新疆准噶尔盆地南缘地区油气资源丰富,开发潜力巨大,储层具有“三高一超”的特点
[1]。高温高压超深井套管内打捞难度大、风险高、施工工艺复杂,对修井工艺和装备都提出了更高的要求
[2-4]。受限于井眼尺寸狭窄(井径通常小于
ϕ120 mm)、井深超过6 000 m的复杂工况,井下工具打捞作业面临前所未有的技术挑战
[5-6]。统计显示,超深井小井眼打捞作业成功率较常规井眼降低约35%,且平均作业周期延长2~3倍,严重影响了钻完井进度和成本
[7-8]。受井眼轨迹的影响,井口扭矩难以顺利地传递至管串底部,扭矩损耗过大,造成钻具受损、倒扣难度增加、磨铣效率低,钻具及套管磨损严重,套磨铣施工循环难度增大
[9]。为此,开展小井眼打捞工艺设计研究,开发油气井套磨铣作业管柱力学计算软件,分析套磨铣各个作业工况下管柱受力和扭矩传递情况是有必要的。
中外研究人员及现场专家针对落鱼打捞开展了很多研究提出了许多方案。陈东波等
[10]通过对SAB-3永久封隔器结构的充分研究,通过选择合适的套铣打捞工具,成功取出了SAB-3封隔器及以下管柱。陈琪等
[11]分析了井下测试管柱遇卡原因及打捞难点,提出先采用正扣钻具对扣打捞,再使用反扣钻具套铣打捞的方法打捞出遇卡高压可取式测试-处理-挤压(high-pressure retrievable test-treat-squeeze,HP-RTTS)封隔器。李涛等
[12]经过10趟铣锥磨铣作业后侧钻出31 m领眼,成为中国首例155 V高钢级套管开窗成功案例。刘燕平等
[13]采用暂堵悬空塞有效防止落鱼掉入裸眼段,成功将电泵管柱打捞出井。郭超英等
[14]针对常规打捞工具处理复杂鱼顶的不足,研发了螺杆泵转子落井、偏磨破裂油管落井、抽油杆呈弯曲打盘状和小件落物这4种复杂鱼顶专用的打捞工具。徐鹏海等
[15]形成了针对超深高温高压气井的压井工艺、管柱处理、带压作业等修井配套工艺。周正君
[16]针对注CO
2气井冻堵、井筒内沥青质卡阻和气井通井的问题,采用高压密闭钢丝防喷装置成功打捞了落井仪器。王一全等
[17]针对高压气井大变径井筒打捞作业,研发了大变径井筒连续管打捞落鱼的专用工具。胜利油田研制了可退式大范围打捞矛能有效提高非常规落鱼的一次打捞成功率
[18]。中国石油天然气集团有限公司发明了一种自紧卡爪、可退式变径打捞工具,能实现内捞、外捞和井下重复操作
[19]。
目前中外研究多聚焦于常规井眼打捞技术优化,针对超深井小井眼打捞技术的系统性研究仍处于初步探索阶段,深井和超深井的施工仍然存在修井效率低和修井周期长的问题。为此,以新疆南缘TW1井为例,首先介绍该井基本情况和落鱼掉落过程,分析落鱼掉落原因,明确超深高温高压气井小井眼打捞难点,优选打捞工具和打捞工艺,对打捞效果进行评价并提出改进建议,最后以新疆南缘TW1井第二趟钻磨灰塞作业为例,基于现场管柱力学分析基础参数和编写的管柱强度计算程序,进行管柱强度、扭矩传递过程和摩阻计算分析。形成一套针对超深井小井眼钻磨打捞一体化工具及配套工艺方案,以期为现场超深井高温高压小井眼打捞提供参考。
1 TW1井井况与落鱼工况分析
1.1 TW1井基本井况
TW1井位于新疆准噶尔盆地南缘冲断带霍玛吐背斜带东湾背斜圈闭,东湾构造带含油气性,以东湾背斜为代表的宽缓背斜型,预计天然气资源量近300亿m3,油气资源十分丰富。
