宋明哲，單 鋒，盧俊安，徐 揚，鄭如森，劉子豪

隨著井投產(chǎn)時間的增加，橡膠密封件的老化，采油井口裝備主密封、BT密封圈多次出現(xiàn)不承壓，失效現(xiàn)象。失效后井筒中的高壓可能沿著失效位置由承壓高的環(huán)空傳至承壓低的環(huán)空，可能導致整個油氣井報廢，嚴重的會破壞周邊環(huán)境。中國石油塔里木油田分公司（以下簡稱塔里木油田）的套管頭密封失效井次呈逐年上升趨勢。以往使用的自動泄壓補壓裝置不滿足新《安全生產(chǎn)法》、《環(huán)境保護法》要求。隨著采氣井生產(chǎn)周期的增加，套管頭的橡膠密封件老化嚴重，導致套管頭不能承壓。由于套管頭層層疊加，密封件無法更換，套管頭密封件損壞導致的環(huán)空帶壓等問題一直無法修復[1-3]。

目前國內(nèi)高壓氣井主要分布在塔里木和四川盆地，由于和西南油氣田的油氣田開發(fā)標準、安全文化不一，所以沒有現(xiàn)成可以借鑒的相關(guān)作業(yè)經(jīng)驗，只能自主的研究措施，在實際施工過程中進行反復實驗和摸索；由于主密封失效井已安裝采油樹，已完成各層套管固井，無法對卡瓦主密封進行更換，只能通過封堵漏點的辦法解決；通過套管頭注脂孔和試壓孔進行堵漏作業(yè)，作業(yè)通道狹窄，大大限制了工具的使用范圍，增加了作業(yè)難度；根據(jù)主密封失效的嚴重程度，合理選用適當?shù)亩侣﹦?，無任何現(xiàn)成經(jīng)驗可以借鑒；在圓井中進行作業(yè)，施工區(qū)域受限，存在一定安全風險[4-8]。

針對高溫高壓氣井生產(chǎn)及井控安全需要，通過反復研究論證及現(xiàn)場實踐，形成了適合塔里木油田高壓氣井采油井口密封件失效的解決方法，提高井筒完整性、降低高壓氣井生產(chǎn)過程中的安全風險。

1　套管頭堵漏原理

帶壓堵漏技術(shù)是在有壓力的情況下，將容器、管道、閥門等設(shè)備的泄漏處暫時堵住的一種技術(shù)。目前堵漏技術(shù)比較成熟，但在小間隙堵漏方面是一門新興的技術(shù)，將堵漏的原理引入解決卡瓦主密封失效問題，并根據(jù)井筒實際情況制定出一種安全可控的堵漏方法，這是一種解決卡瓦主密封失效的先進理念。針對某些井口套管頭密封失效的情況，向卡瓦或BT注脂孔通過特制注脂槍及相應(yīng)的液壓管線注入專用堵漏劑，待堵漏劑凝固后重新形成一道密封，從而達到堵漏的目的。

2　室內(nèi)實驗評價

2.1　堵漏劑對套管頭密封件的腐蝕實驗評價

目前塔里木油田套管頭采用的是丁腈橡膠材質(zhì)的BT密封圈，按GB/T 1690—2010《硫化橡膠或熱塑性橡膠耐液體試驗方法》進行檢測。將BT密封橡膠試件（不規(guī)則型）在FR-80堵漏劑整體涂敷的狀態(tài)下，在脫氧、常壓、溫度恒溫為80℃條件下進行腐蝕實驗，實驗時間168h。實驗前掛片依次采用無水乙醇、蒸餾水清洗；實驗后掛片依次采用無水乙醇、蒸餾水清洗、脫水并干燥，實驗結(jié)果為試后的BT密封丁腈橡膠試件未見明顯外觀變化、未見鼓泡和開裂。

2.2　35Cr Mo金屬試件在接觸堵漏劑后的腐蝕性檢測

目前塔里木油田套管頭采用的是35CrMo金屬試件，按JB/T 7901—2001金屬材料在腐蝕性水溶液中全浸實驗方法進行腐蝕速率檢測。將35CrMo金屬試件（Φ24mm×Φ16mm）全涂FR-80堵漏劑的狀態(tài)下，在脫氧、常壓、溫度恒溫為80℃條件下進行腐蝕實驗，實驗時間168h。實驗前掛片依次進行丙酮去油污、120粒度水砂紙研磨、無水乙醇清洗、脫水；實驗后掛片依次進行無水乙醇清洗、酸去膜液清洗表面腐蝕產(chǎn)物、無水乙醇清洗并干燥，實驗結(jié)果為試后試樣未見明顯腐蝕痕跡，有金屬光澤；腐蝕速率0.003 2mm/a。

