冀東油田膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)研究

1、冀東油田液壓膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)研究張昊1、劉宇飛21.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，2.中國石油冀東油田分公司機(jī)械公司摘要：針對出砂斜井的液壓膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)難題,冀東油田鉆采院技術(shù)人員通過對膨脹管補(bǔ)貼失敗的井進(jìn)行分析，查找原因，并進(jìn)一步對影響膨脹管補(bǔ)貼的各種因素進(jìn)行了分析，然后針對這些不利因素研究解決方法，根據(jù)研究結(jié)果對膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)和補(bǔ)貼工具進(jìn)行了一些列的改良，解決了這些影響膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)成功實(shí)施的問題，并在G308-4井現(xiàn)場應(yīng)用獲得成功。膨脹管補(bǔ)貼可采用用液壓和機(jī)械兩種方式進(jìn)行脹管，目前由于液壓膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)難度小而在國內(nèi)普遍得到應(yīng)用。液壓膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)就是將補(bǔ)貼管下到指定套損段，然后

2、采用液壓打壓和上提管柱相結(jié)合的方法，使補(bǔ)貼管與脹頭之間產(chǎn)生相對移動，從而使補(bǔ)貼管被脹頭脹大，并利用硫化在補(bǔ)貼管外的膠皮懸掛在套管內(nèi)，起到密封和加固的作用。它是修復(fù)套損井的重要手段之一。截止2021年9月，冀東油田共有346口井發(fā)生過套損，套損井比例占總井?dāng)?shù)的16.9%。其中局部套損井必須應(yīng)用膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)才能修復(fù)。液壓膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)主要有密封和加固兩項(xiàng)用途。對于油水井破損處漏失嚴(yán)重，水泥擠封大量漏失或擠封后容易套變，或高壓水層處擠不進(jìn)水泥的井，可以用膨脹管補(bǔ)貼密封。對于套管腐蝕嚴(yán)重或修套后套管強(qiáng)度低易套變的井可以用膨脹補(bǔ)貼管進(jìn)行加固。1 影響膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)成功實(shí)施的主要因素冀東油田從2006年

3、開始開展膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)研究與應(yīng)用， 2006年2021年冀東油田先后實(shí)施4口井膨脹管補(bǔ)貼試驗(yàn)，均未取得成功，我們對失敗的4口井進(jìn)行了仔細(xì)的分析，找出各種失敗的原因，并對各種影響補(bǔ)貼的因素進(jìn)行了思考。 補(bǔ)貼失敗井失敗原因分析表1 補(bǔ)貼失敗井失敗原因分析序號井號施工時(shí)間施工簡述主要原因原因歸納1G63-82006年3月2006年3月用膨脹管補(bǔ)貼封套管破損處的水層，下補(bǔ)貼管(2307m), 打壓58MPa壓力突降為0，套管返水，起出發(fā)現(xiàn)有脹開，下絲堵被打掉。油管內(nèi)的鐵銹等雜物在脹頭和補(bǔ)貼管之間堆積，造成脹頭相對于補(bǔ)貼管移動時(shí)摩擦阻力增大，脹管困難。油管鐵銹阻礙脹頭運(yùn)行2M23-52007年10月20

4、07年10月下補(bǔ)貼管1642.5m封層，打壓45MPa，脹管成功，但后序化堵后發(fā)現(xiàn)補(bǔ)貼管變形，最小通徑小于90mm，修復(fù)困難，補(bǔ)貼失敗。M23-5井是因?yàn)榫?，在下入過程中磨壞補(bǔ)貼管密封膠皮，化堵后套變。井斜磨壞密封膠皮3M32021年 12月2021年 12月下補(bǔ)貼管70m12211291m，泵車打壓4548MPa，脹頭上行后高壓軟管破裂停工，停等18小時(shí)后，換70MPa高壓軟管再次膨脹施工，啟動泵壓55MPa，膨脹約8m左右后，補(bǔ)貼管連接絲扣拔斷，拉桿與膨脹管環(huán)形空間被砂泥充填，充填長度約3m。M3井是因?yàn)楦邏很浌芤馔獗?。等換高壓軟管過程中由于出砂嚴(yán)重，地層砂進(jìn)入補(bǔ)貼管與套管環(huán)空以及脹頭

5、與補(bǔ)貼管之間，造成膨脹頭上行困難，補(bǔ)貼失敗。出砂、高壓軟管質(zhì)量差4M17-32021年12月2021年12月下補(bǔ)貼管(2042),水泥車打壓45MPa，管柱上行后停止上行；繼續(xù)打壓至52 MPa，管柱上行約后，泵車壓力突然落零，井口返泥漿。因?yàn)槊芊饽z皮被刮掉，造成脹管困難，壓力過高，并最終導(dǎo)致發(fā)射室密封失效，套管返泥漿，補(bǔ)貼失敗。膠皮脫落通過對4口井失敗原因的認(rèn)真分析，我們得出結(jié)論：因?yàn)檫@4口井施工過程中使用的補(bǔ)貼技術(shù)不能滿足冀東油田出砂斜井的實(shí)際井況，導(dǎo)致補(bǔ)貼失敗。要想在冀東油田進(jìn)行膨脹管補(bǔ)貼，必須對膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)進(jìn)行一系列的改良，以滿足冀東油田井斜大、出砂嚴(yán)重的實(shí)際情況。研究適合冀東油田出

