The Research and Application of a Key Tool for Coiled Tubing Fishing with Coiled Tubing
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摘要:
针对用常规管柱打捞连续油管作业效率低、风险和施工强度高等问题，在调研连续油管作业技术现状的基础上，提出了连续油管打捞连续油管的思路，针对现场技术需求研发了专用打捞工具。通过模块化结构设计，在专用打捞工具中集成了鱼顶旋转引入、鱼顶检测、鱼顶抓获及剪切等功能机构，使其能够适应连续油管打捞连续油管的工况。模拟计算和室内试验证明，专用打捞工具的性能达到了设计要求。该专用打捞工具在塔里木油田X–1井ϕ88.9 mm生产管柱内进行了13次打捞连续油管的作业，累计捞获井内严重遇卡的ϕ38.1 mm连续油管2 851.87 m，捞获率100%，作业效率是常规管柱打捞作业的4倍，验证了专用打捞工具性能的稳定性。研究结果表明，连续油管专用打捞工具能够满足打捞连续油管的要求，可提高打捞连续油管的成功率和作业效率。
Abstract:In view of the low efficiency, high risk and high labor intensity of coiled tubing fishing with a conventional tubing string, research was conducted to investigate the current status of coiled tubing operation technologies. The process of coiled tubing fishing with coiled tubing was proposed, and a specific tool was developed. By virtue of its modular design, the tool was able to integrate the functions of fish top rotation entrance, fish top detection, fish top capture and shearing into the tool, so that the tool could adapt to the operation conditions of coiled tubing fishing. The results of simulation calculation and laboratory test verified that the performance of this tool met the desired design requirements. This fishing tool was used in Well X–1 of Tarim Oilfield on coiled tubing, and it finished 13 fishing jobs in ϕ88.9 mm production string. In total 2 851.87 m of ϕ38.1 mm coiled tubing that had been seriously stuck in the hole was retrieved, and the retrieval rate was up to 100%, while the fishing efficiency was four times higher than that of the conventional fishing string. The field application also verified the stability of tool’s performance. Studies suggested that this coiled tubing fishing tool could also be effectively applied in coiled tubing fishing, and it could provide technical references in the future for fishing in coiled tubing.
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Keywords:
- coiled tubing /
- objects lost-in-hole /
- fishing tools /
- TarimOilfield
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长宁区块水平井钻井过程中水平段井眼失稳问题十分严重，极易出现掉块和破碎性垮塌，导致卡钻、埋钻等井下故障，严重影响钻井周期、完井固井质量和压裂施工效果。井眼失稳严重时甚至会导致井眼报废，造成巨大的经济损失，直接影响页岩气开发效果，亟需研制适用于长宁区块页岩地层的油基钻井液来解决上述问题[1-4]。
