浅谈安塞油田井下作业大修打捞核心技术

2014-07-16俞克东王海斌蒲新辉赵瑞元

石油工业技术监督 2014年3期

关键词：吨位管柱油管

俞克东，王海斌，蒲新辉，赵瑞元

中国石油长庆油田分公司第一采油厂井下作业监督站（陕西延安 716000）

1 安塞油田井下作业现状分析

油水井在生产过程中，由于各种原因出现种种故障和井下事故，井下作业环境日益复杂，卡钻、断脱、管杆落井、套管变形撕裂等导致井下事故频发，迫使油井减产或停产，严重时致使油井报废。分析井下事故原因归纳如下：

1.1 结垢造成的卡钻

安塞油田采取早期注水开发，但注入水不断吸热使地层温度逐渐下降，同时随着温度和压力的下降，油层中有机垢和无机垢生成；同时套损水和产层水在井筒相混合，也会产生结垢。

1.2 地层出砂造成的卡钻

油井在生产过程中，油层中的砂子会随着油流进入套管，使砂面逐渐上升，掩埋井内大直径工具及井下附件，从而造成出砂卡钻；注水井在生产过程中由于注水压力不平稳，或停注过程中出现“倒流”现象，致使地层中的砂子进入套管，造成砂卡；压裂后，作业队未按规定时间关井扩压提前放喷，或未使用规定的油嘴控制放压，导致地层压力和井筒压力不平衡造成出砂，这些因素都严重影响油水井正常生产运行。

1.3 套管损坏造成的卡钻

套管损坏类型主要有套管弯曲变形，缩径、破裂、错断等几种类型。当套管经历过套管补贴、套管修复、扩径等处理，井下套管柱或工具下过套管破损处，起下管柱时被卡死，上下不能，造成管柱、工具拔脱拔断而落井，使作业施工复杂化。

1.4 复杂井身结构造成卡钻

由于井筒结构的复杂性，受正压力、重力、井斜角的影响，加之长期注水，套管出现结垢，内外壁腐蚀，套管抗外挤和抗内压强度降低而使套管破裂，造成井下管柱、附件或工具卡钻，处理难度加大[1]。

1.5 封隔器卡钻

部分座封井结垢、结蜡导致修井作业时封隔器解封不彻底，胶片不能回收造成封隔器卡死事故，另有隔采井封隔器在射孔段下部时，油层吐出泥沙堆积造成封隔器卡钻。

1.6 施工作业造成卡钻

由于施工作业过程中猛起猛下，高吨位生拉猛提强行操作造成管杆及附件断脱卡钻、地面设备损坏。操作中，小工件器具不慎落井，如钢球、扳手、铁丝、卡瓦牙、毛毡等落入井后极易堆积在大直径附件上，使作业管柱卡死，或与结蜡、结垢、变形错位套管部位发生机械撕裂造成井下事故。

2 大修打捞作业核心技术

常规小修打捞技术是利用油管将通井机额定提拉载荷传递到井底，作用在落鱼上，以达到解卡的目的。

2.1 分析事故原因，制定方案

井下事故不可避免时，要冷静面对，分析事故原因，认清事故危害，确定事故级别，成立事故专案小组，根据不同的事故，制定井控方案和作业方案，选用适用工具，专人指挥及早进行现场事故解除，避免因地质动态变化和井下情况不清导致事故的进一步恶化。

2.2 平衡井筒，严格方案施工，优化工具选择

1）任何大修、打捞、解卡事故的解除，在施工工序前首先进行放压或压井液循环替油工序，保证井筒压力大于井底压力，无井喷、井涌的情况下施工。

2）严格遵循井下落物打捞原则[2]。一是打捞过程中要保证油、水层不受污染和破坏；二是不破坏井身结构（套管和水泥环）；三是打捞过程中必须使事故处理简单化。

3）打捞作业前应考虑的几个问题：一是落实井况，弄清井身结构，套管完好情况，井下有无落物及落井原因，分析有无变形可能及井下卡、埋等情况，计算鱼顶深度，搞清鱼顶规范、形状和特征；二是制定打捞方案，绘制管柱示意图，制定出施工工序及打捞过程中的注意事项，制定安全防卡措施；三是选择合适的工具，下井工具外径和套管内径之间间隙不小于6mm；四是下井工具必须进行严格检查，做到规格尺寸与设计一致；五是合理区分打捞作业难易程度，以便于施工准备和制定施工措施；六是优化工具选择，避免工具盲目下井[3]。

4）对已有工具的规格型号用途有明确的认识后，拓展思路，针对不同的套管、不同落物、不同的卡点、进行一些自制打捞工具的制作，以进行大修打捞解卡工作。2013年7月6日，侯157-25井检泵作业时管柱落井，从而造成扶正块落井，但队伍没有合适的打捞工具，转为大修作业。该井一级落鱼为抽油杆扶正块约453块左右，先后使用自制捞筒，自制单钩、自制三爪内钩、自制四爪内钩、自制老虎嘴等成功打捞出所有落井扶正块（图1）。二级落鱼为Φ73mm油管×127根+Φ32mm管式泵+Φ98mm泄油器+Φ89mm球座+Φ73mm泵挂短节+Φ73mm油管×1根+Φ73 mm眼管+Φ73mm油管×2根+Φ89mm堵头，先后使用铅模、可退式捞矛、接箍捞筒等将落井油管全部打捞出。由于该井在作业前制定编写了合理的科学施工方案，并且进行了方案讨论和议，现场技术人员指导，优化打捞设计，删减不必要的工序，从而降低作业占井时间，提高打捞施工效率。历时6d，恢复了该油井正常生产。

