新型超高压封隔式尾管悬挂器研制

新型超高压封隔式尾管悬挂器研制

0超高压封隔式尾管悬挂器固井尾管技术是利用尾管悬浮液装置将部分套筒悬挂在上套筒底部，进行注水泥生产的一项技术。采用尾管固井技术可大大改善井下高温、高压钻井水力条件,降低钻机和钻具载荷,为向更深地层钻进提供可靠的技术保证,同时还可节省大量昂贵的石油套管及油井水泥。仅套管费用1项,每口井就可节省资金几十万元甚至上百万元。尾管悬挂器是尾管固井的关键设备,其性能好坏直接影响固井作业的成败。然而尾管固井技术也存在某些不足之处,即:重叠段固井质量难以保证,油、气、水窜现象时有发生。造成这一问题的原因是多方面的,如顶替效率、漏失及水泥收缩等原因。这些问题的发生,严重影响了钻井作业连续进行和油井正常投产,而在重叠段实施补水泥作业,不仅花费大,而且成功率较低。针对上述固井技术难题,中石化石油工程技术研究院于2009年研发了一种新型尾管固井工具——超高压封隔式尾管悬挂器。它是在尾管悬挂器顶部设置了一套封隔器,在注完水泥后,将封隔器坐封,以封隔尾管顶部环空。它将悬挂器与超高压尾管顶部封隔器进行了有效集成,形成了包括悬挂器、封隔器及送入坐封工具等多个功能模块在内的一体化结构,可在尾管坐挂、固井完成后,通过下压钻具来实现尾管重叠段顶部环空封隔。与常规尾管悬挂器相比,它具有坐挂、坐封2种功能,并可有效防止油气水窜的发生。近年来,塔河、川东北及海外的伊朗雅达、缅甸等区块的高压油气层井越来越多,对井下工具的密封要求越来越高,常规的35MPa的封隔能力难以满足作业要求,需要开发具有70MPa环空封隔能力的超高压封隔器。尾管顶部封隔器是该项技术的关键,常规结构及密封材料的封隔器无法满足超高压密封要求,而且耐温能力在120℃以内,很难满足井下高温、高压条件下的固井作业需求。与国外的同类产品相比仍然具有较大差距,特别是在快速下入和大排量循环(1.2m3/min以上)过程中,存在提前坐封的风险,安全可靠性与国外技术相比还有较大差距。1尾管顶部封隔器如何将封隔器和尾管悬挂器设计成有机整体并能承受70MPa以上的密封能力是本项目研究的关键,也是最大的难点。项目的设计要求是:在有限的尺寸空间里既要实现封隔器与悬挂器的安全连接,还要保证整体强度,既要让送入工具完成坐挂、丢手等任务,还要完成封隔器的坐封。与常规悬挂器设计相比,存在以下难点。(1)多种功能单元集成难度大。虽然尾管悬挂器技术、封隔器技术等单项技术较为成熟,但是将悬挂机构、封隔机构、送入坐封工具和密封机构等多种功能单元集成在一起的技术难度大。(2)封隔单元是尾管顶部封隔器实现超高压封隔能力的核心部件,为了实现对高压油气井尾管重叠段环空的超高压封堵,常规封隔机构和橡胶材料难以满足高温、高压的密封要求。(3)工具在入井后,需要进行大排量循环洗井以及注水泥、替浆等作业,因此需要封隔器具有较高的安全可靠性,在尾管快速下入和大排量循环时不会提前坐封,常规的组合胶筒式结构在入井后进行大排量循环时,存在提前坐封的风险。(4)尾管顶部封隔器坐封后,应具有一定的轴向锁紧能力,以便保持长久的密封效果,且该锁紧装置应能具备1500kN以上的锁紧能力,常规的缩紧机构和材料难以满足要求。