渤海油田多層套管帶壓井永久棄置技術(shù)

韓耀圖， 和鵬飛， 李君寶， 林家昱， 龔 寧

[1. 中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300451；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452]

渤海油田多層套管帶壓井永久棄置技術(shù)

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(guó))有限公司天津分公司海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300451；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452]

隨著海洋油田的不斷開發(fā)，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(duì)海洋生態(tài)環(huán)境影響大；二則對(duì)棄置作業(yè)技術(shù)設(shè)備及工藝流程要求高，涉及巨額的費(fèi)用，因而成為關(guān)注的焦點(diǎn)。介紹了在渤海某油氣田S平臺(tái)生產(chǎn)井永久棄置作業(yè)。該平臺(tái)設(shè)備老舊，全部井油套同壓且多層套管帶壓。通過對(duì)多層套管帶壓的壓力來源進(jìn)行分析，判斷為老井側(cè)鉆后對(duì)報(bào)廢井眼封堵失效，氣體沿生產(chǎn)套管與技術(shù)套管環(huán)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(jù)該方案制訂壓井方案。在生產(chǎn)套管進(jìn)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(duì)切割工藝優(yōu)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(guī)模的在產(chǎn)平臺(tái)老井棄置作業(yè)，同時(shí)積累了一套解決復(fù)雜井況下油氣田的永久棄置技術(shù)和實(shí)施過程管理措施，可為今后海上油氣田的棄置作業(yè)提供借鑒。

永久棄置；油套同壓；多層套管帶壓；復(fù)雜井況；管理措施

0 引 言

一個(gè)完整的油氣田開發(fā)周期，一般都需要經(jīng)歷勘探、開發(fā)、生產(chǎn)直至關(guān)閉棄置這一過程。無論是技術(shù)方面、經(jīng)濟(jì)方面，還是法律方面，人們對(duì)于前三個(gè)階段都比較關(guān)注，而對(duì)于最后一個(gè)階段，即油氣田的關(guān)閉棄置階段則關(guān)注較少。隨著海洋石油開采陸續(xù)進(jìn)入中后期階段，越來越多的油氣田到達(dá)生產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)年限，棄井作業(yè)變得越來越頻繁，相關(guān)油氣設(shè)施的棄置問題逐漸凸顯，無論從技術(shù)、成本花費(fèi)，還是從環(huán)境保護(hù)方面都面臨巨大挑戰(zhàn)。

相比陸上的油氣設(shè)施及管道的棄置，海上的棄置問題則復(fù)雜得多，不僅要受國(guó)內(nèi)法和國(guó)際條約管轄，還面臨更為高昂的處理成本及更富挑戰(zhàn)的技術(shù)難題[1]。在棄置作業(yè)中對(duì)廢棄油氣井進(jìn)行永久棄井，不但要實(shí)現(xiàn)油、氣、水層的封隔，防止層間竄流，保護(hù)臨井的開發(fā)生產(chǎn)和保護(hù)環(huán)境，防止油氣泄漏污染，并拆除井口設(shè)備，而且還要承擔(dān)將海上油氣田恢復(fù)到符合相關(guān)法律要求的自然環(huán)境狀態(tài)所產(chǎn)生的支出[2—3]。

經(jīng)歷高強(qiáng)度長(zhǎng)時(shí)間開發(fā)而進(jìn)入廢棄階段的油井，因油套管腐蝕、固井設(shè)計(jì)/工程因素及生產(chǎn)過程中的井內(nèi)條件變化導(dǎo)致環(huán)空帶壓?jiǎn)栴}，給棄置作業(yè)帶來較大挑戰(zhàn)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至目前中國(guó)海油在渤海海域進(jìn)入廢棄階段的5個(gè)油田中，共計(jì)12口井出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象，這一數(shù)量在未來還會(huì)持續(xù)增加。針對(duì)該類復(fù)雜井況下的油氣井棄置作業(yè)，如何改進(jìn)棄井的施工程序，實(shí)現(xiàn)被廢棄的油氣層真正的、永久的被封堵，并兼顧海上作業(yè)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(duì)渤海某油氣田S平臺(tái)S1井的永久棄井作業(yè)成功案例的分析，為渤海油田的油氣井永久棄井作業(yè)得出一套安全可行的技術(shù)方法，并通過對(duì)永久棄井作業(yè)工程中的風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)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(tái)位于渤海遼東灣北部海域，為一座井口平臺(tái)，無修井機(jī)和模塊鉆機(jī)。該平臺(tái)于1995年11月投產(chǎn)，截至2013年已連續(xù)生產(chǎn)18年，被譽(yù)為“海上勞模”。2014年3月，平臺(tái)正式停產(chǎn)。全平臺(tái)共布5口開發(fā)井，開發(fā)層位為沙河街，井槽排布為2×3排列。

