(huán)空壓力時發(fā)現(xiàn)排出物為10%油和90%氣體，而由于環(huán)空外左側(cè)閥門卡死在全閉位置，導(dǎo)致環(huán)空壓力無法完全泄掉。動員帶壓鉆孔設(shè)備對該環(huán)空閥法蘭進(jìn)行鉆孔作業(yè)，安裝球閥和針形閥對環(huán)空泄壓，壓力完全釋放至0MPa。確認(rèn)井口壓力為0MPa后，泵入0.3m3碳酸鈣溶液，用鋼絲探底，確認(rèn)碳酸鈣塞完全覆蓋住生產(chǎn)層位后，使用連續(xù)油管泵入0.3m3酸溶水泥，然后起出連續(xù)油管，替入等量體積鹽水，鎖定井口回壓，候凝36小時后，對水泥塞試壓10.3MPa，試壓合格后開始更換采油樹和環(huán)空閥作業(yè)。完成井口維護(hù)作業(yè)后，用連續(xù)油管泵入15%鹽酸洗井，氮舉返排，將油井投入生產(chǎn)，投產(chǎn)后峰值產(chǎn)量為276.2m3，恢復(fù)到壓井之前的水平。

6 結(jié)束語

(1)介紹了魯邁拉油田井口的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)與密封特性，井口完整性的診斷方法及井口完整性問題的處理技術(shù)。

(2)探討了帶壓鉆孔、背壓閥和環(huán)空絲堵、SIM油管橋塞及碳酸鈣+酸溶水泥塞等井控技術(shù)的工藝和設(shè)備原理及其應(yīng)用條件，為處理井口完整性問題提供了成熟的技術(shù)選項(xiàng)。

(3)Ru-032典型井實(shí)例表明，在處理井口完整性問題時，應(yīng)因地制宜，根據(jù)實(shí)際井況進(jìn)行縝密的診斷分析，以安全、高效為原則選擇合適的處理技術(shù)，從而制訂合理的解決方案。

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中圖分類號：TE355

文獻(xiàn)標(biāo)識碼:B

作者簡介：第一車洪昌(1982年生)，男，碩士，工程師，主要從事油水井作業(yè)技術(shù)研究與管理工作。郵箱：chehongchang@cnpcint.com。