液壓整形技術(shù)課件

水平井變形套管液壓修復(fù)技術(shù)勝利采油院

勝利油田經(jīng)過多年的開發(fā)，使得原本復(fù)雜的地質(zhì)條件變得更加復(fù)雜，地層的流體場(chǎng)、壓力場(chǎng)發(fā)生了很大變化，加之頻繁的油水井措施及鉆井井身結(jié)構(gòu)、完井固井質(zhì)量、套管材質(zhì)等諸多因素的影響，使油水井套管的技術(shù)狀況變得越來越差，導(dǎo)致套管變形、穿孔、破裂、錯(cuò)斷等情況頻繁發(fā)生。套損井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)井下事故井5091口，其中套損3886口，占井下事故井的76.3%。套損部位主要集中在射孔井段附近，位于射孔井段及其上下界50米以內(nèi)的套損井占81%。套損部位

在平面上，套損井多分布于斷層附近、地層傾角大的區(qū)塊，占套損井總數(shù)的30％。套損井分布5年之內(nèi)的套損井占23％6-10年的套損井占31％11-15年的占24％15年以上的占22％套損井的平均正常生產(chǎn)年限僅為11年鉆井設(shè)計(jì)

對(duì)油藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)不充分在斷層預(yù)測(cè)、地層傾角等方面認(rèn)識(shí)不足，導(dǎo)致鉆井設(shè)計(jì)過程中沒有考慮相關(guān)的套管保護(hù)措施。井身結(jié)構(gòu)沒有考慮后期方案調(diào)整的需要，導(dǎo)致部分油水井在多年開采或開發(fā)方案調(diào)整后出現(xiàn)套損。套管質(zhì)量直接影響到油水井的壽命

套管材質(zhì)不良、管體圓度、壁厚均勻度達(dá)不到要求等問題均可以影響套管使用壽命。螺紋加工質(zhì)量達(dá)不到API標(biāo)準(zhǔn)要求或施工中上扣扭矩過大，均能造成螺紋接頭或接箍損壞。

固井質(zhì)量不良可以加速套管的損壞

水泥環(huán)出現(xiàn)缺陷時(shí)，會(huì)引起套管有效應(yīng)力明顯提高水泥環(huán)空270°時(shí)套管應(yīng)力分布水泥環(huán)空210°時(shí)套管應(yīng)力分布

固井質(zhì)量完好時(shí)，套管截面上的有效應(yīng)力是均勻的，當(dāng)水泥環(huán)出現(xiàn)缺陷時(shí)，套管壁的有效應(yīng)力劇增,相應(yīng)的應(yīng)力集中系數(shù)也增加。固井質(zhì)量不好會(huì)造成的套管承載能力下降。3、生產(chǎn)過程中的套損原因分析出砂造成疏松砂巖油藏套管損壞

主力油層埋藏淺，膠結(jié)疏松，地層出砂嚴(yán)重。出砂造成近井地帶形成“空洞”。過度出砂，套管側(cè)向喪失支撐，在上部地層壓實(shí)作用力下失穩(wěn)，導(dǎo)致套管發(fā)生彎曲、變形、錯(cuò)斷。油層出砂頂部形成空洞

射孔孔眼處出砂示意圖上覆層出現(xiàn)坍塌變形壓實(shí)

上覆層出現(xiàn)坍塌形成空洞

注入水侵入巖層中的軟弱結(jié)構(gòu)面，使得在斷層面兩側(cè)發(fā)生不同程度的相對(duì)錯(cuò)動(dòng)，導(dǎo)致套管彎曲變形或錯(cuò)斷。注水開發(fā)造成油水井套管損壞0X17520104泥巖吸水軟化，在相同外部載荷作用下，套管承受的有效應(yīng)力急劇增加井壁泥巖蠕變徑向載荷分布套管縮徑變形模擬結(jié)果圖有限分析元顯示：最大水平地應(yīng)力方向泥巖蠕變附加載荷最大，最小水平地應(yīng)力方向泥巖蠕變附加載荷較小。

