1、2023年04月|810 引言针对海上油田开发存在开发成本高、作业风险高以及对环境保护要求高等因素，要求油、气井不论在开发，还是修井阶段，都要保证作业施工的安全，不能产生对海洋环境的污染。但由于海洋平台的一些特殊井况或意外事故的发生，导致油气井海平面以上套管的损坏1-3。并且由于海上油气井投入的开发成本较高的原因，一般不会选择弃井，会选择做井口套管的修复和回接。将井口套管修复和回接完成后，再造井口，实现事故井的重新投产。不论是井口套管修复还是套管回接作业过程中，都要求井筒处于一种封井和可以进行压井的井控状态。由于事故井的井口已破坏，则无法使用井口防喷器，因此需选用临时封井、压井工具的方式来实现
2、井筒的封井或压井作业。1 现有技术与存在问题渤海油田修井现用的临时封井方案，一般会采用简易封井帽方案或测试封隔器 RTTS 封隔器+风暴阀方案。简易封井帽由简易卡瓦、套管密封盘根和法兰组成，结构简单成本低，但同时也存在一定的作业风险。事故井修复套管和再造井口的过程中，若采用简易封井帽方案，则存在以下两个问题：(1)由于简易封井帽采用的密封形式为套管密封盘根，套管密封盘根一般是根据套管磅级和尺寸加工形成的标准件，其尺寸是一定的，不能根据套管具体的尺寸来调整密封接触应力。因此当套管表面粗糙度较高，或套管尺寸存在变形时，则套管盘根存在不能密封或密封压力较小问题。(2)临时封井帽卡瓦采用的是法兰螺栓压
3、紧实现锚定，卡瓦不能很好咬入套管，锚定不可靠。当井筒的压力较高时，则存在封井帽窜出井筒的风险，存在较大的井控风险。另一种方案，是采用测试封隔器 RTTS 封隔器+风暴阀结构4-5，RTTS 封隔器的座封需要采用上提下放+加压方式实现座封，但此种作业，一般是在事故井的井口位置作业，存在钻杆钻压不够的问题，导致封隔器不能完全座封，封隔器与套管密封不可靠，因渤海油田临时封井技术与应用王伟军，孙得生，许俊超(中海油田服务股份有限公司，天津 300459)摘要：渤海油田海洋平台一些由于特殊原因导致海平面以上套管损坏的油气井，仍具备修复利用价值，会选择临时封井并进行套管修复、再造井口，不会选择弃井。现有的
4、临时封井技术一般会采用简易封井帽或 RTTS 封隔器+风暴阀的方案，但存在密封效果较差、座封不完全、不能实现压井作业等问题，存在较大井控风险。文章论述了一种新型临时封井压井一体化工艺技术，采用压井浮鞋+封井器的方案，同时实现封井、压井及测压需求，座封可靠，密封效果好。该技术在渤海油田成功应用 20 余井次，有效降低了施工风险。关键词：海洋平台；套管修复；临时封井；压井中图分类号：TE358.1 文献标志码：A 文章编号：1008-4800(2023)12-0081-04DOI:10.19900/ki.ISSN1008-4800.2023.12.022Temporary Well Sealing
5、 Technology and Its Application in Bohai OilfieldWANG Wei-jun,SUN De-sheng,XU Jun-chao(China Oilfield Services Limited,Tianjin 300459,China)Abstract:Some oil and gas wells with damaged casing above sea level due to special reasons on the offshore platform of Bohai oilfield still have the value of re
6、pair and utilization.They will choose to temporarily seal the well,repair the casing and rebuild the wellhead,and will not choose to abandon the well.The existing temporary well sealing technology generally adopts the scheme of simple well sealing cap or RTTS packer+storm valve,but there are problem
7、s such as poor sealing effect,incomplete sealing,and inability to achieve well killing operations,and there is a greater risk of well control.This paper discusses a new integrated technology of temporary well sealing and killing,which adopts the scheme of killing floating shoes+well sealing device,a
8、nd realizes the requirements of well sealing,well killing and pressure measurement at the same time,with reliable seat sealing and good sealing effect.The technology has been successfully applied in more than 20 wells in Bohai oilfield,effectively reducing construction risks.Keywords:offshore platfo
