川深1井非常規(guī)系列尾管懸掛器應(yīng)用分析

張新亮，祁正玉，王曉強(qiáng)，侯越全

(中國石化石油工程技術(shù)研究院 德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東 德州 253000)

川深1井的完鉆井深為8 420 m，垂深8 418.56 m，曾為亞洲第1垂深井。該井是陸相和海相多層系疊合的超深井，具有超高溫、超高壓、高含硫特征，又具有地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、長(zhǎng)裸眼、掉塊多、小間隙、漏失等不利因素。因此，該井采用了非常規(guī)鉆頭和非常規(guī)套管系列的五開井身結(jié)構(gòu)，井深結(jié)構(gòu)參數(shù)如表1。針對(duì)復(fù)雜的井下條件和特殊的井身結(jié)構(gòu)，研發(fā)了非常規(guī)系列尾管懸掛器，確保了該井尾管固井的成功，也為該井順利完井提供了技術(shù)保障[1]。

表1 川深1井井身結(jié)構(gòu)參數(shù)

1 主要技術(shù)難點(diǎn)

1.1 尾管重

三開懸掛?273.1 mm+?279.4 mm尾管,浮重2 648.9 kN；四開懸掛?193.7 mm+?206.4 mm尾管，浮重901.6 kN，需防止坐掛時(shí)卡瓦打滑或漲破上層套管。常規(guī)坐掛單元的承載能力有限，需改進(jìn)坐掛單元結(jié)構(gòu),以達(dá)到高承載目的。

1.2 封固段長(zhǎng)

三開封固段長(zhǎng)2 908.44 m，四開封固段長(zhǎng)1 536.78 m，裸眼段長(zhǎng)且地質(zhì)條件復(fù)雜，掉塊多、間隙小、易漏失。常規(guī)懸掛器坐掛后過流面積急劇減小，個(gè)別型號(hào)懸掛器坐掛后過流面積減少50%以上，極易在懸掛器位置產(chǎn)生憋堵，進(jìn)而導(dǎo)致漏失。因此，急需改變懸掛器坐掛單元結(jié)構(gòu)，以增大坐掛后的過流面積。

1.3 井溫高

地溫梯度為2.0 ℃/100 m，三開井底靜止溫度154 ℃，四開井底靜止溫度178 ℃，五開井底靜止溫度高達(dá)186 ℃，對(duì)尾管懸掛器及附件的密封元件的抗高溫性能要求極高。

1.4 高壓

四開鉆遇14個(gè)氣層，且氣層顯示活躍。裸眼段氣層最大壓力達(dá)142 MPa，氣層壓力梯度達(dá)1.88 MPa/100 m。鉆遇氣層為碳酸鹽巖儲(chǔ)層，屬裂縫和溶洞發(fā)育，環(huán)空中存在氣液質(zhì)量交換作用，靜液柱壓力難以有效壓穩(wěn)氣層[2]。計(jì)算其潛氣竄因子GFR為10.8，屬于固井后環(huán)空氣竄高危井。五開鉆遇6個(gè)氣層，其中8 151～8 173 m氣層離四開套管鞋近，控制距離短，防氣竄及層間有效封隔困難。因此，四開、五開的尾管固井對(duì)懸掛器整體耐壓級(jí)別、固井后迅速及有效封隔環(huán)空的能力有較高要求，普通懸掛器難以滿足。

1.5 鉆具結(jié)構(gòu)復(fù)雜

超深井的實(shí)施，帶來了鉆具結(jié)構(gòu)的復(fù)雜，通常還需加多種變扣。以五開送入鉆具為例，送入鉆具規(guī)格為?149.2 mm+?101.6 mm 2種，水泥頭規(guī)格為?139.7 mm，懸掛器的提升短節(jié)規(guī)格為?88.9 mm，需配備?139.7 mm×149.2 mm變徑接頭、149.2 mm×?101.6 mm變徑接頭及?101.6 mm×?88.9 mm 3種變徑接頭，?149.2 mm鉆具內(nèi)徑為123.8 mm，接頭內(nèi)徑為95 mm；?101.6 mm鉆具內(nèi)徑為82.3 mm，接頭內(nèi)徑為71.4 mm；?139.7 mm×149.2 mm變徑接頭內(nèi)徑為88 mm，149.2 mm×?101.6 mm變徑接頭內(nèi)徑70 mm；?101.6 mm×?88.9 mm變徑接頭內(nèi)徑為57 mm。常規(guī)鉆桿膠塞對(duì)復(fù)合鉆具適應(yīng)性較差，需重新設(shè)計(jì)鉆桿膠塞，以保障通過能力及較好的密封能力。

2 關(guān)鍵技術(shù)分析

2.1 內(nèi)嵌卡瓦結(jié)構(gòu)

