多分支井双管完井管柱结构及先导性试验

2022-10-25范白涛郝宙正武广瑷李振坤柴龙顺

石油矿场机械 2022年5期

范白涛，郝宙正，武广瑷，王彬，李振坤,柴龙顺

(1. 中海油研究总院有限责任公司，北京 100028; 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

分支井钻完井技术是解决老油田产量递减快，老井采油成本高，槽口有限，用海矛盾突出的重要手段。分支井钻完井技术具有以下优势：井筒内开窗增加新井眼，增大泄油面积，提高采收率，增加老井产能；可有效开采老井周围分散的小断块、小油层，增加老井产能；可利用老井眼槽口，降低钻完井成本，减少作业时间。

分支井钻完井技术作为一种低产低效井治理技术，近年来发展较快。国内对该技术的研究起始于20世纪90年代初，主要有渤海油田、胜利油田、辽河油田等。辽河油田的 DF-1分支井多级完井系统、胜利油田的预开窗分支井完井系统、中石油开发的膨胀管定位多分支井系统，这些分支井技术均为TAML4级完井水平，在现场应用取得了很好的效果。国外各大油服公司均拥有自己成熟的五级分支井钻完井技术，并取得了商业化应用。哈里伯顿公司的FlexRite系统为TAML5级分支井完井系统，FlexRite系统上部为Y形悬挂器，下部有2根分叉管，可分别进入主分支井眼，实现分支井眼的机械连接及密封，但主分支井眼通径较小，影响主井眼后期重入。贝克公司的HOOK系统依靠壁挂式悬挂器实现分支井眼与主井眼之间机械连接，通过尾管或内管固井实现窗口连接处的液压密封，但其分支井进入系统复杂，分支井生产通道后期干预能力不足[1-4]。综上所诉，国内技术均未达到5级分支井钻完井技术水平，国外上述2类技术具备5级完井水平，且实现了商业化应用。

针对渤海油田开发情况与技术现状，通过自主化研究，同时综合其力学性能与参数优选，对核心结构进行分析研究，开发了新的双管完井技术[3]，可一趟钻完成主管柱和分支管柱的送入，实现主、分支井的密封与分采。经过试验井先导试验表明该技术满足设计要求，达到了5级分支井钻完井技术水平。

1 双管完井管柱研究

针对多分支井作业需求，尤其是需要后期井筒干预的分支井，自主研究了一种双管完井管柱，如图1所示。该管柱主要包括双管密封工具、选择性重入工具、生产封隔器，通过对各总成的创新设计和深入分析，形成了一套安全可靠的双管完井管柱。

图1 双管完井管柱

1.1 双管密封工具

双管密封工具由外层工具和内层管柱组成，其中外层工具主要包括导向器、弹性棘爪、导向斜铁等，其中内管柱(如图2)主要包括插入密封、半月环、旋转引鞋等。双管密封工具具备多边连接系统功能，该多边连接系统使管柱在连接处提供压力隔离，实现2个管柱同时分别进入主、分支井眼。

1-弹性棘爪；2-旋转引鞋；3-导向斜铁；4-导向器；5-半月环；6-插入密封。图2 双管密封工具结构示意

1.2 选择性重入工具

选择性重入工具由打捞杆、锁定块、导向器组成，如图3所示。该选择性重入工具采用2组导向斜铁为主、分支井眼的导向机构，可实现主、分支井的重入与后期干预，主、分支井筒内径ø49.276 mm(1.94 英寸)，锁定块锁紧力5 kN，满足直径ø47.625 mm(1.875 英寸)钢丝作业管串要求。

1-打捞杆；2-锁定块；3-导向器。图3 选择性重入工具结构示意

1.3 生产封隔器

生产封隔器由密封机构、锚定机构、锁定机构组成。该封隔器采用压缩式胶筒为密封单元，并配有锁定机构，可实现油、气、水井的环空密封。其中，压缩式胶筒采用外径ø216 mm薄壁胶筒，满足井径ø220.5～ø224.5 mm、密封压力35 MPa的要求。

1.4 双管完井工艺原理

该技术可一趟钻完成主管柱和分支管柱的送入，实现主、分支井的密封与分采。管柱为全通径，后期可实现钢丝及连续油管作业(如图4所示)。该工艺施工程序如下：

1) 内外层管柱在井口连接完毕，钻杆送入至设计深度，用盐水正循环顶替2个井筒容积。

2) 当双管密封底距离设计位置10 m时，记录上提下放悬重，下钻直至双管密封到位，弹性爪进入壁挂器凹槽，并在油管做标记，过提80 kN，使其提出凹槽，确认到位。

3) 继续下压100 kN，剪切固定锁块直到分支井密封短节插入支井眼密封筒。

4) 通过深度测试确认下入位置，必要时可通过密封测试进行验证。

5) 井口投球座封生产封隔器，测试悬挂载荷。然后，服务工具脱手，最后提高压力至球座脱手压力值，剪断球座销钉，管柱自动泄压。

6) 起钻，作业结束。

图4 双管完井管柱图

2 关键零部件设计及分析

2.1 回收机构优化及分析

2.1.1 结构及工作原理

导向斜铁在回收过程中，锁定接头是回收工具的关键部件，承受留井管柱的拉压载荷，因此对其进行理论分析和数值模拟计算[5-8]，证实该结构设计的合理性。笔者对锁定接头在回收状态的结构进行优化设计。锁定接头简化结构如图5所示，根据回收机构的尺寸形态建立回收状态模型，并划分网络。

