長慶油管故障致密氣水平井帶壓修井技術研究*

王思凡 張安康 胡東鋒

(1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室3.中國石油長慶油田分公司千口氣井評價挖潛工程項目組4.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院)

王思凡,張安康,胡東鋒.長慶油管故障致密氣水平井帶壓修井技術研究.石油機械,2022,50(11):23-29.

0 引言

近年來,長慶油田開發的無阻流量上百萬立方米的高產致密氣水平井數量不斷增加,成為長慶非常規油氣穩產上產的主力之一。然而由于長慶致密氣水平井采用井下節流生產技術進行低成本開采,針對井口壓力在20 MPa以上、配產在8×104m3/d以上的致密氣水平井,其井下節流器易失效,導致生產管柱故障而氣井關停,后續需要更換井下節流器。在更換井下節流器時出現了部分節流器打撈失敗或投放新的節流器之后依然節流失效的情況,不得不通過起管柱修井來處理[1-3]。致密氣藏易因壓井作業導致老層漏失、儲層傷害、排液困難等問題,所以帶壓作業成為首要選擇[4-5]。然而部分氣井壓力高達20 MPa,在不放套壓的要求下,給氣井帶壓處理管柱故障帶來了很大挑戰[6],常因技術探索不足、工具可靠性差、認識不到位及突發復雜工況而導致帶壓作業失敗,甚至造成安全風險[7-10]。為此,筆者通過對長慶(20±4)MPa致密氣水平井的生產管柱故障進行分析,充分評估(20±4)MPa致密氣水平井帶壓修井存在的管柱穿孔、堵塞等多項技術難點,提出了對應的技術措施。通過現場試驗及應用,排除了10余口(20±4)MPa致密氣水平井生產管柱的故障難題,作業成功率100%。該技術的成功應用標志著長慶氣田油管堵塞+穿孔致密氣水平井帶壓修井關鍵工藝技術已形成。

1 管柱故障分析

目前存在管柱故障的致密氣水平井均為上古水平井,不含H2S,其采用?114.30 mm氣層套管進行固井,而后采用橋塞進行高砂比、大砂量、大排量分段壓裂[11-13]。橋塞主要為全可溶橋塞,壓裂后帶壓下生產管柱至水平段以上。生產管柱結構自上而下為:油管掛+?60.3 mm(N80 EUE)油管+預置式節流器工作筒+1根?60.3 mm(N80 EUE)油管+可溶式堵塞器+喇叭口。致密氣水平井井身結構如圖1所示。

圖1 致密氣井水平井井身結構Fig.1 Wellbore structure of tight gas horizontal well

無阻流量上百萬立方米的致密氣水平井采用投放井下卡瓦式節流器進行節流生產,其投放深度一般位于1 500～1 800 m,配產(8～10)×104m3/d。?60.3 mm油管卡瓦式節流器主要由打撈頸、上卡瓦座、卡瓦、節流中心管、下卡瓦座、膠筒、防砂機構和引鞋組成,結構如圖2所示。一般通過鋼絲作業進行卡瓦坐封及丟手,迫使膠筒壓縮膨脹,實現密封節流器本體與油管環空,使氣流只能從防砂機構進入,通過節流中心管到達節流器上部,達到節流、降壓生產的目的。實踐發現多口致密氣水平井節流失效前的有效生產周期均不超過1 a。失效主要是壓裂砂沖蝕導致,后更換節流器時,出現多口井節流器打撈失敗,甚至部分井節流器從上卡瓦座和下卡瓦座之間被撈斷(見圖2),導致徹底無法打撈的情況;還有部分水平井節流器成功打撈后重新投放新的節流器依然出現節流失效的現象。在排除新投節流器失效的前提下,考慮可能存在油管穿孔的問題,均需要起出生產管柱進行處理。壓井起管柱之后發現,致密氣水平井油管穿孔、斷裂位置均在節流器以上60 m范圍內,分析認為是節流后的高速攜砂氣流沖蝕導致。

圖2 ?60.3 mm油管卡瓦式節流器結構示意圖Fig.2 Schematic structure of slip throttle for?60.3 mm tubing

2 技術難點

2.1 油管柱內封堵失效

致密氣水平井帶壓修井過程中,在井口壓力20 MPa以上時,由于部分?60.3 mm油管內封堵橋塞本身的坐封可靠性問題,容易在起管柱過程中坐封失效,嚴重的甚至直接飛出井口造成安全事故。這主要是部分橋塞卡瓦坐封后,油管柱不斷撞擊套管過程中出現松動引起的,這在氣井帶壓修井中必須杜絕。

