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    GaoShi X井測井工程故障剖析

    2020-04-15 07:06:36熊永立
    關(guān)鍵詞:打撈工具壓井井口

    熊永立

    中國石油集團川慶鉆探工程有限公司 工程技術(shù)處(四川 成都610051)

    川慶鉆探CX 測井隊的GaoShiX 井測井項目為自然伽瑪、磁性定位、石英壓力、流體密度、溫度梯度、微差溫度、持水率、流量等,測量井段為4 430~4 580 m,采取測井工藝為井口帶壓的電纜式測井方式。在施工過程中發(fā)現(xiàn)測井的井口BOP 封緊器泄漏天然氣。關(guān)BOP 半封、給BOP 注密封脂,當泄漏情況越來越嚴重時,現(xiàn)場關(guān)閉井口采油樹的4#閥門,剪斷測井防硫電纜,導(dǎo)致一串Sondex 7 參數(shù)生產(chǎn)測井儀器落井。

    1 測井施工經(jīng)過

    該井的井口壓力為55.67 MPa、H2S 濃度為62.62 g/cm3。在采氣過程中,因井口采油樹7#閥關(guān)閉不嚴,且7#閥以上無泄壓閥,導(dǎo)致7#閥以上部分無法泄壓。向上級請示后,決定關(guān)4#閥門泄壓后,CX隊接井施工。

    7 月某日8:00,采氣井站關(guān)閉4#閥門,泄壓完畢后,測井隊進行地面準備。拆卸采油樹頂法蘭、安裝轉(zhuǎn)換法蘭、BOP功能測試、安裝BOP等;并對帶壓測井地面的主要設(shè)備進行功能測試;連接控制頭、連接5 級注脂管線及液控管線,將每一級注脂管線與對應(yīng)的注脂泵進行標注,然后將防噴管串連接到井口防落器上,再試壓65.5 025 MPa(9 500 psi)、穩(wěn)壓30 min,試壓結(jié)果合格,不泄漏。13:00,測井隊下通井管串,啟動三級注脂,注脂壓力82.74 MPa(12 000 psi),以2 000 m/h 的速度緩慢下井。15:52通井工具串在4 553 m 遇阻。20:30,通井管串起進防噴管,采氣井站人員關(guān)4#閥泄防噴管內(nèi)壓力后,夜間停工休息。

    次日6:30,CX 測井隊拆開防噴管、拆卸通井管串、更換測井儀器串,檢查電纜及加重等,檢查電纜的通斷、絕緣,以及O 型密封圈;確認被檢查部件正常后,組裝測井儀器,并刻度檢查校驗,再連接防噴管,從事電纜防噴裝置整體試壓。在快速注水壓力上升至6.895 MPa(1 000 psi)左右時,發(fā)現(xiàn)雙級BOP半封的左上翼、右下翼滲水,現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)密封圈輕微變形,并及時更換,將防噴管串、BOP 吊到井口與法蘭連接,整體試壓65.5 MPa、穩(wěn)壓30 min,試壓合格。14:00 測井工具串開始下井。16:30 開始第1種產(chǎn)量制度測井,正常。19:00開始第2種產(chǎn)量制度測井。在此期間,井場H2S檢測儀報警,經(jīng)詢問井站人員得知,系儲液罐區(qū)域泄漏。21:20開始第3個產(chǎn)量制度測井。鑒于前兩個產(chǎn)量制度均正常、且井場內(nèi)有水車裝卸污水,井場有H2S氣味,報警儀常有報警聲,測井隊巡查井控設(shè)備,未發(fā)現(xiàn)異常狀況。

    22:13 在第3 種速度(10 m/min)下測至4 512 m時,發(fā)現(xiàn)BOP處有氣體泄漏。測井隊立即啟動應(yīng)急處置程序,停絞車、關(guān)BOP 半封、給BOP 注密封脂,壓縮氣體從半封右側(cè)翼逸出且泄漏情況越來越嚴重。小隊將泄漏及處置情況通知采氣井站人員,采氣井站人員請示安岳采氣作業(yè)區(qū)后,實施關(guān)井程序。22:24 關(guān)閉4#閥門,同時剪斷了約4 500 m 生產(chǎn)測井防硫電纜,導(dǎo)致一串Sondex 7 參數(shù)生產(chǎn)測井儀器落井,落井測井儀器串長度為16.5 m,其中含5 550×106Bq(150 mCi)的流體密度源一枚。