根據(jù)油田棄置整體設(shè)計(jì)，平臺(tái)棄置主要分以下幾個(gè)階段進(jìn)行： (1)鉆井平臺(tái)對(duì)五口生產(chǎn)井進(jìn)行封堵及棄井作業(yè)，以及采油樹的回收；(2)對(duì)平臺(tái)清洗，保證拆除過程的安全，并避免對(duì)環(huán)境造成污染；(3)工程設(shè)施拆除，導(dǎo)管架切割至泥面以下4m，對(duì)海底管道封存、海底電纜棄置；(4)駁船運(yùn)輸組塊和導(dǎo)管架上岸。

本文以S1井為例，對(duì)海上油氣井的永久棄置進(jìn)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(qū)塊第一口探井，在測(cè)試后臨時(shí)棄井，并于1992年回接φ177.8mm尾管至井口并固井，下入生產(chǎn)管柱生產(chǎn)。

(1) 套管程序：φ762mm隔水導(dǎo)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(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)：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(xué)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(chǎn)情況： 2002年發(fā)現(xiàn)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(shù)已從原始的1.67降至0.68，井口壓力及生產(chǎn)情況如表1所示，環(huán)空帶壓分布見圖1。

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

圖1 S1井環(huán)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(jù)

我國(guó)對(duì)于海上油氣設(shè)施棄置的法律規(guī)制起步較晚[4—6]，目前主要依據(jù)為： (1)法律法規(guī)，包括《海上油氣生產(chǎn)設(shè)施廢棄處置管理暫行規(guī)定》《中華人民共和國(guó)海洋傾廢管理?xiàng)l例》《防治海洋工程建設(shè)項(xiàng)目污染損害海洋環(huán)境管理?xiàng)l例》《海洋石油安全管理細(xì)則》(25號(hào)令)等；(2)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，如《海洋棄井作業(yè)規(guī)范》；(3)企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，如《海洋石油棄井規(guī)范》。

依據(jù)以上法律法規(guī)和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，棄置作業(yè)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[7]。

2 永久棄置作業(yè)技術(shù)

2.1 難點(diǎn)分析及主要棄置步驟

S1井1984年鉆井作業(yè)至棄置止間隔近30年，棄置作業(yè)面臨以下難點(diǎn)： (1)油氣井資料完整性差，相關(guān)回接資料、固井質(zhì)量等關(guān)鍵資料缺失；(2)老井作業(yè)標(biāo)準(zhǔn)與現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)變化，過往作業(yè)的不規(guī)范導(dǎo)致棄置作業(yè)困難大；(3)油套同壓、套管帶壓，無循環(huán)壓井通路，處理套壓井控風(fēng)險(xiǎn)高；(4)老井井口裝置老化，井下工具狀態(tài)差，生產(chǎn)管柱腐蝕嚴(yán)重，回收困難；(5)多層套管切割，居中程度無法確認(rèn)。

根據(jù)以上難點(diǎn)，按照1.3節(jié)的棄置依據(jù)，棄置作業(yè)執(zhí)行以下作業(yè)，以實(shí)現(xiàn)符合法律法規(guī)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(zhǎng)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(zhǎng)度不小于60m，探高度且試壓合格；(3)封固φ508mm套管鞋，水泥塞長(zhǎng)度不小于50m，探高度且試壓合格；(4)注入蓋帽水泥塞。

依據(jù)上述作業(yè)要求，通過對(duì)該井井下技術(shù)狀況和難點(diǎn)分析，設(shè)計(jì)作業(yè)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(duì)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(gè)長(zhǎng)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(zhǎng)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(yè)工藝分析