1-锁定接头；2-锁环；3-中间套筒。图5 锁定机构结构示意图

2.1.2 回收状态强度分析

由锁定接头结构分析可知，壁厚最薄、承载最大的是螺纹端部，选用美制ø66 mm矮牙Acme螺纹，螺纹中径65.048 mm，螺纹小径63.587 mm，螺纹内圆ø61.5 mm。经计算，螺纹端部最薄壁厚为1 mm。锁定接头在工作时，螺纹端部承受拉伸载荷，因此，工具最薄弱处为锁定接头螺纹端部。

受力面积S为：

锁定接头材质为4145H合金钢，查阅文献得知其屈服强度为930 MPa，抗拉强度为1 080 MPa。取安全系数n=2，则许用应力为：

作用在锁定接头上最大许用拉力为：

F=[σ]×S=456×196.25=91 256.25 N

经理论计算得知，锁定接头在安全系数n=2的情况下，可承受最大91.256 kN的拉力。

将锁定接头建立简化力学模型，导入有限元分析软件进行强度分析。为保证计算精度，将锁定接头局部网络加密，采用六面体单元，其它部分使用网络自动划分[9～13]。图6a为锁定接头有限元分析模型，材质为4145H合金钢，调质处理，密度7 830 kg/m3,弹性模量206 GPa,泊松比0.28，屈服强度930 MPa，抗拉强度1 080 MPa。

在锁定接头右侧端面施加固定约束，在外表面施加圆形对称约束。螺纹端部施加轴向拉伸载荷91 256 N,模拟计算锁定接头变形对应的等效应力分布，结果如图6b。从图6b可见，锁定接头最大等效应力发生在螺纹根部，应力为620 MPa，小于材料屈服强度930 MPa，安全系数为1.5，满足强度要求。

图6 锁定接头有限元分析结果

3 室内试验

3.1 管柱功能测试

双管密封工具工作与测试工装连接，中心管线逐级加压至测试压力35 MPa，压力稳定时间≥15 min。密封压力测试曲线如图7所示。

图7 双管密封工具密封压力测试

双管密封工具过提262 kN，实现回收。回收载荷测试曲线如图8所示。

图8 双管密封工具回收测试

综合分析取得的各项技术参数和试验过程，双管密封密封压力35 MPa,未见泄露现象，且压降<2%。最大回收力为262 kN，较理论设计值偏大4.5%，小于弹性爪解锁力误差不超过15%的设计要求。

3.2 通过性测试

通过拆装设备，将双管密封工具插入到连接器内，按照0、30、60、90、180° 5个方位测试插入力及导向过程(如图9)。测试和记录送入摩擦阻力、弹性爪拔出力[13～18]，数据如表2所示。

图9 双管密封工具导向测试现场

表2 双管密封工具不同角度通过性测试数据

通过双管密封工具不同方位角通过连接器测试发现，管柱通过窗口过程中摩阻力为2～100 kN，弹性爪拔出力65～80 kN，摩擦阻力呈现快速上升趋势，最大瞬时摩擦阻力达到100 kN，未超过油管屈曲变形极限设计值120 kN，且管柱均实现缓慢导向，表明该管柱可顺利通过窗口[19-21]，下入可靠，具备分支井双管完井现场应用条件。

4 工程应用

多分支井双管完井技术在钻采试验基地JJSY-4(4号试验井)进行了先导示范应用，套管直径为244.475 mm(9英寸)，主井眼深度580 m，窗口顶深386 m，窗口底深390 m，窗口高边方位角度45°，分支井段长度100 mm，井斜18°。双管密封工具下放至331.5 m(尾管挂顶上提力500 kN，下放力450 kN)，开泵正循环流量1 000～1 600 L/min(泵压1.35～1.75 MPa)。缓慢下放双管密封工具至338.46 m，摩擦阻力10 kN。双管密封工具下放至351.1 m，最大下压力120 kN，剪切释放锁块，生产管柱分别进入对应主、分支井眼。开泵正循环流量200～400 L/min，投坐封球，缓慢加压至20 MPa，稳压15 min；环空加压至7 MPa，验密封。上提回收双管密封工具，过提力260 kN ，回收成功。试验证明：双管完井管柱具有较好的通过性，该管柱在下入、导向、回收作业、坐封、验封作业过程中性能正常，具备分支井双管完井作业的可靠性和安全性。