2 高含硫氣井安全隱患評估
??? 盡管一口井可能存在上述的某種安全風險，但它不是封閉的唯一條件，不是所有高含硫氣井均存在安全隱患和開發(fā)風險。本著“安全環(huán)保、科學發(fā)展、效益開發(fā)”的原則，為了科學開發(fā)好高含硫氣田，消除高含硫氣井已存在的安全隱患，結合高含硫氣井隱患特征，通過對高含硫氣井地質、鉆井、固井、完井、材質、防腐、地面人居環(huán)境等方面開展綜合評估，對存在風險的氣井針對性地制訂治理方案，才能真正實現(xiàn)高含硫氣田的安全開發(fā)[3～4]。
2.1 組織成立評估專家組
??? 聘請國內鉆井、完井、測井、材料、防腐和安全等相關專業(yè)專家組成評估專家組。綜合應用相關技術和標準對高含硫氣井進行評估并形成評估報告。
2.2 確立高含硫氣井安全風險分類標準
??? 根據安全風險程度分為A、B、C3級。其中：A級屬于存在嚴重安全隱患，急需實施永久性封閉治理；B級屬于存在一定安全隱患，但通過治理后恢復生產；C級是氣井雖然存在一定缺陷，沒有大的安全風險可監(jiān)控使用，需制定詳細的監(jiān)控措施。
2.3 確定高含硫氣井評估和治理原則
??? 1) 嚴格執(zhí)行氣田開發(fā)綱要。
2) 鎖定不完整的高含硫開發(fā)井和“三高”探井。
3) 重點敏感區(qū)域必須把安全、環(huán)保放在首位。
4) 綜合考慮高含硫氣田安全開發(fā)和效益開發(fā)。
5) 氣井封閉原則還要充分考慮上部地層的勘探開發(fā)潛力和綜合利用。
??? 6) 對存在嚴重安全隱患風險的高含硫氣井和“三高”探井應徹底治理。
2.4 通過對高含硫氣井逐井排查，建立高含硫氣井單井評價檔案
??? (1)單井井史卡片；(2)井身結構圖；(3)各層套管數(shù)據表；(4)固井數(shù)據及質量評價；(5)完井管柱結構及相關數(shù)據；(6)井口裝置及相關壓力資料；(7)氣井產量、流體性質；(8)氣井鉆井、完井及生產過程中有關歷史事件記載；(9)防腐措施；(10)氣井周圍500m范圍內人居環(huán)境調查情況；(11)井安系統(tǒng)；(12)評估結論及建議。
3 高含硫氣井永久封閉技術方案
??? 根據評估結果，針對存在嚴重安全隱患的高含硫氣井(屬于A級)，按照“科學治理、不留隱患”的原則，達到對高含硫氣井徹底治理的目的。認真編制高含硫氣井永久封閉技術方案和單井設計(包括地質設計、工程設計、施工設計和安全、環(huán)保預案)[5～6]。
3.1 治理技術思路
??? 1) 對于油層套固井質量未達標，存在天然氣上竄泄漏危險的井需對氣層進行擠水泥封堵，并對套管外竄槽井段采用射孔、擠水泥封堵；套管內采用橋塞+水泥塞段封閉，原則上應該分2～3段進行封堵；在有效封閉井段的套管外應有100m左右的優(yōu)質水泥塞段，防止天然氣經管外竄到地表，每段水泥塞長度不低于200m，最后一個水泥塞位置應在表層套管鞋以上。井筒注入重鉆井液，安裝簡易井口及壓力表，井口周圍需進行必要的保護。
2) 對于油層套管固井質量合格，產層部位以上管外水泥有100m連續(xù)井段固井質量優(yōu)的井，這類井含硫天然氣沿套管外上竄的風險極小。因此，可采用先對產氣層擠水泥封堵，然后用橋塞+水泥塞封閉，最后一段水泥塞應封在套管薄弱段以上，每段水泥塞長度不低于200m；井筒內注入鉆井液，井筒內應下入光油管，安裝與區(qū)域地層壓力相符的采氣井口，井口周圍需進行必要的保護，可作為上部潛力層回采井觀察利用。
3) 對于產量低無經濟開采價值的高含硫氣層，因套管固井質量合格不會發(fā)生含硫天然氣上竄泄漏的風險，上部地層又具有勘探開發(fā)潛力，可采用橋塞+水泥塞封閉，封閉產層的水泥塞厚度應大于200m。井筒注入鉆井液或清水壓到井口，井筒內應下入光油管，安裝與區(qū)域地層壓力相符的采氣井口，井口周圍需進行必要的保護同時可利用該井實施回采工作，充分利用現(xiàn)有資源。
4) 所有封閉井應對井口進行保護，安裝一條放噴管線，加強壓力觀察，按生產井管理模式建立資料臺賬。
3.2 封閉方案
3.2.1產層封閉方案
3.2.1.1 壓井
??? 油管內采用擠注法壓井，將油管內的氣體擠入地層，實現(xiàn)壓井液液柱壓力與地層壓力平衡，同時向氣層擠入一定量的壓井液，防止氣竄。當油管內壓井成功后，采用打開CMPA滑套，建立油、套循環(huán)通道。如果 CMPA滑套打不開或無滑套，則進行油管穿孔，采用油套循環(huán)壓井，最終達到壓井平穩(wěn)。
3.2.1.2 解除封隔器錨定或切割油管
??? 壓井平穩(wěn)后，將采氣井口換裝成防噴器。上提、正轉管柱實施解除錨定。如果解除錨定不成功，則實施油管倒扣或切割作業(yè)，起出封隔器以上管柱。