針對(duì)三開和四開懸掛尾管載荷大、坐掛后過流面積小的問題，坐掛單元采用內(nèi)嵌卡瓦技術(shù)，充分應(yīng)用卡瓦與錐套側(cè)面承載技術(shù)，提高懸掛器的承載能力；通過增加內(nèi)過流通道的方式，增大懸掛器坐掛后的過流面積，解決重載、過流面積小問題。具體結(jié)構(gòu)為2套錐體×6片卡瓦，共雙排12片卡瓦結(jié)構(gòu)。經(jīng)測(cè)試，承載能力較常規(guī)懸掛器提高50%，坐掛后過流面積提高30%以上。卡瓦側(cè)面坐掛機(jī)構(gòu)的結(jié)構(gòu)如圖1。常規(guī)坐掛與內(nèi)嵌卡瓦坐掛截面對(duì)比如圖2。

2.2 抗高溫密封組件

針對(duì)井底溫度高達(dá)186 ℃，且高含硫化氫、二氧化碳等酸性氣體，應(yīng)考慮密封材料耐腐蝕性，故優(yōu)選氟橡膠作為密封圈、封隔膠筒的密封組件材料。經(jīng)測(cè)試，五開139.7 mm尾管懸掛器抗溫達(dá)200 ℃。常用橡膠材料性能如表2。

圖1 卡瓦側(cè)面坐掛機(jī)構(gòu)

圖2 尾管懸掛器截面對(duì)比

表2 常用橡膠材料性能對(duì)比

2.3 整體氣密封和頂部封隔器

針對(duì)該井存在多套壓力體系，油氣層多且活躍，為滿足固井施工和完井生產(chǎn)的要求，防止油氣水竄，四開和五開采用整體氣密封封隔式尾管懸掛器。本體采用整體氣密封技術(shù)，內(nèi)部所有連接全部采用氣密封螺紋，液缸等薄弱點(diǎn)采用新型密封形式。經(jīng)測(cè)試，整體密封壓力70 MPa以上，頂部封隔器的封隔壓力70 MPa，輔助水泥環(huán)能提高環(huán)空封隔效果，同時(shí)提高管串整體抗壓級(jí)別。工具結(jié)構(gòu)如圖3。

圖3 整體氣密封封隔式尾管懸掛器結(jié)構(gòu)

2.4 復(fù)合鉆桿膠塞

針對(duì)五開復(fù)合送入鉆具，全新設(shè)計(jì)鉆桿膠塞，皮碗組合為?70 mm+?90 mm+?90 mm+?117 mm+?136 mm+?136 mm。為驗(yàn)證膠塞通過性和密封性，刮壁時(shí)進(jìn)行試驗(yàn)，經(jīng)測(cè)試，通過后膠塞皮碗褶皺完整且無破壞，膠塞整體通過性能良好，密封性能良好。復(fù)合鉆桿膠塞試驗(yàn)前后照片如圖4～5。

圖4 復(fù)合鉆桿膠塞

圖5 井內(nèi)試驗(yàn)后膠塞情況

2.5 尾管懸掛器主要性能參數(shù)

各開次尾管懸掛器主要性能參數(shù)如表3。

表3 尾管懸掛器主要性能參數(shù)

3 關(guān)鍵施工工藝

3.1 半坐半掛工藝

針對(duì)三開?365.1 mm×?273.1 mm尾管懸掛器懸掛載荷超2 000 kN的問題，采用“半坐半掛”的固井工藝，有效避免高載荷懸掛使得上層套管變形或破裂的風(fēng)險(xiǎn)。該固井工藝既能保證尾管坐掛成功，又不影響整個(gè)尾管固井施工[3]，已在塔河油田、順北油田、元壩氣田等區(qū)塊的個(gè)別井應(yīng)用，效果良好。

3.2 防氣竄壓穩(wěn)工藝

針對(duì)四開、五開高壓氣層活躍的問題，使用帶頂部封隔器的尾管懸掛器，固井結(jié)束后，將頂部封隔器坐封，阻斷氣體上竄通道。同時(shí)，考慮固井后水泥漿凝固過程的失重作用對(duì)環(huán)空液柱壓力的影響，采用“預(yù)應(yīng)力”固井工藝，替漿預(yù)留2 m3替液不碰壓，坐封封隔器后，從井口向環(huán)空加壓5 MPa候凝，以補(bǔ)償水泥漿失重?fù)p失的液柱壓力。

3.3 套管居中工藝

針對(duì)四開長(zhǎng)裸眼、五開小間隙導(dǎo)致套管居中度難以保證的問題，同時(shí)為匹配薄接箍套管，全新設(shè)計(jì)了?193.7 mm×?241.3 mm的整體彈性扶正器和?139.7 mm×?165.1 mm整體沖壓式剛性扶正器。整體彈性扶正器無焊點(diǎn)，強(qiáng)度高，無起動(dòng)力，易于套管下入，復(fù)位力高于API標(biāo)準(zhǔn)要求2倍以上；整體沖壓式剛性扶正器軸向抗壓能力達(dá)1 000 kN，側(cè)向抗壓能力150～200 kN。合理設(shè)計(jì)安裝位置，根據(jù)軟件模擬，居中度達(dá)90%以上，扶正器結(jié)構(gòu)如圖6～7。