长宁区块井眼失稳问题主要集中于龙马溪组与五峰组，目前该地层油基钻井液技术研究主要以封堵材料优选与阻缓微裂缝形成为主：王显光等人[5-7]评价了不同流体介质条件下龙马溪组页岩井眼的稳定性，认为随着流体抑制性和封堵能力增强，可以明显推迟或阻止龙马溪组页岩裂缝的形成；赵海峰等人[8-10]以超细颗粒封堵材料油基钻井液在砂盘中的高温高压滤失量为评价指标，提出通过增强油基钻井液的封堵性能和降低高温高压滤失量2种途径解决井眼失稳问题；钟峰等人[11-20]提出利用油的黏度和表面张力阻止滤液渗入，提高油基钻井液在高温高压下的乳化稳定性。通过这些研究可知，研选微纳米级封堵材料并提高油基钻井液的乳化稳定性是解决长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳的重点。
截至目前，尚未完全形成微纳米级封堵材料的优选方法，适用于长宁区块处理剂评价优选和钻井液体系构建方法的研究也甚少。基于此，笔者采用微孔滤膜与微裂缝封堵试验相结合的方法，针对性地优选了微纳米级封堵剂；然后，结合龙马溪组和五峰组井眼失稳机理研究结果，通过试验筛选了长宁区块油基钻井液处理剂，构建了封堵性能强、乳化性能稳定的油基钻井液体系。现场应用表明，该油基钻井液具有较强的抑制性与封堵性，能解决长宁区块水平井龙马溪组和五峰组井眼失稳的问题。
1. 地层特征及井眼失稳机理
1.1 龙马溪组和五峰组地层特征
1.1.1 矿物组成
利用D/max-IIIA X-射线衍射仪，测定并分析了龙马溪组和五峰组岩样全岩矿物及黏土矿物相对含量。岩心全岩矿物分析结果表明，龙马溪组岩样以石英为主，石英含量平均为34.66%，方解石含量平均为15.33%，重晶石含量平均为15.66%，黏土矿物含量平均为16.33%；五峰组岩样也以石英为主，石英含量平均为36.50%，方解石含量平均为15.50%，重晶石含量平均为15.00%，黏土矿物含量平均为15.50%。
岩心黏土矿物相对含量分析结果如表1所示。从表1可以看出，测试岩样黏土矿物均以伊利石为主，不含高岭石。龙马溪组岩样伊利石含量平均为56.33%，绿泥石含量平均为13.33%，伊/蒙间层平均为30.33%；五峰组岩样伊利石含量平均为67.00%，绿泥石含量平均为9.67%，伊/蒙间层平均为23.33%。
表 1 龙马溪组和五峰组岩心黏土矿物相对含量分析结果Table 1. Relative content analysis of clay minerals in core samples from Longmaxi and Wufeng formations井名 层位 黏土矿物相对含量，% 间层比，
%高岭石 绿泥石 伊利石 伊/蒙间层 CN156井 龙马溪组 0 10 50 40 20 CN355井 龙马溪组 0 6 70 24 20 CN194井 龙马溪组 0 24 49 27 20 CN355井 五峰组 0 11 65 24 20 CN419井 五峰组 0 11 63 26 20 注：数据来自重质油国家重点实验室（中国石油大学）。 1.1.2 微观结构特征
利用扫描电镜分析了龙马溪组和五峰组岩样的微观构造特征，龙马溪组和五峰组岩样SEM扫描电镜照片分别如图1、图2所示。
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图 2 龙马溪组岩样水化膨胀和水化分散性能测试结果Figure 2. Test results of the hydration swelling and dispersion properties of rock samples from Longmaxi Formation从图1可以看出，取自CN194井井深3 274 m的岩样胶结致密，粒间孔隙不发育，溶蚀孔隙；CN156井井深5 100 m处的龙马溪组岩样裂缝发育，并且裂缝内局部含油；CN355井井深4 694 m处的五峰组岩样裂缝、孔隙发育，裂缝局部含油。
从图2可以看出：取自CN194井井深3 260 m处的五峰组岩样裂缝、溶蚀孔缝发育，并且裂缝和溶蚀缝中都含油；CN355井井深4 694 m处的五峰组岩样裂缝、孔隙发育；CN22井井深4 824 m处五峰组岩样胶结致密，粒间孔隙不发育，裂缝、缝隙中见盐晶体。
龙马溪组和五峰组页岩微孔隙发育良好，裂缝宽度5～10 μm，孔隙直径在400～900 nm，页岩表观形态由不连续页岩堆砌、胶结而成，层状构造明显，体现出页岩脆性强、强度低的特点。
1.1.3 水化性能
龙马溪组岩样水化膨胀和水化分散性能测试结果如图3所示。
从图3可以看出：龙马溪组岩样的膨胀量为0.2～0.4 mm，多数达0.3 mm以上，具有一定的水化膨胀性；龙马溪组岩样的回收率为9.36%～57.84%，多在30%以下，具有较强的水化分散性能。
1.2 井眼失稳机理
根据以上分析结果，可知长宁区块龙马溪组和五峰组的井眼失稳机理为：黏土含量高，以伊利石为主，不含蒙脱石，含少量伊/蒙混层，地层裂缝、微裂缝发育，地层水化分散性较强、比亲水量较大，钻井液滤液沿地层微裂隙侵入地层深部导致泥页岩水化，一方面消弱了颗粒间胶结力；另一方面水化产生的膨胀压力使井眼失去平衡，导致坍塌掉块。