6、砂斜井的膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)是在冀東油田推廣膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)的關(guān)鍵。主要是要在補(bǔ)貼過程中防止出砂，同時(shí)要減小斜井中的脹管阻力。另外，斜井修套致套管破損后更容易刮磨補(bǔ)貼管密封膠皮，所以必須解決補(bǔ)貼過程中密封膠皮被刮掉或磨損造成脹管困難或補(bǔ)貼后不密封的問題。1.2 影響膨脹管補(bǔ)貼施工的各種因素分析我們對影響膨脹管補(bǔ)貼施工的各種因素進(jìn)行了分析。見表1。表1：影響膨脹管補(bǔ)貼施工的因素及應(yīng)對措施表序號風(fēng) 險(xiǎn) 因 素風(fēng)險(xiǎn)應(yīng) 對 措 施1井筒出砂出砂造成地層砂進(jìn)入補(bǔ)貼管與套管環(huán)空或補(bǔ)貼管與脹頭之間，造成脹不動。擠封、固砂。2井斜井斜大造成脹頭所受合力與套管軸線不一致，造成脹頭偏擺，脹管阻力增大。阿基米德螺線脹頭。3

7、套管縮頸當(dāng)縮徑點(diǎn)脹頭外徑+2倍補(bǔ)貼管壁厚大于縮徑點(diǎn)套管內(nèi)徑時(shí)脹管困難。通井、測多臂井徑、補(bǔ)貼管接箍避開套管縮徑段。4套管破損切密封膠皮脫落的膠皮堆積環(huán)空造成脹頭上行阻力增大，或膠皮脫落造成補(bǔ)貼后不密封。補(bǔ)貼管膠皮硫化鐵環(huán)防刮磨，并硫化牢固。5施工管柱密封失效或斷裂更換管柱時(shí)間過長，造成累計(jì)出砂量大，脹管困難。施工前管柱試壓合格，并用鉆桿替代油管施工。6管柱內(nèi)外外表有鐵銹等雜物雜物進(jìn)入脹頭與補(bǔ)貼管之間造成脹管困難施工前油管或鉆桿內(nèi)外清洗、清理干凈。7修井機(jī)、泵設(shè)備損壞 設(shè)備維修停等時(shí)間長，地層出砂時(shí)機(jī)增多，造成脹管困難。檢修設(shè)備合格，不允許帶病作業(yè)。8地面高壓管線地面高壓管線中途漏、不上壓維修停

8、等時(shí)間長，地層出砂時(shí)機(jī)增多，造成脹管困難。地面管線試壓合格，備高壓軟管、彎頭、油壬各1套。9平安施工過程中，地面高壓管線爆裂傷人處理平安事故停等時(shí)間長，地層出砂時(shí)機(jī)增多，造成脹管困難。 無關(guān)人員遠(yuǎn)離現(xiàn)場，操作人員做好防護(hù)2 膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)改良根據(jù)影響膨脹管補(bǔ)貼各種因素分析的結(jié)果，我們對膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)和補(bǔ)貼工具進(jìn)行了一系列重要改良。工藝措施改良(1)備用一套高壓軟管、彎頭、油壬，在出現(xiàn)意外時(shí)，可以及時(shí)更換，以免停等時(shí)間過長。(2) 內(nèi)徑的51/2套管要采用120長銑柱打通道，以最大程度消除套管縮頸，保證套管內(nèi)徑，防止補(bǔ)貼過程中出現(xiàn)補(bǔ)貼管接箍與套管出現(xiàn)鋼對鋼擠壓并導(dǎo)致阻力過大問題。(3)采用擠水泥

9、或抑砂劑抑制地層出砂，以免地層砂進(jìn)入脹頭與補(bǔ)貼管環(huán)空或補(bǔ)貼管與套管環(huán)空，造成脹頭脹管困難。(4)采用24臂井徑成像測井，確保施工時(shí)補(bǔ)貼管接箍避開套管縮徑段前方可進(jìn)行補(bǔ)貼，以免脹頭卡死。5采用鉆桿代替加厚油管打壓脹管，這樣補(bǔ)貼中途一旦管柱出現(xiàn)問題泄壓，可以上提管柱脹管。27/8in的G級新鉆桿與27/8in加厚新油管打壓脹管之間最大上提力比擬如下：例如：51/2套管的2000m套損處用鉆桿進(jìn)行補(bǔ)貼施工，脹頭外徑為105mm，27/8in的G級新鉆桿管體屈服強(qiáng)度1335kN，允許上提1200kN，力的計(jì)算如下：鉆桿自重為：2000kg/m，那么用鉆桿上提脹頭時(shí)脹頭所受到的最大凈上提力為：。該井如用

