液压套管整形技术矿场试验与应用

司 涛,常家玉

(1.中石化胜利油田分公司临盘采油厂,山东临邑251507;2.酒钢集团榆中钢铁公司兰泰公司,兰州730050)

液压套管整形技术矿场试验与应用

司 涛1,常家玉2

(1.中石化胜利油田分公司临盘采油厂,山东临邑251507;2.酒钢集团榆中钢铁公司兰泰公司,兰州730050)

介绍了液压整形技术修复套管的工作原理、技术参数、技术特点和适用条件。3口井的矿场应用表明,该项技术作业成本低,操作方便,对较轻程度的套变井修复成功率高,具有推广价值。

:套管;液压整形;原理;应用

油、气、水井投产后,随着生产时间的延长和开发方案的调整及实施,特别是实施注水开发的油藏,由于地质、工程和管理条件不同,套管损坏非常普遍,严重影响油井正常生产[1],因此修复损坏套管已成为油田开发中的一项重要任务。

近几十年来,套管损坏的修复工艺有了很大进展,并形成了不同的工艺系列,如整形扩径技术、取换套技术、堵漏技术、补贴技术、小套管加固技术和爆炸治理技术等,这些工艺技术可单独使用,也可组合使用,其中套管整形是一项关键技术。目前套管整形技术主要有机械整形和爆炸整形2类。爆炸整形技术的用药量较难把握,变形处的套管壁厚不均,爆炸位置不准确,不可避免地会对套管造成极大的破坏;机械整形中的梨形器扩胀技术、套管磨铣技术、偏心辊子整形技术、旋转震击技术等,普遍存在损伤套管、牺牲套管厚度、难以恢复原通径、施工周期长、投资大等问题。液压套管整形新技术克服了上述缺点,能将套管恢复到原有的通径,不会损坏套管,还会增加套管强度。

1 基本原理与技术特点

1.1 基本原理

液压套管整形系统主要由液压整形器和增压器组成,结构如图1。整形器上有数百个变径钢球按一定的规律排列,将整形工具在地面连接好,用油管送到井内预定位置,遇阻时用泵车向油管内加压15～40 M Pa,地面液压动力经多级增压后在胀压整形器上产生10 000 kN以上的胀压力,使数百个钢球变径后以一定的规律排列并顺势向下滚动,将套管内壁滚压到预设尺寸。完成一次加压扩径后,地面泄压,钢球收回,下放管柱,再重复加压、泄压并下放管柱,直到工具能够完全通过变形位置。提出工具后,可根据工艺要求下入大一个级别的整形器重复以上操作,直到套管整形达到要求为止。

图1 液压套管整形器结构

1.2 主要技术参数

液压套管整形器规格及主要技术参数如表1。

表1 液压套管整形器规格及主要技术参数

1.3 技术特点

a) 能够恢复套管圆柱形状。

b) 能保护套管,增加套管强度,大多数井整形后不需要再加固。

c) 小修设备即可施工,周期短,环保,安全。

1.4 选井条件

a) 套管无严重错断、坍塌和严重破裂。

b) 套管变形处最小通径和壁厚大于«80 mm ×1.8 m,深度<3 500 m。

2 现场应用

2.1 施工井例

a) 井例1 临952X22井正常生产时日产液20 m3,日产油6.5 t,含水68%,生产层位沙二下,生产井段3 160.2～3 212.4 m,油层套管«139.7 mm ×3 280 m,壁厚9.17 mm,2008208215出水,根据水性资料分析认为套破,2008209井温测井资料显示1 390.0～1 425.0 m套破,对套破井段实施膨胀管补贴。通井施工用«114 mm通井规通至井底无遇阻显示,用«118 mm通井规在1 408 m遇阻,分别下入«118 mm、«120 mm胀管器及«118 mm铣锥整形通过套破位置,再下入«118 mm通井规于1 420 m遇阻,分析原因为套破处经机械整形后弹性恢复,补贴施工无法实施。2008209220下入«117 mm液压整形工具至1 414 m遇阻加压30 kN,地面加压20 M Pa,泄压后提放管柱,重复操作9次,在1 412～1 423 m井段进行整形后,提出整形工具下入«118 mm×3 m通井规通至2 000 m无遇阻显示,至2008210214完成膨胀管补贴工艺施工,下泵投产至今正常生产。