2.2 油管穿孔

井口壓力20 MPa以上的致密氣水平井如果出現油管穿孔,會對帶壓投放油管橋塞進行油管內封堵提出更高的要求。因為穿孔致密氣水平井數量較少,無必要在每口井投油管橋塞前進行穿孔檢測;如果投放油管橋塞在油管穿孔以下,那么油壓無法泄至0,這時首先需要排除油管橋塞本身的坐封可靠性,這一點通常比較困難。可根據油管橋塞的種類和型號,采用重復坐封或投放多個油管橋塞來排除內封堵失效,也可直接通過測井手段進行油管穿孔檢測及位置判斷。

2.3 多根油管帶壓倒扣

致密氣水平井帶壓修井的目的是取出節流器和穿孔油管,以排除生產管柱故障。理想情況下,之前投放的油管內封堵橋塞正好與節流器位于同一根油管中,那么用卡瓦防噴器固定懸掛井內管柱,然后從操作臺帶壓倒扣1根油管,這在做好油管防頂的前提下是安全可控的。然而失效節流器更多是卡在上下油管之間的接箍上,而投放的油管橋塞只能位于上部油管中,此時就需要同時倒扣2根油管。如果再加上油管穿孔位于油管橋塞之上,那么穿孔位置之上必然還需要投放新的油管橋塞,可能需要同時帶壓倒扣3根油管柱來排除橋塞、穿孔油管和節流器。多根油管帶壓倒扣存在不確定性,正常情況下難以判斷從哪個位置倒開,易發生安全事故。

2.4 帶壓對扣

當帶壓倒扣導出含內封堵橋塞和失效節流器的油管后,井內剩余油管柱未內封堵,需要從操作臺下入帶有內封堵的油管進行帶壓對扣。然而在井口壓力高達20 MPa以上時,如何在不傷接箍螺紋的情況下進行帶壓對扣,這一項技術操作要求較高。

3 帶壓關鍵技術

3.1 帶壓作業裝置優化

帶壓修井起下管柱排除油管故障比常規帶壓下完井管柱工藝更為復雜,與之配套的帶壓作業裝置也有更高的要求[14-16]。因此推薦帶壓作業裝置的防噴器組合從下至上為:卡瓦防噴器+半封防噴器+井口穩定器+試壓四通+剪切防噴器+半封防噴器+全封防噴器+工作半封防噴器+工作半封防噴器+環形防噴器(見圖3),并在舉升機的通孔中加裝管柱防彎曲支撐導向裝置。這種配置主要有以下優點:

圖3 帶壓修井裝置安裝示意Fig.3 Installation diagram of snubbing unit

(1)滿足防噴器組內的帶壓作業腔進行帶壓倒扣、帶壓對扣的技術需要。進行防噴器組內帶壓倒扣,首先需要確定倒開的上部油管中含有油管內封堵工具(橋塞),然后采用卡瓦防噴器固定井內管柱,之后從操作臺進行倒扣。倒扣前需要確定預倒開的接箍位于全封防噴器與卡瓦防噴器之間,倒開后將上部油管上提至全封以上,并將全封以上的壓力卸掉,正常取出油管即可。

當帶壓倒扣導出故障油管后,下一步需要進行防噴器組內帶壓對扣,與井內管柱進行連接。此時首先需要采用全通徑的旋塞閥連接油管上端,然后將油管下入帶壓作業腔室內進行帶壓對扣。對扣前需要確保井內管柱的上接箍居中,通?？梢酝ㄟ^調整全封下面緊鄰的半封閘板來保證,也可采用對扣器罩住井內管柱上接箍進行居中對扣,后續導出對扣器即可。

(2)設置的卡瓦防噴器緊鄰井口油管四通,可在生產管柱遇卡情況下,上提出油管懸掛器后采用卡瓦防噴器抱住管柱進行懸吊解卡。

(3)緊鄰卡瓦防噴器上部設置有半封防噴器。當起下管柱過程中出現上部防噴器存在密封失效漏氣時,在管柱內投有內封堵工具的條件下,可以直接關閉此半封防噴器,控制油管與帶壓作業腔室環空,無需將油管懸掛器連接旋塞閥回坐到油管掛中,避免作業復雜。

(4)按照不放套壓的作業要求,除了需要采用工作防噴器進行帶壓導接箍以外,加裝的管柱防彎曲支撐導向裝置,能夠防止輕管柱情況下油管過度彎曲造成安全風險。

3.2 關鍵工藝

3.2.1 節流器失效

致密氣水平井帶壓起下管柱處理節流器造成油管故障的主要施工工藝如下。

步驟1:通過鋼絲作業進行通油管,并探失效節流器的位置,然后投放可撈式油管橋塞于節流器上方,通過油管放壓對橋塞坐封進行驗封,逐級放壓至0,油管壓力不回升,說明坐封有效。

