韩耀图， 和鹏飞， 李君宝， 林家昱， 龚 宁

[1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300451；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452]

渤海油田多层套管带压井永久弃置技术

韩耀图1， 和鹏飞2， 李君宝2， 林家昱1， 龚 宁1

[1. 中海石油(中国)有限公司天津分公司海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300451；2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452]

随着海洋油田的不断开发，越来越多的老油气田面临废弃处置。海上油气田的弃置，一则对海洋生态环境影响大；二则对弃置作业技术设备及工艺流程要求高，涉及巨额的费用，因而成为关注的焦点。介绍了在渤海某油气田S平台生产井永久弃置作业。该平台设备老旧，全部井油套同压且多层套管带压。通过对多层套管带压的压力来源进行分析，判断为老井侧钻后对报废井眼封堵失效，气体沿生产套管与技术套管环空上窜，且由于井口老化致各套管头间密封失效致多层套管带压，根据该方案制订压井方案。在生产套管进行水力切割，在割口上下打水泥塞封堵气窜通路，下入注水泥桥塞注水泥封隔，完成气窜通道有效封隔，通过对切割工艺优化，一次完成φ339.7mm、 φ508mm和φ762mm三层套管的整体切割，最终成功完成了渤海湾第一次大规模的在产平台老井弃置作业，同时积累了一套解决复杂井况下油气田的永久弃置技术和实施过程管理措施，可为今后海上油气田的弃置作业提供借鉴。

永久弃置；油套同压；多层套管带压；复杂井况；管理措施

0 引 言

一个完整的油气田开发周期，一般都需要经历勘探、开发、生产直至关闭弃置这一过程。无论是技术方面、经济方面，还是法律方面，人们对于前三个阶段都比较关注，而对于最后一个阶段，即油气田的关闭弃置阶段则关注较少。随着海洋石油开采陆续进入中后期阶段，越来越多的油气田到达生产和经济年限，弃井作业变得越来越频繁，相关油气设施的弃置问题逐渐凸显，无论从技术、成本花费，还是从环境保护方面都面临巨大挑战。

相比陆上的油气设施及管道的弃置，海上的弃置问题则复杂得多，不仅要受国内法和国际条约管辖，还面临更为高昂的处理成本及更富挑战的技术难题[1]。在弃置作业中对废弃油气井进行永久弃井，不但要实现油、气、水层的封隔，防止层间窜流，保护临井的开发生产和保护环境，防止油气泄漏污染，并拆除井口设备，而且还要承担将海上油气田恢复到符合相关法律要求的自然环境状态所产生的支出[2—3]。

经历高强度长时间开发而进入废弃阶段的油井，因油套管腐蚀、固井设计/工程因素及生产过程中的井内条件变化导致环空带压问题，给弃置作业带来较大挑战。据统计，截至目前中国海油在渤海海域进入废弃阶段的5个油田中，共计12口井出现环空带压现象，这一数量在未来还会持续增加。针对该类复杂井况下的油气井弃置作业，如何改进弃井的施工程序，实现被废弃的油气层真正的、永久的被封堵，并兼顾海上作业的高成本，成为未来海上油气井永久弃置的重要研究课题。本文通过对渤海某油气田S平台S1井的永久弃井作业成功案例的分析，为渤海油田的油气井永久弃井作业得出一套安全可行的技术方法，并通过对永久弃井作业工程中的风险进行分析与控制，具有较好的工程借鉴意义。

1 弃置背景

1.1 油田概况

S平台位于渤海辽东湾北部海域，为一座井口平台，无修井机和模块钻机。该平台于1995年11月投产，截至2013年已连续生产18年，被誉为“海上劳模”。2014年3月，平台正式停产。全平台共布5口开发井，开发层位为沙河街，井槽排布为2×3排列。

根据油田弃置整体设计，平台弃置主要分以下几个阶段进行： (1)钻井平台对五口生产井进行封堵及弃井作业，以及采油树的回收；(2)对平台清洗，保证拆除过程的安全，并避免对环境造成污染；(3)工程设施拆除，导管架切割至泥面以下4m，对海底管道封存、海底电缆弃置；(4)驳船运输组块和导管架上岸。

本文以S1井为例，对海上油气井的永久弃置进行阐述。

1.2 S1井基本情况

S1井为1984年7月钻的一口探井，也是该区块第一口探井，在测试后临时弃井，并于1992年回接φ177.8mm尾管至井口并固井，下入生产管柱生产。

(1) 套管程序：φ762mm隔水导管×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(尾管挂深度为1877m，于1992年回接至井口)。

(2) 生产管柱结构：φ127mm射孔枪+带孔管+φ177.8mm套管用永久封隔器+锚定密封+φ88.9mm气密油管+化学药剂注入阀+φ88.9mm气密油管+井下安全阀+φ88.9mm气密油管+油管挂。