    電測資料反映在龍王廟地層4 522~4 557 m氣層顯示良好,地層壓力達到68 MPa,試油測試時,龍王廟地層產(chǎn)量較高,其下部燈影組地層顯示較差,且兩套儲層的地層壓力系數(shù)相差較大。油公司決定對該井龍王廟地層先進行完井采氣工作。暫封住直徑為177.8 mm 的尾管,在直徑為247 mm 的套管內(nèi)采用油管傳輸工藝,射開4 255 m 至4 557 m 的龍王廟地層。在4 500 m 下了完井封隔器,油管為Φ88.9 mmSM2550-125 VAM-TOP,采氣井口為HH級的KQ65-70 MPa。用直徑為88.9 mm的油管進行氣舉,然后采氣。

    該井于2013 年進行采氣工作,日產(chǎn)天然氣66萬m3,隨著時間推移,日產(chǎn)氣量逐漸減少,到2015年底,日產(chǎn)天然氣近30 萬m3,并伴有一定量的采水出。為搞清該井的出水量和摸清產(chǎn)氣動態(tài),掌握出沙量等諸多情況,決定對該井進行井口帶壓條件的生產(chǎn)測井。

    壓井使用清水+暫堵劑+溴鹽無固相壓井液正注壓井,在井底注入1 000 m左右的暫堵劑;暫堵劑上面注入溴鹽固相壓井液,其比重按照三高井井控要求執(zhí)行。

    2 打撈工程

    2.1 打撈方案

    井口防噴裝置:打撈落井電纜時,在采油樹上由下向上的防噴裝置為測井BOP+轉(zhuǎn)換法蘭+連續(xù)油管BOP+連續(xù)油管防噴管+連續(xù)油控制頭[1]。打撈工具采用50.8 mm(2″)的連續(xù)油管,并在連續(xù)油管頭接測井專用打撈矛。

    壓井完成后,先用專用測井內(nèi)打撈矛在650 m撈落井電纜魚頭,撈住,緩慢輕提,當測井電纜提直后,上下輕放測井電纜,讓測井儀器從井底大肚子的套管中安全地進入采氣油管,防止在采氣油管底部的球座處掛住測井電纜或掛住測井電纜頭,拉斷測井儀器頭部電纜或從馬籠頭的弱點處把電纜與測井儀器分開,造成測井儀器分離測井電纜再次落井。如測井儀器再次落入采氣油管下部的完井套管的大肚子,下步打撈無電纜的測井儀器將會更加艱難。若打撈測井電纜內(nèi)撈矛經(jīng)幾次打撈失敗,抓不住魚頭電纜時,更換成測井專用的外撈矛工具進行打撈[2]。

    2.2 打撈過程

    第1 趟:8 月11 日,打開井口閥門,連續(xù)油管下井打撈電纜。在井下安全閥位置,以5 m/min 速度上提下放,暢通。工具下放至450 m,多次反復(fù)該井深,估計打撈工具碰到電纜,然后將打撈工具起進井口防噴裝置。拆開連油防噴管,觀察。測井方初估落井電纜魚頭在360 m處。由于連續(xù)油管下放在該處時,連續(xù)油管懸重遇阻不明顯,便起出連續(xù)油管,以檢驗是否撈住落井電纜。未撈獲電纜,打撈工具無碰痕。

    第2 趟:仍然采用第1 趟打撈工具,下井打撈。工具下放至570 m,連續(xù)油管有遇阻現(xiàn)象,起至井口,連續(xù)油管懸重無明顯增加,將工具再次下入650 m,然后加深至750 m。在下入過程中,仍然在570 m處有遇阻現(xiàn)象,為證實570 m處的遇阻原因,決定起出連續(xù)油管到井口。拆開連油防噴管,觀察。結(jié)果:未撈獲電纜,檢查打撈工具引鞋處有碰痕。分析:打撈工具碰在油管內(nèi)壁上,通過光源測井證實570m處油管有些變形。

    第3趟:利用鷹眼測井儀器進行下測,探測電纜魚頂位置。開始下測井下電視,效果良好,測得液面深度255 m,探測到魚頂深度769 m。探得電纜魚頂姿態(tài),為打撈測井電纜做好支撐工作。其電纜魚頂姿態(tài)如圖1所示。