该井试油结果为“气层”,储层垂深超8 000 m,温度超170 ℃,压力约170 MPa,属于典型的超深高温高压气井,油层尾管内径小于ϕ110 mm,小井眼处落鱼情况复杂,进一步增加了落鱼的打捞难度。
1.2 落鱼掉落过程
该井前期试油结束后,提出水力锚、容积管及上通井规环,发现可取式测试-处理-挤压(retrievable test-treat-squeeze,RTTS)封隔器芯轴上接头公扣端断脱,断口较规则平整,芯轴外径60 mm、内径48 mm。
ϕ103 mm加长可退式卡瓦捞矛提出及捞获实物如
图1所示,成功捞获RTTS封隔器胶筒、卡瓦及下锥体、摩擦块,其中胶筒完全碳化。
井内仍有剩余落鱼214.88 m,2只30 mm丢枪钢球可能掉落至鱼顶环空,落鱼结构为封隔器芯轴、ϕ73 mm油管19根、减震器2只及射孔枪器材等,累计43根,落鱼长度214.88 m,后投入的2只30 mm丢枪钢球可能掉落至鱼顶环空,落鱼硬卡可能性较大,预计鱼顶深度7 897.12 m。注灰后预留灰塞顶界6 421.02 m,按灰量计算灰塞段长376 m,预测灰塞底界6 797 m,预计目前井底水泥石强度20 MPa。灰塞底部依次为2.19 g/cm3前置液4.6 m3、2.19 g/cm3泥浆9.3 m3,前置液悬浮稳定剂为高分子聚合物材料,在长期高温环境下会发生分子链断裂,悬浮稳定性变差,处于分层状态,下部油基泥浆可能沉淀。考虑极端工况,按固相含量50%计算总体沉淀高度为635 m,即7 431 m以下固相沉淀,落鱼可能被埋卡。
1.3 掉落原因分析
(1)油管打压71.70 MPa射孔,射孔后压力迅速上升70.35 MPa后稳定,预计地层压力170.52 MPa,压力系数2.15,套压45.5 MPa,油套压差31.85 MPa,证明射孔后封隔器完好,中心管未出现脱扣。
(2)破堵过程油套压同时变化,压差基本保持不变,封隔器完好。
(3)排液并关井,关井期间,油套压逐渐降低,套压降低幅度明显大于油压(环空处于外层,更接近地温梯度),封隔器完好。
(4)套管打压78.37 MPa,打开单向阀,油压不变,证明封隔器中心管密封完好。
(5)封隔器坐封吨位16 t,坐封方入3.2 m,封位7 878.46 m。坐封后,卡瓦张开防止管柱下移;射孔时油压>套压,水力锚张开防止管柱上顶。此时,23/8 in-10UNS[23/8 in为油管的公称外径,约60.3 mm(1 in=2.54 cm);10UNS表示该油管接头采用的是每英寸10牙的统一特殊螺纹(UNS)]因水力锚与卡瓦的双向固定处于非受力状态,未直接损坏UNS接头。
(6)射孔瞬间的冲击波会引发管柱高频振动,但上顶力被水力锚限制,下拽力被卡瓦限制,因此23/8 in-10UNS未受到直接损坏,射孔期间油套压差稳定,进一步验证无管柱整体位移。
通过对油管打压、破堵、排液、套管打压、封隔器坐封、射孔瞬间以及射孔后等作业过程中油套压差的变化情况进行分析,判断落鱼掉落原因可能是射孔瞬间的冲击波导致封隔器芯轴断脱后卡在井筒中。
2 打捞工具及工艺优化
2.1 小井眼打捞难点
超深井小井眼打捞的难点主要体现在3个方面