(3) 生产情况： 2002年发现φ177.8mm和φ339.7mm套管之间有2.5MPa压力释放不掉，返出液为凝析油及气体，且在φ177.8mm套管和φ88.9mm油管之间形成油套同压。弃置前地层压力系数已从原始的1.67降至0.68，井口压力及生产情况如表1所示，环空带压分布见图1。

表1 S1井井口压力及生产情况Table 1 Wellhead pressure and production of S1 well

图1 S1井环空带压分布示意图Fig.1 Schematic diagram of annulus pressure distribution in S1 well

1.3 弃置依据

我国对于海上油气设施弃置的法律规制起步较晚[4—6]，目前主要依据为： (1)法律法规，包括《海上油气生产设施废弃处置管理暂行规定》《中华人民共和国海洋倾废管理条例》《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》《海洋石油安全管理细则》(25号令)等；(2)行业标准，如《海洋弃井作业规范》；(3)企业标准，如《海洋石油弃井规范》。

依据以上法律法规和标准规范，弃置作业两大基本原则： (1)井内外无地层流体上窜的通道、地层流体没有上窜至海底泥面污染海洋环境的风险。(2)应用水泥或封隔器封隔开渗透性地层和油气层，以保证不同压力层系间的地层流体互不窜通[7]。

2 永久弃置作业技术

2.1 难点分析及主要弃置步骤

S1井1984年钻井作业至弃置止间隔近30年，弃置作业面临以下难点： (1)油气井资料完整性差，相关回接资料、固井质量等关键资料缺失；(2)老井作业标准与现行标准变化，过往作业的不规范导致弃置作业困难大；(3)油套同压、套管带压，无循环压井通路，处理套压井控风险高；(4)老井井口装置老化，井下工具状态差，生产管柱腐蚀严重，回收困难；(5)多层套管切割，居中程度无法确认。

根据以上难点，按照1.3节的弃置依据，弃置作业执行以下作业，以实现符合法律法规的封堵要求： (1)在最上部射孔段顶部永久封隔器以上下入挤水泥封隔器并试压合格，采用挤水泥的方法向油气层挤入水泥，在挤水泥封隔器上注长度不小于50m的水泥塞，探高度且试压合格；(2)在尾管悬挂器以下约30m处向上建立全截面的#2水泥塞，长度不小于60m，探高度且试压合格；(3)封固φ508mm套管鞋，水泥塞长度不小于50m，探高度且试压合格；(4)注入盖帽水泥塞。

依据上述作业要求，通过对该井井下技术状况和难点分析，设计作业程序如下： (1)挤注压井，安装井口，起管柱；(2)在永久封隔器以上2～5m，下弃井桥塞，对射孔段挤注水泥；(3)在桥塞顶注200m水泥塞，探顶、试压；(4)在尾管悬挂器以下100m处向上注200m的水泥塞，探顶；(5)在表层套管鞋深度附近向上注一个长度不小于200m的水泥塞，候凝、探顶；(6)在泥面以下5m切割回收多层套管；(7)注长度不小于50m水泥帽，顶面位于海底泥面下4～30m之间。

2.2 弃井作业工艺分析

2.2.1压力来源

根据现有资料显示，该井曾在钻φ311.2mm井眼至2121m时发生卡钻事故，于1682m深度爆炸松扣起出上部钻具后，打水泥封堵下部井段；后从1618m侧钻φ311.2mm井眼至2094.66m完钻，下φ244.5mm套管固井，钻φ215.9mm井眼，下φ177.8mm尾管固井。弃井时将φ244.5mm套管从348m处切断回收，在φ339.7mm套管内打水泥塞封井。考虑φ311.2mm井眼未钻遇储层，固井后发生气窜仅可能为储层气体沿原报废井眼突破弃井水泥塞进入φ311.2mm井眼，因水泥防气窜效果不佳，气体沿φ339.7mm和φ244.5mm套管环空至井口。

弃井时，为了有效地封隔压力，采用非常规做法将φ244.5mm套管在348m处割断，并在φ339.7mm套管内打了弃井水泥塞，后回接φ177.8mm尾管至井口并固井，但φ177.8mm套管固井质量测试结果显示500m以上井段封固较差。故气体仍可传递到φ339.7mm和φ177.8mm套管之间，致φ339.7mm和φ177.8mm套管之间带压。

φ339.7mm套管固井时未受到水泥气窜影响，可基本排除φ339.7mm和φ508mm套管之间压力来自下部产层。考虑到φ508mm和φ339.7mm套压与φ339.7mm和φ177.8mm套压出现时间不一致，从外观看井口装置较为破旧，推断因井口装置密封不严导致在井口各套管头密封发生渗漏产生的可能性较大。各层套管间套压产生原因如图2所示。