    圖1 電纜魚頂姿態(tài)照片

    連續(xù)油管下至735 m,在735~750 m 井段以5 m/min、10 m/min 的速度反復(fù)上提下放,觀察連油運行的重量情況;下放至780 m 然后上起至760 m,下放時有輕微遇阻現(xiàn)象;再次下放至784 m,然后上提至768 m,下放時有遇阻現(xiàn)象;從768 m 下放至796 m,下放時連油重量下降了約2 t,從魚頂位置下行27 m,遇阻明顯。結(jié)果:撈出電纜4 150 m,電纜底部無測井儀器。末端50 m 的電纜有12 處彎折嚴重,個別地方內(nèi)、外層鋼絲斷裂,斷口鋼絲和纜芯有明顯灼燒和脆化表象,不像是直接拉斷所致。井筒內(nèi)還有約350 m電纜和測井儀器。

    根據(jù)打撈情況,判斷落井的測井儀器仍在開氣油管內(nèi),為了不把測井儀器趕出采氣油管,一旦把測井儀器趕出采氣油管,進入套管后,即使通過撈住測井電纜,也可能測井儀器上的金屬扶正器不能進入采油管,考慮到井口帶壓打撈,安全風險較大,決定對該井進行壓井打撈。

    第4 趟:完成連油井口設(shè)備安裝,試壓60 MPa、穩(wěn)壓10 min 合格;12:00 開始連續(xù)油管下井;下放至4 370 m,反復(fù)起下多次嘗試打撈,然后上起連續(xù)油管;下放至4 370 m遇阻,經(jīng)過兩次下壓連續(xù)油管,撈測井電纜。打開連油井口設(shè)備檢查,觀察內(nèi)打撈工具內(nèi)有刮痕。結(jié)果:未撈獲電纜,打撈工具有掛痕。

    第5趟:以排量0.8 m3/min注入25 m3泥漿,油壓16.5~26.56 MPa,停泵后逐漸降為零;開始下放連油,下至4 480 m,連續(xù)油管有遇阻現(xiàn)象,兩次加壓打撈電纜后,上起連續(xù)油管。拆開防噴管觀察,結(jié)果:未撈獲電纜,打撈工具有掛痕,與第3趟一樣。

    第6 趟:用Ф54 mm 內(nèi)撈矛,過油管打撈。連油試壓60 MPa,穩(wěn)壓10 min合格;連油打撈,下至井深4 530 m(距儀器頂部深度約6.4 m)遇阻,經(jīng)過兩次加壓打撈后,上起連續(xù)油管,有明顯遇阻與掛卡現(xiàn)象,然后上起連油。上起連油至井口,9:40,拆開防噴管檢查打撈結(jié)果。結(jié)果:未撈獲電纜,打撈工具無明顯的掛痕。

    第7 趟:用Ф66 mm 內(nèi)撈矛,過油管打撈。安裝連油井口設(shè)備,試壓60 MPa,穩(wěn)壓10 min合格;連續(xù)油管下井,下至4 550 m遇阻,懸重下降至10 t,遇阻約2.5 t;上起連油至4 530 m,再次下探至4 549.6 m遇阻,懸重下降至10.5 t,遇阻約2.0 t。隨后終止打撈,上起連油。打開連油放噴管檢查,看打撈情況。結(jié)果:未撈獲電纜和儀器,內(nèi)撈矛前端有擠壓變形現(xiàn)象。分析:打撈工具插在儀器與177.8 mm(7″)套管內(nèi)壁之間被壓扁。

    第8 趟:用Ф54 mm 內(nèi)撈矛,過油管打撈。在第5次打撈使用的內(nèi)撈矛基礎(chǔ)上,增加了Ф66 mm的可調(diào)整接頭,在打撈工具連接內(nèi)撈矛工具時,可調(diào)整角度使內(nèi)撈矛撈齒脊背緊貼油(套)管管壁,檢查連油井口設(shè)備,連接、調(diào)整Ф54 mm 內(nèi)打撈矛。連接連油井口設(shè)備,試壓60 MPa,穩(wěn)壓10 min合格,連續(xù)油管下井;連油下至4 549 m 遇阻,加壓3.0 t(12.0 t↓9.0 t),深度下行至4 552.0 m。上提連油20 m,再次下探魚頭,連油下至同一深度遇阻,下至4 552 m懸重下降了4 t(12.0 t↓8.0 t),終止打撈,上起連油。結(jié)果:打開井口檢查,未撈獲電纜,打撈工具發(fā)生了外叉變形。分析:打撈工具卡在測井儀器中下部,導(dǎo)致工具脹開。