2. 强化封堵钻井液的研制及性能评价
针对长宁区块龙马溪组和五峰组井眼失稳机理，在分析井眼失稳力学原因的基础上，提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”为一体的技术对策，即在将物化封堵作用、有效应力支撑井壁作用相结合的同时，加强表面水化抑制性，并加强封固，阻止和减缓孔隙压力传递，进一步建立有效应力支撑井壁，以平衡井壁坍塌压力。依据该技术对策，首先要保证油基钻井液的稳定性，然后加强钻井液对微裂缝的封堵作用。为此，依次优选了乳化剂、降滤失剂和封堵剂等关键处理剂，并通过试验评价了优选出油基钻井液体系的稳定性、抗温性和封堵性等性能。
2.1 油基钻井液关键处理剂优选
2.1.1 乳化剂优选
以“基浆1 + 乳化剂（4%主乳化剂+2%辅乳化剂）”为试验浆，测试试验浆在125 ℃、16 h条件下热滚后的表观黏度、切力和破乳电压，优选出综合性能较好的乳化剂。乳化剂优选试验结果见表2。
表 2 乳化剂优选试验结果Table 2. Experimental results of emulsifying agent optimization类别 条件 密度/
（kg·L–1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）静切力/Pa 动塑比 API滤失量/
mL破乳电压/
V初切 终切 基浆1 老化前 0.85 4.5 0.5 0.51 1.02 0.13 50.0 2 047 老化后 4.0 1.0 0.51 1.02 0.33 30.0 基浆1+EM-SL 老化前 0.86 7.0 1.0 0 0 0.17 13.0 1 101 老化后 12.0 3.0 1.53 1.53 0.33 10.0 基浆1+EM-JH 老化前 0.86 8.0 2.0 0 0 0.33 17.0 1 012 老化后 12.0 3.0 2.04 2.55 0.33 13.0 基浆1+EM-XG 老化前 0.86 5.5 0.5 0 0 0.10 22.4 990 老化后 12.0 3.0 1.53 1.53 0.33 18.0 注：基浆1配方为：360 mL白油+40 mL25%CaCl2溶液+3%贝克休斯有机土BK。 从表3可以看出：4种试验浆在125 ℃、16 h条件下热滚后的破乳电压均大于400 V，体系均较为稳定；基浆1中没有添加乳化剂，未形成乳状液，故基浆1的破乳电压为2 047 V；乳化效果越好，油包水乳状液分散越均匀，钻井液的表观黏度相对越高，乳化剂EM-SL试验浆的表观黏度较高，并且滤失量最低，因此，选其为构建配方的乳化剂。
表 3 降滤失剂优选试验结果Table 3. Experimental results of filtrate reducer optimization类别 条件 密度/
（kg·L–1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）静切力/Pa 动塑比 API滤失量/
mL初切 终切 基浆2 老化前 0.87 7.0 1.0 0 0 0.17 13.0 老化后 12.0 3.0 1.53 1.53 0.33 10.0 基浆2+油基褐煤SL 老化前 0.88 10.0 1.0 1.02 1.53 0.11 8.0 老化后 12.5 2.5 1.53 2.04 0.25 7.6 基浆2+FR-BK 老化前 0.88 12.0 1.0 1.02 2.04 0.09 2.0 老化后 26.5 8.5 3.58 4.60 0.47 6.4 基浆2+FR-JH 老化前 0.89 10.5 1.5 1.02 1.53 0.17 9.0 老化后 20.5 6.5 1.53 2.56 0.46 8.0 注：基浆2配方为：360 mL白油+ 4%主乳化剂EM-SL-1 + 2%辅乳化剂EM-SL-2 + 40 mL25%CaCl2溶液+ 3%贝克休斯有机土BK。 2.1.2 降滤失剂优选
以“基浆2 + 4%降滤失剂”为试验浆，以试验浆在125 ℃、16 h条件下热滚后的黏度、切力、滤失量为主要指标，优选出综合性能较好的降滤失剂。降滤失剂优选试验结果见表3。
由表3可知，老化后表观黏度较之前均有不同程度的提升，加入降滤失剂FR-BK后滤失量为6.4 mL，加入油基褐煤SL后滤失量为7.6 mL，滤失量均较低。与加入降滤失剂FR-BK相比，加入油基褐煤SL老化前后的黏度和切力基本稳定，流变性能更优异。因此，选用油基褐煤SL作为降滤失剂。
2.1.3 封堵剂优选
根据龙马溪组和五峰组岩样微裂缝与微观孔隙的特征，优选了N-封堵剂、YX1200和YX400等微纳米封堵剂，采用0.22和0.45 μm孔径的微孔滤膜来评测封堵剂的承压封堵能力。以“基浆3 + 4%封堵剂”为试验浆（其中基浆3由360 mL白油+ 4%主乳化剂EM-SL-1 + 2%辅乳化剂EM-SL-2+40 mL25%CaCl2溶液+ 3%有机土BK+4%油基褐煤SL组成），测试各试验浆在125 ℃、16 h条件下热滚前后的封堵性能，以老化后的API滤失量和微孔滤膜的滤失量为主要指标，优选出综合性能较好的封堵剂。封堵剂优选试验结果如图4所示。