该井例表明,液压整形器在套变处对套管进行变径滚压,较机械整形扩径范围大;在上百个钢球反复滚压套管内壁的过程中,可在钢球与套管的接触点及其附近将机械能转化为热能,产生上千度的高温,然后又在油水中急速降温,降低了套管壁的弹性回缩。

b) 井例2 2009204商8213井通井作业时发现套管在1 477.95 m弯曲,井温测井资料显示井深1 460～1 490 m套破,油层套管«139.7 mm×2 256 m,壁厚7.72 mm。先对套变井段实施液压整形,打开通道,再对全井下入小套管加固,以恢复高压注水。对变形套管上部进行刮削、洗井后下入«115 mm液压整形工具,每下入20根油管向油管内灌满水,至1 477 m遇阻后,油管加压15 M Pa,放压并提放管柱重复10次,在1 477～1 487 m井段整形后,下入«119 mm液压整形工具使套管内径扩至«120 mm,下入«118 mm×2 m通井规通至井底深2 102 m。整形后顺利实施小套管加固工艺,固井、重射孔后该井恢复正常注水。

该井例表明,液压整形可有效解决套管弯曲和不对称变形[223],对套管无损伤,效率高。

c) 井例3 夏522103井正常生产时日产原油4.5 t,含水61%,生产层2 667.4～2 700.5 m,油层套管«139.7 mm×2 896 m,壁厚9.17 mm,20092 05201出水后下入«114 mm通井规在井深1 596 m遇阻加压30 kN未通过,上提遇卡,解卡提出通井规,通井规弯曲变形,改下入«95 mm通井规至井底无遇阻显示,井温测井资料显示1 480～1 600 m套破,上部以套漏为主,下部30 m弯曲变形,1 596 m套管破裂,套变井段通径>95 mm。

先采用机械整形,下入«110 mm铣锥在1 590～1 620 m反复磨铣后分别下入«116 mm、«118 mm胀管器在1 596 m上下往复胀击后,下入«114 mm通井规在1 596 m仍遇阻。改用液压整形,下入«89 mm N80级油管1 800 m,试压30 M Pa合格后,刮管、洗井,下入«115 mm液压整形器至1 574.47 m遇阻,加压15 kN,井口加压10 M Pa,放压后提放管柱15次,整形井段1 574.47～1 594.86 m,整形至1 596 m加压后加重30 kN整形器通过,上提有卡阻,重复加压、放压数次整形无效。

该井例表明,对于套变类型复杂的井,套管破裂处经铣锥磨铣后形成卷边,破裂程度加剧,致使液压整形器无法恢复套管原有形状和尺寸是该井整形失败的技术原因。

2.2 施工注意事项

a) 施工用油管、现场用泵和罐车必须性能良好,符合设计要求,油管柱密封试验压力>30 M Pa。

b) 整形前要对套变位置上部的套管刮削,洗井,清除套管内壁杂物。

c) 对存在漏失、溢流或吐砂的井要先堵漏、压井或稳砂后再进行整形施工。

3 结论

1) 液压套管整形技术可处理任意长度的多点套变,能有效解决套管弯曲问题。

2) 经铣锥、爆炸或其他原因造成的套管卷边、倒刺、破裂严重等,液压整形效果不明显。

3) 对需要进行复合整形的套变井宜先采用液压整形技术。

4) 液压套管整形器设备简单、操作方便,经济效益高。

[1] 苏学斌.2005最新石油修井工艺[M].北京:当代中国文化音像出版社,2005.

[2] 张全胜.油田套管损伤的治理技术研究[J].石油矿场机械,2008,37(6):20223.

[3] 霍志欣,王木乐,王奎升,等.非均匀地应力下的套管损坏机理[J].石油矿场机械,2008,37(3):65269.

Field Experiment Power and Application of Casing Shaping by Hydraulic Techn ique

SI Tao1,CHANG Jia2yu2
(1.L inpan Oil Production Plant,Sheng liOilfield Com pany of Sinopec,L inyi 251507,China; 2.Lanlai Com pany,Yuzhong Steel Co.of Jiuquan Steel Grup,Lanzhou 730050,China)

A study on the hydraulic casing repair shaping technique and its working p rincipal, technical parameter,technical characteristics and app lication condition.Three wells in the field app lications indicated that the technology has low cost,easy operation,high success rate fo r re2 pairing lesser extent casing defo rmation w ell,the popularized app lications is p rospected.

casing;hydraulic shaping;p rincip le;app lication

book=72,ebook=72

TE931.2

:B

100123482(2010)0120084203

2009207201

司 涛(19742),男,山东济南人,工程师,1994年毕业于中国地质大学石油勘探专业,从事修井作业技术工作, E2mail:lpstao@yahoo.com.cn。