8000m连续油管在超深含硫气井的应用与实践.docx

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.637400 2.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 147.57 65.08 86.834 1.625 循环滑套 114.3 65.8 4990.305 1.18 永久式封隔器 144.45 75.3 6646.511 3.035 球座 117 57 6657.948 0.95 球座芯子 57 座封球 34 筛管 73 61.98 6668.49 8.628 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）。 序号 尺寸mm A 410.46 B 153.11 C 63.50 D 82.6 E 57.28 F 93.981 G 25.4 H 61.24 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。 ③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160