圖6 整體彈性扶正器

圖7 沖壓式剛性扶正器

4 應(yīng)用效果

4.1 三開尾管固井

管串結(jié)構(gòu)自下而上為?273.1 mm浮鞋+2根套管+?273.1 mm浮箍(1#)+2根套管+?273.1 mm浮箍(2#)+3根套管+?273.1 mm球座+?273.1 mm套管串+?279.4 mm套管串+?273.1 mm防硫內(nèi)嵌尾管懸掛器+?149.2 mm送入鉆具。針對(duì)尾管懸掛重載問題，采用半坐半掛工藝，管串總懸重3 547.6 kN，尾管懸重1 979.6 kN，坐底重力529.2 kN，懸掛尾管重力1 450.4 kN，憋壓13.8 MPa，坐掛成功；累計(jì)正轉(zhuǎn)27圈，丟手成功。固井施工順利。三開尾管固井聲幅測(cè)井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為32.81%；良好率為58.47%；合格率為7.27%；不合格率為1.45%。三開固井質(zhì)量聲幅測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)如表4。

4.2 四開尾管固井

管串結(jié)構(gòu)自下而上為?206.4 mm浮鞋+2根套管+?206.4 mm浮箍(1#)+2根套管+?206.4 mm浮箍(2#)+2根套管+?206.4 mm球座+?206.4 mm套管串+?193.7 mm套管串+?206.4 mm防硫內(nèi)嵌封隔尾管懸掛器+?127 mm送放鉆具×?149.2 mm送入鉆具。管串總懸重3 204.6 kN，懸掛尾管重力901.6 kN，憋壓12.5 MPa，坐掛成功；累計(jì)正轉(zhuǎn)29圈，丟手成功。頂部封隔配合預(yù)應(yīng)力固井：替漿后期留2 m3不碰壓，下壓500 kN力坐封封隔器。正向憋壓5 MPa，穩(wěn)壓3 min，壓降0 MPa，封隔器密封良好，起鉆15柱循環(huán)出固井液后憋壓5 MPa侯凝。四開尾管固井聲幅測(cè)井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為47%；良好率為32.36%；不合格率為20.64%。四開固井質(zhì)量聲幅測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)如表5。

表5 四開固井質(zhì)量聲幅測(cè)井解釋結(jié)果

4.3 五開尾管固井

管串結(jié)構(gòu)自下而上為?139.7 mm浮鞋+2根套管+?139.7 mm浮箍(1#)+1根套管+?139.7 mm浮箍(2#)+1根套管+?139.7 mm球座+?139.7 mm套管串+?139.7 mm防硫內(nèi)嵌封隔尾管懸掛器+?101.6 mm送放鉆具×?149.2 mm送入鉆具。管串總懸重2 783.2 kN，懸掛尾管重力176.2 kN，憋壓13 MPa，坐掛成功；累計(jì)正轉(zhuǎn)30圈，丟手成功。頂部封隔配合預(yù)應(yīng)力固井：替漿后期留2 m3不碰壓，下壓載荷400 kN，坐封封隔器。正向憋壓8 MPa，穩(wěn)壓3 min，壓降0 MPa，封隔器密封良好。起鉆15柱，循環(huán)出固井液后憋壓5 MPa侯凝。五開尾管固井聲幅測(cè)井質(zhì)量：優(yōu)質(zhì)率為52.43%；良好率為34.69%；合格率為12.88%。五開固井質(zhì)量聲幅測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)如表6。

表6 五開固井質(zhì)量聲幅測(cè)井解釋結(jié)果

小結(jié)：三層尾管安全下入，懸掛器坐掛、丟手、碰壓、坐封封隔器等均符合設(shè)計(jì)要求，圓滿完成尾管固井作業(yè)，固井質(zhì)量?jī)?yōu)良。

5 結(jié)論

1)研發(fā)的非常規(guī)系列尾管懸掛器，結(jié)合針對(duì)性的施工工藝，滿足西南地區(qū)超深、超高溫、超高壓、高含硫井的固井需求。

2)內(nèi)嵌卡瓦結(jié)構(gòu)較常規(guī)坐掛結(jié)構(gòu)在重載、大過流方面優(yōu)勢(shì)明顯；半坐半掛工藝具有易操作、低風(fēng)險(xiǎn)的優(yōu)點(diǎn)，是對(duì)超長(zhǎng)、超重尾管固井技術(shù)的有效補(bǔ)充；整體氣密封懸掛器配合頂部封隔器是解決環(huán)空油氣水竄的有效辦法。

3)川深1井儲(chǔ)層位置較深，含有多個(gè)氣層，并且對(duì)于氣層的溫度、運(yùn)移模式等了解較少。建議針對(duì)此情況展開頂部封隔器密封效果的科研攻關(guān)[4-15]，進(jìn)一步提高密封能力。

4)隨著勘探開發(fā)向超深、致密儲(chǔ)層邁進(jìn)，對(duì)固井工具的耐壓要求越來越高，現(xiàn)有懸掛器整體密封能力有限。建議開展新型超高壓懸掛器的科研攻關(guān)，以期消除管串薄弱點(diǎn)。