    2.3 打撈結(jié)論

    經(jīng)過前兩個階段的打撈,特別是第7 趟和第8趟打撈后工具變形,可以得出結(jié)論:井口加固有效地保護了采氣井口;通過泥漿壓井+吊灌的方式,能有效地確保打撈過程中的井控安全;第7 趟是打撈工具插在儀器中部與177.8 mm(7″)套管內(nèi)壁間,導(dǎo)致兩半邊打撈工具擠扁;第8 趟是打撈工具插在儀器中部,儀器本體進入打撈工具內(nèi),導(dǎo)致打撈工具脹開;第7、8趟打撈結(jié)果分析,落井的350 m電纜在儀器底部;第7趟和第8趟打撈過程中,打撈工具在4 550 m 遇阻,與測井用通井規(guī)通井4 553 m 遇阻的深度基本一致,可以判斷為4 550 m 深度為測井儀器中下部位置;打撈電纜工具在儀器上部打撈電纜不可行。打撈電纜帶出測井儀器的思路應(yīng)該調(diào)整,可以考慮直接打撈測井儀器或者通過儀器插入方式打撈電纜[3-4]。

    3 打撈方案設(shè)計

    針對前面幾次打撈情況,認為此次打撈故障更加復(fù)雜,為有效進行下一步打撈,提出了5個打撈方案的設(shè)計。

    3.1 半邊插入式外打撈矛

    用半邊插入式外打撈矛進行打撈電纜,整個工具上端與連續(xù)油管連接,下部為近2~3 m長的交叉撈勾,插入儀器本體中下部,去勾撈測井電纜,下部基本為兩排外撈矛,其勾長控制在30~35 mm。

    優(yōu)點:為外撈矛勾,容易撈住電纜。

    缺點:由于撈勾不能做得太長,下不到儀器底部;插入儀器和套管內(nèi)壁后,容易被卡住,若加壓過大,卡住越緊,撈矛難丟手。

    3.2 低速馬達帶撈勾式打撈器

    連續(xù)油管+單流閥+液壓丟手+打撈馬達+變扣+電纜撈勾,其打撈電纜的撈勾可將外撈矛變?yōu)閮?nèi)撈矛。打撈專用馬達外徑55 mm、長度2 000 mm、排量76~189 L/min、扭矩271 N·m、轉(zhuǎn)速250 r/min。若用外撈,可控制撈勾長度,最大外徑不超過66 mm,以便撈住后進入油管內(nèi)。下面的撈勾可以設(shè)計出長短不同的工具,若短工具撈不上電纜,可再換長撈勾。

    3.3 撈筒直抓測井儀器打撈器

    設(shè)計一種打撈筒,類似于卡瓦打撈工具式的打撈筒。抓住測井儀器中上部,在上提作用力的條件下,撈筒內(nèi)撈齒滑入測井儀器連接串的連接接頭,因測井儀器接頭小于測井儀器外徑,抓住儀器本體后,向上滑入儀器連接處的凹陷處,然后起出測井儀器。也可以直接去抓儀器頭。

    優(yōu)點:抓住儀器頭后,可以直接帶出儀器。

    缺點:理想工具,實施難度大,抓住儀器后也不易滑在儀器凹陷處。

    3.4 三瓣液壓式打撈工具

    設(shè)計一種打撈筒,類似于卡瓦打撈工具式的打撈筒,工具與連續(xù)油管接好后,加壓5 MPa,活塞桿下行,收攏抓鉗,開始下井;當工具下到套管內(nèi),泄壓為0,活塞桿上行,抓鉗張開,當工具下行到魚頭遇阻,加壓到10 MPa,活塞桿下行,抓鉗收攏,開始起鉆。抓住測井儀器中上部,在上提作用力的條件下,撈筒內(nèi)撈齒滑入測井儀器連接串的連接接頭,因測井儀器接頭小于測井儀器外徑,抓住儀器本體后,向上滑入儀器連接處的凹陷處,然后起出測井儀器。也可以直接去抓儀器頭。