(5)封隔器坐封力设计要求高,在浅井中因钻具质量较轻,需要较小的坐封力,而在入井过程中较小的坐封力又可能导致工具提前坐封,因此结构设计中,同时保证顺利坐封,又不至于提前坐封的难度较大。(6)对于尾管固井工具,现场操作者总是期望得到尽量大的过流面积,尤其在小间隙井中,过流面积更是广为关注。但是,对于悬挂器等固井工具来说,强度和过流面积永远是一对矛盾,如何在有限的空间内,设计出强度和过流面积均满足要求的封隔悬挂器是难点之一。下面分别针对以上技术难点进行结构设计及关键技术研究,并提出了相应的解决方案。如结合多功能模块集成难度大的问题,设计了由回接筒、坐封工具及封隔器组成的一体化工具,实现了坐挂、坐封2种功能;针对常规封隔式悬挂器封隔压力低,在大排量循环及快速下入时可能会存在提前坐封的风险问题,设计了基于金属膨胀原理的组合密封结构形式,保证在快速下入和大排量循环条件下,封隔器不会提前坐封。采用有限元方法对封隔系统进行了结构优化设计,保证机构的强度和过流面积均满足设计要求,2多段式设计2.1系统的下封系统在研究分析上述技术难点的基础上,设计了整体技术方案,将悬挂、环空封隔、送入、内部密封等多种功能单元有机集成,实现了悬挂、封隔2种功能,形成一套新型封隔尾管悬挂器技术方案(见图1)。整个系统包括回接筒、送入坐封工具、密封总成、悬挂器总成和封隔器总成等。悬挂器位于整个系统的下端,向下连接尾管串,可实现尾管的坐挂,主要包括坐挂机构、液力激发机构;尾管顶部封隔器连接在尾管悬挂器的上方,包括压缩膨胀机构、锁紧机构,在固井完成后,通过回接筒将钻具重力传递到膨胀锥体上,可将膨胀套筒膨胀至上层套管内径处,实现超高压密封;密封总成连接在封隔器本体上方,内部设有密封组件,在憋压或注水泥时封隔送入工具与密封外壳间的环形间隙,另外在密封总成的顶部设计有左旋螺纹,通过倒扣螺母与送入工具相连,可实现尾管的送入和丢手;送入工具通过左旋螺纹连接在密封总成的上方,包括倒扣螺母、坐封机构和防砂机构,用于尾管的送入、丢手及封隔器的坐封;回接筒位于送入工具的外环,并连接在封隔器的坐封套上,可对送入工具起到保护作用。在固井完成后,送入工具的坐封机构提出回接筒后,钻具的重力通过回接筒压在封隔器上,实现坐封;此外,还可根据现场需要下入回接插头,进入到回接筒内进行密封,实现尾管回接固井作业。2.2坐挂及注水泥等封隔式尾管悬挂器的工作原理是:将封隔式尾管悬挂器及套管串下入井内设计位置后,从井口投球,当球到达球座位置时,将循环通道堵死,继续开泵,压力开始上升,高压液体可通过悬挂器本体上的传压孔进入液缸内,当压力达到液缸剪钉额定压力时,剪钉被剪断,高压液体推动液缸及卡瓦上行直至卡瓦楔紧在锥体与上层套管间。此时,一旦下放尾管,便可实现坐挂。继续憋压,剪断球座剪钉,球及球座体下落,循环畅通后,正转钻具,卸开送入工具与尾管间的反扣,实施送入钻具与尾管的“脱手”。注水泥作业,当注水泥量达到设计值时,压入钻杆胶塞,之后钻杆胶塞将与连接在中心管下部的尾管胶塞复合,当复合胶塞运行至球座位置时,碰压。上提钻具约1.5m,再下放,如果钻具不能放回原位置,则证明坐封挡块已经打开,继续下压300～500kN,可坐封尾管封隔器。根据需要,可进行环空验封。3管道封隔与管道安装在整个尾管悬挂封隔系统中,尾管顶部封隔器是核心部件,也是整个工具能否顺利实现环空超高压封隔的关键。