[20]:首先,空间受限导致常规打捞工具难以有效下入;其次,超深井高温(>150 ℃)、高压(>100 MPa)环境易引发打捞工具材料性能退化,同时井筒内钻井液长期滞留形成的致密泥饼会显著增加摩擦阻力;最后,井眼轨迹复杂段(如大狗腿度)易造成打捞工具与落鱼的对中困难。基于上述TW1井落鱼掉落过程及脱落原因分析超深高温高压气井小井眼打捞作业面临的难点,具体如下。
(1)超深、高温、高压,震击器、安全接头等带有腔室的工具性能受限,打捞过程中井控风险高。
(2)5 1/2″(约13.97 cm)套管段长1 420 m,壁厚15.8 mm、内径为108.1 mm,小井眼内打捞工具可选择范围小。
(3)钢球从断脱的封隔器芯轴处落入环空,造成封隔器芯轴硬卡,钻磨处理难度大,落鱼管柱在两只减震器及丢枪接头处跟转,无法传递扭矩,公母锥造扣、倒扣困难,可退式捞筒、捞矛丢手困难。
(4)高密度油基泥浆长期静置加之高温高压环境,井内泥浆沉淀、固化严重,落鱼可能埋卡。
(5)射孔枪被埋后环空间隙较小,套铣风险大、难度高,钻磨处理时落鱼会存在顶芯,钻磨效率低。
(6)钻磨期间套管可能磨损严重,剩余强度变低,影响井完整性。
针对超深高温高压小井眼井下作业期间面临超高压井控安全、钻磨风险高、钢球硬卡打捞难度大、落鱼可能埋卡、射孔枪埋卡、影响井完整性六项难题,对应进行了风险分析并提出了应对措施,如
表1所示。
2.2 小井眼打捞工具
2.2.1 磨铣工具
可先使用金刚石平底磨鞋钻磨RTTS封隔器芯轴及钢球至油管本体,解决横在复杂处理作业面前的第一道难关,后续倒扣打捞困难,可使用金刚石平底磨鞋钻磨筛管并尝试钻磨延时起爆器、射孔枪,工具实物如
图2(a)所示。当鱼头存在卷曲、撕裂外翻等复杂情况,环空可能存在较多大块油管皮子时,可使用进口合金平底磨鞋修鱼顶,然后再继续打捞,工具实物如
图2(b)所示。
2.2.2 套铣工具
若捞获部分落鱼或未捞获,表明环空泥浆沉淀埋卡落鱼,需先采用反扣钻具底带
ϕ103 mm(外径)-81 mm(内径)进口合金铣鞋,在2.09 g/cm
3油基泥浆中,控压套铣环空,并通过套铣破坏油管接箍,后换母锥或公锥倒扣打捞,套铣工具如
图3所示。
2.2.3 打捞工具
捞筒是一种利用内卡瓦咬住落鱼外壁进行打捞的工具,可使用可退式倒扣卡瓦捞筒打捞油管及下部管柱,工具实物如
图4(a)所示。母锥是一种专门从油管、钻杆等管状落物外壁进行造扣打捞的工具,可使用高强母锥打捞油管及下部管柱,工具实物如
图4(b)所示。公锥是一种专门从油管、钻杆、套铣管、封隔器、配水器、配产器等有孔落物的内孔进行造扣打捞的工具,这种工具对于带接箍的管类落物,打捞成功率较高
[21]。可使用高强大头公锥打捞油管、减震器及下部管柱,工具实物如
图4(c)所示,可使用高强公锥打捞丢枪接头下接头及下部管柱,工具实物如
图4(d)所示。当鱼顶有油管皮子及铁屑沉淀堆积使得公锥无法入鱼时,可使用高温强磁钻铤打捞清理井筒及鱼顶铁屑,工具实物如
图4(e)所示。
2.3 打捞工艺流程与改进建议
TW1井打捞难度大,井下情况复杂多变,一共经过了17趟打捞。存在多趟反复打捞的情况,因此,将主要打捞作业划分为八项,打捞管串组合及工艺效果评价如
表2所示。
针对打捞效果及存在问题,提出以下改进建议。
(1)调整参数防止套管及大小头处磨损;降低钻压和转速,减少对套管的机械磨损;控制泥浆排量,避免高速流动加剧磨损。
