8000m连续油管在超深含硫气井的应用与实践

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[作者简介] 蒲洪江（1964－），男，四川盐亭县人，高级工程师，中石化西南油气分公司元坝气田开发建
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
Φ660.4mm×502m
Φ508mm×502m
Φ444.5mm×3346m
Φ341.6mm×3345m
Φ314.1mm×5210m
Φ273.1mm×5210m
Φ214.3mm×6751m
Φ193.7mm×(0-4862.88m)
Φ177.8mm×(4862.88-6750m)
井下安全阀86.934m
回接筒4937.4m
循环滑套4990.305m
永久式封隔器6646.511m
球座底界6657.948m
球座托底界6668.49m
悬挂封隔器顶界6686.59m
投球滑套底界6876m
裸眼封隔器6937.959m
双压差滑套7105.875m
隔绝球座7119.410m
Φ149.2mm×7228.4m
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）。

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φ
25.4mm），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1600C，对冲洗液抗温、降阻、携砂性能要求高。

3、连续油管选择及针对性措施
针对该井作业井深、工况复杂，研究形成了一套完整的超深含硫气井连续油管打捞钻磨修井工艺。

（1）连续油管选型
选择的连续油管额定工作压力70MPa，内容积8.71m3。

通过对连续油管安全极限拉力、浮力、摩擦力、注液摩阻拉力、上顶力5项参数进行计算[2-3]，设计加工了长度8000m，外径φ44.45mm不同壁厚组合的变径连续油管（如表2）。

通过计算，当连续油管下至6876m后，在开泵条件下达到最大拉力，值为20456.57kg，在极限拉力以内，满足抗拉要求（表3）。

表2连续油管参数
表3连续油管受力分析表
（2）冲洗液设计
井底温度高达1600C，通过实内实验，设计冲洗液配方为：“清水+0.3%降阻剂+增稠剂+ PH值调节剂+杀菌剂”，其在井温条件下，粘度保持在60mPa·s左右，同时具有良好的稳定性及携砂性能，降阻系数30-40%。

（3）打捞钻磨工具设计
①钢球打捞工具
如直接钻磨钢球，因球及球座芯处于活动状态，钻磨难度大；如采用强磁打捞，高温下磁性容易失效。

因此，设计了四瓣一把抓打捞工具，工具外径Φ50mm、内径Φ35mm。

②扩孔工具
由于管柱最小内径球座位置为Φ57mm，打捞外径Φ57mm球座芯子前需对该处进行磨铣扩孔，设计扩孔工具为反扣锥形铣锥，外径Φ59mm。

③球座芯打捞工具
球座芯外径Φ57mm，长度63.5mm，由于球座芯与球座之间间隙很小，决定采用内捞方式，设计选择三瓣可退式内捞矛，设计最大外径Φ54mm，矛宽12mm ×矛厚5mm×3片，4道排水槽：长10mm×2mm，加工实物如图4。

