8000m连续油管在超深含硫气井的应用与实践

[作者简介]蒲洪江（1964－），男，四川盐亭县人，高级工程师，中石化西南油气分公司元坝气田开发建设项目部钻完井部主任，现从事酸性气田管理及技术工作；E-mail：[e-mail]8000m连续油管在超深高含硫气井的应用与实践蒲洪江1伍强2杨永华2何进1（1.中国石化西南油气分公司元坝气田开发建设项目部.6374002.中国石化西南油气分公司工程技术研究院.618000）摘要：超深高含硫气井一旦发生井筒堵塞，由于作业深度、井筒尺寸以及硫化氢等复杂因素影响，处理极具挑战性。本文针对元坝气田YB29-1井作业井深6876m、油管柱最小内径57mm、硫化氢含量高达5.53%、井筒结构复杂等特殊复杂工况，优选了长度8000m、外径44.45mm变径抗硫连续油管作为作业管柱，并针对性设计了一把抓、左旋螺杆配合特殊磨铣铣锥、三瓣可退式捞矛等特殊工具，顺利完成了在内径φ61.98mm油管内打捞钢球、扩径、打捞球座芯子、钻磨球座托、补孔等作业，成功解除了该井井筒堵塞，创造了国内外连续油管作业井最深的纪录，为类似超深含硫小尺寸管柱内复杂事故处理借鉴与参考。关键词：超深井含硫气井连续油管井筒堵塞0、前言元坝气田是迄今世界上埋藏最深的酸性气田之一，气藏埋藏深度达到6800m，主体采用水平井/大斜度井开发，井筒斜深普遍超过7500m，投产油管主要为“Φ88.9×7.34mm+Φ88.9×6.45mm+Φ73×5.51mm”。国内外对超过6800m以上的含硫气井完井投产也只仅进行了有限实践，无相关经验借鉴[1]，由于井深，井眼尺寸小，一旦井底出现堵塞等复杂情况时处理手段极其有限。本文介绍的YB29-1井8000m连续油管作业成功完成了打捞、钻磨、射孔作业，创造了国内外作业井最深、井况最复杂纪录。1、井筒基本情况及问题（1）井筒基本情况YB29-1井井深7228.24m，井型为定向井，最大井斜角33.90，采用裸眼分段完井方式。原方案为采用钻杆送放裸眼分段工具（悬挂封隔器+投球滑套+分段封隔器+双压差滑套+隔绝球座）到位后，投球座封裸眼封隔器后丢手回插完井投产管柱；但因裸眼分段工具失效，仅打开投球滑套，将整个裸眼分段管柱作落鱼，组下投产管柱结构为（自上而下）：井下安全阀+循环滑套+永久式封隔器+球座+接球托（详细数据如表1、图1），为防止打掉的座封钢球及剪切球座芯子2落入裸眼段管柱内造成堵塞，其中接球托为管柱最下面一根筛管底部割缝后成三瓣合拢焊接而成。表1主要工具相关参数名称外径mm内径mm下深长度m井下安全阀147.5765.0886.8341.625循环滑套114.365.84990.3051.18永久式封隔器144.4575.36646.5113.035球座117576657.9480.95球座芯子57座封球34筛管7361.986668.498.628Φ660.4mm×502mΦ508mm×502mΦ444.5mm×3346mΦ341.6mm×3345mΦ314.1mm×5210mΦ273.1mm×5210mΦ214.3mm×6751mΦ193.7mm×(0-4862.88m)Φ177.8mm×(4862.88-6750m)井下安全阀86.934m回接筒4937.4m循环滑套4990.305m永久式封隔器6646.511m球座底界6657.948m球座托底界6668.49m悬挂封隔器顶界6686.59m投球滑套底界6876m裸眼封隔器6937.959m双压差滑套7105.875m隔绝球座7119.410mΦ149.2mm×7228.4m图1井内管柱结构示意图（2）井下复杂情况及解决思路该井组下完井管柱到位后注液氮诱喷，放喷2小时关井待酸化，但次日酸化作业时在90MPa下泵注不进液，通过连续油管分段探遇阻位置至接球托6668.49m无遇阻显示。分析认为，由于投球滑套循环孔位置与其球座距离0.1m，口袋短，前期液氮诱喷测试时地层返出岩屑堵塞滑套循环孔出气通道。