高压油水井密封装置在疑难井治理中的应用

高压油水井密封装置在疑难井治理中的应用

冯涛

大庆油田有限责任公司第九采油厂

摘要：G14xxx井是P油田古1区块开发首钻井，在2004年7月试油过程中由于井内压力高导致管柱上窜，在当时的装备和技术条件下井口防喷器未拆除，井内管柱未起出，井口一直依靠35MPa防喷器带压关井。由于井内有压力，井口防喷器连续工作16年，受限于井口管柱情况无法加装常规防喷器，为该井治理增加了难度，施工过程存在安全隐患。为保证该井在可控状态下施工，2019年创新应用高压油水井密封装置，加固防喷器，稳定井口管柱，降低井控风险，最终顺利完成疑难井治理，消除了安全隐患，为高压油水井密封装置在疑难井治理方面应用积累了宝贵经验。

关键词：疑难井；高压油水井密封装置

1、G14xxx井基本情况

G14xxx井是P油田古1区块开发首钻井，2004年7月试油时，PI11层负压射孔后井口有少量溢流，井口最高压力6.0MPa，压裂后关井最高油压18.5 MPa，套压12.0MPa，系统试气，产气3.188×104m3/d、产油0.46t/d、产水5.52m3/d；封堵PI11层，PI2、3、5层射孔后井喷，井口最高压力20.0MPa，临界流量计（挡板孔径12mm、油嘴4mm）系统试气，产气8.7028×104m3/d、产油16.08t/d。

在试气时由于井内压力高，导致了管柱上窜。由于井口无防上顶措施，在油管上窜时试油队伍抢关防喷器，将井口控制住。为避免井控风险进一步扩大，现场采用井口防喷器临时关井，井内管柱未起出，井口上窜的油管连接旋塞阀及接油管流程，旋塞阀处于开启状态，通过与旋塞阀连接的管线及250闸门控制压力。受制于试油队伍技术能力及设备能力有限，该井未得到有效处理，只能持续维持防喷器关井状态，存在较大安全、井控隐患。

本井井场800m*800m外北、东、西三面为蟹池，南面50米为厂房，环境敏感。属地单位为解决该井隐患，多次组织作业队伍试图对该井组织施工，但均无有效实施方案。2019年，由于该井内存在高压气体（2009年实测井口套压23.5MPa），井口防喷器、采油树四通、套管闸门等服役年限较长且腐蚀严重，承压能力降低，控制能力存在不确定性（见图1）。试气作业时井内遗留Φ73mmEUE油管173根，φ108mm反循环阀1个，Φ95mmMFE测试阀1个，Φ110mm联作压力计托筒1个，Φ114mm剪销封隔器1级，Φ89mm射孔枪22.4m，Φ114mmP-T封隔器1级，Φ73mm盲接头1个，压力计托筒2个，φ108mmMWBR可取式电缆桥塞1级（深度1727m）。由于本井压力高，试油管柱结构复杂且已上窜，封隔器长期服役密封性已不确定，施工过程存在较大的井喷及管柱上窜风险。

2、疑难井治理难点分析

由于时间越长，井口防喷器等控制措施的有效性会逐渐降低，以及国家对安全、环保的重视程度不断提高，属地单位为了彻底解决该井隐患，组织开展了施工方案讨论。由于该井压力高的实际情况，为保证该井施工过程可控，选用带压作业的方式起出井内管柱，保证起下管柱井控安全；同时为了保证有效的井控措施，需要通过井口冷冻技术封堵井口附近的压力，将服役16年的井口35MPa防喷器、25MPa采油树更换为35MPa的采气井专用采油树及带压防喷器组，而如何保证原有防喷器在井口打孔、冷冻、切割等操作下保持对井内压力的稳定控制成为了难题。

该井面对的难题如下：

一是防喷器超期服役，防喷器已经在关井状态下连续工作16年，防喷器闸板橡胶已严重老化，在施工过程中受到冲击或井内压力改变，可能导致防喷器失效，进一步造成管柱上顶甚至井喷事故；

二是井口压力过高，2009年实测套压23.5MPa，已接近井口额定工作压力；常年野外搁置未养护，阀门锈蚀严重，存在闸门打开后失效无法关闭的风险；

三是井下管柱结构复杂，工具种类多，如射孔枪、测试阀、压力计托筒等，通径不一致，单靠带压作业方式难以完成施工；

四是环境敏感，井口北面50米、东面27米、西面38米均为蟹池及水渠，南面穿过树林50米处有厂房；

由于目前井口管柱上流程复杂，旋塞阀及井口阀门随时存在失效导致压力失控的风险，而井内高压、含气的实际也提高了风险隐患等级。为了保证防喷器及露出油管在施工过程中的稳定性，研究了加工特制的分体防喷器的方案，但加工分体防喷器价格昂贵，制作周期长，不符合该井急需治理的实际。

