2020年10月第36卷第10期
石油工业技术监督
Technology Supervision in Petroleum Industry
Oct.2020
翻板百叶Vol.36No.10
2021年4月第37卷第4期Apr.2021 Vol.37No.4
柳海啸1，徐振东1，李文涛1，刘海龙2，乔中山2
1.中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司（天津300459）
2.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津300459）
摘要随着油田开发时间的增长，油水井井筒完整性问题越来越突出，环空带压问题越来越普遍，对安全 生产造成了严重的威胁。介绍了海上油田M井井筒完整性管理及实践方法，对问题井进行定量分析，针对油井B环空带压问题，创新采用罐装泵系统，重新构建两道完整的井下屏障，以较低的成本满足井筒完整性管理要求，恢复油井正常生产，达到良好的经济效益。 关键词井筒完整性；环空带压；井筒屏障；罐装泵
Wellbore Integrity Failure Analysis and Handling Method of Well M in an Offshore Oilfield Liu Haixiao1,Xu Zhendong1,Li Wentao1,Liu Hailong2,Qiao Zhongshan2
1.Pengbo Operation Company,CNOOC(China)Co.,Ltd.(Tianjin300459,China)
2.Tianjin Branch,CNOOC(China)Co.,Ltd.(Tianjin300459,China)
Abstract With the extension of oilfield development time,the problem of wellbore integrity of oil and water wells is becoming more and more prominent,and the problem of annulus pressure is becoming more and more common,which poses a serious threat to the safety of production.This paper mainly introduces the wellbore integrity management and practice means of M well in an offshore oilfield,and makes quantitative analysis on the problem wells.Aiming at the problem of annulus pressure in well B,two complete downhole barriers are reconstructed by using innovatively canned p
ump system,and the requirements of wellbore integrity management are met with low cost,the normal production of oil wells is restored,and good economic benefits are achieved.
Key words wellbore integrity;annulus pressure;wellbore barrier;canned pump
柳海啸，徐振东，李文涛，等.海上油田M井井筒完整性失效分析及处理方法[J].石油工业技术监督,2021,37(4):36-39.
Liu Haixiao,Xu Zhendong,Li Wentao,et al.Wellbore integrity failure analysis and handling method of well M in an offshore oil⁃field[J].Technology Supervision in Petroleum Industry,2021,37(4):36-39.
浓缩饲料的配方计算表0引言
