儲(chǔ)氣庫(kù)特深井高溫封堵工藝技術(shù)研究及應(yīng)用

肖國(guó)華 王玲玲 邱貽旺 徐 安 馬 艷

(中國(guó)石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院)

0 引 言

某油田古堡2儲(chǔ)氣庫(kù)是在開(kāi)發(fā)多年的塊狀揮發(fā)性油藏建設(shè)的儲(chǔ)氣庫(kù)，2012年開(kāi)發(fā)，先后經(jīng)歷“試采”“建產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)”“遞減”3個(gè)階段，主要鉆遇地層有第四系平原組(Qp)，上第三系明化鎮(zhèn)組(Nm)、館陶組(Ng)，下第三系東營(yíng)組(Ed)、沙河街組(Es)和寒武系(徐莊組、毛莊組、饅頭組和府君山組)地層，目的層是Es1段。該區(qū)塊老井多、層系多樣，井斜位于30°～65°之間，儲(chǔ)層埋藏深度達(dá)4 000～5 800 m、地層溫度高達(dá)160～200 ℃，井況復(fù)雜，部分井存在套管變形、套管漏失及錯(cuò)斷等現(xiàn)象，需要封堵處置的井較多且處置難度大。按照儲(chǔ)氣庫(kù)棄置井處置標(biāo)準(zhǔn)，要求對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行逐層逐段擠水泥封堵[1-4]，然后再封堵井筒，以確保儲(chǔ)氣庫(kù)的密封安全。

封堵儲(chǔ)氣層主要有2種擠封工藝。一種是光油管籠統(tǒng)擠注工藝，該工藝首先將光油管下至擠封儲(chǔ)氣層上部，油管內(nèi)正擠水泥；其次用清水將水泥頂替出油管，然后上提油管反洗井并關(guān)井候凝。但是光油管籠統(tǒng)擠注工藝只能將水泥擠入滲透率高、壓力低的儲(chǔ)層；而滲透率低、壓力高的儲(chǔ)層難以達(dá)到預(yù)期的封堵效果，無(wú)法對(duì)所有儲(chǔ)層進(jìn)行有效封堵。另外該工藝擠注后泄壓反洗井，擠注的水泥出現(xiàn)返吐擠入井筒的現(xiàn)象，儲(chǔ)層封堵難以得到保障，大斜度井封堵時(shí)易形成空心水泥塞。另一種是封隔器逐層擠注工藝，該工藝首先下入封隔器(水泥承留器)，通過(guò)液壓坐封封隔器并丟手；然后下入插管穿過(guò)封隔器對(duì)下部層段進(jìn)行擠注，擠注后起出插管管柱。這種工藝只能通過(guò)上提管柱才能關(guān)閉擠注通道，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)防返吐功能；且儲(chǔ)氣庫(kù)深斜井高壓擠注過(guò)程中經(jīng)常出現(xiàn)封隔器不密封、插管密封失效，造成水泥大量存留管內(nèi)“灌香腸”、水泥竄漏進(jìn)入油套環(huán)空后凝固管柱“插旗桿”等現(xiàn)象，擠封工藝多次起下管柱，工序多、周期長(zhǎng)，增加了修井難度[5-8]。

為了加快堡古2儲(chǔ)氣庫(kù)建設(shè)，確保少井高效建庫(kù)，提高特深井高溫水泥擠封施工成功率和封堵有效率，降低施工風(fēng)險(xiǎn)，研究了集坐封、丟手、帶壓擠注、防返吐、帶壓候凝于一體的特深井高溫封堵工藝及配套工具[9-11]，形成了冀東油田儲(chǔ)氣庫(kù)特深井高溫水泥擠封工藝技術(shù)，提高了冀東油田的開(kāi)發(fā)效益，也為棄置井、長(zhǎng)停井封堵及天然氣驅(qū)井的處置提供了借鑒。

1 特深井高溫封堵工藝管柱

1.1 工藝管柱結(jié)構(gòu)及原理

特深井高溫封堵工藝管柱由油管、安全接頭、插管總成及擠水泥插管封隔器等工具組成[12-13]，如圖1所示。

圖1 封堵工藝管柱結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic structure of the sealing process string

