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【测井】斯伦贝谢MaxPull电缆输送系统强力取代钻杆传输

石油圈2019-01-10 06:42:26


当前,油气井的井身结构正变得越来越复杂,对井下工具的传输造成了极大的挑战。之前大斜度超深井无法使用普通电缆传输工具,但采用本文的一体式电缆传输系统后大获成功。


来自 | World Oil

编译 | 白小明 白矾

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今年年初,对墨西哥湾一口井进行了地层测井和取样作业的张力模拟,该井是一口井眼形状高度不规则的井,模拟结果表明极端情况下测井电缆的张力极有可能达到20,900lbf。常规的高强度电缆在最大拉力为21,000lbf时,仅可进行三个拉力循环。但工具串被卡需要增加拉力循环来解卡,而且如果瞬时拉力超过电缆的安全工作负载就不得不进行高额的打捞作业,还有可能丢失储层的关键信息。


在墨西哥湾深水区,即使打捞作业取得成功,通常也需要4天左右的时间。对电缆相关的事故而言,打捞仍然是增加停工时间的主要因素。全球的油气公司每年要花费10,000多小时的时间来打捞电缆工具。


因此,作业公司在深水区作业时,一般会采用钻杆来传输测井和取样工具串。然而,在井眼轨迹复杂的深井,钻杆传输本身就是一项耗时且昂贵的工序。通常,钻杆传输时间比电缆多3~4倍。


幸运的是,斯伦贝谢刚刚推出了业界抗拉强度最大的电缆传输系统——MaxPull大拉力电缆输送系统。MaxPull系统将新型聚合物封装、扭矩平衡复合电缆与海上绞车单元、滚筒和绞盘集成在一起,即使拉力达到30,000lbf,该系统也能够承受多次拉力循环。这比常规的最大拉力系统性能提高了近50%


使用先进的传输设计软件,工程师可以选择额外的模块化组件来降低操作风险,提高安全性和效率。这些组件包括WellSKATE低摩擦入井附件(在各种井眼条件下确保将工具送入预定位置),以及一个电子控制的丢手装置SureLOC。这两个组件均在电缆最脆弱的位置和整个工具串最重要的位置进行操作。

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 全新电缆传输方案应用效果后


在完成一次取样过程中,下入一个动态地层测试器时,电缆被卡。起初,尝试采用26,000lbf的力未能解卡,需要29,300lbf以上的拉力才能将被卡的电缆和工具串起出。因此作业人员采用了大拉力电缆,这样不仅避免了关键的流体和地层压力数据(主要用于描述油藏特征)的丢失,而且避免了可能耗时4天的打捞作业(打捞费用可能高达305万美元)。


2012年,首次对业内唯一的全集成式(一体式)电缆传输解决方案进行了较大的升级,30,000lbf的大拉力电缆系统算是第二次重大升级。如今,全球范围共有50多套设备在运行,主要在深水环境中作业,设备的安全工作负载有三种,即18,000lbf、26,000lbf和30,000lbf。


MaxPull系统可以成功取代钻杆传输系统,将更长、更复杂的工具下入到更深的油气井中,减少了电缆下入的总趟数,并且避免了昂贵的打捞作业,节约了3000多万美元的作业费用。增加全能裸眼爬行器和其他井下附件后,大拉力电缆传输系统可以更快地将工具送入任何形状的井眼,且不受井斜和井眼复杂程度的影响,最大入井深度可达40,000ft(12192m)。

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 大拉力系统的演化


在21世纪的第一个10年,高强度抗拉电缆测井工具串在墨西哥湾深水井的使用量增加了一倍多,但是这类工具的最大额定工作载荷在15,000lbf以上。随着对测井电缆张力的要求升高,电缆破损、卡工具、打捞等作业的发生频率越来越高,相关费用也急剧增加。对电缆张力要求的增加,主要是由于作业电缆比之前更长、更重,作业工具串尺寸也更大、更重,而且要求在减少下入次数的情况下,工具串携带更多的传感器以获得高质量的储层数据。