泥巖蠕變引起的附加載荷擠壓套管，可以使套管發(fā)生縮徑變形：

最大水平地應(yīng)力方向縮徑最大，最小水平地應(yīng)力方向縮徑最小。注蒸汽熱采是稠油井套管損壞的主要原因單二塊熱采井套損點(diǎn)分布

從單二塊熱采井發(fā)生套損的層位來看，62.5％的套損發(fā)生在油層上部附近。結(jié)合該區(qū)塊套損井資料可以發(fā)現(xiàn)，套損部位均發(fā)生在熱采封隔器以下。

套管的腐蝕主要由地層水引起的電化學(xué)腐蝕、硫酸還原菌腐蝕、二氧化碳腐蝕和硫化氫腐蝕等多種情況。主要油田有：廣利、商河等油田。該類油田存在高礦化度水層，礦化度2.7-11×104mg/L，會(huì)對(duì)套管造成嚴(yán)重腐蝕。套管損壞類型以穿孔漏失、破裂漏失為主，廣利油田因腐蝕造成的套損占油水井總數(shù)的

41.8％。

腐蝕造成套管損壞以勝采廠為例，“十一五”以來，套損井呈現(xiàn)爆發(fā)性增長(zhǎng)，對(duì)比“十五”期間，年平均新增套損井增加100口。目前共有套損井1923口，占總井?dāng)?shù)的41.8%，套損開井1033口，占開井?dāng)?shù)的34%。2001-2011年套損井統(tǒng)計(jì)柱狀圖十五年均61口十一五年均161口套損形態(tài)：

帶病生產(chǎn)套損井主要表現(xiàn)為彎曲、縮徑、套漏和錯(cuò)斷，其中多處變形井455口，占生產(chǎn)套損井23.66％。帶病生產(chǎn)井套損類型分布柱狀圖套管錯(cuò)斷套管縮徑頓擊式預(yù)處理整形強(qiáng)制扶正滾壓整形

形成了頓擊式預(yù)處理整形、強(qiáng)制扶正滾壓整形工藝。

1、機(jī)械整形技術(shù)該工藝適用縮徑井套管整形。優(yōu)點(diǎn)：工藝簡(jiǎn)單、施工方便缺點(diǎn)：?jiǎn)未握瘟啃。涡实?；容易發(fā)生二次事故。

套管變形量超過套管內(nèi)徑的12%時(shí)，采用爆炸整形工藝修復(fù)，利用火藥燃爆瞬間產(chǎn)生的巨大能量，使套管向外擴(kuò)張膨脹。2、爆炸整形技術(shù)存在問題：藥量難易掌握，整形效果不穩(wěn)定。3、磨銑打通道技術(shù)活動(dòng)式導(dǎo)引磨鞋磨銑強(qiáng)制扶正磨銑

發(fā)展了強(qiáng)制扶正磨銑、活動(dòng)導(dǎo)引磨銑工藝。解決了非坍塌型錯(cuò)斷井、套管變形井打通道的難題。存在問題：彎曲變形井在磨銑過程中容易發(fā)生開窗事故。

采用兩維井眼中修井管柱受力分析模型進(jìn)行分析

①水平井井下管柱受力分析井身剖面處于同一鉛垂面內(nèi)；井眼的造斜率為常數(shù)，進(jìn)入水平段后，造斜率不再變化；管柱曲率與井眼曲率一樣；管柱在打撈過程中不受扭轉(zhuǎn)力的作用；打撈管柱撈住魚頂上提過程中保持與套管內(nèi)側(cè)壁接觸，設(shè)拉力為正。①水平井井下管柱受力分析經(jīng)過造斜段和水平段的摩擦力影響，軸向負(fù)荷損失1/3－－2/3。經(jīng)過造斜段和水平段的摩擦力影響，扭據(jù)損失的值和上提力有關(guān)，損失為1/2。

井號(hào)：孤東7-P4井魚頂深度：1833.35m

造斜點(diǎn)：918.06m

濾砂管長(zhǎng)度：184m

計(jì)算實(shí)例計(jì)算結(jié)果

在魚頂產(chǎn)生600kN的打撈力，井口必須提供1074.5kN的上提負(fù)荷。水平井變形套管液壓修復(fù)技術(shù)工藝管柱2工藝原理3技術(shù)參數(shù)4技術(shù)介紹1實(shí)驗(yàn)與應(yīng)用5目錄

