超深井双封隔器解卡打捞技术研究与应用.pdf

勘探开发 146 2023年第11期塔河油田属于古生界裂缝、溶洞型油藏类型，井眼稳定，通常采取裸眼完井。但针对多产层和不同压力体系的奥陶系油层，完井过程中由于多采取酸压完井方式沟通缝洞体，通常选用套管封隔器+裸眼封隔器的特殊管柱结构分层卡封实现生产。但受井筒因素及酸化、压裂施工因素影响，在后期补孔改层、转抽过程中出现封隔器解封失效，轻则造成作业过程中生产管柱拔断或封隔器无法解封现象，增加作业难度，重则造成整个油井的报废（据统计20122019年作业的双封隔器管串一次解封成功率仅为15%）。1 双封隔器解封失效原因分析及打捞难点剖析1.1 裸眼封隔器解封失效主要影响因素塔河油田常用的套管封隔器类型，开发前期常用Y211、MCHR、PHP型，目前常用 Y241型，这种封隔器为压缩式，采用单向卡瓦固定，上提管柱解封，Y211采用下放管柱坐封，Y241采用打压坐封。Y211封隔器由胶筒、隔环、中心管、锥体、卡瓦、挡环、轨迹管等组成。Y241封隔器由胶筒、隔环、中心管、卡瓦等组成。出现解封失效主要原因有4个方面。（1）套管内液压或机械封隔器座封后由于后期生产油压高于套压，水力锚长时间锚定在高位高压环境下作用且易锈蚀不能有效回缩，张开的卡瓦卡在套管壁上，越拉越紧，无法解卡；（2）部分套管封隔器存在封隔器支撑卡瓦卡钻的情况（如PHP封隔器），坐封封隔器时，负荷太大，封隔器胶筒严重损坏；（3）解封机构锈蚀、结垢严重，上提时施加拉力未能有效剪断释放销钉导致解封失败；（4）由于井筒原因导致风化壳、固井水泥垮塌或套管封隔器以上压井液矿化物结晶沉淀造成埋卡。1.2 解封打捞难点分析（1）完井封隔器管柱完井管柱负荷普遍在80吨以上，纵向双封隔器都未解封时由于双重受力，增加解封负荷，导致解封难度大，成功率低。（2）管柱在完井时酸压受高压且生产周期长的油气井遭受硫化氢、二氧化碳腐蚀抗拉强度降低，最大提拉负荷无法有效预判，易发生井口处管柱断裂载荷突然释放造成事故，存在极大安全隐患。（3）双封隔器管柱完井结构一般为套管封隔器+裸眼封隔器+水力锚结构，利用大力上提、悬吊等措施无法解封情况下通过提拉法测卡点因其误差较大，封隔器之间距离短，也很难准确判断卡点位置。超深井双封隔器解卡打捞技术研究与应用尹立明中国石化西北油田分公司采油一厂 新疆 乌鲁木齐 830011 摘要：文章分析了塔河油田超深井双封隔器解封失效的原因及主要影响因素，找出解封打捞技术难点，提出了提高超深井双封隔器打捞成功率技术对策，通过提拉法和注磁法确定出卡点位置，优选出打捞工具，优化了打捞工艺及施工工序，配套应用了油管切割、钻磨铣配合打捞处理封隔器的方式，提高了打捞成功率。现场成功应用两口井，节约了打捞时间，降低了施工费用，实施后油井见到好的生产效果。关键词：超深油井 双封隔器 解卡打捞 工艺技术R e s e a r c h a n d a p p l i c a t i o n o f d o u b l e p a c k e r u n s t u c k f i s h i n g t e c h n o l o g y i n u l t r a-d e e p w e l lY i n L i mi n gSinopec Northwest Oil Field Branch Production Plant，Urumqi 830011Abstract：This paper analyzes the causes and main influencing factors of unsealing failure of double packers in ultra-deep Wells in Tahe Oilfield，finds out technical difficulties in unsealing and fishing，and puts forward technical countermeasures to improve the success rate of fishing of double packers in ultra-deep Wells.By means of lifting method and magnetic injection method，the sticking point is determined，fishing tools are selected，and fishing