为确保该井的顺利投产，需采用连续油管进入裸眼管柱内进行冲砂洗井作业，最大作业井深为投球3滑套球座深度6876m，同时考虑防止后期投产后再次发生类似管柱堵塞，需在投球滑套上部油管穿孔增加沉砂口袋及油气泄流通道。2、作业面临的难点1）本井作业前国内外没有任何一家公司具备作业深度达7000m以上的抗硫连续油管，且无高含硫超深气井相关业绩，连续油管需重新加工制造。2）要达到进入裸眼分段管柱进行冲砂、穿孔作业的目的，必须捞出投产管柱底部的永久封隔器坐封钢球、球座芯子（如图2），同时钻磨掉球座托（如图3）。图2坐封球座示意图图3球座托示意图①油管内径φ61.98mm，坐封球直径φ34mm，球座芯子外径φ57mm（内径φ25.4mm），作业井眼尺寸受限，加上球、球座芯子在球座托位置未固定可活动，打捞难度大。②由于封隔器坐封球座内径与球座芯子外径尺寸均为φ57mm，为便于球座芯子顺利捞出，需在打捞前对球座进行扩孔作业。序号尺寸mmA410.46B153.11C63.50D82.6E57.28F93.981G25.4H61.244③采用常规的正转方式进行球座扩孔和球座托钻磨作业，由于管柱振动和反扭矩的作用下，封隔器以下油管柱有退扣脱落的风险，对下步分段工具内的处理难度加大，甚至无法继续处理。④球座托为筛管底部割缝焊接而成，向下钻磨时可能弹性张开从而工具顺利通过，但上提时又弹性收缩挂卡，同时钻磨不均时大块铁屑也易掉入下部井筒。3）作业井深，连续油管内径小，循环排量低，循环摩阻高，井下返砂困难，同时井底温度1600C，对冲洗液抗温、降阻、携砂性能要求高。3、连续油管选择及针对性措施针对该井作业井深、工况复杂，研究形成了一套完整的超深含硫气井连续油管打捞钻磨修井工艺。（1）连续油管选型选择的连续油管额定工作压力70MPa，内容积8.71m3。通过对连续油管安全极限拉力、浮力、摩擦力、注液摩阻拉力、上顶力5项参数进行计算[2-3]，设计加工了长度8000m，外径φ44.45mm不同壁厚组合的变径连续油管（如表2）。通过计算，当连续油管下至6876m后，在开泵条件下达到最大拉力，值为20456.57kg，在极限拉力以内，满足抗拉要求（表3）。表2连续油管参数序号壁厚（mm）长度（m）安全抗拉强度（N）安全抗内压（MPa）13.40456424200080.6923.68579.1226020086.9033.96531.8827800093.1044.45822.96308200104.1454.83583.69331400111.7265.18470.92352700120.69表3连续油管受力分析表连续油管下入深度下入油管（未开泵）上提油管（未开泵）定点钻磨（开泵排量0.15m3/min）上提连续油管（开泵排量0.15m3/min）连续油管极限拉力（80%安全系数）6876m10130.61Kg17006.61Kg17018.57Kg20456.57Kg27025.48kg（2）冲洗液设计井底温度高达1600C，通过实内实验，设计冲洗液配方为：“清水+0.3%降阻剂+增稠剂+PH值调节剂+杀菌剂”，其在井温条件下，粘度保持在60mPa·s左右，同时具有良好的稳定性及携砂性能，降阻系数30-40%。5（3）打捞钻磨工具设计①钢球打捞工具如直接钻磨钢球，因球及球座芯处于活动状态，钻磨难度大；如采用强磁打捞，高温下磁性容易失效。因此，设计了四瓣一把抓打捞工具，工具外径Φ50mm、内径Φ35mm。②扩孔工具由于管柱最小内径球座位置为Φ57mm，打捞外径Φ57mm球座芯子前需对该处进行磨铣扩孔，设计扩孔工具为反扣锥形铣锥，外径Φ59mm。③球座芯打捞工具球座芯外径Φ57mm，长度63.5mm，由于球座芯与球座之间间隙很小，决定采用内捞方式，设计选择三瓣可退式内捞矛，设计最大外径Φ54mm，矛宽12mm×矛厚5mm×3片，4道排水槽：长10mm×2mm，加工实物如图4。