步驟2:拆卸采氣樹,將全通徑旋塞閥安裝于油管懸掛器之上,然后安裝帶壓作業裝置(見圖3),并進行壓井、放噴等地面流程連接,同時進行帶壓裝置及管匯試壓,之后下入試提短節進行管柱試提,試提解卡后,帶壓導出油管懸掛器。

步驟3:帶壓采用環形和工作防噴器倒換油管接箍,起出橋塞以上的油管柱,然后在防噴器組內帶壓倒扣起出含橋塞和節流器的油管,之后采用上端裝有全通徑旋塞閥或平板閥的油管與井內管柱進行帶壓對扣。

步驟4:采用鋼絲作業通油管,探井內管柱是否有其他遇阻物。如果還存在另一個節流器或者檢查起出的節流器已散架,有膠筒、卡瓦等落物下落,則繼續投可撈式橋塞于下部節流器之上,然后帶壓起出橋塞以上的油管柱,再進行帶壓倒扣導出含橋塞和節流器的油管。如果節流器下落至預制節流器工作筒,則無需再次帶壓倒扣,直接將尾管起至全封以上,之后關閉全封,并泄壓,起出尾管即可。

步驟5:帶壓下入帶有堵塞器的完井管柱,導入油管掛,換裝采氣井口并試壓,貫通堵塞器,完井。3.2.2節流器失效和油管穿孔

高產致密氣水平井生產管柱穿孔難以預知,本文針對可能出現油管穿孔的失效節流器水平井,優化了帶壓作業工藝工序(見圖4)。

圖4 帶壓修井工藝優化Fig.4 Optimization of snubbing operation technology

(1)油管橋塞投放后進行驗封時,如果出現油放油壓回升,則首先對投放的橋塞進行坐封可靠性檢測。常規做法是在已投橋塞上部再投一個橋塞或更換橋塞再投一次,如果依然存在油壓回升,那么進行油管穿孔檢測;如果橋塞本身的坐封可靠性極高,那么可以直接進行油管穿孔檢測,并確定穿孔位置,后續再投橋塞于穿孔位置之上。確保油管內封堵可靠的情況下,正常安裝及試壓帶壓作業裝置及管線。

(2)試提管柱解卡后,帶壓起油管至最上部橋塞,然后將穿孔油管起至防噴器組帶壓腔內進行泄壓,之后倒扣起出含橋塞和有穿孔的油管。

(3)由于節流器上部可能存在2～3個橋塞,帶壓倒扣起節流器時,可能需要同時帶壓倒扣2～3根油管;則倒扣前,需要將含節流器油管下接箍作為預倒扣位置,起至操作臺制造扭矩弱點,之后再將預倒扣位置放回全封以下,采用卡瓦防噴器固定懸掛井內管柱,然后在防噴器組內進行帶壓倒扣。預倒扣接箍倒開后,上提至全封以上,泄壓起出含橋塞和節流器油管,后續正常操作即可。

3.3 管柱內堵塞工具推薦

3.3.1 可撈式油管橋塞

AVALON可撈式橋塞具有較高的坐封可靠性,打撈成功率高,推薦在?60.3 mm油管內使用?？蓳剖接凸軜蛉饕纱驌苼G手機構、卡瓦錨定機構和密封機構組成,具體包含內撈頸、外筒、固定銷釘、上卡瓦、下卡瓦、卡瓦座、限位槽、限位銷釘、剪切銷釘、密封膠筒和引鞋等(見圖5)。

圖5 AVALON可撈式橋塞結構示意圖Fig.5 Schematic structure of AVALON retrievable bridge plug

投堵作業時含送封工具在內主要由電控倉、液動倉、橋塞3部分組成。整體采用電控液的方式實現雙向卡瓦錨定和多個密封膠筒坐封,其較長的坐封時間和較大的坐封力確保雙向卡瓦牙均勻受力,緊緊咬住油管內壁,并保證多個膠筒壓縮膨脹緊緊擠貼在油管內壁上,能夠有效避免起管柱過程中,油管柱與套管頻繁碰撞造成的錨定松動和坐封失效風險。

3.3.2 破裂盤

破裂盤主要應用于下完井管柱時的油管內封堵作業,其結構簡單,主要由外接頭、密封、陶瓷和內接頭組成,如圖6所示。其外接頭一端朝下,內接頭朝上,凸面陶瓷向下的封堵壓力可以達到70 MPa,凹面封堵壓力遠小于此。因此正?？刹捎糜凸芗訅旱姆绞狡扑樘沾?也可采用鋼絲作業敲擊破碎內封堵的陶瓷。