封隔器总成包括封隔器锥体、膨胀套筒和锁紧卡簧等。当工具下到设计位置、注水泥完成并要坐封时,通过下压送入工具上的坐封挡块下压回接筒+锁紧套,当压力达到120kN时,剪钉剪断,继续下压,压力作用在膨胀机构上,于是膨胀套筒在轴向力的作用下径向胀大,当其外径接触到上层套管内壁时实现坐封。锁紧机构可将膨胀套筒锁定在封隔位置。为了防止封隔器在入井过程中提前坐封,在锁紧套上设计了剪钉,将坐封剪切力控制在150kN左右。同时,在送入工具上设置了隔离套,防止尾管入井过程中在塞帽处遇阻时,外部阻力不会作用在回接筒上,以免提前坐封封隔器。另外,为了达到超高压的密封能力,并能在大排量循环时不会提前涨封,设计了金属-橡胶组合式膨胀机构(见图2),使用可膨胀金属作为橡胶的骨架,其连接强度和密封能力均得以提高。3.1膨胀坐封单元的工作原理金属膨胀尾管顶部封隔器是基于金属实体膨胀技术进行封隔器坐封。在其膨胀机构中,可膨胀金属材料的优选和热处理、金属与橡胶的结构及壁厚优选是关键技术。膨胀套筒由金属支撑骨架和胶筒组成,金属支撑骨架选用的材料为可膨胀金属材料,在金属支撑骨架的外表面有不同方向延伸的支撑齿,支撑齿的作用是固定外表面橡胶,并在封隔器坐封后,起到防突作用,防止橡胶在底部高压流体作用下被挤出。膨胀锥体外表设计有若干凸起,用于挤压、支撑膨胀套筒,与膨胀套筒一起起到封隔环空的作用。当需要坐封封隔器时,下压膨胀锥体并使之下行,对膨胀套筒进行挤压使其径向发生膨胀,膨胀套筒的金属骨架与其外表面硫化的橡胶一起膨胀,当接触到上层套管时,下压力会随之增大,同时将膨胀套筒挤进膨胀锥体和外层套管间,从而封堵封隔器与外层套管之间环空。膨胀锥体下行后,在内锁紧防退装置的作用下不回退,同时也对膨胀套筒起到支撑作用,从而保证了尾管顶部封隔器的密封效果和封隔长久性。图3是膨胀坐封单元的分析模型。图4是封隔器坐封后的应力云图。从图可以看出,膨胀后胀锥下端及膨胀套筒内部应力最大,橡胶段及外层套管内部应力较小。3.2材料力学性能膨胀套筒采用可膨胀管材制成,利用管材金属塑性的应变特性,通过膨胀锥体对膨胀套筒施加轴向力,并通过两者相对的锥角可将轴向力转化为径向力,使膨胀套筒能够径向膨胀。膨胀后的膨胀管材及橡胶会对外层套管产生一定挤压,使两者之间产生一定的接触应力,从而形成超高压密封能力。基于以上分析,对可膨胀套筒材料的主要力学性能有如下要求:①要具有一定的屈服强度,变形抗力尽可能小,这样可使膨胀力相应减小;②应具有良好的塑性,易于变形;③具有良好的抗磨损、抗破裂性能。根据上述材料选取原则,初步优选了3种材料,力学性能如表1所示。从表可以看出,所选材料屈服强度较低,抗拉强度也不高,硬度偏低,伸长率很高,可利于其塑性变形。为验证理论优选的材料的膨胀性能,分别用这3种材料加工了膨胀套筒,并进行了坐封性能试验,由试验获得的坐封力来优选合适的可膨胀金属材料。试验中,3种材料均能顺利膨胀,但是材料A和B膨胀时需要下压的轴向力较大,分别为460和420kN,而材料C所需轴向力为230kN,满足设计中小于300kN的要求。3.3性能评价3.3.1封隔器的密封为了考察金属膨胀式尾管顶部封隔器的环空封隔能力,专门对封隔器的膨胀单元、锁紧单元进行了封隔性能试验。