10、2-7/8in加厚油管膨脹管補(bǔ)貼，補(bǔ)貼時(shí)打壓50MPa，同時(shí)最大可上提400kN脹管，那么脹頭受到的最大的向上的推力為：(1052-622)5010-3/4-200010-3+400=495.8kN。從數(shù)值上看，用鉆桿直接上提脹頭產(chǎn)生的拉力大于用加厚油管打壓50MPa且同時(shí)上提400kN時(shí)的脹管合力，一旦補(bǔ)貼中途打不上壓，如用油管施工可能無法正常施工，造成補(bǔ)貼失敗，如用鉆桿施工可以采用提拉鉆桿的方法完成脹管施工，因此，膨脹管補(bǔ)貼采用鉆桿施工比采用加厚油管施工更加可靠。(1)脹頭外形由原來的橄欖形改為阿基米德螺線形，其特點(diǎn)是在斜井條件下脹管上行過程中，即使發(fā)生擺動時(shí)，仍可保持根本尺寸不變，因此可

11、以減少脹頭上行的阻力。(2)補(bǔ)貼管膠皮要求硫化牢固，并在補(bǔ)貼管密封膠皮兩端或下端硫化鐵環(huán)，以防止下井過程中補(bǔ)貼管密封膠皮磨壞或刮爛，造成膠皮脫落，堆積在補(bǔ)貼管與套管環(huán)空，使得脹管困難；同時(shí)也防止脹管成功后，因膠皮刮磨損壞而不能密封。 3 膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)的成功應(yīng)用G308-4井是高尚堡油田高104-5區(qū)塊西南方向構(gòu)造高部位的一口油井，井口位于G7平臺，生產(chǎn)層段為Ng10，2000年4月30日完井，該井2021年12月沖砂檢泵過程中井內(nèi)出石子，最大直徑50mm。從2021年2月防砂檢泵后，至今供液缺乏，分析認(rèn)為1746.31750m處破損出砂和石子后埋掉了Ng10生產(chǎn)層，造成供液缺乏。該井油套材質(zhì)

12、為J55，內(nèi)徑，壁厚。圖1 G308-4補(bǔ)貼前井筒圖打撈井內(nèi)管柱、擠灰防止出砂上大修，起原井44mm防砂泵及附件，沖砂通井，打撈出防砂管柱，填砂至砂面1834m，擠灰封1746.31750mm附近破損段防止出砂，鉆塞至砂面。3.2.2打通道下120銑錐修套至1775m、然后下1188m通井規(guī)通井并測多臂井徑。通井發(fā)現(xiàn)1188m通井規(guī)在17461756m段有遇阻顯示，加壓2噸通過，起出通井規(guī)有多道深12mm的劃痕，后用長的120銑柱+120銑錐打通道保證補(bǔ)貼內(nèi)徑。3.2.3驗(yàn)套下Y211-114封隔器驗(yàn)1740m以上套管和1759m以上套管，然后下固定球座+Y211-114封隔器+7m油管短節(jié)+

13、斷銷式泄油器+Y111-114封隔器驗(yàn)17581765m套管。驗(yàn)套發(fā)現(xiàn)1740m以上套管完好，17581765m套管完好，1759m以上套管打壓8MPa，3次，10分鐘壓降依次為2MPaMPaMPa不合格。故判斷17401759m段套管漏，須對該段套管用膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)進(jìn)行密封和加固，補(bǔ)貼段定為17361762m。3.2.4補(bǔ)貼施工下補(bǔ)貼管，連地面打壓與供水管線，連700型水泥車，打壓補(bǔ)貼。補(bǔ)貼管，補(bǔ)貼位置17361762.1m，補(bǔ)貼啟動壓力35MPa，運(yùn)行壓力3238MPa，補(bǔ)貼運(yùn)行時(shí)間32分鐘。補(bǔ)貼后打壓10MPa，15分鐘壓力不降，考慮到該井腐蝕較嚴(yán)重，故未試驗(yàn)更高壓力。補(bǔ)貼過程正常，膨脹

14、管補(bǔ)貼施工取得成功。 修口、磨底堵用銑錐對補(bǔ)貼管進(jìn)行孔口倒角，下空心磨鞋磨掉底堵，然后下倒角油管沖砂至人工井底。1該井驗(yàn)上、下部套管完好段時(shí)，先對油管試壓合格，但驗(yàn)套過程中仍然出現(xiàn)油管漏的問題，反復(fù)驗(yàn)套屢次發(fā)現(xiàn)從油管打壓不合格，而從套管打壓驗(yàn)套合格，證實(shí)油管漏，油管找漏花費(fèi)較長時(shí)間，今后驗(yàn)套深度在1000m以下時(shí)，驗(yàn)套管柱改為固定球座+Y211-114+油管短節(jié)+斷銷式泄油器+ Y111-114 +油管至井口，坐封后，先對油管試壓合格，然后再投棒砸開泄油器進(jìn)行打壓驗(yàn)套。本井后來采取這種方法驗(yàn)套并取得成功。2本井磨底堵時(shí)由于脹頭尼龍墊落井，造成磨銑時(shí)間過長。今后磨底堵前如發(fā)現(xiàn)有脹頭密封件落井，要求磨銑和大排量反洗井交替進(jìn)行，