2.2.1壓力來源

根據(jù)現(xiàn)有資料顯示，該井曾在鉆φ311.2mm井眼至2121m時(shí)發(fā)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(cè)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(shí)將φ244.5mm套管從348m處切斷回收，在φ339.7mm套管內(nèi)打水泥塞封井。考慮φ311.2mm井眼未鉆遇儲(chǔ)層，固井后發(fā)生氣竄僅可能為儲(chǔ)層氣體沿原報(bào)廢井眼突破棄井水泥塞進(jìn)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(huán)空至井口。

棄井時(shí)，為了有效地封隔壓力，采用非常規(guī)做法將φ244.5mm套管在348m處割斷，并在φ339.7mm套管內(nèi)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(zhì)量測(cè)試結(jié)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(shí)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(chǎn)層?？紤]到φ508mm和φ339.7mm套壓與φ339.7mm和φ177.8mm套壓出現(xiàn)時(shí)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(yán)導(dǎo)致在井口各套管頭密封發(fā)生滲漏產(chǎn)生的可能性較大。各層套管間套壓產(chǎn)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(jì)算

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

(1)

式中：ρm為鉆井液密度，g/cm3；Gf為地層壓力當(dāng)量密度，g/cm3；L為井深，m；Lc為環(huán)空水泥漿長(zhǎng)度，m；Lm為環(huán)空泥漿長(zhǎng)度，m。

對(duì)于式(1)，如果H≥1，注水泥后氣竄危險(xiǎn)程度大。

地層壓力系數(shù)為1.67，泥漿密度為1.7g/cm3， 1618m以上水泥長(zhǎng)度為568m，水泥漿水化時(shí)密度為1.0g/cm3，據(jù)此可計(jì)算出氣層壓力和環(huán)空液柱壓力的比值為1.1。則φ244.5mm套管固井后水泥發(fā)生氣竄的可能性較高。

2.2.3環(huán)空壓力封堵思路

通過環(huán)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(dǎo)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(yán)導(dǎo)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(nèi)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(nèi)后，再釋放φ339.7mm套管外氣體。同時(shí)若能釋放干凈，則證明對(duì)壓力來源的分析正確。

整個(gè)壓井過程可分為切割套銑φ177.8mm套管前后兩個(gè)階段。第一階段，通過專用油氣分離器和燃燒臂釋放油套環(huán)空及φ177.8mm套管外各層套管的氣體并燃燒，油管內(nèi)則通過平臺(tái)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(xù)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(shí)施封堵。

2.2.4氣體通道封隔作業(yè)

為保證作業(yè)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(chǎn)管柱。電纜測(cè)固井質(zhì)量顯示φ177.8mm套管以上500m固井質(zhì)量較差，驗(yàn)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(shè)計(jì)封固井段： 2071.88～1771.88m，探頂試壓正常。期間檢測(cè)φ339.7mm和φ177.8mm套管之間壓力為1.4MPa，同時(shí)φ508mm和φ339.7mm套管環(huán)空壓力降至0.8MPa(詳見表2)。第一階段壓井作業(yè)實(shí)施成功，同時(shí)亦驗(yàn)證在壓力來源分析中提出的環(huán)空壓力與套管內(nèi)壓力來自同一產(chǎn)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(yè)難點(diǎn)在于切割時(shí)割刀選擇與壓井液選擇兩個(gè)方面。

通過第一階段壓井作業(yè)成功實(shí)施，基本確定各層套管間壓力來源于儲(chǔ)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(chǎn)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?？紤]附加量，在200m處進(jìn)行水力切割時(shí)，選取密度為1.60g/cm3重晶石壓井液即可保證作業(yè)安全。

而采用水力割刀進(jìn)行內(nèi)切割，最重要的是優(yōu)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(zhǎng)度為76.2mm，切割φ177.8mm套管時(shí)，即便切割時(shí)割刀緊貼φ177.8mm套管內(nèi)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(nèi)壁。