特深井高溫封堵工藝管柱中工具串組配完成后，下到設(shè)計(jì)深度，投球后油管內(nèi)正憋壓，高壓液體到達(dá)封隔器的坐封活塞腔內(nèi)，推動(dòng)卡瓦，壓縮膠筒，完成封隔器的密封及錨定；然后插管總成與封隔器脫開(kāi)；壓力繼續(xù)升高，插管總成底部的側(cè)向孔打開(kāi)，擠注通道開(kāi)啟。

封隔器坐封坐卡完成后，油管內(nèi)正向加液壓，通過(guò)觀察井口油套環(huán)空的壓力變化，實(shí)現(xiàn)封隔器的驗(yàn)封。同時(shí)試擠清水，測(cè)試儲(chǔ)層吸收量并根據(jù)測(cè)試參數(shù)設(shè)計(jì)擠封儲(chǔ)層的水泥用量。

擠封施工時(shí)，通過(guò)泵車向油管內(nèi)注入水泥，水泥經(jīng)過(guò)插管內(nèi)中心通道穿過(guò)側(cè)向孔，壓縮彈簧，推開(kāi)密封鋼球，流體越過(guò)彈簧壓帽的底孔，到達(dá)井筒及地層，流體被推入儲(chǔ)層，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層的帶壓擠封作業(yè)。水泥擠封結(jié)束后，插管封隔器底部防返吐裝置自動(dòng)關(guān)閉，防止儲(chǔ)層內(nèi)水泥返吐造成事故。施工過(guò)程中，若出現(xiàn)井口擠注壓力過(guò)高，或水泥竄漏至封隔器上部的現(xiàn)象，可立即上提插管管柱，反洗井將水泥反洗出地面，降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)；若插管管柱出現(xiàn)拔不動(dòng)的情況，在安全接頭處實(shí)現(xiàn)丟手，起出插管管柱。

1.2 技術(shù)特點(diǎn)

(1)實(shí)現(xiàn)多射孔層段的逐級(jí)分層分段封堵，一趟管柱完成工具的坐封、丟手、驗(yàn)封、擠封、反洗、防返吐及注灰塞，減少工序，節(jié)約時(shí)間。

(2)插管封隔器屏蔽了擠灰時(shí)高壓力對(duì)上部套管的影響，同時(shí)保證水泥不污染上部油層，擠水泥成功率高。

(3)儲(chǔ)層封堵后插管起出，封隔器永久留井或采用打撈工具打撈出井。

(4)可適用于特深井高溫封堵工藝。

1.3 主要技術(shù)參數(shù)

適用套管外徑為139.7或177.8 mm，工作壓差70 MPa，工作溫度180 ℃，防返吐裝置密封壓力70 MPa。

2 高溫高壓插管封隔器

2.1 結(jié)構(gòu)及工作原理

高溫高壓插管封隔器由雙級(jí)坐封機(jī)構(gòu)、錨定機(jī)構(gòu)、插管總成、高溫高壓密封機(jī)構(gòu)及防返吐機(jī)構(gòu)等部件組成[14-15]，結(jié)構(gòu)如圖2所示。

1—上接頭；2—上坐封接頭；3—上外套；4—O形密封圈；5—上活塞；6—中坐封接頭；7—下活塞；8—下坐封接頭；9—連接接箍；10—坐封銷釘；11—坐封套；12—打撈頭；13—插管；14—鎖套；15—解卡銷釘；16—連接套；17—鎖塊；18—鎖環(huán)；19—支撐套；20—調(diào)節(jié)環(huán)；21—中心管；22—上錐體；23—卡瓦套；24—塔形彈簧；25—卡瓦；26—限位銷釘；27—下錐體；28—端膠筒；29—組合密封裝置；30—插管接頭；31—隔環(huán)；32—插管球座；33—中膠筒；34—插管底堵；35—下接頭；36—下球座；37—鋼球；38—彈簧；39—彈簧壓帽。