图1 自制工具

2.3 案例分析

2.3.1 王19-17井基本情况

王19-17井2013年7月2日因泵卡上修，起出全井油杆后，提管柱12t，封隔器无解封吨位显示，但有轻微遇阻现象，吨位增加至15t又下降至12t，上提 Φ73mm 管挂+Φ73mm 油管×114根，末根为油管母扣，其余油管及尾管落井。井下落物为：Φ73mm油管×14根+Y211-114封隔器+Φ73mm油管×1根+Φ32mm管式泵+Φ73mm泵挂+Φ73mm尾管×1根+Φ73mm 眼管+Φ73mm 尾管×2根+Φ89mm母堵，鱼顶为Φ73mm油管公扣。

2.3.2 打捞过程

1）根据油管母扣损伤情况，判断落井油管公扣有损伤，下油管接箍对扣打捞，距鱼顶2m开始边旋转油管边下放，接触鱼顶后对扣100圈，上提油管无吨位增加显示，提出油管接箍未捞获。

2）下LT-T114卡瓦捞筒，接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t，上提油管无吨位增加显示，提出卡瓦捞筒未捞获。

3）下Φ114mm铅印，管柱悬重为8.6t，接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t，提出铅印后，发现鱼顶公扣有2cm未打印上，有缺口。

4）判断鱼顶已轻微变形，下LT-03TA篮式卡瓦捞筒打捞，管柱悬重为8.6t，接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t，上提油管无吨位增加显示，提出LT-03TA篮式卡瓦捞筒未捞获。

5）下MZ-NC31母锥1次打捞,管柱悬重为8.6t,接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t进行造扣，旋转管柱100圈后，上提油管时吨位无增加显示，提出母锥1次未捞获。

6）下MZ-NC31母锥2次打捞，管柱悬重8.6t，接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t进行造扣，旋转管柱215圈后，上提油管时吨位增加至10t，提出母锥2次后捞获油管10根半，末根油管从中部断裂。

7）下MZ-NC31母锥3次打捞，管柱悬重为10t,接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t进行造扣，旋转管柱220圈后，管柱悬重为10t，接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压2t进行造扣，旋转管柱220圈后，上提油管时吨位无增加显示，提出母锥3次后捞获油管2根半，末根油管从上部断裂。

（8）下 MZ-NC31母锥 4次打捞，管柱悬重为10.1t，接触鱼顶后，缓慢下放管柱，加压1t进行造扣，旋转管柱100圈，加压2t再进行造扣，旋转管柱135圈后，上提油管时吨位增加至10.5t，提出油管2m时吨位突然增加至15t，上提下放活动管柱无效，静吊1h，无解封显示；再次在10.5～15t间进行上提下放活动管柱，无效后上提吨位增至16t；再下放管柱至10t，上提吨位增至17t时吨位突然下降至10.5t，上提过程中经常有吨位增加、遇阻显示，限速提出母锥4次后捞获封隔器及尾管，先后顺序为：多半根油管+Y211-114封隔器+Φ73mm油管×1根+Φ32mm管式泵+Φ73mm泵挂+Φ73mm尾管×1根+Φ73mm眼管+Φ73mm尾管×2根+Φ89mm母堵。

分析该井打捞过程，发现该作业队伍对落物认识不清，对下井工具性能不了解，整个打捞盲目无序，未进行井筒平衡作业。在检泵上提管柱时起出油管发现有部分管柱落井，从起出部分母扣损伤情况可以判断出鱼顶公扣有损伤，损伤程度不清的情况下应当直接下铅印了解鱼顶。而该作业队在对扣未捞获的情况下又下卡瓦捞筒未捞获，才下铅印，发现鱼顶有2cm损伤，又分别下篮式捞筒1次、母锥造扣9次方将落物全部捞起。整个打捞作业过程耗时6d，起下钻14次，起下空钻10次。

1）由于各类卡钻和井下落物事故频发，造成油井采收率下降，注水井地层压力补充不足，严重影响着区块的整体开发效果，为此，提升井下作业技术水平，迅速有效地处理井下事故，才可能保障油田正常生产。

从技术管理角度，应做好以下几点工作：一是井史井况清，充分了解历次作业情况和本次上修目的；二是落物清，掌握目前鱼头规范、尺寸，是否残缺、是否紧贴套管；三是复杂情况清，鱼顶周围套管是否损坏、补贴、曲径，井内是否出砂，鱼头有无被砂埋等情况；四是井深数据清，送修数据，井下工具及附件规范长度，鱼头位置都要进一步核实等[4]。

2）深井、复杂打捞井解卡时提拉载荷往往超过井架许用最大工作载荷，不能满足打捞作业施工的实际需要。针对修井机动力不足的现状，应根据生产现场需求引进高吨位多功能修井机。

3）做好大修打捞工具库的管理工作，对目前已有工具做好使用后的维护保养和定期保养工作，不断根据生产现场需求引进新的大修打捞工具，充实工具库。

4）正确选用工具。尽可能选用强度较高、结构简单、操作方便的工具，结合打捞实际，有必要加工切实可行的特殊工具，对以往自主研发的工具进行编号、对历次使用情况进行详细记录，根据其性能编写使用说明书[5],这样才能应对复杂打捞井的需要[5]。