在石油的开采开发过程中，生产安全十分重要，一旦出现不可控制的安全事故，会给人员、环境及财产带来重大的损失。海上油田开发具有高科技、高投入、高风险的特点，受环境、空间等条件的制约，采用丛式井开发，一般平台布局有40～60口井同时生产，平台的生产设备多、人员密集，对安全生产有更高的要求。随着平台生产年限增加，油水井井筒完整性问题接踵而至，主要包括油套管腐蚀，环空带压，井下工具失效等。其中环空带压是油井生产管理的难题，若不及时处理，发生井筒完整性问题造成平台事故，其后果非常严重。环空的高压气体泄漏可能造成人员伤亡甚至平台倾斜报废；井下油气极易引起火灾甚至爆炸事故，造成平台损毁、人员伤亡及严重的环境污染事件[1-6]。 本文根据海上M井井身结构、生产管柱的特点，通过分析B环空压力的来源，开展泄压、压力恢复测试和对环空气体的分析评价，制定修井方案并使用罐装泵系统成功解决M井B环空带压问题，为处理海上环空带压油气井安全生产提供了新途径。1井筒完整性介绍
挪威石油公司将井筒完整性定义为在油水井生产期间，使用多种有效手段来降低地层流体及井内液体失控等风险，并保障油水井的平稳生产；以井屏障为基础，通过井筒措施、现场管理、组织措施等手段保持井屏障的安全性能以控制井下油气[1,3]。
作者简介：柳海啸（1990—），男，工程师，主要从事海上钻井完井修井工作。
1.1A 、B 环空概念
海上油田开发井常规油套管程序包括隔水导管、表层套管、技术套管、生产套管、生产油管，油、套管之间的环形空间称为环空[4-6]。根据环空的位置，由内向外将生产油管与生产套管环空称为A 环空、生产套管与技术套管环空称为B 环空[6]。典型的环空结构如图1所示。
244.5mm （9⅝"）508mm （20"）
339.7mm （13⅜"）油套管
C B A
图1海上典型环空结构图
根据现阶段国内外研究，A 环空可能的泄漏渠道有B 环空水泥环失效且生产套管泄漏、B 环空未固井部分对应的生产套管泄漏、生产油管丝扣泄漏、生产油管本体泄漏、顶部封隔器泄漏等；B ＆C 环空可能泄漏的渠道有对应水泥环完整性失效、未固井部分套管泄漏、套管头密封泄漏等[1-8]
。
1.2井屏障的识别
为防止地层流体流动失控，井下工具组成井屏
障单元，由各个井屏障单元组成控制系统保障油水井安全生产。根据挪威石油化标准组织定义：一级屏障是指与高压油气最接近的屏障，一般用蓝表示；二级屏障指一级屏障失效后，能够阻止油气从井内流出的屏障，一般用红表示[2-4]，典型生产井井下屏障示意图如图2所示。
图2生产井井下屏障图
压儿翼阀清蜡阀
244.5mm （9⅝"）生产套管
过电缆封隔器
339.7mm （13⅜"）技术套管
508mm （20"地面安全阀
顶部封隔器
蜂巢芯油管缘114
主阀
1.3海上油田现役井完整性分析方法
针对问题井，按照表1对现役井进行井筒完整性分类，分为红橙黄绿4个级别[9-10]。
根据井筒风险级别制定处置措施，常规处置措施有：更换失效屏障，可以利用修井作业更换失效油管、安全阀、封隔器或井口部件；加固失效屏障，如套管补贴，超细水泥堵漏，压力活性密封剂堵塞
表1井筒完整性分类
裂缝等；隔离失效屏障，下入并重新定义井屏障。
2M 井风险分析
M 井是海上某油田一口采油井，该井2015年12
月上线生产，采用244.5mm （9⅝″）套管射孔+139.7mm （5½″）优质筛管压裂充填方式完井，下入Y 型分
采生产管柱，井身结构如图3所示。
2017年10月观察M 井B 环空压力上涨至0.6相位调制器
MPa ，现场针对M 井进行B 环空泄压测试，通过套管四通针阀释放B 环空压力至零，关闭阀门，B 环空压力逐渐恢复至0.6MPa 。2.1M 井环空最大允许操作压力
根据API RP90标准及海上油田井筒完整性管理要求[8-9]，计算A 环空最大允许操作压力2.5MPa ，B 环空允许操作压力1.6MPa ，附加1.5倍安全系数，B 环空最大允许操作压力1.1MPa 。
柳海啸等：海上油田M井井筒完整性失效分析及处理方法
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石油工业技术监督
丁酮肟表3M 井作业方案
2.2M 井临时处理措施
由于M 井处在无人平台，暂时在M 井安装定压放气阀：B 环空压力稳定在0.6MPa 以下继续生产，如果压力超过0.6MPa ，立即在地面对B 环空进行放压操作，放压到B 环空压力达到0.1MPa 为止。如果B 环空压力超过0.6MPa 且泄压后24h 内压力恢复
到0.6MPa ，则需要关井，泄放A 、B 环空压力至0.1MPa ，并及时汇报情况[5]。