投球后通過(guò)油管內(nèi)正憋壓，高壓液體到達(dá)雙級(jí)坐封活塞腔內(nèi)，一定壓力下剪斷坐封銷釘，推動(dòng)上(下)坐封活塞、坐封套、鎖套、連接套及上錐體下行，錐體推動(dòng)塔形彈簧撐開(kāi)卡瓦，卡瓦錨定在套管壁上。坐卡過(guò)程中膠筒被壓縮，完成膠筒坐封及卡瓦的坐卡錨定。壓力繼續(xù)升高時(shí)，丟手銷釘被剪斷，插管總成與封隔器部分脫開(kāi)實(shí)現(xiàn)丟手，接著高壓液體剪斷插管球座銷釘，插管球座落入插管總成底部，擠注通道開(kāi)啟。封隔器驗(yàn)封合格后，在不動(dòng)管柱的情況下進(jìn)行水泥擠注、帶壓候凝措施作業(yè)。解卡時(shí)，下打撈矛上提管柱至一定載荷，解卡銷釘被剪斷，鎖塊脫落，打撈頭帶動(dòng)坐封套、鎖套、連接套及錐體上行，卡瓦與膠筒回收，實(shí)現(xiàn)封隔器的解封解卡。

2.2 技術(shù)特點(diǎn)

(1)封隔器膠筒采用肩部彈簧骨架保護(hù)設(shè)計(jì)，耐高溫和高壓。

(2)插管總成的密封組合裝置耐磨且密封性能可靠，底部單流閥液壓自動(dòng)開(kāi)關(guān)。

(3)插管封隔器功能齊全，外徑小，工具串下入順利；內(nèi)徑大、水泥擠注通暢。

(4)插管封隔器的防返吐機(jī)構(gòu)在彈簧的作用下可快速自動(dòng)反向關(guān)閉，防止水泥返吐凝固插管總成，避免造成大修事故。

(5)封隔器膠筒設(shè)計(jì)在卡瓦下部，密封及錨定可靠，中途意外坐封后可打撈起出。

2.3 主要技術(shù)參數(shù)

剛體最大外徑110或148 mm，最小內(nèi)通徑50或60 mm，坐封壓力15～20 MPa，丟手壓力20～25 MPa，工作壓差70 MPa，工作溫度180 ℃，解封載荷160 kN。

3 關(guān)鍵技術(shù)

3.1 一體化擠注工藝

堡古2儲(chǔ)氣庫(kù)儲(chǔ)層埋藏超過(guò)5 000 m、溫度達(dá)到160～200 ℃，層間壓差大，儲(chǔ)層封堵難度大，施工時(shí)間較長(zhǎng)，封堵水泥凝固速度快，安全風(fēng)險(xiǎn)高。為了縮短施工時(shí)間，實(shí)現(xiàn)安全快速擠注水泥封堵，設(shè)計(jì)了一體化擠注工藝。將原來(lái)坐封丟手、插管驗(yàn)封、測(cè)試及擠注多趟起下管柱優(yōu)化為1趟管柱完成所有工序。該工藝在下完施工管柱后，通過(guò)油管內(nèi)加壓依次完成坐封、丟手、驗(yàn)封及測(cè)試吸收量等操作；然后繼續(xù)提高壓力擠注水泥封堵儲(chǔ)層，將擠注時(shí)間由6 h縮短為2 h以內(nèi)，極大地縮短了擠注時(shí)間，避免了高溫下水泥凝固施工管柱的風(fēng)險(xiǎn)。該工藝擠注施工后，地面泄壓可自動(dòng)關(guān)閉擠注通道，防止水泥返吐，并實(shí)現(xiàn)了帶壓候凝，增強(qiáng)了封堵效果。為了滿足高溫、高壓條件下插管封隔器的各項(xiàng)性能和高強(qiáng)度，插管封隔器所有零配件均采用高強(qiáng)度合金鋼42CrMo進(jìn)行加工，并進(jìn)行調(diào)質(zhì)和表面防腐處理。

3.2 膠筒保護(hù)設(shè)計(jì)

