塔里木高温高压气井套管头堵漏技术研究与应用

宋明哲，单 锋，卢俊安，徐 扬，郑如森，刘子豪

随着井投产时间的增加，橡胶密封件的老化，采油井口装备主密封、BT密封圈多次出现不承压，失效现象。失效后井筒中的高压可能沿着失效位置由承压高的环空传至承压低的环空，可能导致整个油气井报废，严重的会破坏周边环境。中国石油塔里木油田分公司（以下简称塔里木油田）的套管头密封失效井次呈逐年上升趋势。以往使用的自动泄压补压装置不满足新《安全生产法》、《环境保护法》要求。随着采气井生产周期的增加，套管头的橡胶密封件老化严重，导致套管头不能承压。由于套管头层层叠加，密封件无法更换，套管头密封件损坏导致的环空带压等问题一直无法修复[1-3]。

目前国内高压气井主要分布在塔里木和四川盆地，由于和西南油气田的油气田开发标准、安全文化不一，所以没有现成可以借鉴的相关作业经验，只能自主的研究措施，在实际施工过程中进行反复实验和摸索；由于主密封失效井已安装采油树，已完成各层套管固井，无法对卡瓦主密封进行更换，只能通过封堵漏点的办法解决；通过套管头注脂孔和试压孔进行堵漏作业，作业通道狭窄，大大限制了工具的使用范围，增加了作业难度；根据主密封失效的严重程度，合理选用适当的堵漏剂，无任何现成经验可以借鉴；在圆井中进行作业，施工区域受限，存在一定安全风险[4-8]。

针对高温高压气井生产及井控安全需要，通过反复研究论证及现场实践，形成了适合塔里木油田高压气井采油井口密封件失效的解决方法，提高井筒完整性、降低高压气井生产过程中的安全风险。

1　套管头堵漏原理

带压堵漏技术是在有压力的情况下，将容器、管道、阀门等设备的泄漏处暂时堵住的一种技术。目前堵漏技术比较成熟，但在小间隙堵漏方面是一门新兴的技术，将堵漏的原理引入解决卡瓦主密封失效问题，并根据井筒实际情况制定出一种安全可控的堵漏方法，这是一种解决卡瓦主密封失效的先进理念。针对某些井口套管头密封失效的情况，向卡瓦或BT注脂孔通过特制注脂枪及相应的液压管线注入专用堵漏剂，待堵漏剂凝固后重新形成一道密封，从而达到堵漏的目的。

2　室内实验评价

2.1　堵漏剂对套管头密封件的腐蚀实验评价

目前塔里木油田套管头采用的是丁腈橡胶材质的BT密封圈，按GB/T 1690—2010《硫化橡胶或热塑性橡胶耐液体试验方法》进行检测。将BT密封橡胶试件（不规则型）在FR-80堵漏剂整体涂敷的状态下，在脱氧、常压、温度恒温为80℃条件下进行腐蚀实验，实验时间168h。实验前挂片依次采用无水乙醇、蒸馏水清洗；实验后挂片依次采用无水乙醇、蒸馏水清洗、脱水并干燥，实验结果为试后的BT密封丁腈橡胶试件未见明显外观变化、未见鼓泡和开裂。

2.2　35Cr Mo金属试件在接触堵漏剂后的腐蚀性检测

目前塔里木油田套管头采用的是35CrMo金属试件，按JB/T 7901—2001金属材料在腐蚀性水溶液中全浸实验方法进行腐蚀速率检测。将35CrMo金属试件（Φ24mm×Φ16mm）全涂FR-80堵漏剂的状态下，在脱氧、常压、温度恒温为80℃条件下进行腐蚀实验，实验时间168h。实验前挂片依次进行丙酮去油污、120粒度水砂纸研磨、无水乙醇清洗、脱水；实验后挂片依次进行无水乙醇清洗、酸去膜液清洗表面腐蚀产物、无水乙醇清洗并干燥，实验结果为试后试样未见明显腐蚀痕迹，有金属光泽；腐蚀速率0.003 2mm/a。