    優(yōu)點:地面操作工程師可以控制井下打撈工具,通過連續(xù)油管內(nèi)壓力的變化,讓打撈工具抓緊或松開測井儀器。

    缺點:抓住落井測井儀器后,需連續(xù)油管保住壓力10 MPa,直至把落井儀器起出井口為止,若保壓不穩(wěn),有可能導(dǎo)致抓住的測井儀器再次落井。

    3.5 起完井管柱打撈

    用5 000 m鉆機或225 t作業(yè)機,起出油管,然后打撈測井儀器。

    優(yōu)點:現(xiàn)場可從事多次打撈、壓井、洗井等工作。

    缺點:成本較高,需再次搬裝設(shè)備,組織施工隊伍和有關(guān)材料。

    4 故障處理方案

    油公司考慮到該井產(chǎn)氣量較高,當年天然氣產(chǎn)氣量下達指標較多,經(jīng)過綜合評估,若起油管打撈,加上重新洗井,氣舉采氣等措施,直接費用需兩千萬元左右,決定暫時放棄打撈。當開采天然氣兩年左右,采氣油管有一定程度腐蝕后,需起出采氣油管檢查、維護或更換新的采氣油管,此時,再打撈測井儀器。由于落井儀器中帶有放射性源,在兩年時間內(nèi)的開采過程中,因放射性源密封在測井儀器金屬本體內(nèi),不會發(fā)生放射性物質(zhì)的泄漏。輻射源安全監(jiān)管部門同意暫緩實施打撈作業(yè),待具備條件后實施打撈作業(yè)。為做好再次采氣工作,將專家評估報告上報四川省環(huán)保部門備案后,恢復(fù)該井天然氣開采作業(yè)。

    5 打撈失敗原因分析

    測井期間,儀器起至4 512 m 后,BOP 防噴器發(fā)生泄漏,然后關(guān)采氣閘門,剪斷測井電纜,測井儀器落入人工井底上部,于第一次電測通井遇阻4 553 m附近。在水泥塞面4 627 m 以上,有鉆井工程完井時沒有洗出臟物,時間長了會堆積在井筒人工井底底部,當儀器落井后,埋住落井測井儀器。在打撈期間,采用了泥漿壓井,泥漿壓井前,雖然用清水將溴鹽無固相壓井液壓入地層,但溴鹽無固相壓井液有一部分會與清水混合,一段時間后,也有一部分壓入地層的溴鹽無固相壓井液回到井筒,與打撈期間的壓井泥漿進行反應(yīng),溴化鹽壓井液與壓井泥漿反應(yīng)后,泥漿結(jié)塊凝固,最后又埋住了測井儀器,導(dǎo)致該井測井工程故障復(fù)雜化[5]。

    故障處理難點:4 522~1 557 m 射孔井段為產(chǎn)氣層,試采期間伴有加砂壓裂的細砂從地層沖出到井底,導(dǎo)致人工井底沉降物更易埋住測井儀器,即使在撈住測井電纜后,也很難通過測井電纜帶出落井儀器,這是本次測井故障處理失敗的主要原因。其次,測井儀器落井時,測井儀器已經(jīng)在直徑為88.9 mm 的采氣油管底下,掉在直徑為177.8 mm 的套管內(nèi),已經(jīng)形成上小下大的井筒幾何尺寸,落井測井儀器所處的位置就是一個肚皮井筒,即使用連續(xù)油管帶上專用打撈工具,撈住落井測井儀器,加上測井儀器中部還有機械扶正器,很難將落井測井儀器從套管內(nèi)拉入采氣油管中,是本次測井工程故障處理的難點。測井儀器落井姿態(tài)與井筒狀態(tài)如圖2所示。

    圖2 落井儀器姿態(tài)與井筒狀態(tài)示意圖

    6 建議

    生產(chǎn)測井項目比裸眼測井項目少些,但由于生產(chǎn)測井施工時,井口帶壓,需改變不同的產(chǎn)氣流量,完成生產(chǎn)測井項目,提取相關(guān)參數(shù),進行參數(shù)對比,判斷井下產(chǎn)氣層的生產(chǎn)動態(tài),因此,生產(chǎn)測井施工涉及的安全因素更多,需建立施工安全預(yù)案,做好常規(guī)工況下的應(yīng)急預(yù)案。當發(fā)生類似井口泄漏時,若不是高含硫井,泄漏氣量不嚴重的情況下,可停止測井資料采集,快速起出測井電纜和測井儀器,再來處理井口防噴裝置泄漏問題。若情況更惡化些,也可考慮邊壓井,邊起出測井電纜和測井儀器。在高含硫氣井,遇到測井防噴器泄漏時,可采取快速關(guān)閉測井半封防噴裝置,減少測井防噴器的泄漏量,把測井電纜與儀器起至測井防噴裝置附近時,再打開半測井半封閘門,讓測井儀器起進井口的測井防噴管,關(guān)閉測井全閘門,處理泄漏故障。

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