柳海嘯，徐振東，李文濤，劉海龍，喬中山

1.中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司（天津 300459）

2.中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津 300459）

0 引言

在石油的開采開發(fā)過程中，生產(chǎn)安全十分重要，一旦出現(xiàn)不可控制的安全事故，會給人員、環(huán)境及財產(chǎn)帶來重大的損失。海上油田開發(fā)具有高科技、高投入、高風險的特點，受環(huán)境、空間等條件的制約，采用叢式井開發(fā)，一般平臺布局有40～60 口井同時生產(chǎn)，平臺的生產(chǎn)設(shè)備多、人員密集，對安全生產(chǎn)有更高的要求。隨著平臺生產(chǎn)年限增加，油水井井筒完整性問題接踵而至，主要包括油套管腐蝕，環(huán)空帶壓，井下工具失效等。其中環(huán)空帶壓是油井生產(chǎn)管理的難題，若不及時處理，發(fā)生井筒完整性問題造成平臺事故，其后果非常嚴重。環(huán)空的高壓氣體泄漏可能造成人員傷亡甚至平臺傾斜報廢；井下油氣極易引起火災(zāi)甚至爆炸事故，造成平臺損毀、人員傷亡及嚴重的環(huán)境污染事件[1-6]。

本文根據(jù)海上M 井井身結(jié)構(gòu)、生產(chǎn)管柱的特點，通過分析B 環(huán)空壓力的來源，開展泄壓、壓力恢復(fù)測試和對環(huán)空氣體的分析評價，制定修井方案并使用罐裝泵系統(tǒng)成功解決M 井B 環(huán)空帶壓問題，為處理海上環(huán)空帶壓油氣井安全生產(chǎn)提供了新途徑。

1 井筒完整性介紹

挪威石油公司將井筒完整性定義為在油水井生產(chǎn)期間，使用多種有效手段來降低地層流體及井內(nèi)液體失控等風險，并保障油水井的平穩(wěn)生產(chǎn)；以井屏障為基礎(chǔ)，通過井筒措施、現(xiàn)場管理、組織措施等手段保持井屏障的安全性能以控制井下油氣[1,3]。

1.1 A、B環(huán)空概念

海上油田開發(fā)井常規(guī)油套管程序包括隔水導(dǎo)管、表層套管、技術(shù)套管、生產(chǎn)套管、生產(chǎn)油管，油、套管之間的環(huán)形空間稱為環(huán)空[4-6]。根據(jù)環(huán)空的位置，由內(nèi)向外將生產(chǎn)油管與生產(chǎn)套管環(huán)空稱為A 環(huán)空、生產(chǎn)套管與技術(shù)套管環(huán)空稱為B環(huán)空[6]。典型的環(huán)空結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 海上典型環(huán)空結(jié)構(gòu)圖

根據(jù)現(xiàn)階段國內(nèi)外研究，A 環(huán)空可能的泄漏渠道有B 環(huán)空水泥環(huán)失效且生產(chǎn)套管泄漏、B 環(huán)空未固井部分對應(yīng)的生產(chǎn)套管泄漏、生產(chǎn)油管絲扣泄漏、生產(chǎn)油管本體泄漏、頂部封隔器泄漏等；B＆C環(huán)空可能泄漏的渠道有對應(yīng)水泥環(huán)完整性失效、未固井部分套管泄漏、套管頭密封泄漏等[1-8]。

1.2 井屏障的識別

為防止地層流體流動失控，井下工具組成井屏障單元，由各個井屏障單元組成控制系統(tǒng)保障油水井安全生產(chǎn)。根據(jù)挪威石油化標準組織定義：一級屏障是指與高壓油氣最接近的屏障，一般用藍色表示；二級屏障指一級屏障失效后，能夠阻止油氣從井內(nèi)流出的屏障，一般用紅色表示[2-4]，典型生產(chǎn)井井下屏障示意圖如圖2所示。

圖2 生產(chǎn)井井下屏障圖

1.3 海上油田現(xiàn)役井完整性分析方法

針對問題井，按照表1 對現(xiàn)役井進行井筒完整性分類，分為紅橙黃綠4個級別[9-10]。

根據(jù)井筒風險級別制定處置措施，常規(guī)處置措施有：更換失效屏障，可以利用修井作業(yè)更換失效油管、安全閥、封隔器或井口部件；加固失效屏障，如套管補貼，超細水泥堵漏，壓力活性密封劑堵塞裂縫等；隔離失效屏障，下入并重新定義井屏障。

表1 井筒完整性分類

2 M井風險分析

M井是海上某油田一口采油井，該井2015年12月上線生產(chǎn)，采用244.5 mm套管射孔+139.7 mm優(yōu)質(zhì)篩管壓裂充填方式完井，下入Y型分采生產(chǎn)管柱，井身結(jié)構(gòu)如圖3所示。

2017 年10 月觀察M 井B 環(huán)空壓力上漲至0.6 MPa，現(xiàn)場針對M井進行B環(huán)空泄壓測試，通過套管四通針閥釋放B環(huán)空壓力至零，關(guān)閉閥門，B環(huán)空壓力逐漸恢復(fù)至0.6 MPa。