2.3　室内模式实验评价

1）密封钢圈破坏实验评价。人为将密封钢圈进行破坏一个宽10mm、深3mm的缺口，将破坏的密封垫环装进2个法兰之间；手动泵通过特制注脂枪向法兰注入堵漏剂，并打压至48MPa，关闭考克；压力表48MPa降到44MPa稳压观察120min压力无变化。实验成功表明该堵漏剂强度可以承受48MPa的高压。

2）密封钢圈破坏实验评价。连接注脂设备对模拟套管装置注脂环空，通过机动泵控制好挤注压力不超过10MPa，2h后，拆开设备，观察环空注入情况。根据现场工况室内模拟实验可以得出以下结论：既可以控制泵入压力来控制环空的压力以满足套管的承压，也可以满足让密封脂均匀进入环空起密封作用。

3　现场应用

3.1　现场技术方案

1）对卡瓦环空进行泄压排液。连接顶开装置，缓慢顶开注脂孔单向阀，压力卸到零后，在与之对应180°的顶丝位置安装防喷泄压装置，有控制的对环空流体进行排出，以便于注入足够的堵漏剂。

2）对环空注入堵漏剂。连接气动泵与注脂枪，启动气动泵，注脂枪缓慢推送堵漏剂缓慢进入环空，当注脂枪内的堵漏剂完全注入环空后，拆卸注脂枪从新灌好堵漏剂，再进行注脂。多次重复这个步骤，至堵漏剂注满环空。通过与之对应180°的顶丝位置安装防喷泄压装置上的压力表观察压力变化值。当压力上涨至套管头主密封测试压力时，停止注脂，锁住压力，稳压12h，确保堵漏材料进入漏点。

3）进行承压实验。拆除注脂枪，装上试压装置，进行打压。当压力达到主密封测试压力时，开始计时，并记下压力值，稳压30min，观察压力表压力，符合30min内压降不超过0.7MPa为合格。恢复井场。并按如图1所示的2套套管头堵漏技术工艺流程进行实验。

图1　套管头堵漏技术工艺流程图

3.2　应用效果

上述工艺分别在XH和YH井成功实施，2口井情况相似。在244.5mm+273.1mm(958″+1034″)套管固井期间发生盐水溢流，在固井后导致244.5mm+273.1mm(958″+1034″)套管与 339.7mm(1338″)套管之间带压19MPa，最高上涨到41MPa。击穿承压级别为35MPa的BT密封后压力传至508mm×339.7mm(20″×1338″)套管头与339.7mm×244.5mm(1338″×958″)套管头之间。现场采取节流放压防止高压击穿508mm×339.7mm(20″×1338″)套管头主密封件导致井口失控。经过1天的准备使用此方法实施堵漏作业，分别对339.7mm×244.5mm(1338″×958″）套管头上下BT注脂孔注入堵漏剂9.2L，经24h凝固，试压12.6MPa，稳压30min，压降0.5MPa，试压合格。

4　结论及建议

1）现场应用表明通过带压堵漏的方法解决BT密封失效问题是可行，解决了井口的安全风险，从源头上消除了生产过程的安全隐患，使单井能顺利生产，形成了一种套管头卡瓦主密封失效的解决方法，为高压气井的井筒完整性提供了新的技术支持，可以推广使用。

2）通过实地操作与总结分析，已形成解决高压油气井套管头主密封失效问题的方法，施工过程压力可控，减少了作业过程中的安全风险。但在一定程度上还不完善，主要表现在施工程序比较繁琐，作业时间较长，需要在今后的推广工作中进行提高和改进。

参考文献：

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[4]张 智,顾 南,杨 辉,等.高含硫高产气井环空带压安全评价研究[J].钻采工艺，2011,34(1):42-44．

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[8]綦耀升,王 刚,牛文杰.API标准套管头完井失控井喷抢喷装置的研制与实验[J].钻采工艺,2011,2(2):8-9.