為了增強(qiáng)高溫、高壓下封隔器的有效密封性能，確保擠注施工和后期長(zhǎng)效密封，密封膠筒和密封圈均采用耐200 ℃的AFLAS氟橡膠材料；封隔器膠筒兩端設(shè)計(jì)為錐面擠壓方式，軸向擠壓膠筒的同時(shí)還實(shí)現(xiàn)徑向擠壓，有效增強(qiáng)密封的可靠性及密封效果。高溫高壓插管封隔器的膠筒保護(hù)結(jié)構(gòu)由2只端膠筒、1只中膠筒和2件隔環(huán)組成，端膠筒端面采用錐面設(shè)計(jì)，肩部采用硫化彈簧骨架保護(hù)結(jié)構(gòu)，強(qiáng)度高，密封效果好，性能穩(wěn)定，使用壽命長(zhǎng)。膠筒結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。

1—彈簧骨架；2、5—端膠筒；3—隔環(huán)；4—中膠筒。

3.3 插管組合密封設(shè)計(jì)

由于原擠注封隔器丟手后，相應(yīng)的插管通過(guò)中心管內(nèi)部斜面導(dǎo)向插入，插管外部設(shè)計(jì)多道O形密圈，施工時(shí)插管插入封隔器中依靠O形密封圈實(shí)現(xiàn)插管與封隔器中心管內(nèi)部的插入密封。但在插拔插管時(shí)經(jīng)常出現(xiàn)密封圈損壞脫落、密封失效及插拔失敗等問(wèn)題，無(wú)法滿足特深高溫井封堵施工要求。針對(duì)這個(gè)問(wèn)題，設(shè)計(jì)了密封組合裝置。密封組合裝置示意圖如圖4所示。該插管組合密封由多重梯形密封圈相互交叉擠壓組合，避免脫落；密封圈采用聚四氟乙烯材料，具有防腐、耐磨及耐高溫高壓等特點(diǎn)。經(jīng)過(guò)高溫下數(shù)十次的重復(fù)插拔和密封試驗(yàn)，該組合密封無(wú)脫落現(xiàn)象，且密封可靠，實(shí)現(xiàn)了插管與封隔器內(nèi)管之間高效可靠的密封，保證了作業(yè)安全。

1—梯形鋼圈；2—梯形橡膠密封圈；3—梯形聚四氟乙烯密封圈；4—圓形隔環(huán)；5—V形聚四氟乙烯密封環(huán)。

3.4 防返吐機(jī)構(gòu)

在插管封隔器擠封儲(chǔ)層時(shí)，為了防止水泥返吐造成油管內(nèi)“灌香腸”或“插旗桿”等現(xiàn)象，原工藝是通過(guò)帶壓上提管柱，帶動(dòng)封隔器下部滑套上行關(guān)閉擠注通道，實(shí)現(xiàn)防返吐，工藝操作復(fù)雜，安全風(fēng)險(xiǎn)高。為實(shí)現(xiàn)操作簡(jiǎn)單、施工安全可靠，設(shè)計(jì)了泄壓自動(dòng)關(guān)閉的防返吐機(jī)構(gòu)，結(jié)構(gòu)如圖5所示。該防返吐機(jī)構(gòu)位于封隔器底部，主要由下接頭、下球座、鋼球、彈簧和彈簧壓帽組成。在正向的擠注壓力作用下，鋼球推動(dòng)彈簧下行，打開(kāi)擠注通道；當(dāng)擠注完成后，停泵后鋼球在彈簧的反作用下可快速自動(dòng)反向關(guān)閉，防止水泥返吐凝固插管總成，避免造成大修事故。

