保温保压保形取心工具优化设计及应用*

2022-02-28王西贵邹德永杨立文孙少亮苏洋

石油机械 2022年2期

王西贵邹德永杨立文孙少亮苏洋

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院 2.中国石油长城钻探工程有限公司工程技术研究院)

0 引言

近年来，我国油气勘探突破东部地区4 500 m以深、西部地区6 000 m以深的区域，油气勘探深度总体下降2 000 m左右，深层高温高压地层及非常规油气赋存区已成为我国油气勘探重大接替区[1]。

在研究深层页岩油气和煤层气等非常规资源赋存条件与精细开发过程中，储层总含气量是计算非常规油气资源潜力及储层预测最重要的参数[2]。由于非常规油气与常规油气储层存在较大的差异，前者赋存有一定比例的吸附气，为了定量确定含气量的大小，需要对其吸附气量和游离气量两个部分都进行准确测试。深层页岩气井埋藏越深，损失气逸散时间越长，页岩现场含气量测试中的损失气量误差越大，只能通过数学方法进行估算，损失气量的精确计算已成为评估非常规油气资源含气量的重点和难点。

为了解决损失气量无法准确计量的问题，可通过保温保压保形取心方式尽量减小估算误差。保温保压取心技术初期是为可燃冰钻探取样而研制的，保形取心技术则是近年来应对非常规油气开发形成的新技术。20世纪中期，美国和欧盟等就开始研究保温保压取心技术，研制了PCB、ODP-APC、ODP-PCS、PTCS和HYACE等系列取心工具，并实现了深海天然气水合物样品的成功获取[3-4]。我国的保温保压取心技术起步较晚。长城钻探工程公司于2014年成功研制了GWY194-70BB型保温保压取心工具，保压能力达20 MPa，取岩心直径70 mm，并在浅层煤层气和天然气藏进行了试验应用[5]。中石化胜利钻井院的保温保压取心工具于2017年5月在南海 LW3 区块成功应用[6]。近年来，长城钻探公司联合石油高校，针对陆地深层非常规油气储层“保油、保气、保形”特殊取心技术需求开展攻关，在前期研究基础上不断优化改进新型保温保压保形取心工具，使其应用范围和适应能力进一步提高。新型保温保压保形取心工具在山西煤层气和浙江油田页岩气等非常规油气资源中进行了推广应用[7-8]，为我国非常规油气资源勘探开发提供了重要技术手段和支持。

1 技术分析

1.1 保温保压保形取心工具结构及原理

该型取心工具结构如图1所示[9]。

取心外筒上端连接钻具，下端连接取心钻头，用于传送钻压和扭矩[10]。保温保压保形取心内筒下端连接球阀密封装置，上端则依次是测量系统、压力补偿装置和差动控制系统等。

上述工具的各部件按顺序组装完成后，检查确保各部件都正常工作后入井。取心钻进开始前和钻进过程中，球阀均处于打开状态，为岩心提供通道。钻取目的层位岩心后，通过井口投入专用钢球堵塞原有钻井液液流通道而造成压力上升，利用液压作用剪断差动机构固定销钉进而实现外筒不动、内筒上提的差动动作。在此差动过程中，球阀关闭机构旋转90°，完成保温保压保形取心内筒的密封，同时打开压力补偿装置的开关。压力补偿装置的主要作用是当内筒压力降低到预置启动压力时，压力补偿通道自动打开，从而补偿内筒压力重新回到近地层压力。测量系统可以对内筒中的温度和压力进行连续测量和存储，监测岩心在起钻过程中的动态变化，直观地表征保压取心的密封效果。

1.2 取心工具技术特点

1.2.1 岩心直径大，保压效果好

该型保温保压保形取心工具所取岩心直径达到80 mm，获取的地层岩心资料全面、真实。保压内筒采用加强螺纹提升其承压能力，并具有低摩阻和易切割的特点。为模拟井下工况，保压保形取心内筒与球阀密封装置组成的保压系统通过了室内高温高压试验，最高试验压力60 MPa，测试周期45 h，在测试周期内分别进行了增压、稳压和降压试验，稳压15 h无压力泄漏，达到现场应用条件。

1.2.2 适应能力强，适用于水平井取心作业

该型取心工具采用内提式液压差动机构，工作时通过投球，利用液压作用剪断销钉并进行差动，在差动过程中外筒不动、内筒反向提升[11]，因而避免了井斜对差动效果的影响，可满足大斜度井和水平井等井型保压取心作业需求，适应能力较强。

2 关键部件优化设计

在保温保压保形取心工具研制过程中，岩心直径和保压能力两项主要技术指标始终难以取得突破，尤其在保压能力方面，是制约保压取心技术向深井以及深海钻探拓展的技术瓶颈。由于岩心直径和保压能力互为制约关系，在设计过程中为保证球阀的密封性和承压能力，往往需要牺牲一定的岩心直径。为了进一步提升取心工具保压能力和岩心研究价值，对大通径球阀、压力补偿装置和保温保压内筒等关键部件进行了优化设计，实现了60 MPa高温高压条件下大直径岩心获取，解决了取心工具岩心直径小、保压能力弱及保温效果差的技术难题。