目前的套變井整形技術(shù)存在很多缺陷，存在安全系數(shù)低、整形效率低等問題，為了克服這些缺陷，我中心開展了變形套管液壓修復(fù)技術(shù)的研究，研制成功液壓動(dòng)力總成和系列系列整形工具。該技術(shù)采用液壓方式在軸向產(chǎn)生大負(fù)荷推力，實(shí)現(xiàn)變形套管的整形恢復(fù)；具備分級(jí)連續(xù)整形、可靠泄壓功能；解決了變形套管整形恢復(fù)造成工具遇卡的技術(shù)難題。該技術(shù)適用于直井及水平井51/2″和7″變形無破損套管。施工前，需沖洗套管保證工具下入到變形位置。1、技術(shù)介紹2、工藝管柱套管錨定裝置

套管錨定裝置配有多級(jí)錨爪，在工作時(shí)固定工藝管柱，靠液壓錨定在套管壁上承擔(dān)油缸的反作用推力。液壓動(dòng)力總成

液壓動(dòng)力總成將液壓力轉(zhuǎn)化成機(jī)械推力，可實(shí)現(xiàn)連續(xù)平穩(wěn)脹管。它具有連續(xù)工作的能力，就是在一個(gè)工作行程完成后能夠通過一定的動(dòng)作可靠地轉(zhuǎn)入下一個(gè)工作行程，從而實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)井段連續(xù)整形的需要。整形工具

整形工具由六部分組成，采用雙錐體設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)自行解卡；工具前端的角度通過理論計(jì)算與實(shí)驗(yàn)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)得到，可將水平力最大化轉(zhuǎn)化為軸向力。下放就位地面打壓液缸前行推桿下移整形工具膨脹變形處復(fù)位液壓總成泄壓重復(fù)整形實(shí)驗(yàn)3、工藝原理名稱Name液壓漲管器Hydraulicpressurepipeexpander規(guī)格型號(hào)Type51/2in7in技術(shù)參數(shù)Technicalparameter工具最大外徑Maxoutsidediameter（mm）105140工具總長(zhǎng)Totallength（mm）26572711接頭扣型上/下Thescrewtypeofjointup/down27/8UPTBG/NC3131/2UPTBG/NC38脹頭尺寸系列Dimensionserialofexpansionhead（mm）Φ112；Φ118；Φ121Φ145；Φ156壓力系數(shù)Pressurecoefficient23.3KN/MPa52.9KN/MPa額定工作壓力Ratedpressure（MPa）2525額定推力Ratedthrust（KN）582.51322.5整形范圍Shapingrange（mm）67-121100-1564、技術(shù)參數(shù)7in變形套管整形前后比較，如圖所示：

整形前套管內(nèi)腔125.54118.9120.77整形后套管內(nèi)腔153.6152.8152.55、實(shí)驗(yàn)與應(yīng)用現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

石油開發(fā)中心草4平2井在利用增力打撈工具拔防砂管柱過程中，刮管器在986.76m遇阻，加壓100kN后通過。起出檢查扶正器有148mm的壓痕。由于增力打撈工具外徑為152mm，為保證順利通過，需對(duì)套管進(jìn)行液壓整形，以便下步作業(yè)施工。整形過程中，管柱下入到986.76m，泵車打壓1MPa，管柱通過遇阻位置，提放管柱懸重?zé)o變化；下探管柱至988.71m，再次遇阻，泵車打壓至6Mpa，管柱通過遇阻位置，提放管柱懸重?zé)o變化。整形完畢，下探管柱，無遇阻現(xiàn)象，取出管柱，下入增力打撈工具，無遇阻現(xiàn)象，整形效果良好?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果現(xiàn)河采油廠草20—平118井為5月份完井的新井，首輪注汽施工后套管縮頸，管柱中的熱敏封隔器起至套縮處遇卡，無法進(jìn)行下步施工。通過打鉛印及常規(guī)脹管整形施工，多次嘗試后均無法修復(fù)套變處而停井。經(jīng)研究修復(fù)方案，確定先利用井下光纖視像測(cè)試技