在實(shí)際操作中，也可以根據(jù)刀腹和刀背的最大劃痕驗(yàn)證割刀的實(shí)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(jì)算出∠dbe具體數(shù)值。因此可以計(jì)算出af的長(zhǎng)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(xù)下2個(gè)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(nèi)壓力始終為零，并且φ339.7mm套管外各層井口壓力為零，確認(rèn)氣體通道已經(jīng)被成功封隔在φ339.7mm套管內(nèi)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(yè)中第一次應(yīng)用。對(duì)于多層套管切割，套管都存在偏心的情況，同時(shí)水力割刀在割開偏心邊隔水套管后，割刀也會(huì)偏向內(nèi)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(shí)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(shí)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(dǎo)管外壁最遠(yuǎn)距離為55.4cm。因此刀片選擇52cm，完全展開時(shí)，割刀本體中心距刀尖長(zhǎng)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(yè)需求，但也對(duì)后續(xù)切割作業(yè)帶來一些挑戰(zhàn)： (1)刀片伸開過長(zhǎng)，在切割φ339.7mm套管時(shí)張開角度過小，無法使用刀尖切割，導(dǎo)致切割效率偏低，切割時(shí)間較長(zhǎng)；(2)長(zhǎng)刀片刀背面積更大，當(dāng)割開φ762mm隔水導(dǎo)管偏心邊以后，繼續(xù)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(huán)，由于刀背面積大，在切割時(shí)扭矩更大，對(duì)工具的磨損也相應(yīng)增加。

為解決以上問題，在本次作業(yè)中優(yōu)選2次切割法，井口預(yù)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(duì)φ762mm隔水導(dǎo)管造成部分損傷，且能夠保證切割效率，降低對(duì)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(fù)進(jìn)行切割。從井口觀察隔水導(dǎo)管有下沉，確認(rèn)割斷三層套管后停止切割，打棄井水泥帽，用閘管鋸在鉆臺(tái)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(yè)工程復(fù)雜、危險(xiǎn)，不確定因素較多，可借鑒經(jīng)驗(yàn)少，為確保項(xiàng)目高效、優(yōu)質(zhì)、可控，需要在棄置過程加強(qiáng)管理，從宏觀角度出發(fā)，明確管理措施，做到運(yùn)行高效、過程受控[9—11]。

(1) 重視項(xiàng)目前期工作： 做好現(xiàn)場(chǎng)環(huán)境和資料核實(shí)工作，才能制訂較為合理的作業(yè)程序與風(fēng)險(xiǎn)控制措施。

(2) 做好永久棄井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)源辨識(shí)： 棄井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)源較多，應(yīng)在作業(yè)前根據(jù)作業(yè)程序?qū)ψ鳂I(yè)風(fēng)險(xiǎn)源進(jìn)行辨識(shí)，并提出可靠的預(yù)案，對(duì)施工現(xiàn)場(chǎng)管理和設(shè)備管理提出具體的針對(duì)性措施，將隱患消除于萌芽階段。

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

(4) 加強(qiáng)技術(shù)支持力量： 棄井作業(yè)因面臨未知風(fēng)險(xiǎn)高，在施工階段復(fù)雜情況較多，與設(shè)計(jì)施工方案出入較大。故加強(qiáng)技術(shù)支持力量，有利于在出現(xiàn)變化時(shí)進(jìn)行快速?zèng)Q策，提升效率。

3 結(jié) 語

(1) 保證油氣井資料完整性、延續(xù)性是作業(yè)成果的重要保障，確保包括地質(zhì)油藏?cái)?shù)據(jù)、鉆完井?dāng)?shù)據(jù)、井下作業(yè)數(shù)據(jù)、井下落物記錄、特殊作業(yè)原因等資料的完整性。

(2) 多層套管時(shí)偏心嚴(yán)重將嚴(yán)重影響切割作業(yè)，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(cè)鉆前需嚴(yán)格執(zhí)行相關(guān)法律法規(guī)要求，實(shí)施有效的永久式棄井作業(yè)，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(shè)計(jì)，在投資進(jìn)入時(shí)即考慮退出階段的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估。

(5) 根據(jù)項(xiàng)目特點(diǎn)和風(fēng)險(xiǎn)提出合理的作業(yè)程序和風(fēng)險(xiǎn)控制措施，是實(shí)施成功的重要保障。

(6) 在本井永久棄置過程中，對(duì)多層套管帶壓的分析處理、首次應(yīng)用的多層套管切割技術(shù)及棄置過程的管理措施，可為今后海上油氣田的棄置作業(yè)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(guó)家科技重大專項(xiàng)(2016ZX05058)

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