2.3　室內(nèi)模式實驗評價

1）密封鋼圈破壞實驗評價。人為將密封鋼圈進行破壞一個寬10mm、深3mm的缺口，將破壞的密封墊環(huán)裝進2個法蘭之間；手動泵通過特制注脂槍向法蘭注入堵漏劑，并打壓至48MPa，關(guān)閉考克；壓力表48MPa降到44MPa穩(wěn)壓觀察120min壓力無變化。實驗成功表明該堵漏劑強度可以承受48MPa的高壓。

2）密封鋼圈破壞實驗評價。連接注脂設(shè)備對模擬套管裝置注脂環(huán)空，通過機動泵控制好擠注壓力不超過10MPa，2h后，拆開設(shè)備，觀察環(huán)空注入情況。根據(jù)現(xiàn)場工況室內(nèi)模擬實驗可以得出以下結(jié)論：既可以控制泵入壓力來控制環(huán)空的壓力以滿足套管的承壓，也可以滿足讓密封脂均勻進入環(huán)空起密封作用。

3　現(xiàn)場應(yīng)用

3.1　現(xiàn)場技術(shù)方案

1）對卡瓦環(huán)空進行泄壓排液。連接頂開裝置，緩慢頂開注脂孔單向閥，壓力卸到零后，在與之對應(yīng)180°的頂絲位置安裝防噴泄壓裝置，有控制的對環(huán)空流體進行排出，以便于注入足夠的堵漏劑。

2）對環(huán)空注入堵漏劑。連接氣動泵與注脂槍，啟動氣動泵，注脂槍緩慢推送堵漏劑緩慢進入環(huán)空，當注脂槍內(nèi)的堵漏劑完全注入環(huán)空后，拆卸注脂槍從新灌好堵漏劑，再進行注脂。多次重復這個步驟，至堵漏劑注滿環(huán)空。通過與之對應(yīng)180°的頂絲位置安裝防噴泄壓裝置上的壓力表觀察壓力變化值。當壓力上漲至套管頭主密封測試壓力時，停止注脂，鎖住壓力，穩(wěn)壓12h，確保堵漏材料進入漏點。

3）進行承壓實驗。拆除注脂槍，裝上試壓裝置，進行打壓。當壓力達到主密封測試壓力時，開始計時，并記下壓力值，穩(wěn)壓30min，觀察壓力表壓力，符合30min內(nèi)壓降不超過0.7MPa為合格。恢復井場。并按如圖1所示的2套套管頭堵漏技術(shù)工藝流程進行實驗。

圖1　套管頭堵漏技術(shù)工藝流程圖

3.2　應(yīng)用效果

上述工藝分別在XH和YH井成功實施，2口井情況相似。在244.5mm+273.1mm(958″+1034″)套管固井期間發(fā)生鹽水溢流，在固井后導致244.5mm+273.1mm(958″+1034″)套管與 339.7mm(1338″)套管之間帶壓19MPa，最高上漲到41MPa。擊穿承壓級別為35MPa的BT密封后壓力傳至508mm×339.7mm(20″×1338″)套管頭與339.7mm×244.5mm(1338″×958″)套管頭之間?，F(xiàn)場采取節(jié)流放壓防止高壓擊穿508mm×339.7mm(20″×1338″)套管頭主密封件導致井口失控。經(jīng)過1天的準備使用此方法實施堵漏作業(yè)，分別對339.7mm×244.5mm(1338″×958″）套管頭上下BT注脂孔注入堵漏劑9.2L，經(jīng)24h凝固，試壓12.6MPa，穩(wěn)壓30min，壓降0.5MPa，試壓合格。

4　結(jié)論及建議

1）現(xiàn)場應(yīng)用表明通過帶壓堵漏的方法解決BT密封失效問題是可行，解決了井口的安全風險，從源頭上消除了生產(chǎn)過程的安全隱患，使單井能順利生產(chǎn)，形成了一種套管頭卡瓦主密封失效的解決方法，為高壓氣井的井筒完整性提供了新的技術(shù)支持，可以推廣使用。

2）通過實地操作與總結(jié)分析，已形成解決高壓油氣井套管頭主密封失效問題的方法，施工過程壓力可控，減少了作業(yè)過程中的安全風險。但在一定程度上還不完善，主要表現(xiàn)在施工程序比較繁瑣，作業(yè)時間較長，需要在今后的推廣工作中進行提高和改進。

參考文獻：

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