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图 4 页岩在钻井液中的水化膨胀试验结果Figure 4. Experimental results of the hydration swelling of shale in drilling fluid由图4可以看出，加入封堵剂YX1200试验浆的API滤失量、0.22和0.45 μm微孔滤膜的滤失量分别为5.6，10.0和9.6 mL，与加入其他封堵剂相比滤失量最低，微观封堵效果最好。因此，选封堵剂YX1200为构建配方的封堵剂。
在此基础上，优选润滑剂、降黏剂，并优化体系的配伍性，构建了强化封堵钻井液体系，其配方为360 mL白油+4.0%有机土BK+4.0%主乳化剂EM-SL-1+2.0%辅乳化剂EM-SL-2+4.0%润湿剂+2.0%生石灰+40 mL25%CaCl2溶液+4.0%油基褐煤SL+4.0%封堵剂YX1200+1.0%固体润滑剂RT-1+1.5%流性调节剂+重晶石粉（密度调至1.50 kg/L），记为配方CN-5。
2.2 强封堵钻井液性能评价
2.2.1 抗污染性能
配方CN-5中分别加入10%NaCl、1%CaCl2和8%储层劣土（产自CN419井龙马溪组埋深3 424～3 512 m处、过100目筛网的岩屑），测试其在125 ℃、16 h条件下热滚前后的性能，评价不同体系的抗污染能力，结果见表4。
表 4 强封堵钻井液抗污染性能评价结果Table 4. Evaluation results of the pollution resistance of drilling fluid with strong plugging property条件 密度/
（kg·L–1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL初切 终切 抗NaCl性 老化前 1.50 67.5 53 14.5 8.18 15.30 0.2 老化后 77.5 59 18.5 3.58 25.55 0.2 抗CaCl2性 老化前 1.50 79.0 65 14.0 4.09 24.53 0.2 老化后 83.5 62 21.5 12.78 28.11 0 耐劣土性 老化前 1.50 67.5 52 15.5 8.18 15.33 0 老化后 85.0 60 25.0 11.75 27.08 0 由表4可知：配方CN-5中加入10%NaCl后，体系表观黏度变化不大，抗盐能力较好；加入8%劣土和1%氯化钙后，体系黏度略有上升，但增加不明显，具有一定的抗劣土和抗钙污染能力。
2.2.2 抗温耐温性能
根据地层温度（约125 ℃），评价配方CN-5在135 ℃/16 h、125 ℃/32 h条件下热滚后的流变性和滤失性，试验结果见表5。
表 5 强封堵钻井液抗温耐温性能评价结果Table 5. Evaluation results of the temperature resistance of drilling fluid with strong plugging property条件 密度/
（kg·L–1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mL初切 终切 抗温性（135 ℃/16 h） 老化前 1.50 67.5 52 15.5 8.18 15.33 0.2 老化后 75.0 60 15.0 3.58 23.51 0 耐温性（125 ℃/32 h） 老化前 1.50 67.5 52 15.5 8.18 15.33 0.2 老化后 78.0 64 14.0 10.22 15.33 0 由表5可知，当老化温度升高10 ℃后，表观黏度略有上升，滤失量降低；当老化时间延长为32 h后，老化后的流变性能与滤失性能均变化不大，表明其抗温和耐温性能良好。
2.2.3 钻井液稳定性能
对配方CN-5进行了沉降稳定性、电稳定性及改进的VST沉降测试。取油基钻井液350 mL，进行改进的VST沉降测试，在600 r/min下取沉降鞋底部钻井液10 mL，称其质量为19.42 g，将转速调至100 r/min，30 min后称其质量为20.06 g，得密度差0.064 g/mL，然后将油基钻井液静置24 h，测试沉降稳定性及电稳定性。
试验结果表明，配方CN-5的动态沉降稳定性良好，改进的VST沉降测试密度差为0.064 kg/L，上下层密度差为0.019 kg/L，破乳电压为1 322 V，破乳电压大于400 V，体系较稳定。
2.2.4 封堵性能
1）裂缝性储层的封堵。使用高温高压堵漏模拟试验装置，评价配方CN-5对宽度200和400 μm微裂缝的封堵能力。试验结果表明，压力从0 MPa升高至5.0 MPa过程中，不同缝宽的裂缝均无钻井液漏失，表明配方CN-5对宽度200和400 μm微裂缝均具有一定的封堵能力。
2）渗透性储层的封堵。采用中压（0.69 MPa）砂床滤失仪，选用40/60目细砂，评价配方CN-5试验浆滤液侵入砂床的深度。试验结果表明，其平均侵入深度为7.0 mm，滤失量为0，较优化前对渗透性储层具有更好的封堵性能。