图2 S1井气体来源示意图Fig.2 Schematic diagram of gas source in S1 well

2.2.2压力来源理论计算

水泥浆失重导致气窜是水泥浆气窜方式中最主要的一种，根据道维尔公司Wilkins等[8]在1989年提出的综合因子法之中的液体静压系数(水泥浆降到水柱压力时，气层环压力与环空液柱压力之间的比值)法来计算水泥浆发生气侵的可能性。计算公式为

(1)

式中：ρm为钻井液密度，g/cm3；Gf为地层压力当量密度，g/cm3；L为井深，m；Lc为环空水泥浆长度，m；Lm为环空泥浆长度，m。

对于式(1)，如果H≥1，注水泥后气窜危险程度大。

地层压力系数为1.67，泥浆密度为1.7g/cm3， 1618m以上水泥长度为568m，水泥浆水化时密度为1.0g/cm3，据此可计算出气层压力和环空液柱压力的比值为1.1。则φ244.5mm套管固井后水泥发生气窜的可能性较高。

2.2.3环空压力封堵思路

通过环空压力来源分析，基本判断出φ339.7mm和φ177.8mm间套压来源于老井弃置不合理、固井水泥防气窜效果差导致气体上窜，而φ508mm和φ339.7mm间套压则考虑为井口装置密封不严导致渗漏。故按照此思路考虑，则采用切割并套铣出部分φ177.8mm套管，将气体封隔在φ339.7mm套管内的方案。φ339.7mm套管鞋深度为1604m，位于顶部有良好盖层的东上段的大段泥岩中，且附近无其他油气水层，可满足安全要求。气体被封隔在φ339.7mm套管内后，再释放φ339.7mm套管外气体。同时若能释放干净，则证明对压力来源的分析正确。

整个压井过程可分为切割套铣φ177.8mm套管前后两个阶段。第一阶段，通过专用油气分离器和燃烧臂释放油套环空及φ177.8mm套管外各层套管的气体并燃烧，油管内则通过平台压井流程，正挤注海水压井。在井口压力降低后使用高黏材料堵漏，随后继续使用海水压井并释放气体，直至压井成功。第二阶段，使用水力割刀在井深200m处将φ177.8mm套管切割并套铣出，下入弃井桥塞坐挂至φ339.7mm套管上，并注入弃井水泥塞实施封堵。

2.2.4气体通道封隔作业

为保证作业安全，首先采用泥浆泵正挤注1.15g/cm3的压井液压井洗压井，拆采油树并装升高立管及防喷器组，起原井生产管柱。电缆测固井质量显示φ177.8mm套管以上500m固井质量较差，验证压力来源分析。在2071.88m处下入弃井桥塞并试压3000psi×15min(1psi≈6.895kPa)，压力不降，注1#弃井水泥塞，设计封固井段： 2071.88～1771.88m，探顶试压正常。期间检测φ339.7mm和φ177.8mm套管之间压力为1.4MPa，同时φ508mm和φ339.7mm套管环空压力降至0.8MPa(详见表2)。第一阶段压井作业实施成功，同时亦验证在压力来源分析中提出的环空压力与套管内压力来自同一产层。

表2 S1井第一阶段压井后井口压力情况Table 2 Wellhead pressure in the first stage of S1 well

第二阶段压井作业难点在于切割时割刀选择与压井液选择两个方面。

通过第一阶段压井作业成功实施，基本确定各层套管间压力来源于储层，与之前分析一致。以最大井口压力为2.4MPa，凝析油密度为0.8g/cm3，则切割位置井深200m处压力为4.0MPa。故切割后若φ177.8mm套管与产层连通，则需要使用密度为1.51g/cm3的压井液才能平衡割口处压力。考虑附加量，在200m处进行水力切割时，选取密度为1.60g/cm3重晶石压井液即可保证作业安全。

而采用水力割刀进行内切割，最重要的是优选与割刀本体尺寸相匹配的刀片。本井为直井，各层套管居中度高，φ177.8mm和φ339.7mm套管最小间隙为80.8mm，割刀本体尺寸为146mm，刀片完全张开长度为76.2mm，切割φ177.8mm套管时，即便切割时割刀紧贴φ177.8mm套管内壁，刀片完全张开情况下，刀片伸出φ177.8mm套管外最大为66mm，也无法接触及φ339.7mm套管内壁。

在实际操作中，也可以根据刀腹和刀背的最大划痕验证割刀的实际最大切割范围。

如图3所示，∠abd=90°-∠dbe，刀腹最大划痕与刀背最大划痕之间距离为bd，刀片厚度be已知，则可计算出∠dbe具体数值。因此可以计算出af的长度，即刀片伸出φ177.8mm套管的垂直距离。