(2)选择锥度小、应力分布更均匀的扣型,减少应力集中;卸扣时降低扭矩和转速,避免突然冲击导致工具损坏;确保卸扣工具与钻铤、钻杆的扣型匹配;打捞修井等作业可以考虑在井口或者钻台上卸扣。
(3)合理调整钻压和转速,避免因钻压过大或转速过高导致磨鞋偏磨;采用分段钻磨的方式,避免一次性施加过大载荷导致偏磨;选择或设计具有自对中功能的磨鞋,确保磨鞋能够更好地适应封隔器芯轴的位置;在磨鞋设计中增加稳定器或扶正器,提高磨鞋在井筒中的居中性和稳定性。
(4)选择更高硬度、耐磨性更好的材料制造引;优化篮瓦内/外齿的几何形状和材料,增加其抗划伤能力;选用耐磨损、耐高温高压的密封胶圈材料,优化其安装结构。
(5)在打捞过程中,合理控制下放速度和旋转扭矩,避免因速度过快或扭矩过大导致母锥过度磨损或变形;使用井下监测工具实时监控打捞过程中的受力情况,及时调整操作参数,避免异常载荷;可在工具上加接合适尺寸的引鞋,从外部包着鱼顶,以防止打捞时胀裂或撕裂鱼顶,减少修鱼顶成本。
(6)在公锥入鱼前,建议下侧开强磁+强磁钻铤,打捞篮或磁铁打捞器清洁鱼顶油管皮子及铁屑;在公锥接触鱼头时,适当旋转公锥,利用其切削作用推开油管皮子,逐步进入鱼头。
3 管柱力学分析与扭矩传递
3.1 基本参数
以南缘区块TW1井第二趟钻磨灰塞作业为例,通过MATLAB 编写相应的管柱力学计算程序,根据现场实测点数据对管柱摩阻系数进行反演,计算了管柱轴向力、接触力以及扭矩,进一步开展了力学敏感性分析,为现场参数优化提供理论依据
[22]。所需的基础数据如
表3所示。
3.2 摩阻系数反演
在进行管柱力学计算分析前,先对套管段和裸眼段摩阻系数根据现场实测点数据进行反演,确定天湾1井摩阻系数实际值,反演结果如
图5所示。
当套管段摩阻系数为0.15,裸眼段摩阻系数为0.55,井口扭矩现场实测值和计算结果是吻合的。后续使用该摩阻系数进行管柱力学计算。
3.3 轴向力和接触力分析
当管柱轴向压力达到一定值时管柱会发生屈曲变形。在进行钻塞和打捞过程中,需要对管柱进行受力分析,基于管柱力学分析基础参数值和计算程序,计算了TW1井井斜角变化以及狗腿度分布,对TW1井钻磨灰塞作业时的轴向力、屈曲载荷和接触力进行模拟计算,结果如
图6所示。
结合
图6(a)~
图6(c)可知,在钻磨灰塞作业过程中,管柱不会发生屈曲,因为螺旋屈曲和正弦屈曲临界载荷均没有超过轴向力,但是井深在6 509.73~8 012 m轴向力减小较明显,是易发生屈曲的井段,该井段井斜角持续处于较高水平,并呈现一定幅度的变化,导致管柱轴向载荷在高井斜段转化为较大的侧向力,使管柱更易进入屈曲敏感状态。狗腿度在该井段明显增大,轨迹弯曲程度增加,使管柱与井壁接触力和摩阻上升,从而提高了屈曲发生的可能性。综合井斜角与狗腿度的分布,可看到该井段属于典型的复杂轨迹段,其井下力学环境(较大的接触力以及变化的轴向载荷)正是诱发管柱屈曲的关键内在因素。
由
图6(d)可知,钻磨灰塞作业时的接触力变化不大,整体在0~446 N/m,但在6 749.64 m接触力异常增大至1146.95 N/m,管柱存在卡钻、被挤扁的风险,在钻磨灰塞时需要控制好扭矩,减小钻进速度。
为了给现场参数控制提供参考依据,进一步对轴向力进行敏感性分析,分析不同钻压和泥浆密度对轴向力的影响,结果如