3）微纳米孔/缝的封堵。针对龙马溪组和五峰组的微纳米孔缝特征，采用微孔滤膜模拟漏失介质，以漏失量和承压能力为评价指标，测试了配方CN-5的封堵能力。试验发现，配方CN-5经过0.45和0.22 μm微孔滤膜时，瞬时滤失量均为0，30 min后滤失量仍均为0，表明该钻井液体系具有较强的封堵微裂缝和微观孔隙的能力。
3. 现场应用
3.1 总体应用情况
研制的强化封堵钻井液已在长宁区块现场应用10余口井，解决了五峰组和龙马溪组水平段井眼失稳的问题。与同区块采用常规钻井液的其他已完钻井相比，复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%，建井周期平均缩短4.5 d。
3.2 典型井例
CN156井位于四川盆地边缘的长宁背斜构造，设计完钻井深5 972 m，在龙马溪组造斜，造斜点井深3 015 m，目的层为龙马溪组龙一段，井眼轨迹进入龙马溪组35 m（垂直厚度）。该区域水平井的水平段长度在1 500～2 400 m，易发生井眼失稳问题。由于一般的油基钻井液封堵性不足，钻井液不断侵入地层，沿层理面锥进，诱发硬脆页岩结构性大掉块（掉块呈板状和块状），易导致井眼坍塌。
为此，CN156井钻至井深2 733.50 m时，全井替入密度1.85 kg/L的强封堵油基钻井液，后续钻进期间逐渐将密度提至1.98 kg/L直至完钻。钻进期间对油基钻井液进行性能维护，在进入造斜点前，油水比控制在 87∶13，破乳电压稳定在1 300 V左右，性能较为稳定，高温滤失量控制在2 mL以下。同时，加强固控设备的使用，维持好固相含量。应用结果表明，该钻井液现场处理、维护方便，维护周期较长，流变性、滤失性可调控性强，降低了复杂情况发生的概率。下面从抑制性、封堵性和井径扩大率等方面对比CN156井和邻井的应用效果。
1）抑制性。选取CN419井龙马溪组（埋深3 424～3 512 m）岩样过100目筛网，采用页岩膨胀仪进行钻井液水化膨胀试验，对比CN156井现场所用强封堵油基钻井液与其他现场井浆对页岩的抑制性，结果如图5所示。从图5可以看出，页岩在CN156井现场所用钻井液膨胀量仅为0.012 mm，而对比井井浆的膨胀量为0.02～0.07 mm，表明强封堵油基钻井液的水化抑制性能较强。
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图 5 钻井液水化膨胀试验结果Figure 5. Experimental results of the hydration swelling of drilling fluid2）封堵性。采用中压（0.69 MPa）砂床滤失仪，以滤液平均侵入深度为评价标准，试验对比了CN156井用强封堵钻井液与邻井现场井浆对80/100目石英砂的封堵能力。试验结果：CN419井、CN222井、CN194井、CN22井、CN137井、CN62井、CN67井、CN355井、CN156井的平均侵入深度分别为35，12，11，11，10，9，9，7和4 mm，滤失量均为0。试验结果表明，CN156井所用钻井液的侵入量最小，封堵性能最好。
3）井径扩大率。对采用强化封堵油基钻井液的CN156井龙马溪组井段（1 650～4 375 m）和采用普通油基钻井液的CN194井龙马溪组井段（1 650～4 900 m）的井径扩大率进行了对比，发现前者的平均井径扩大率为2.38%、最大井径扩大率为19.30%，后者的平均井径扩大率为13.21%、最大井径扩大率为44.14%，前者数据明显小于后者，说明强化封堵油基钻井液具有更好的抑制性和防塌性。
4. 结 论
1）长宁区块龙马溪组和五峰组均是以伊/蒙混层或伊利石为主的硬脆性泥页岩，微裂缝发育，部分地层水化性较强，钻井液滤液沿地层微裂隙侵入地层深部时易引起泥页岩水化，使颗粒间的胶结力降低；同时，水化产生的水化应力使井眼失去平衡，导致井壁掉块、坍塌。
2）提出了“强化封堵微观孔隙、抑制滤液侵入和阻缓压力传递”为一体的封堵对策。强调将物化封堵作用、有效应力支撑井壁作用结合，并加强表面水化抑制性，减缓或阻止微裂缝的形成。
3）现场应用表明，研制的长宁区块强封堵油基钻井液封堵能力强，抑制性、抗温性能好，具有较强的抗污染能力，流变性、滤失造壁性好且易于调控，现场处理维护方便，解决了长宁区块水平井水平段的井眼失稳问题。
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图 6 剪切机构球座薄弱点处结构参数
Figure 6. Structural parameters of the weak point of the shearing ball seat
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图 9 剪切机构主要部件网格划分示意
Figure 9. Schematic of the meshing of the main components of shearing mechanism
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