2.1 大通径球阀优化设计

针对常规球阀的密封圈易移位、井底异物易进入球阀与球阀座间隙等导致密封失效的问题，改进设计了圆弧闭合球阀密封装置[12-13]，其结构如图2所示。

球阀的各部件按照要求装配好之后,在弹簧回复力的作用下圆弧球阀座始终与球阀紧密贴合，形成预密封。当取心钻进完成、需要关闭球阀时，通过井口投球启动差动控制系统，齿条关闭套筒因外径稍大而随着取心外筒保持不动，球阀的其他部件则反向抬升一段距离，齿轮在齿条导轨上转动，进而带动球阀转动90°达到密封效果。

球阀和球阀座采用圆弧面密封结构，通过复位弹簧和取心筒内部的封存高压的联合作用力，使球阀与球阀座贴合更紧密，密封更可靠；球阀座采用圆弧刮刀设计，具备自清洁功能，可清除球阀表面的微小砂砾等异物；球阀关闭采用齿轮与齿条配合的关闭形式，使球阀关闭过程更加平稳。

2.2 压力补偿总成优化设计

原氮气直接补偿的方式，造成部分氮气进入保温取心内筒，进而影响煤层气和页岩气等非常规油气岩心的含气量测试，为此，优化了气液补偿总成[14]。新型气液补偿总成结构示意图如图3所示。

1—高压氮气室；2—启动室封堵；3—定压启动室；4—浮动气阀；5—固定销钉；6—滑套开关；7—气阀滑动室；8—下连接套；9—隔离活塞。

气液补偿总成的高压氮气室上端连接差动控制系统，下端连接定压启动室，其主要作用是储存高压氮气，作为气液补偿总成的动力源；定压启动室的作用是预充相当于井底静液柱压力的氮气，作为补偿总成启动的压力值；滑套开关起初由销钉固定在气阀滑动室外壁上，在差动控制系统作用下剪断销钉、滑套开关下移到预定位置后，气液补偿总成的通道才完全贯通。隔离活塞左端是气体，右端是液体，是气液补偿总成的执行机构。

浮动气阀左端与定压启动室连通，右端与隔离活塞室连通，当两端压力不同时，在压力差的作用下气阀向右移动，高压氮气注入隔离活塞室推动隔离活塞向右移动挤压预置液体，实现下部的保形胶筒与保温金属筒之间的液压加载。随着下连接套内部压力逐步回升，气阀向左移动阻断补偿通道，自动停止补偿。由于液体具有不可压缩性，气液补偿方式相较于纯气体补偿更加清洁、高效和稳定。

2.3 复合式可切割保温取心内筒优化设计

由于真空复合式保温筒加工工艺复杂，高真空度难以保证，且真空式保温筒厚度较大，导致获取的岩心直径缩小，与岩心直径越大越有利于地层信息的获取相违背。在新型保温材料迅猛发展的背景下，经调研，二氧化硅气凝胶在 0 ℃时的导热系数为 0.013 W/(m·K)，远低于常温下静止空气(0.025 W/(m·K))，目前被认为是隔热性能最好的固态材料[15]，且成型性较好。非常规油气开发多涉及孔隙度和渗透率的计算，为了保护近地层岩性的物性状态，将铝合金外筒升级为胶筒，便于向岩心施加近原始地层围压。基于上述因素，优化设计了一种新型复合式可切割保温取心内筒，其主要由金属保温外筒、二氧化硅气凝胶保温层、胶筒、随动保形胶膜和连接头等组成，如图4所示。

1—胶筒上接头；2—金属保温外筒；3—反热辐射涂层；4—保温层；5—胶筒；6—随动保形胶膜；7—胶筒下接头；8—岩心。

其主要工作机理是：将金属保温外筒与胶筒环空密封，预置一定量的压力传递液，且与气液补偿总成的压力传递液保持连通，在保温层的适当位置设计几个通孔，便于传递液的压力传递。当下部的球阀关闭后，在压力补偿装置的作用下，相当于近地层压力的传递液会压迫胶筒，对内部岩心形成围压保护，降低起钻过程中因钻具震动造成的岩心伤害，使岩心的孔隙度和渗透率测试更加准确。在二氧化硅气凝胶保温层的作用下，岩心的温度受外界的影响显著降低。

采用胶筒代替原有铝合金取心内筒，向胶筒外壁施加液压进而对内部岩心提供近地层围压保护；橡胶材质比铝合金更加容易切割，可减少因切割过程产生的热量对非常规油气心样品造成的损害；优选的二氧化硅气凝胶材料保温性能好、易成型，可有效延缓外界温度对岩心的影响。

3 取心技术措施及岩心地面处理工艺

3.1 取心技术措施

为了保证取心作业顺利进行，在施工前准备以及取心钻进等环节均制定了详细的取心技术措施。

(1)下钻过程：取心下钻过程中遇阻不能超过50 kN，且不准使用取心工具强行通井和划眼作业，推荐下钻速度以每小时11柱为宜。为了避免一次性下钻到井底开泵困难，推荐每下钻30柱循环一次钻井液，保证取心钻头水眼畅通。下钻到底后，缓慢开泵，防止瞬间压力过大提前剪断液压差动系统的固定销钉。待钻井液循环正常且彻底清洗井底后，方可进行取心钻进。