图4三瓣可退式内捞矛实物图
④球座托磨鞋工具
球座托由筛管底部割缝焊接为锥形，需考虑焊接部位的弹性收缩挂卡工具，设计磨铣工具为Φ59mm锥形高效磨鞋。

⑤左旋螺杆设计
扩孔与钻磨球座托过程中，由于反作用力影响，因此，特设计左旋螺杆代替常规的正旋螺杆（参数见表4），螺杆直径φ54mm。

同时，以上配套的所有工具全部设计为反扣。

所有入井工具材质均设计抗硫，入井时均在工具上部加装Ф58mm扶正器，工具上下端面切450倒角，防止连续油管不居中与油管本体发生偏磨导致连续油管断裂。

表4 左旋螺杆参数设计
（4）穿孔方案
连续油管冲洗至目的井深后，为防止再次堵塞井筒影响后期生产，设计采用连续油管带Φ51mm射孔枪进行穿孔。

考虑储层显示、避开油管接箍、增加口袋，选择穿孔井段为6757-6760m、6845-6848m，射孔段底界距离投球滑套底界19m，孔相位60度，孔密8孔/米。

为防止射孔后毛刺卡枪，射孔管柱设计带丢枪装置，一旦遇卡就丢枪，同时将丢枪推至投球滑套位置。

4、现场实施及效果
所有设计的井下打捞、钻磨工具均在地面进行了相关模拟试验，调试正常并成功后才入井进行相关作业。

本井共经24次起下钻顺利完成了施工目的，简要工序叙述如下：
（1）组下底带φ54mm冲洗喷头至井深6668.15m探得钢球位置，并进行循环冲洗。

（2）组下底带φ54mm一把抓工具经过2趟起下钻成功捞获钢球。

（3）组下φ60mm铣锥2次对球座扩孔效果不佳，后更改为φ59mm铣锥经过3次起下钻磨成功完成扩孔工作，为后续打捞球座芯子奠定了基础。

（4）组下底带φ54.3mm捞矛至井深6668.45m一次性成功捞获球座芯子。

（5）组下底带φ59mm铣锥探得球座芯托井深6668.49m并进行钻磨，多次上提下放钻磨球座芯托后下放管柱至井深6673m顺利通过，并加深探至投球滑套位置6876m，期间未发生遇阻。

（6）分2趟组下φ51mm射孔枪成功穿孔，并顺利提出管柱。

该井井筒堵塞解除后进行了1000m3大规模酸化改造，最高排量6.0m3/min，
最高泵压57MPa，酸化后在油压39.8MPa情况下，获得天然气产量76.48×104m3/d。

5、结论
（1）针对本井超深、井眼小、高含硫、井筒条件复杂等特殊情况，设计加工的8000m抗硫连续油管、对应的打捞钻磨工具、配套的左旋螺杆成功解除了井筒堵塞，措施可行。

（2）加工与井内相同尺寸的球及球座芯子，对设计加工的打捞及磨铣工具在地面均进行了模拟实验，确保了后续井下实际作业时的成功。

（3）首次提出并设计左旋螺杆代替正旋螺杆，同时入井工具均加工为反扣，有效防止了钻磨过程中下部油管（筛管）脱扣的风险。

参考文献
1．李宗田.连续油管技术手册[M].北京：石油工业出版社，2003.
2．曹学军，周赟，傅伟等.连续油管带压作业技术在特殊复杂井况中的应用[J].天然气勘探与开发，2012（4）.
3．王海涛，李相方.连续油管技术在井下作业中的应用现状及思考[J].石油钻采工艺.2008（6）.
Application and practice of 8000m coiled tubing in ultra-deep sour gas wells PU Hongjiang1 WU Qiang2 YANG Yonghua2 HE Jing1
（1. Yuanba Gas Field Development and Construction Projects，Southwest Oil and Gas Company，SINOPEC，Langzhong，Sichuan 637400，China
2.Engineering Technology Institute of Southwest Petroleum Branch, SINPEC, Deyang 618000, Sichuan, China）
Abstract：Deep high sour gas well in the event of wellbore plugging is challenging to deal with, due to complex factors, such as the working depth, wellbore size and hydrogen sulfide. Considering Yuanba YB29-1 gas field wells well depth is 6876m, minimum inner diameter of 57mm tubing, hydrogen sulfide content of up to 5.53% and complicate wellbore structure, we optimized the length of 8000m, outside diamater 44.45mm reducing sulfur resistant coiled tubing as operation tubular and designed the grabbed, left-handed screw with a special milling cone, trilobite fishing spear-oriented retreat and other special
tools. Therefore, we have successfully completed the salvage ball, expanding, wrecking ball seat core, drilling and grinding tee holder, reperforating operation in a inner diameter 61.98mm tubing and lifted the Wellbore plugging. We have created the deepest record of coiled tubing working well in domestic and overseas, providing reference for complex accident about similar deep sulfur within small size string treatment.
Key words: ultra-deep well sour gas well coiled tubing Wellbore plugging。