2.1 M井環(huán)空最大允許操作壓力

根據(jù)API RP90 標準及海上油田井筒完整性管理要求[8-9]，計算A 環(huán)空最大允許操作壓力2.5 MPa，B環(huán)空允許操作壓力1.6 MPa，附加1.5倍安全系數(shù)，B環(huán)空最大允許操作壓力1.1 MPa。

圖3 M井井身結(jié)構(gòu)圖

2.2 M井臨時處理措施

由于M井處在無人平臺，暫時在M井安裝定壓放氣閥：B 環(huán)空壓力穩(wěn)定在0.6 MPa 以下繼續(xù)生產(chǎn)，如果壓力超過0.6 MPa，立即在地面對B環(huán)空進行放壓操作，放壓到B環(huán)空壓力達到0.1 MPa為止。如果B 環(huán)空壓力超過0.6 MPa 且泄壓后24 h 內(nèi)壓力恢復(fù)到0.6 MPa，則需要關(guān)井，泄放A、B 環(huán)空壓力至0.1 MPa，并及時匯報情況[5]。

M井二級屏障失效、一級屏障退化，屬于開式技術(shù)套管環(huán)空持續(xù)帶壓，若該井井下壓力高，可自噴，風險等級為橙色，否則為黃色。由于該平臺沒有修井機且無人值守，已經(jīng)暫時關(guān)閉井下放氣閥生產(chǎn)。若后續(xù)不及時采取措施，B環(huán)空壓力持續(xù)上升，只能關(guān)井。

表2 環(huán)空氣體組分體積分數(shù)/%

3 M井修井作業(yè)措施

M井井結(jié)構(gòu)存在帶壓風險，壓力無屏障，需要修井作業(yè)保障井的安全。作業(yè)目的：驗證井下各屏障是否失效；封堵A、B環(huán)空聯(lián)通通道。

相關(guān)部門結(jié)合已有資料，制定修井方案，見表3。

3.1 驗證井下屏障

M 井判定由A 環(huán)空向B 環(huán)空小量泄漏，而且通過計算估算出泄漏位置比較靠上，但無法判斷具體泄漏位置，起出原井生產(chǎn)管柱后逐層對井下各屏障進行驗證。

3.1.1 驗證套管掛密封

試壓杯工具串：127 mm（5"）加重鉆桿×3 柱+244.5 mm試壓杯+127 mm（5"）鉆桿×1柱。

驗封組合：127 mm（5"）鉆桿引鞋+127 mm（5"）鉆桿×10柱+244.5 mm套管刮管器+127 mm（5"）鉆桿×2 柱+244.5mm（RTTS 可回收封隔器+244.5 mmSSC 風暴閥+127 mm（5"）鉆桿。

表3 M井作業(yè)方案

下入驗封管柱到位，分別在315.50 m、800.50 m坐封，并對套管試壓分別以壓力2.1 MPa、5min，17.2 MPa、15min，壓力穩(wěn)定不降，驗證套管水密完好。

3.1.3 驗證頂部封隔器密封

驗封組合：152.4 mm（6"）定位密封+73.0 mm（"）EU 油管短節(jié)+變扣（"EU P×310）+變扣（311×410）+127mm（5"）鉆桿。

下頂部封隔器驗封工具到位，關(guān)閉萬能防噴器，環(huán)空打壓2.1 MPa、5 min，17.2 MPa、15 min，壓力穩(wěn)定不降，驗證頂部封隔器水密完好。

3.2 下入罐裝泵系統(tǒng)

井口以下管柱水密合格，但不滿足氣密，可能是油管掛密封問題，也可能是套管絲扣問題。未能通過水力試壓找到準確的泄漏點，無法采取機械或化學(xué)方式對漏點封堵，決定使用193.7 mm偏心罐裝系統(tǒng)，解決井身結(jié)構(gòu)不完善所帶來的生產(chǎn)風險。

罐裝泵系統(tǒng)不同于常規(guī)電潛泵管柱，是一種密封裝置，結(jié)構(gòu)圖如圖4 所示。在完井和修井作業(yè)過程中，既可連通油藏，為油氣提供流動通道，又可以從射孔段到井口處形成一個整體的密封系統(tǒng)，使井液與套管完全隔離[11-12]。

圖4 罐裝泵結(jié)構(gòu)簡圖

3.3 修井前后井屏障的變化

本次依托罐裝泵系統(tǒng)，隔離原井屏障（圖5（a）），在井下重新構(gòu)建兩道完整的井下屏障（圖5（b）），用較低的成本滿足井筒完整性管理要求，恢復(fù)油井正常生產(chǎn)。

4 結(jié)論與認識

1）M 井修井后安全生產(chǎn)至2020 年8 月，日均產(chǎn)油40 m3，累增產(chǎn)油3 780 m3。

2）針對一些B 環(huán)空帶壓井，罐裝電泵系統(tǒng)可提供一種新的解決方式。罐裝系統(tǒng)具有耐壓，耐腐蝕等特點，可最大限度增加油井生產(chǎn)壽命。

圖5 修井前后井下屏障變化

3）海上油田已經(jīng)形成一套完整的井筒完整性管理體系，陸地與海上結(jié)合，保障每口井安全穩(wěn)定運行。