圖6 破裂盤結構示意圖Fig.6 Schematic structure of rupture disc

4 現場試驗及應用

4.1 現場概況

采用帶壓修井技術在長慶油氣田10余口致密氣水平井進行了現場試驗及應用,氣井壓力主要分布在16～24 MPa之間,均成功排除了生產管柱故障,應用概況如表1所示。其中存在油管穿孔的3口井,具體通過油管橋塞坐封有效的可靠判斷,進行了油管穿孔檢測,確定了穿孔位置;之后再投橋塞于穿孔之上,并在防噴器組內進行了帶壓倒扣和帶壓對扣,成功起出穿孔油管及失效節流器?，F場試驗及應用結果表明,帶壓修井技術成熟、安全、可靠,施工時間7～13 d,比試驗初期有效縮短近20 d之多,大幅提高了(20±4)MPa致密氣水平井的帶壓作業效率。

表1 典型管柱故障致密氣水平井帶壓修井概況Table 1 Overview of snubbing operation for tight gas horizontal wells with typical string failures

4.2 典型井例

X1致密氣水平井生產時于井下1 599 m投放卡瓦式節流器進行生產。節流器失效后采用鋼絲作業,從上卡瓦座下端面拽斷節流器,導致節流器下半截落井?，F場帶壓施工時,套壓高達22.3 MPa,探節流器下半截位于2 110 m;于2 105 m處投放可撈式油管橋塞,帶壓倒油管接箍起至橋塞以上油管后,判斷橋塞和節流器下半截位于同一根油管;直接在防噴器組內進行帶壓倒扣,順利起出含橋塞和部分節流器油管。發現只有斷裂的卡瓦片和下卡瓦座,考慮到膠筒會膨脹和預置式節流器工作筒最小內徑為44 mm的因素,認為節流器膠筒與其他部件應落于預置節流器工作筒之上。因此進行帶壓對扣后繼續探落物位置,確定其落在預置式節流器工作筒之上;然后再次投放可撈式油管橋塞于落物位置上方,直接帶壓起出含橋塞和節流器落物的尾管,最后帶壓下帶破裂盤的完井管柱,貫通破裂盤完井。

X4氣井水平井帶壓修井時,其套壓高達21.4 MPa,鋼絲作業于1 590 m探到失效節流器位置,于節流器上部6 m處投放可撈式橋塞。油放泄壓時泄不掉,懷疑橋塞坐封失效,撈出后重新投放在原位置進行坐封。坐封后,油壓依然泄不掉,判斷橋塞坐封以上存在油管穿孔,于是進行油管穿孔檢測,分析穿孔在1 569.4 m處。之后繼續投放橋塞于穿孔位置之上5 m,帶壓起管柱于最上部橋塞位置之上,后將穿孔油管放置防噴器帶壓腔室內進行泄壓,再起至操作臺倒扣起出含橋塞油管與穿孔油管。之后正常帶壓起至含下部橋塞的油管之上,判斷節流器可能位于下部第2根與第3根油管之間的接箍內,因此先對第3根油管下接箍制造扭矩弱點,然后同時帶壓倒扣3根油管起出了節流器。后續進行帶壓對扣,采用鋼絲作業通井內管柱于804 m位置遇阻,打鉛印發現遇阻物疑似為撈斷的節流器下半截,又重新投放橋塞于遇阻物之上;帶壓起出橋塞以上管柱后,帶壓倒扣2根油管起出遇阻物,驗證遇阻物確定為節流器下半截;最后帶壓下帶破裂盤的完井管柱,貫通破裂盤完井。

5 結論及建議

(1)針對井口壓力在20 MPa以上的?60.3 mm生產管柱的致密氣水平井,選擇可靠的油管內封堵橋塞是帶壓修井成功的關鍵,可有效判斷油管是否存在穿孔,并避免作業復雜和橋塞失效甚至造成安全風險。

(2)防噴器組內帶壓倒扣、帶壓對扣是起出含橋塞、失效節流器或穿孔管柱的技術關鍵?，F場試驗結果表明:先在預倒扣位置制造扭矩弱點,再放回防噴器組內進行帶壓倒扣多根油管的技術,在井口壓力(20±4)MPa時安全可靠。

(3)帶壓修井工藝技術成功在10余口包含油管堵塞、穿孔的(20±4)MPa致密氣水平井進行了驗證。

(4)目前針對?60.3 mm油管,封堵壓力20 MPa以上的國產內封堵橋塞的問題坐封可靠性較差,建議研制對應的國產高性能可撈式油管橋塞。