3.2.1.3 封堵產層
下入鉆具，通過鉆具向產層試擠入壓井液，根據流量決定是否能向產層擠入水泥漿。如果有條件則最好先產層擠入水泥漿，以達到產層有效封堵。在原封隔器以上座封橋塞，在其上注入水泥塞并試壓合格。
3.2.2井筒薄弱段及關鍵部位封閉方案
??? 1) 尾管懸掛器、分級箍、套管回接處和套管偏磨處是套管受損和密封的薄弱點，為確保井筒尾管懸掛器、分級箍、套管回接等薄弱點的安全，封堵產層后，在薄弱點上下應注水泥塞封閉。
??? 2) 固井質量差，高含硫氣層上部無連續(xù)50m以上優(yōu)質固井質量段，特別是單層套管固井段，是安全隱患的薄弱段，存在高含硫天然氣管外上竄泄漏風險。采用分段套管穿孔，用封隔器分隔擠注水泥固井，在薄弱段及上下形成連續(xù)注水泥塞封閉。
3.2.3井口保護
??? 1) 永久封閉井，安裝簡易井口和壓力表。
??? 2) 安裝一條引流放噴管線到點火池。
??? 3) 井口周圍安裝防護欄桿。
4 實例分析與永久封閉實踐
??? 四川油氣田組織專家組對可能存在風險的高含硫氣井進行了重新審視和評估，并確定了一批高含硫氣井必須實施永久性封閉。下面介紹LJ-XX井治理典型實例。
4.1 治理前氣井基本情況
??? 該井為1口水平井，最大井斜90.5°，造斜點井深1950m，入靶點A點3636m，出靶點B點4248m，水平段長612m。完井測試產氣250×104m3/d，關井井口壓力32MPa，天然氣中H2S含量為130g/m3、C02含量為95g/m3。該井主產層以上、井深1017m以下具多個氣測異常、斷層和裂縫發(fā)育，井漏顯示強烈。
??? 1) 井口裝置：法國Malbranque103-70型FF級采氣井口。
??? 2)井下情況：①井內為SAB-3完井封隔器管柱，封隔器下深3409.18m；②環(huán)空為清水+10%CT2-4緩蝕劑；③試油結束后，油管內用清水+緩蝕劑壓井，井下安全閥關閉；④井口套壓升至27.9MPa，油壓31.0MPa；⑤取油套環(huán)空氣樣同位素分析結果表明油套管環(huán)形空間內的氣為產層的氣源。
4.2 存在的主要隱患
??? 1) 套管存在隱患，Φ244.5mm套管固井質量差，Φ177.8mm套管未回接到井口，Φ244.5mm套管上部段作為油層套管使用。Φ244.5mm套管經過一次搶險、兩次造斜鉆進，套管磨損情況不詳。套管絲扣為長圓扣，氣密封差，套管存在多處泄漏風險。
??? 2) 該井采用普通碳素鋼抗硫油管組合，管柱上未能安裝加注緩蝕劑裝置，Φ114.3mmVM80SS油管存在著一定的電化學腐蝕，油管存在腐蝕穿孔泄漏風險。
??? 3) 該井地處敏感地區(qū)，人口居住密度大，距井口100m以內有居民51人，500m以內有655人。
??? 4) 上部地層斷層和裂縫發(fā)育，地質風險大，存在高含硫氣沿上部地層泄漏到地表的重大風險。
??? 5) 該井與鄰井井口相距近，不足3m。根據外國公司專家評估，井與井相距太近存在安全風險。
??? 鑒于以上因素及該井存在的安全隱患，經審視評估，對該井作永久性封閉處理。
4.3 治理情況
??? 治理方案：打開井下安全閥→試井車測井底壓力→從油管擠入壓井液并向地層試擠獲取參數(shù)(排量和壓力) →向地層擠水泥封堵產層(油管內保留一定水泥塞)→切割油管→循環(huán)壓井→注水泥塞→試壓→下電纜橋塞→注水泥塞→試壓→完善井口，完成治理作業(yè)。
??? 1) 油管內壓井：油管內擠注密度1.46g/cm3鉆井液40m3，擠入地層25m3，同時求取注人參數(shù)；擠注水泥漿60m3，密度1.93～1.95g/cm3，候凝后探得油管內水泥塞面井深2970.20m。
??? 2) 油管穿孔、循環(huán)壓井液：采用SCWCK-43Y-2型低碎屑穿孔彈對油管2970.20m以上油管段2963.40～2967.50m穿孔，用鉆井液替出環(huán)空保護液并循環(huán)壓井。
??? 3) 切割油管：采用SCQG-89Z型切割彈于2961.88m切割Φ114.3mm油管。
??? 4) 套管內分兩段注水泥塞2960～2338.27m和2328～1773.93m。
??? 5) 試壓35MPa經30min不降，合格。
??? 6) 坐電纜橋塞于井段為1773.12～1773.62m。
??? 7) 套管內分兩段注水泥塞為1772.62～1255.27m和1255～960.25m。
??? 8) 試壓35MPa經30min不降，合格。
??? 9) 采用密度1.46g/cm3鉆井液壓井至井口。
煉油裝置中管道硫化氫腐蝕及防護
長輸燃氣管道的安全保護距離