technology and construction process are optimized.The tubing cutting，drilling，milling and fishing treatment packer are used to improve the success rate of fishing.Two Wells were successfully used on site，saving fishing time and reducing construction costs，and good production results were achieved after implementation.Keywords：Ultra-deep well；Double packer；Unstuck fishing；Process technology 147 勘探开发2023年第11期（4）常规倒扣处理封隔器管柱的方式存在管柱倒散的可能性较大，且不易从卡点处倒开，后期套铣、打捞处理工作量大，周期长，费用较高。（5）裸眼封隔器遇卡位置在裸眼段，井壁不规则且漏失严重的井筒在套铣作业时不能有效建立循环，易发生卡钻，对套铣操作技术及压井液性能要求高。2 双封隔器打捞工艺技术研究封隔器常用解卡方法有活动解卡法、憋压解卡、悬吊解卡、震击解卡、套铣倒扣解卡等。对于超深井而言，由于管柱长，负荷重，作业难度大，施工工期长，费用高。落实井卡原因，制定合理的解卡打捞方案对超深井尤为重要。2.1 处理思路1）查井史：当双封隔器管柱结构在尝试上提无法正常解封情况时，对该井钻完井及历史生产资料进行分析，落实井筒是否完好，封隔器工作是否正常，封隔器上部是否存在泥浆沉淀等异物埋卡，为下步解卡方案制定提供依据。2）水力憋压、大力上提解封：若无异物则可采取水力憋压配合上提解封封隔器。3）油管切割或倒扣、套铣打捞：采取以上措施后若仍无法正常解封，则采取提拉法测卡或者注磁测卡后进行油管切割的方式处理。通常从双封隔器中间切割后先解封、处理套管封隔器再对裸眼封隔器打捞。爆炸切割法的优点是处理上部油管串所用时间短，成功率高，修井效率高，缺点是在爆炸切割后的鱼顶可能破裂不规则，对下一步的修井造成影响，也有可能多次切割形成几段鱼头，造成后期修井套铣倒扣打捞困难。若油管存在堵塞无法将切割弹送到卡点位置，则需油管倒扣后实施套铣打捞。倒扣打捞法的优点是每次倒扣后鱼头为规则鱼头，不影响下一次修井打捞作业，缺点是修井工期较长，倒出油管数量无法准确操作。2.2 卡点位置判断（1）提拉法测卡点的确定方法用计算公式初步确定卡点深度初步确定卡点深度见式1（1）式中：L初步确定卡点深度，m；L油管连续提升时的平均伸长，cm；P油管连续提升时的平均拉力差，Kn；K油管的伸长系数；E钢材弹性系数；F管体截面积，cm2。（2）注磁测卡：对于被卡管柱来说，在井口施加的旋转或提拉的外力只能传递到卡点以上，而不能传递到卡点以下。测卡仪是根据被卡管柱这一特点，通过测量井下管柱的拉伸或扭转位移来确定卡点的位置。在测卡仪的关键部件传感器的内部有磁钢及线圈，当提拉及旋转管柱时，由于传感器上下弹簧矛紧撑在管柱内壁上，于是使得传感器也随管柱的拉伸和旋转而伸长和扭转，由于电磁感应的因素，此时在传感器内部便产生瞬间感应电流，通过电缆传递到地面的仪表上，然后表上指针便随之左右摆动，由于卡点以上钻具可拉伸、旋转，这种现象便很明显，而卡点以下钻具因不能被拉伸、旋转，测卡表上便无此反应，根据指针反应幅度的变化，便可确定卡点位置。2.3 套铣打捞工艺（1）钻具组合设计（177mm套管为例）：遵循下得去，捞（抓）得住，起得出，有退路，不损坏鱼顶，不损坏套管，不增加新的落鱼原则，从以下6个方面设计打捞管柱。打捞震击管柱：打捞工具+安全接头+超级震击器+121mm鉆铤4根+加速器+73mm钻杆+89mm钻杆+方钻杆；套铣管柱：140mm铣鞋+140mm4根套铣筒+接头+73mm钻杆+89钻杆+方钻杆；打捞倒扣管柱：打捞工具+73mm钻杆+31/2钻杆+方钻杆；反 扣 套 铣 管 柱：1 4 0 m m 反 扣 铣 鞋+140mm4根反扣套铣筒+接头+73mm反扣钻杆+89mm反扣钻杆+方钻杆；反扣打捞管柱：反扣打捞工具+73mm反扣钻杆+89mm反扣钻杆+方钻杆 套 铣 打 捞 管 柱：1 4 0 m m 反 扣 铣 鞋+140mm1根反扣套铣筒（管内上部安装反扣打捞工具）+73mm反扣钻杆+89mm反扣钻杆+方钻杆。