随着井深的不断增大,为了提高电缆测井的效率,设备供应商引入了更高强度的电缆,更高容量的海上绞车装置、强化的滚筒和绞盘张力释放装置。通常,上述这些部件连同其他部件都由不同的供应商制造,购买以后由用户组装在一起使用。因此,一般难以确定单个具体设备的实际抗拉能力。很快,电缆故障早发的问题开始频繁出现,主要破坏形式是扭矩过大造成的电缆破损、电缆主线损坏或者冷变形,有时是设备匹配出现错误。


为了防止电缆出现问题,在测井作业期间,作业人员必须减少拉力循环次数,并增加更换电缆的频率。然而,这两种补救措施,加上首次新电缆的调制时间,共同增加了电缆的总作业时间。


因此,2010年,在墨西哥湾深水作业中,采用了额定载荷为21,000lbf的电缆。打捞事故率下降到了1%以下。该电缆除了强度更大外,基本的电缆设计保持不变,因此,这种电缆仍然存在传统电缆的弱点。同时,随着井深增加,测井张力也随之升高,打捞作业仍然耗费3~4天的非生产时间。


在对深水电缆故障进行深入评估后,油服公司开始研究、设计和测试全新的电缆结构,该电缆使用的聚合物护甲有效克服了常规电缆的限制。最终形成了TuffLINE扭矩平衡复合电缆,无需调制,维护量也很小。很快,这种电缆成为了全新的一体式大拉力电缆传输系统的核心产品。为了确保系统完全集成,电缆和所有其他组件都由公司自己制造。


2012年,在墨西哥湾以外的地区首次采用了最初的18,000lbf电缆,使用中高强度测井电缆的最低拉力达到了10,000lbf。

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地中海东部地区案例研究


在地中海东部偏远地区,有一口深水直探井,油气公司计划在12-1/4in和8-1/2in井段进行电缆测井作业。模拟预测正常电缆张力小于8,000lbf,该井没有加深或侧钻的计划。因此,钻机没有配备绞盘高张力释放系统。


然而,钻具在12-1/4in井眼靠近完钻井深(TD)附近被卡,并未到达主目的层。经过复杂的打捞作业后,钻井公司决定在井斜35°的位置进行侧钻。沿新轨迹进行了电缆张力模拟,结果显示拉力增加到了8,000lbf。为了降低风险,12-1/4in井眼的测井作业被分成3趟完成。然而,在第一次下入过程中,电缆遇到了更大的张力。很明显接下来的8-1/2in井眼测井时的张力肯定将超过10,000lbf。而当前的电缆不够坚固,不能承受如此大的负载。


由于井的位置比较偏远,不可能动员一套绞盘来按计划进行8-1/2in井眼的测井作业。因此,只有2种常规解决方案可用:将电缆测井下入次数增加到原来的2倍,或者采用钻杆传输,下入5趟,不过这将耗时7天。


油服公司建议采用另一种方法:从英国动员1套全新的18000lbf复合电缆,该电缆设计能够处理高达18,000lbf的拉力,无需绞盘,并且钻机上的绞车单元可以满足要求。这次作业也表明如果没有一体化的电缆传输方法,会出现设备不配伍的问题。


采用了新电缆后,12-1/4in井眼的测井作业在2天之内完成。尽管由于井眼条件较差,每次入井时工具串都会卡住,但8-1/2in井眼的5次入井作业还是在3天内完成。4次入井的张力都超过了10,000lbf,需要多次将拉力上提至16,000lbf才能将被卡工具解卡。这次作业不仅使油气公司避免了昂贵的打捞作业,而且因为未使用钻杆传输,节省了96小时(4整天),价值500万美元