图7所示。
由
图7可知,轴向力随钻压的增大而减小,随泥浆密度的增大轻微减小,钻压大于120 kN后,轴向力将由轴向拉力变成轴向压力,管柱会发生正弦屈曲,井下作业应控制钻压在120 kN以内。
3.4 扭矩传递规律与影响因素分析
为了分析井口扭矩传递衰减特征,提高井底扭矩,对TW1井钻磨5 1/2″(约13.97 cm)灰塞作业时不同井深处井口扭矩和全井段扭矩传递进行了模拟计算,结果如
图8所示。
由
图8可知,井口扭矩随井深增加而升高,且井深越大需要的扭矩增幅越明显,钻磨5 1/2″(约13.97 cm)灰塞作业井口扭矩范围为0~5.50 kN·m,扭矩从井口传递到井底呈阶梯式分三阶段减小,根据钻头下深可以确定钻头处井底扭矩为0.12 kN·m,传递到钻头处的扭矩较小,这与现场落鱼管柱跟转,无法传递扭的情况吻合。
为现场参数优化提供理论支持,提高井底扭矩并增强井下作业效率,进一步开展了扭矩传递过程的敏感性分析,系统研究了不同钻压与泥浆密度对扭矩传递过程的影响,结果如
图9所示。
由
图9可知,传递到井底的扭矩随钻压的减小而增大;传递到井底的扭矩随泥浆密度的增大而轻微减小,因此可以适当减小钻压和泥浆密度来增大井底扭矩。
4 结论
以新疆南缘TW1井为研究对象,分析落鱼原因和小井眼落鱼打捞的关键技术难点。优选适应小井眼条件的打捞工具与工艺流程,开展打捞效果评估并提出改进建议。进一步以磨灰塞作业为实例,编写管柱力学分析程序,并完成了管柱力学分析,扭矩传递过程模拟及敏感性分析。得到如下结论。
(1)TW1井是目前为止陆上作业压力最高的一口井,作业时静液压力175 MPa,循环洗井时最大井底压力接近200 MPa,这对打捞工具是一大严峻的考验,所有带有腔室的液压打捞工具及辅助工具都存在被挤扁的风险。
(2)对于井下落鱼状态的精准判断是该井作业成功的一大重要因素,其中最为重要的3个判断分别是鱼顶封隔器芯轴外侧有钢球;减震器、丢枪接头位置跟转,公、母锥造扣打捞时只能依靠泥浆沉淀阻力及井壁磨阻施加扭矩,优先倒扣处理出跟转位置;钻塞后井筒存在漏失,由此判断射孔段以上油管虽有埋卡,但通过活动管柱倒扣,可以完成打捞。
(3)针对底部跟转落鱼打捞,抓鱼成功后尽量不要大吨位提拉,优先采取施加一定预应力,利用跟转部位摩擦力结合活动管柱进行倒扣;对于可能埋卡的落鱼,必须要满足井口有可倒扣接箍或短节,在确保上部管柱能顺利提出的前提下进行打捞;对于环空泥浆沉淀较为严重但未固化的落鱼,可采取使用顶驱限扭,持续施加扭矩的方式,活动管柱寻找中和点倒扣。
(4)套管段摩阻系数为0.15,裸眼段摩阻系数为0.55;井深在6 509.73~8 012 m是易发生屈曲的井段,轴向力随钻压的增大而减小,随泥浆密度的增大轻微减小,钻压大于120 kN后,管柱会发生正弦屈曲;井口扭矩随井深增加而升高,井口扭矩范围为0~5.50 kN·m,扭矩从井口传递到井底呈阶梯式分三阶段减小,井底扭矩为0.12 kN·m,能传递到钻头处的扭矩较小,扭矩传递的随钻压的增大而减小,随泥浆密度的增大会轻微减小,建议适当减小钻压和泥浆密度来增大井底扭矩。
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