川深1井非常規(guī)系列尾管懸掛器應用分析

張新亮，祁正玉，王曉強，侯越全

(中國石化石油工程技術研究院 德州大陸架石油工程技術有限公司，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)構造復雜、長裸眼、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構，井深結構參數(shù)如表1。針對復雜的井下條件和特殊的井身結構，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保障[1]。

表1 川深1井井身結構參數(shù)

1 主要技術難點

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，需改進坐掛單元結構,以達到高承載目的。

1.2 封固段長

三開封固段長2 908.44 m，四開封固段長1 536.78 m，裸眼段長且地質(zhì)條件復雜，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，個別型號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，進而導致漏失。因此，急需改變懸掛器坐掛單元結構，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186 ℃，對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個氣層，且氣層顯示活躍。裸眼段氣層最大壓力達142 MPa，氣層壓力梯度達1.88 MPa/100 m。鉆遇氣層為碳酸鹽巖儲層，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、五開的尾管固井對懸掛器整體耐壓級別、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 鉆具結構復雜

超深井的實施，帶來了鉆具結構的復雜，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)鉆桿膠塞對復合鉆具適應性較差，需重新設計鉆桿膠塞，以保障通過能力及較好的密封能力。

2 關鍵技術分析

2.1 內(nèi)嵌卡瓦結構

針對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，充分應用卡瓦與錐套側面承載技術，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。具體結構為2套錐體×6片卡瓦，共雙排12片卡瓦結構。經(jīng)測試，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。卡瓦側面坐掛機構的結構如圖1。常規(guī)坐掛與內(nèi)嵌卡瓦坐掛截面對比如圖2。

2.2 抗高溫密封組件

針對井底溫度高達186 ℃，且高含硫化氫、二氧化碳等酸性氣體，應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)測試，五開139.7 mm尾管懸掛器抗溫達200 ℃。常用橡膠材料性能如表2。

圖1 卡瓦側面坐掛機構

圖2 尾管懸掛器截面對比

表2 常用橡膠材料性能對比

2.3 整體氣密封和頂部封隔器

針對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，內(nèi)部所有連接全部采用氣密封螺紋，液缸等薄弱點采用新型密封形式。經(jīng)測試，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，同時提高管串整體抗壓級別。工具結構如圖3。

圖3 整體氣密封封隔式尾管懸掛器結構

2.4 復合鉆桿膠塞

針對五開復合送入鉆具，全新設計鉆桿膠塞，皮碗組合為?70 mm+?90 mm+?90 mm+?117 mm+?136 mm+?136 mm。為驗證膠塞通過性和密封性，刮壁時進行試驗，經(jīng)測試，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。復合鉆桿膠塞試驗前后照片如圖4～5。

圖4 復合鉆桿膠塞

圖5 井內(nèi)試驗后膠塞情況

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 關鍵施工工藝

3.1 半坐半掛工藝

針對三開?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險。該固井工藝既能保證尾管坐掛成功，又不影響整個尾管固井施工[3]，已在塔河油田、順北油田、元壩氣田等區(qū)塊的個別井應用，效果良好。

3.2 防氣竄壓穩(wěn)工藝

針對四開、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，固井結束后，將頂部封隔器坐封，阻斷氣體上竄通道。同時，考慮固井后水泥漿凝固過程的失重作用對環(huán)空液柱壓力的影響，采用“預應力”固井工藝，替漿預留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，以補償水泥漿失重損失的液柱壓力。

3.3 套管居中工藝

針對四開長裸眼、五開小間隙導致套管居中度難以保證的問題，同時為匹配薄接箍套管，全新設計了?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，強度高，無起動力，易于套管下入，復位力高于API標準要求2倍以上；整體沖壓式剛性扶正器軸向抗壓能力達1 000 kN，側向抗壓能力150～200 kN。合理設計安裝位置，根據(jù)軟件模擬，居中度達90%以上，扶正器結構如圖6～7。

圖6 整體彈性扶正器

圖7 沖壓式剛性扶正器

4 應用效果

4.1 三開尾管固井

管串結構自下而上為?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；累計正轉27圈，丟手成功。固井施工順利。三開尾管固井聲幅測井質(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)量聲幅測井數(shù)據(jù)如表4。

4.2 四開尾管固井

管串結構自下而上為?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；累計正轉29圈，丟手成功。頂部封隔配合預應力固井：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)量聲幅測井數(shù)據(jù)如表5。

表5 四開固井質(zhì)量聲幅測井解釋結果

4.3 五開尾管固井

管串結構自下而上為?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；累計正轉30圈，丟手成功。頂部封隔配合預應力固井：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)量聲幅測井數(shù)據(jù)如表6。

表6 五開固井質(zhì)量聲幅測井解釋結果

小結：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計要求，圓滿完成尾管固井作業(yè)，固井質(zhì)量優(yōu)良。

5 結論

1)研發(fā)的非常規(guī)系列尾管懸掛器，結合針對性的施工工藝，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)嵌卡瓦結構較常規(guī)坐掛結構在重載、大過流方面優(yōu)勢明顯；半坐半掛工藝具有易操作、低風險的優(yōu)點，是對超長、超重尾管固井技術的有效補充；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井儲層位置較深，含有多個氣層，并且對于氣層的溫度、運移模式等了解較少。建議針對此情況展開頂部封隔器密封效果的科研攻關[4-15]，進一步提高密封能力。

4)隨著勘探開發(fā)向超深、致密儲層邁進，對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，以期消除管串薄弱點。