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 其他大拉力组件


显然,即使是电缆很高级,有效的大拉力电缆传输也不是一根电缆就能完成的。对于大斜度井、水平井或井眼轨迹复杂的井,特别是井眼条件较差的井,我们该如何处理?一旦常规的依靠重力下入的方式有问题,钻井公司通常会采用钻杆传输。然而,采用钻杆传输耗时是电缆传输的3~4倍,大大增加了成本以及操作的复杂性和风险。


因此,油服公司开发了一种新的UltraTRAC全能电缆爬行器(一种适用于裸眼井的技术),配备低摩擦滚筒、井眼探测器和其他不断研发改进中的配件,UltraTRAC可以配合大拉力电缆传输系统工作。这些工具可以通过冲蚀井段,下压或者上提工具的力可达8,000lbf。


爬行器传输可以加快电缆在水平井眼中的下入速度,速度堪比在同样井深直井中采用重力方式下入的速度。如今,配合高强度聚合物封装、扭矩平衡的电缆一起使用,裸眼爬行器可以有效地替代钻杆传输,使电缆能够有效进入各种井型的井眼。

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西非地区案例研究


几年前,在西非近海有一口“S”型评价井,井斜为75°,存在巨大的测井难题。作业公司需要下入先进的传感器而不是基本的LWD工具来全面评估油藏。最初,根据IADC/SPE 170565论文的描述,由于井斜角太大,而且地层非常不稳定,无侧限抗压强度只有600psi,因此,排除了电缆传输测井方法。


然而,通过在一体式18,000lbf电缆传输系统中增加新的全能爬行器,在5次测井作业中,作业公司成功获得了复杂的岩石物理测量数据,下入了地层测试器,获得了流体样品,正常作业的张力为10,500lbf,未遇卡。与钻杆传输相比,作业公司有效地节省了72小时,即一半的作业时间

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 高度集成的大拉力系统


在过去5年中,大拉力电缆传输系统已十分成熟,可完全集成的组件(不用再东拼西凑)包括:聚合物封装的电缆;配套的大容量、海上测井设备;绞车滚筒;绞盘张力释放系统;电子电缆释放装置;井眼进入附件;全能裸眼爬行器;先进的井眼传输设计和优化软件以及可选的现场数据采集系统。这样可以管理当今更长、更全面的电缆工具串对功率、遥测技术和数据的需求。


2014年10月,MaxPull 18000系统推出两年后,斯伦贝谢发布了一套适用于墨西哥湾深水的一体式26000lbf大拉力系统。在油价下跌的第一年,该系统避免了4次打捞作业(如果不使用该系统打捞作业则不可避免),帮助作业公司节省了12天以上的时间,价值900万美元。在2015年,墨西哥湾电缆打捞事故率下降到了历史最低的0.4%。2016年3月,全新的最大强度为30,000 lbf的电缆传输系统实现了商业化,如本文开头部分所述,在其首次应用中就成功避免了可能耗费300万美元的打捞作业。

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 效益和效率


虽然,一体式大拉力电缆传输系统最初是为深水井开发的,但如今,对于任何海上或陆地井,无论井眼复杂性、井斜或井况如何,该系统均可以加快将工具串下入到预定位置的速度。世界各地的陆地作业公司,都在寻求更高效、更大拉力的工具。通过替代钻杆传输方式,这些系统可以减少作业时间、下入次数、成本,安全地将更多电缆工具组件输送到更长或更深的井内。


关于下入工具数量、工具串重量和长度,钻井工程师和地质工程师经常会有冲突,尤其是获取复杂井关键数据时,这些冲突更加明显,而大拉力传输系统的出现可有效避免这些问题,这也是该系统的另一个优点。


目前在墨西哥湾,与业内最强的常规工具相比,两套高强度MaxPull系统可将提拉力提高25%~50%。在井下,全能爬行器可以增加2,500lbf~3,000lbf的拉力或推力。因此,深水作业时,操作人员甚至能够以超过26,000 lbf~30,000 lbf的拉力上提。在不久的将来,甚至可以在直井和小井斜井中采用裸眼爬行器,以降低风险和成本。

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