3、高压油水井密封装置简介

高压油水井密封装置是应用于油、气、水生产井井口及表层套管临时密封的一种密封装置，通过法兰连接分体式卡箍结构，并在装置和井接触面之间注入永久弹力注塑胶进行密封，最大承压能力达到30MPa，在常规工作环境下密封能力超过15年，工作温度在-30到200℃之间，满足与各种介质直接接触。本井应用的高压油水井密封装置在制作时按照现场油管与防喷器之间的角度，加工成特定角度、双极密封的特定构造，实现对该井防喷器的密闭控制和油管固定。

4、现场实际应用情况

4.1加工安装特制装置

为了保证密封装置的适配性，生产厂家到现场测量防喷器及油管相关数据，通过设计，在常规密封装置的结构上增加了专用固定油管的卡箍，确保能够同时固定防喷器及露出的油管，保证施工过程中防喷器和油管受外力影响的情况下能够保持稳定，避免压力泄漏。2天后，密封装置加工制作完成，送至现场。通过密封装置的卡箍与防喷器上部连接，同时使用卡箍固定了露出油管（见图2）。在现场确定密封装置能够满足实际需要后，通过密封装置的注入孔向密封装置和防喷器之间的空间注入永久弹力注塑胶密封。注胶完毕后，现场使用手动液压装置进行试压，试压压力25MPa，稳压观察，稳压10分钟压力稳定，试压合格，井口装置静态稳定。通过高压密封装置，为不稳定的防喷器提供了一道安全有效的压力控制措施，确保防喷器不会在后续的施工过程中受外力改变稳定状态，发生压力意外释放的事件，避免井控风险。

4.2带压钻孔栽阀

对套管钻孔、换阀：连接钻孔设备及地面井控流程，在套管四通上安装钻孔、换阀装置，钻孔更换2个主控阀门，录取套压18MPa；对油管钻孔栽阀：在油管上安装钻孔栽阀装置，进行钻孔栽阀作业，录取油压18MPa。通过带压钻孔栽阀，将实现安全录取井内压力，为下步泄压放喷做好准备，同时也再次验证了井内压力高的实际。

4.3放喷

放喷：连接并倒好套管放喷流程，用6.35mm油嘴控制套管放喷，放喷2h后，套压从18MPa降至0MPa。连接并倒好油管放喷流程，用6.35mm油嘴控制油管放喷，放喷0.5h后，油压从18MPa降至0MPa。通过放喷泄压，将井口的压力暂时降低，为下步冷冻井口做好准备。

4.4冷冻井口

安装冷冻设备、制作冷冻盒、连接注胶土管线、预运行设备，将干冰倒入冷冻盒，启动液压注入系统，从套管阀门注入膨润土胶体130L，注入压力25MPa，稳压15min；油管注胶100L，注入压力25MPa，稳压15min，停泵冷冻。冷冻过程中持续添加加干冰，共加入干冰270公斤。对油管试压30MPa，稳压120min，套管试压21MPa，稳压45min。油管、套管均实现稳压，确定冷冻成功，为下步更换采油树创造条件。

5、结论

5.1施工特点

一是针对原井控装置超期服役、无法正常处理的复杂井口状况，设计对卡固定密封卡具，有效控制井口，为后续处理提供前提保证；

二是优化应用带压打孔和井口冷冻组合技术，满足泄压和注胶需要，有效控制井内压力，实现原井口大四通和井控装置顺利拆除，使带压作业设备得以顺利安装。

5.2取得的认识

一是深入分析井况，明确处理关键点，为成功治理打下了坚实的基础。通过设计制作对卡密封固定装置确保油管不上顶，使原防喷器不失封，是实现治理成功的重要前提保证；

二是配套应用组合工艺，确保带压作业顺利安全实施。采用油套带压打孔更换闸门和冷冻套管更换井口等方式，在保证井控的前提下，成功安装带压作业装置。

三是该方法能有效控制井内管柱和井筒内压力，实现了安全、快速处理，较好解决了原井控装置超期服役、无法正常处理的复杂井况治理难题，及时消除了安全风险隐患，为后期同类井的治理提供了技术指导。

参考文献

[1]齐波.长深平3连续管疑难井治理[J].石化技术,2019,26(07):217-218.

[2]刘明星.疑难井治理技术应用与认识[J].化学工程与装备,2019(02):137-139.