将组装好的送入工具和封隔器部分放在试验台架上,试验机轴向加载至260kN时停止施加压力,完成坐封操作。连接试验泵,加压至77MPa,稳压15min,无渗漏,证明封隔器密封良好。将整个试验装置放入油浴加热装置中,加温至150℃,保温4h,重复压缩试验,施加轴向压力至200kN,封隔器行程达到设计位置。接试验泵,加压至77MPa,稳压15min,无渗漏,证明封隔器密封良好。与常温试验结果相比,高温下坐封轴向力要小,这是因为在高温情况下橡胶性能有所变化,硬度和强度变低,相应坐封力也变小。将试验装置中的送入工具和回接筒卸掉,从左端加一挡板顶住封隔装置本体,隔5d后再次从右端加压至77MPa,稳压15min,无渗漏,锁紧座未发生轴向位移。说明该封隔装置在经过数日放置后,未发生松弛现象,密封能力仍能达到77MPa,其锁紧能力已达到1500kN。剖开上层套管发现,膨胀套筒均匀膨胀,橡胶表面完好。试验中各种性能指标都达到了设计要求。3.3.2耐冲蚀试验研究常规结构的封隔器在现场循环排量过大,存在提前坐封的风险,在施工过程中,常常将循环排量限制在1.1m3/min以内。为了考察该封隔器允许通过的最大循环排量,在中原油田的全尺寸科学试验井进行了封隔器的大排量耐冲蚀试验。在1.7m3/min的循环排量情况下,循环24h,封隔器表面保持完好,无损伤;对循环后的封隔器进行坐封性能试验,憋压70MPa,稳压30min,压力不下降,密封效果良好,说明封隔器具有良好的耐循环、耐冲蚀能力,满足现场作业需求。4固井回收试验新研制的超高压尾管封隔悬挂器在伊朗雅达、土库曼斯坦等区块先后推广应用29套,应用成功率达到98%以上。下面仅以F8井为例介绍其应用情况。2011年5月在F8井进行了超高压封隔式尾管悬挂器的现场应用。该井是伊朗雅达油田一口直井,井深4396m,上层套管为⌀244.5和⌀250.8mm,钢级为T95-1、SM2535-110,壁厚分别为13.8和15.9mm,下深3919m;尾管⌀177.8mm,钢级SM2535-110,扣型VAM-TOP扣,壁厚11.5mm,尾管串长度624m;钻井液密度1.71g/cm3,送入钻具外径127.0mm,内径108.6mm,长度3771.83m,钻余2.3m,内容积34.98m3,总替浆量46.07m3,尾管称重(含顶驱)450kN。该井尾管固井的技术难点是:悬挂器处温度高(116℃左右),地层压力高,钻井液密度高达到1.71g/cm3,这对尾管悬挂器的性能提出了更高要求。为此,采用金属膨胀封隔式尾管悬挂器,保证能使用较大的循环排量,可防止封隔器提前坐封;同时,所有密封件均采用耐高温橡胶,且在悬挂器入井过程中严格控制管串的下入速度。试验过程中,下尾管、投球、坐挂、丢手判断及注水泥作业均正常,各项技术参数与设计相符。在注完水泥后,上提送入工具2.2m,再下压350kN坐封封隔器,其中封隔器剪钉剪断力为150kN。顺利提出送入工具,起钻3柱后循环。之后,对F8井进行套管试压,最大试验压力24.5MPa,稳压5min,压力不降,证明封隔器密封良好。5现场试验及结果(1)将封隔器、悬挂器有机地结合在一起,设计出集悬挂、封隔功能于一体的新型固井工具,可用于解决