根据平台定压放气阀对339.7mm （13⅜″）套管
放压记录及对A/B 环空气体组分检测，检测结果见表2，确定B 环空气体组分为天然气，判定是A 环空
向B 环空小量泄漏。
M 井二级屏障失效、一级屏障退化，属于开式技
术套管环空持续带压，若该井井下压力高，可自喷，风险等级为橙，否则为黄。由于该平台没有修井机且无人值守，已经暂时关闭井下放气阀生产。若后续不及时采取措施，B 环空压力持续上升，只能
关井。
表2环空气体组分体积分数
/%
3M 井修井作业措施
M 井井结构存在带压风险，压力无屏障，需要修
井作业保障井的安全。作业目的：验证井下各屏障是否失效；封堵A 、B 环空联通通道。
相关部门结合已有资料，制定修井方案，见表3。3.1验证井下屏障
M 井判定由A 环空向B 环空小量泄漏，而且通过计算估算出泄漏位置比较靠上，但无法判断具体泄漏位置，起出原井生产管柱后逐层对井下各屏障进行验证。
3.1.1验证套管挂密封
试压杯工具串：127mm （5"）加重钻杆×3柱+244.5mm （9⅝"）试压杯+127mm （5"）钻杆×1柱。
下试压杯到位，对244.5mm （9⅝″）套管应急卡
瓦密封试压2.1MPa 、5min ，21MPa 、15min ，压力稳定不降，验证套管应急卡瓦水密完好。3.1.2验证244.5mm （9⅝″）套管密封
验封组合：127mm （5"）钻杆引鞋+127mm （5"）
图3M 井井身结构图
339.7mm （13⅜"）技术套管508mm （20"）隔水导管
隔离封隔器
顶部封隔器
244.5mm （9⅝"）
88.9
mm （3½"）油管
过电缆封隔器钻杆×10柱+244.5mm （9⅝"）套管刮管器+127mm （5"）钻杆×2柱+244.5mm （9⅝"）RTTS 可回收封隔器+244.5mm （9⅝"）SSC 风暴阀+127mm （5"）钻杆。
下入验封管柱到位，分别在315.50m 、800.50m 坐封，并对套管试压分别以压力2.1MPa 、5min ，17.2
MPa 、15min ，压力稳定不降，验证套管水密完好。3.1.3验证顶部封隔器密封
验封组合：152.4mm （6"）定位密封+73.0mm
（2⅞"）EU 油管短节+变扣（2⅞"EU P×310）+变扣（311×410）+127mm （5"）钻杆。
下顶部封隔器验封工具到位，关闭万能防喷
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器，环空打压2.1MPa 、5min ，17.2MPa 、15min ，压力稳定不降，验证顶部封隔器水密完好。3.2下入罐装泵系统
井口以下管柱水密合格，但不满足气密，可能是油管挂密封问题，也可能是套管丝扣问题。未能通过水力试压到准确的泄漏点，无法采取机械或化学方式对漏点封堵，决定使用193.7mm （7⅝"）偏心罐装系统，解决井身结构不完善所带来的生产风险。
罐装泵系统不同于常规电潜泵管柱，是一种密封装置，结构图如图4所示。在完井和修井作业过程中，既可连通油藏，为油气提供流动通道，又可以从射孔段到井口处形成一个整体的密封系统，使井液与套管完全隔离[11-12]。
罐装结构
电缆穿越器
可伸缩短节
电泵机组
图4罐装泵结构简图
M 井下入193.7mm （7⅝"）偏心罐装系统，修井
累计工期5.58d ，作业期间未发生险情及环境污染事件，安全完成修井工作并顺利启泵投产，成功解决M 井井筒完整性问题。3.3修井前后井屏障的变化
本次依托罐装泵系统，隔离原井屏障（图5（a ）），在井下重新构建两道完整的井下屏障（图5（b ）），用较低的成本满足井筒完整性管理要求，恢复油井正常生产。
4结论与认识
1）M 井修井后安全生产至2020年8月，日均产油40m 3，累增产油3780m 3。
2）针对一些B 环空带压井，罐装电泵系统可提
供一种新的解决方式。罐装系统具有耐压，耐腐蚀等特点，可最大限度增加油井生产寿命。
3）海上油田已经形成一套完整的井筒完整性
管理体系，陆地与海上结合，保障每口井安全稳定运行。
参考文献：
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本文编辑：王梅修改稿收到日期：2020-10-08
柳海啸等：海上油田M井井筒完整性失效分析及处理方法
图5修井前后井下屏障变化
（a ）修井前
（b ）修井后
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