图4三瓣可退式内捞矛实物图④球座托磨鞋工具球座托由筛管底部割缝焊接为锥形，需考虑焊接部位的弹性收缩挂卡工具，设计磨铣工具为Φ59mm锥形高效磨鞋。⑤左旋螺杆设计扩孔与钻磨球座托过程中，由于反作用力影响，因此，特设计左旋螺杆代替常规的正旋螺杆（参数见表4），螺杆直径φ54mm。同时，以上配套的所有工具全部设计为反扣。所有入井工具材质均设计抗硫，入井时均在工具上部加装Ф58mm扶正器，工具上下端面切450倒角，防止连续油管不居中与油管本体发生偏磨导致连续油管断裂。表4左旋螺杆参数设计排量l/S转速RPM输出扭矩N.M工作压降MPa输出功率KW钻压KN耐温℃1-2.8230-68085-1252.4-3.62-93-61606（4）穿孔方案连续油管冲洗至目的井深后，为防止再次堵塞井筒影响后期生产，设计采用连续油管带Φ51mm射孔枪进行穿孔。考虑储层显示、避开油管接箍、增加口袋，选择穿孔井段为6757-6760m、6845-6848m，射孔段底界距离投球滑套底界19m，孔相位60度，孔密8孔/米。为防止射孔后毛刺卡枪，射孔管柱设计带丢枪装置，一旦遇卡就丢枪，同时将丢枪推至投球滑套位置。4、现场实施及效果所有设计的井下打捞、钻磨工具均在地面进行了相关模拟试验，调试正常并成功后才入井进行相关作业。本井共经24次起下钻顺利完成了施工目的，简要工序叙述如下：（1）组下底带φ54mm冲洗喷头至井深6668.15m探得钢球位置，并进行循环冲洗。（2）组下底带φ54mm一把抓工具经过2趟起下钻成功捞获钢球。（3）组下φ60mm铣锥2次对球座扩孔效果不佳，后更改为φ59mm铣锥经过3次起下钻磨成功完成扩孔工作，为后续打捞球座芯子奠定了基础。（4）组下底带φ54.3mm捞矛至井深6668.45m一次性成功捞获球座芯子。（5）组下底带φ59mm铣锥探得球座芯托井深6668.49m并进行钻磨，多次上提下放钻磨球座芯托后下放管柱至井深6673m顺利通过，并加深探至投球滑套位置6876m，期间未发生遇阻。（6）分2趟组下φ51mm射孔枪成功穿孔，并顺利提出管柱。该井井筒堵塞解除后进行了1000m3大规模酸化改造，最高排量6.0m3/min，最高泵压57MPa，酸化后在油压39.8MPa情况下，获得天然气产量76.48×104m3/d。5、结论（1）针对本井超深、井眼小、高含硫、井筒条件复杂等特殊情况，设计加工的8000m抗硫连续油管、对应的打捞钻磨工具、配套的左旋螺杆成功解除了井筒堵塞，措施可行。（2）加工与井内相同尺寸的球及球座芯子，对设计加工的打捞及磨铣工具7在地面均进行了模拟实验，确保了后续井下实际作业时的成功。（3）首次提出并设计左旋螺杆代替正旋螺杆，同时入井工具均加工为反扣，有效防止了钻磨过程中下部油管（筛管）脱扣的风险。参考文献1．李宗田.连续油管技术手册[M].北京：石油工业出版社，2003.2．曹学军，周赟，傅伟等.连续油管带压作业技术在特殊复杂井况中的应用[J].天然气勘探与开发，2012（4）.3．王海涛，李相方.连续油管技术在井下作业中的应用现状及思考[J].石油钻采工艺.2008（6）.Applicationandpracticeof8000mcoiledtubinginultra-deepsourgaswellsPUHongjiang1WUQiang2YANGYonghua2HEJing1（1.YuanbaGasFieldDevelopmentandConstructionProjects，SouthwestOilandGasCompany，SINOPEC，Langzhong，Sichuan637400，China2.EngineeringTechnologyInstituteofSouthwestPetroleumBranch,SINPEC,Deyang618000,Sichuan,China）Abstract：Deephighsourgaswellintheeventofwellborepluggingischallengingt