1—下接頭；2—下球座；3—鋼球；4—彈簧；5—彈簧壓帽。

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2021年以來(lái)，特深井高溫封堵工藝在冀東油田儲(chǔ)氣庫(kù)井中成功應(yīng)用8井次，封隔器最大下深5 213.5 m，最大井斜91.24°，最高地層溫度173 ℃，擠注壓力最高達(dá)33.5 MPa，擠水泥插管封隔器入井、坐封坐卡、丟手、打開(kāi)擠注通道、驗(yàn)封、水泥擠注封堵、帶壓候凝及防返吐等工序均取得成功，驗(yàn)封合格率100%，施工成功率100%，封堵井密封有效率100%。解決了封堵井?dāng)D封工藝存在的起下管柱工序多、周期長(zhǎng)、封隔器驗(yàn)封不合格、大斜度井插管插入及密封困難、耐溫耐壓性能低等問(wèn)題，滿足了特深井高溫封堵工藝需求。冀東油田高溫封堵井?dāng)D封工藝應(yīng)用情況如表1所示。

表1 冀東油田高溫封堵井?dāng)D封工藝應(yīng)用情況Table 1 Application of high temperature sealing and squeezing technology in Jidong Oilfield

典型井例：南堡36-1井為堡古2儲(chǔ)氣庫(kù)的一口排液井，2014年3月完井(井身結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖6)，油層套管外徑139.7 mm，油層套管下深4 615.73 m，最大井斜31.6°，地層溫度162 ℃，地層壓力系數(shù)0.75，人工井底4 604.24 m。生產(chǎn)井段4 428.60～4 525.40 m。8個(gè)小層孔隙度3.1%～17.9%，滲透率0.1～95.9 mD，籠統(tǒng)擠注無(wú)法有效封堵所有儲(chǔ)層。2022年7月下?114.0 mm通井規(guī)于2 208.17 m遇阻，多臂井徑結(jié)果顯示2 208～2 210 m最小井徑111.2 mm，套管存在變形，常規(guī)尺寸的封隔器不能順利下入。2022年6月25日巡檢發(fā)現(xiàn)采油樹大法蘭間隙有漏氣，且B環(huán)空壓力上升至8 MPa。為消除隱患風(fēng)險(xiǎn)，采取逐級(jí)分段擠封工藝封堵Es1段儲(chǔ)層，井段為4 428.60～4 484.60 m及4 514.80～4 525.40 m。

圖6 南堡36-1井完井示意圖Fig.6 Completion diagram of Well Nanpu 36-1

下?73.0 mm筆尖籠統(tǒng)注鈣鋁酸鹽類(CYF-2、密度1.85 g/cm3)的封堵體系12.5 m3，井筒灌滿活性水，關(guān)井憋壓5 MPa，候凝?；颐嫔疃? 349.84 m，井筒灰面試壓15 MPa，穩(wěn)壓30 min，無(wú)壓降合格，驗(yàn)封合格率100%，施工成功率100%。

5 結(jié) 論

(1)對(duì)于儲(chǔ)層埋藏深、地層溫度高、夾層多、高低滲透率不同的差異性較大儲(chǔ)層，高溫封堵工藝采用1趟管柱實(shí)現(xiàn)坐封、丟手、驗(yàn)封試擠、高壓擠注、防返吐、帶壓候凝等多種作業(yè)功能，縮短了施工周期，提高了施工成功率，增強(qiáng)了高溫封堵效果，降低了費(fèi)用。

(2)高溫高壓封隔器設(shè)計(jì)了擠水泥防返吐裝置，帶壓擠注泄壓后可自動(dòng)關(guān)閉，防止水泥返吐，有效預(yù)防水泥凝固擠注管柱等事故發(fā)生。

(3)封隔器的高溫高壓膠筒采用錐面設(shè)計(jì)、肩部硫化彈簧骨架保護(hù)，強(qiáng)度高、性能穩(wěn)定，使用壽命長(zhǎng)；插管總成與封隔器之間采用耐磨防腐、耐高溫高壓的組合密封裝置，密封安全可靠。

(4)儲(chǔ)氣庫(kù)特深井高溫封堵工藝及配套工具滿足了冀東油田儲(chǔ)氣庫(kù)特深井、高溫高壓井、大斜度井及水平井帶壓擠水泥封堵施工需求，還適用于棄置井、長(zhǎng)停井封堵及天然氣驅(qū)和CCUS(二氧化碳驅(qū)油、碳捕集利用與封存)封堵井的處置，應(yīng)用范圍廣。