图3 水力割刀极限切割范围示意图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，候凝试压并探顶后，连续下2个φ339.7mm套管用弃井桥塞并试压合格，在桥塞上打注水泥塞。观察1周，井筒内压力始终为零，并且φ339.7mm套管外各层井口压力为零，确认气体通道已经被成功封隔在φ339.7mm套管内部。

2.2.5多层套管切割

把φ339.7mm、φ508mm和φ762mm三层套管整体切割，是在渤海油田的弃井作业中第一次应用。对于多层套管切割，套管都存在偏心的情况，同时水力割刀在割开偏心边隔水套管后，割刀也会偏向内层表层套管，因此刀片的最小尺寸为在套管极限偏心和割刀极限偏心的时候，仍能切割开隔水套管所需的尺寸。选择下入φ298.5mm水力割刀同时切割φ339.7mm、φ508mm和φ762mm三层套管，在极限偏心情况下，φ339.7mm套管中心距φ762mm隔水导管外壁最远距离为55.4cm。因此刀片选择52cm，完全展开时，割刀本体中心距刀尖长度为66.9cm，可以满足极限情况下的完全切割。

选择52cm刀片虽然可以满足作业需求，但也对后续切割作业带来一些挑战： (1)刀片伸开过长，在切割φ339.7mm套管时张开角度过小，无法使用刀尖切割，导致切割效率偏低，切割时间较长；(2)长刀片刀背面积更大，当割开φ762mm隔水导管偏心边以后，继续切割过程中，随着刀片向上抬起，刀背开始磨铣已割开边的三层套管及套管间水泥环，由于刀背面积大，在切割时扭矩更大，对工具的磨损也相应增加。

为解决以上问题，在本次作业中优选2次切割法，井口预加一定吨位上提力后，第一趟下入φ298.5mm水力割刀配36cm刀片(切割套管尺寸范围φ339.7～609.6mm)，以保证切开φ339.7mm和φ508mm套管，并能对φ762mm隔水导管造成部分损伤，且能够保证切割效率，降低对工具的磨损。完成第一步骤后更换52cm刀片，再次下入水力割刀在原切割口定位，重复进行切割。从井口观察隔水导管有下沉，确认割断三层套管后停止切割，打弃井水泥帽，用闸管锯在钻台分段整体切割多层套管(见图4、图5)。

图4 S1井水力割刀多层套管切割效果示意图Fig.4 Schematic diagram of multi-layer casing cutting effect of S1 well hydraulic cutting tool

图5 S1井闸管锯切割偏心多层套管示意图Fig.5 Schematic diagram of S1 well pipe saw cutting eccentric multi layer casing

2.3 弃置过程管理措施

海上弃井作业工程复杂、危险，不确定因素较多，可借鉴经验少，为确保项目高效、优质、可控，需要在弃置过程加强管理，从宏观角度出发，明确管理措施，做到运行高效、过程受控[9—11]。

(1) 重视项目前期工作： 做好现场环境和资料核实工作，才能制订较为合理的作业程序与风险控制措施。

(2) 做好永久弃井作业风险源辨识： 弃井作业风险源较多，应在作业前根据作业程序对作业风险源进行辨识，并提出可靠的预案，对施工现场管理和设备管理提出具体的针对性措施，将隐患消除于萌芽阶段。

(3) 提高关键设备的可靠性与稳定性： 再好的方案，没有好的设备支撑，也只能事倍功半。

(4) 加强技术支持力量： 弃井作业因面临未知风险高，在施工阶段复杂情况较多，与设计施工方案出入较大。故加强技术支持力量，有利于在出现变化时进行快速决策，提升效率。

3 结 语

(1) 保证油气井资料完整性、延续性是作业成果的重要保障，确保包括地质油藏数据、钻完井数据、井下作业数据、井下落物记录、特殊作业原因等资料的完整性。

(2) 多层套管时偏心严重将严重影响切割作业，建议钻井阶段考虑在泥面以下10m至套管头之间的各段套管下入可套铣的树脂扶正器，以增加套管居中度。

图6 S1井弃置后示意图Fig.6 Schematic diagram of S1 well abandonment

(3) 事故井(高压气井)侧钻前需严格执行相关法律法规要求，实施有效的永久式弃井作业，防止套管外窜层。

(4) 弃井作为油气井全生命周期的一部分，建议将弃置的基本思路写入钻完井前期设计，在投资进入时即考虑退出阶段的风险评估。

(5) 根据项目特点和风险提出合理的作业程序和风险控制措施，是实施成功的重要保障。

(6) 在本井永久弃置过程中，对多层套管带压的分析处理、首次应用的多层套管切割技术及弃置过程的管理措施，可为今后海上油气田的弃置作业提供借鉴。

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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

国家科技重大专项(2016ZX05058)

韩耀图(1985—)，男，工程师，主要从事海洋石油钻井与完井相关技术研究与应用工作。