(2)取心钻进：从安全性、时效性和工具平稳性方面综合评估，制定了小钻压、中低转速和中小排量的钻进参数。在引心时期，要精准控制钻压，建议将钻压控制在5～10 kN，以保证所获取岩心的顶部成型较好，正常钻进钻压控制在40～50 kN。高效孕镶金刚石取心钻进的工作机理以研磨为主、切削为辅，考虑到钻头切削效率和转速有直接关系，如果转速过高会导致水平段和直井段的钻具不同步，不利于取心钻具的平稳和岩心的获取，因此钻具转速以50～65 r/min为宜。针对ø215.9 mm井眼取心，钻井液排量控制在16～22 L/s。

3.2 岩心地面处理工艺

在进行非常规油气取心作业时，保温保压保形取心技术提供了多种岩心地面处理配套工艺。保压岩心到达地面后，可根据需要进行液氮冷冻、带压解吸和游离气收集等作业。现场配套了专用冷冻装置，其内部隔温式设计及多孔道循环方式可以提升冷冻效果和缩短冷冻时间，可以快速地将内筒内的高压流体固化降压，最大限度地减少油气组分的损失。现场岩心达到冷冻效果后进行低温切割，迅速转移到液氮样品罐内，持续保持零压力状态，并及时送至实验室进行分析化验，整个操作过程始终在液氮冷冻环境下进行。为更直观地获取保压岩心油气数据，现场还可通过内筒气体收集接口进行带压解吸和气体收集。

4 现场应用情况

4.1 工具在煤层气井中的应用

N1-H3井位于山西省大宁地区，构造位置在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部，为一口煤层气开发井，井型属于水平井，设计井深3 150 m。为了精细评价该地区古生界山西组储层物性及含气饱和度等储量参数，同时为建立人工气藏及开采方案的制定提供原始数据，设计在N1-H3井采用保压取心技术获取原始地层岩心的地质资料。

实钻资料显示，N1-H3井在钻进过程中频繁钻遇多套煤线和煤层，且伴有碳质泥岩夹层，地层易垮塌，排量受限，导致井眼净化困难，钻具磨阻扭矩大，容易造成憋堵。N1-H3井的三开井身结构增斜段全角变化率较大，不利于保温保压保形取心工具的安全下入。钻具在取心施工过程中易形成托压现象，所以要求钻井液润滑性能要好；随着水平段长度的逐渐延伸，井眼完整性保护难度大，导致后期起下钻作业及取心钻进施工中风险不可控。综上所述，该井的地质难点和工程难点给保压取心作业的顺利实施带来了双重挑战。

按照预先制定的取心技术方案，第1筒取心用时10 min，取心井段为2 174.27～2 177.27 m,进尺3.00 m，心长2.94 m，收获率98%。机械取心钻速0.33 m/min，割心和关球阀过程正常；井底静液压力25.72 MPa，岩心地面压力24.11 MPa，保压率93.74%。第2筒和第3筒取心长度均为3 m，心长分别为2.90和2.92 m，岩心地面压力分别是22.92和22.12 MPa。3筒次共取心9 m，累计获取心长8.76 m，平均保压率为89.61%，岩心数据如表1所示。

表1 N1-H3井岩心数据统计

4.2 工具在致密砂岩气中的应用

合川001-74-H3井位于四川省广安市武胜县，属于合川须家河底界构造西端的一口开发井，井型为水平井，设计井深3 957 m。为了准确落实须家河组储层物性及含气饱和度等储量参数，为后期建立人工气藏及开采方案的制定提供原始数据，设计在合川001-74-H3井采用保压取心技术获取地层岩心资料。

合川地区须家河组地层岩石平均抗压强度达到157 MPa，最高达到350 MPa，岩石可钻性级值达7级以上，地层研磨性为5～6级，地层压力系数高，属于高压、强研磨、极硬地层。取心地层裂缝发育好，易漏失，作业风险和难度极大。合川001-74-H3井三开增斜段每30 m全角变化率超过7.5°，工具下入存在安全隐患。另外该井取心段也为水平段，不利于沉砂携带，容易形成岩屑床，再加上取心工具外径较大，易形成卡钻事故，所以选用优质钻井液以保证携砂效果和保护井壁。

精细化操作保温保压保形取心工具顺利入井，未发现明显遇阻情况。正常取心过程中，取心钻头钻时均匀，未出现机械钻速明显降低现象。投球关闭球阀过程中，地面观察泵压显示良好，工具到达地面后验证球阀成功关闭密封，地面电子记录仪测压显示的保压率为87.5%。第2筒和第3筒整体施工平稳正常。该井累计进行保压取心3筒次，总进尺7.0 m，平均保压成功率87.93%，取心收获率97%，具体岩心数据如表2所示。