（2）打捞工具选择：鱼顶为母接箍时打捞即可选择正扣外捞工具也可选择内捞工具，但倒扣操作时易倒开上部钻具。外捞工具可选择卡瓦捞筒，母锥，内捞工具可选滑块捞矛、可退式打捞矛，根据鱼头位置捞矛接头可焊接扶正块或引鞋。以便找准鱼头顺利进入鱼腔。鱼顶距为公扣时，宜选择外捞工具，可选择115121mm或143146mm的卡瓦捞筒，母锥。落鱼存在埋卡，鱼顶为母接箍时，打捞即勘探开发 148 2023年第11期可选择反扣钻具配反扣外捞工具也可选择内捞工具。外捞工具可选择卡瓦捞筒、母锥，内捞工具可选倒扣捞矛和反扣滑块捞矛，根据鱼头位置捞矛接头可焊接防偏或扶偏块。以便找准鱼头顺利进入鱼腔。当落鱼埋卡较实，多根套铣容易造成卡钻时或套铣完后井壁仍然脱落，可选套铣打捞一体工具，套铣完成直接打捞。3 现场应用效果实例一：A1井为塔河A区奥陶系一口开发井，该井施工目的为解封双封隔器管柱，上返酸压一间房顶部30m。解封封隔器时最大逐级上提至120t（原悬重72t），期间配合反打憋压、悬吊36h等措施无效。该井存在两个方面难点。一是原井管柱为SH1X套管封隔器（双水力锚）+K341裸眼封隔器双封隔器管柱，且裸眼封隔器上部储层为90m泥质灰岩，酸压完井时存在垮塌堆积，导致解封困难、拔断油管等异常；二是经验法拉卡点无法准确判断，原井管串变扣多，倒开位置不定，需多次倒扣，且仍存在双封隔器打捞的情况，工期长，费用高无法预测。针对该井技术难点，采取了注磁测卡，明确卡点位置，实施油管切割，起出卡点以上管串，套铣打捞剩余封隔器管串的双封打捞思路。该井利用注磁测卡在套管封隔器上部和裸眼封隔器之间注磁，采用上下活动管柱测卡，2个部位均有消磁显示，结合对该井井筒分析，综合判断卡点在裸眼段，套管封隔器处于释放状态，决定从裸眼封隔器以上缩颈位置进行切割，成功起出上部套管封隔器管串。由于裸眼段套铣难度大，封隔器钢带更是难处理，套铣躺数至少在3趟以上。创新加工套铣可退捞筒工具，可退式卡瓦捞筒焊接合金套铣头，处理裸眼段坍塌岩屑后可直接打捞，一趟成功捞获全部落鱼。本次作业形成了复杂管串注磁测卡、定位切割技术确定卡点在以上技术和套铣打捞一体化技术成功实现双封隔器打捞，累计节约套铣3趟、打捞3趟，节约修井作业费72万元，节约材料费5.3万元（套铣头3只、卡瓦捞筒1只，磨鞋2只），提前18天投产，该井酸压建产后日产油65t，日产气4000m3，增产142.9万元，效果显著。实例二：B1井是西北油田B区块一口开发井，完井井深5556m，为103/4+75/8套管完井的井身结构，本次作业目的为解封封隔器（K341封隔器+SH1X套管封隔器，封隔器自带水力锚）、机抽完井。该井原井管柱60t，最大上提至110t配合套管震荡憋压、多次活动悬吊均未成功解封。该井完井管柱双水力锚结构，长期生产油套正压差存在水力锚未回缩、或封隔器（卡瓦不回缩、胶皮）等原因造成封隔器无法正常上提解封的风险；同时，该井钻井时漏速36m3/h，钻磨套铣处理封隔器卡钻风险较大。4 结束语塔河油田灰岩油藏超深井以裸眼完井为主，导致裸眼封隔器解封失效的主要有井筒和封隔器故障两方面原因。井筒方面主要是奥陶系风化壳剥落垮塌、套管鞋处水泥块剥落垮塌所致。另外，封隔器腐蚀及机械故障也是造成封隔器解卡失效的重要原因。超深井井下作业周期长，施工难度大，需准确落实卡点位置，制定针对性的解卡打捞措施。双封隔器管柱无法正常解封时首要任务就是利用测卡的方式确定卡点位置，精准切割或倒扣，简化后续处理方式，提高处理时效。针对双封隔器管柱的处理，采取先切割后套铣打捞一体化管柱可极大减少打捞处理封隔器工作量、提高作业时效，降低作业成本，效果显著。由于超深井打捞工艺难度大，施工周期长，措施费用高且成功率低，建议从源头抓起，钻井设计时优化完井管柱结构，研究使用防腐易解封封隔器，或配套使用丢手接头，简化处理方式，避免造成复杂打捞，提高解卡打捞处理效率。参考文献1陈伟平.油水井大修修复成功率影响因素及对策 J.化学工程与装备，2022(4):65-66.2蒋恩平.关于油田井下作业大修施工技术方案及实施要点的研究与分析 J.中国石油和化工标准与质量，2020(13):251-252.3翟昌金.井下作业油水井大修作业技术探讨 J.化工管理，2019(26):221-222.4 赵雅娟，马学超，吕洋.井下作业技术措施探讨 J.化工设计通讯.2019，45(1).作者简介尹立明（1989），男，汉族，新疆乌鲁木齐人，学历大学本科，工程师，主要从事井下作业管理工作。