9、rm;casing repair;temporary well closure;well killing技术与信息82|2023年04月此存在井涌或井喷的风险，也存在较大的井控风险。海上油气田的开发，对施工安全和环保要求非常严格。事故井由于缺少井口防喷器等安全措施，因此在施工过程中，对安全措施要求更为严格。现阶段海上事故井井口回接采用的封井帽或 RTTS 测试封隔器+风暴阀的封井方式，由于本身工具和工艺的原因，都存在套管密封泄漏或密封锚定力不够的问题，这些问题也导致海上事故井的处理存在较大井控风险和环境污染风险。因此需要一种新的临时封井和压井的工艺技术和配套的工具，来完善海上事故井套管回接作业
10、，从而解决这类施工井在现实施工中的井控安全和环境污染的风险。2 技术方案与配套工具研究2.1 技术难点分析根据现有的封井帽技术和 RTTS 封隔器+风暴阀技术存在的问题，和作业过程中的功能要求，要解决现有技术的问题有以下 4 个难点：(1)简易封井帽依靠盘根密封，其变形量小，难以适应套管或内壁粗糙度差的套管；RTTS 封隔器+风暴阀技术无法提供足够的座封力，导致胶筒无法达到足够的座封力，其密封可靠性低，因此需要解决由盘根适应性差和座封力小导致的密封效果差的问题；(2)简易封井帽卡瓦采用的是法兰螺栓压紧实现锚定，卡瓦不能很好咬入套管；RTTS 封隔器+风暴阀技术无法提供足够的座封力，导致卡瓦不能
11、很好地咬入套管，锚定不可靠，需要解决封井装置锚定力不够的问题；(3)在修井作业过程中需对井内压力进行监测，因此需要解决井内压力监测的问题；(4)当井内压力高，出现井涌时，需要压井作业，因此需要临时封井技术具有压井功能；(5)目标井套管内径为 220.5 mm，预计井内压强 21 MPa，其上顶力最高 80 t。2.2 技术方案研究针对以上几个难点，提出了压井回接器+压井浮鞋+封井器的技术方案。封井器采用专用座封工具液压座封，可提供稳定可靠的座封力，可解决座封力不够带来的密封效果差和卡瓦锚定不可靠的问题；封井器压缩式胶筒，可承受更高的压强，且对套管的适应性好。压井浮鞋为单流球阀设计，可对井下压力
12、进行有效封隔，允许压力由上至下通过，从而实现从上向下压井，不允许压力从下向上通过，从而封隔井下压力；压井浮鞋下端带有压力监测接口，可连接压力监测设备对井内压力进行实时监测。封井器座封完成后，可将压井回接器脱手，随钻杆一并起出井筒，之后可以进行修井作业。当需要压井时，可直接在井口注入压井液，压井液通过压井浮鞋，进入井筒，实现压井作业。本技术方案可实现封井、压井、压力监测、回接套管试压等功能，且可以实现一趟管柱座封、压井及回收。其工具组合如图 1 所示。图1 临时封井工具组合2.3 关键工具研究2.3.1 封井器设计封井器主要实现套管有效封隔和管柱锚定，其功能与封隔器类似。结构设计过程中参考 RT
13、TS 封隔器采用压缩式胶筒密封和卡瓦锚定，胶筒密封套管适应性好，锚定可靠。但是由于 RTTS 封隔器是通过上提下放座封，封井器的应用环境无法提供足够的钻压来进行上提下放座封，所以采用专用座封工具进行液压座封，液压座封只需钻杆内施加液压即可完成封井器的座封动作，且座封力大，座封可靠，结构如图 2 所示。图2 封井器结构示意图封井器设计过程中考虑风险系数，设计要求满足 35 MPa，上顶力 133.5 t，并对主要受力零件进行了有限元分析，其性能满足设计要求，如图 3 所示。封井器在地面进行性能及功能测试，座封压力 16 MPa，验封压力为 35 MPa，测试上顶力可达 133.5 t，远大于 2
14、1 MPa 压力即 80 t 上顶力的要求，试验证明封井器设计可靠。图3 封井器有限元分析2023年04月|832.3.2 压井浮鞋设计压井浮鞋结构设计采用球阀密封、弹簧复位设计。工作状态下浮鞋处于密封状态，封隔井内从下向上的压力。当需要压井时，可从上端加压打开，实现压井功能，当上端无压强时，钢球在弹簧作用下复位，保持密封。球阀下部带有压力监测接口，可连接压力监测设备进行井内压力实时监测，结构如图 4 所示。压井浮鞋通过多次开关测试和密封测试，其额定密封压力可达 35 MPa。图4 压井浮鞋结构示意图2.3.3 压井回接器设计压井回接器可插入压井浮鞋上端连接的密封筒，通过定位接头向下定位，通过
15、硫化密封环与密封筒配合密封，通过锚定锁爪与密封筒上端锁定。压井回接器带有液压脱手机构，可通过投球加压实现压井回接器的脱手，结构如图 5 所示。压井回接器通过反复回插试验，测试密封压力 35 MPa，密封可靠。图5 压井回接器结构示意图2.4 施工工艺流程设计2.4.1 座封封井器将连接好的工具组合上端连接钻杆，下入到预定位置，钻杆内部加压使专用座封工具活塞下行，推动胶筒胀封密封套管，同时卡瓦向外胀开并咬入套管，使封井器锚定。座封完成后，可环空打压，验证封井器的密封情况，确保封井器密封可靠。封井器密封套管环空，压井浮鞋可防止内部压力上窜，实现封井功能，压井浮鞋的压力监测接口可以连接压力监测设备，
16、对井内压力进行实时监测，如图 6 所示。图6 封井器座封2.4.2 脱手封井器钻杆内投球，坐落在压井回接器内部的球座上，钻杆内加压推动压井回接器球座向下移动，压井回接器脱手机构激活，实现压井回接器的脱手。压井回接器脱手后，上提钻杆将压井回接器上提取出井筒。之后可切割封井器上部的套管，进行套管修复、再造井口等修井作业，如图 7 所示。图7 脱手完成状态2.4.3 套管回接试压修井作业完成后，此时套管加压可同时测试回接套管的密封性和防喷器的密封性能，测试完成后，完成修井作业，如图 8 所示。图8 套管回接试压2.4.4 压井作业压井回接器回接后，钻杆内部加压，压力可将压井浮鞋的单流球阀向下开启，压力向下传递，可进行压井作业，实现压井功能，如图 9 所示。图9 压井状态示意图2.4.5 回收临时封井工具完成修井作业后，正转脱手专用座封工具，上提剪断回收销钉，继续上提管柱，将封井、压井一体化密封装置起出井筒。3 现场应用3.1 应用井况封井压井一体化技术在渤海油田用于修井作业临时封井，封隔 9 5/8套管。例如某平台事故井的修井作业，现场情况比较复杂，海平面以上表层套管套变严重，需要切除回接。
