(華北油田公司 第五采油廠，河北 辛集 052360)①

油水井套管破損導(dǎo)致井下套管技術(shù)狀況惡化，影響油水井正常生產(chǎn)和修井作業(yè)，縮短油水井的使用壽命；套管破損井?dāng)?shù)越來越多，會(huì)破壞注采井網(wǎng)，制約油田開發(fā)，給油田造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失[1]。發(fā)生套損的原因主要有地層應(yīng)力變化、生產(chǎn)或作業(yè)磨損、電化學(xué)腐蝕等，通常采用化學(xué)和機(jī)械2種方法治理。對(duì)于水泥返高面以上套管自由段破損的情況，采用擠注化學(xué)堵劑封堵，工藝適應(yīng)性差，堵漏效果不理想[2]，膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)開辟了一種全新的機(jī)械修復(fù)方式[3-4]。張文華等人在深入研究膨脹管技術(shù)原理后，提出在國內(nèi)加快技術(shù)攻關(guān)研究和投入工業(yè)應(yīng)用的建議[5]；中國石油大學(xué)等高校和勝利、大港、中原等油田研究總結(jié)出膨脹管補(bǔ)貼工藝的關(guān)鍵技術(shù)[6-15]，解決了膨脹錐和連接螺紋等難點(diǎn)問題；田啟忠等人通過將增力裝置和錨定裝置放置于補(bǔ)貼管內(nèi)部，用油管進(jìn)行拉力和液壓傳遞，從理論上設(shè)計(jì)出適用于長井段套損修復(fù)的膨脹管補(bǔ)貼管柱[16]。但在實(shí)際應(yīng)用中，補(bǔ)貼井段長度均未超過50 m。筆者針對(duì)Hu16P3井套管自由段破損井段總長約70 m情況，提出長井段膨脹管補(bǔ)貼關(guān)鍵技術(shù)及施工方法，為膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)應(yīng)用于修復(fù)長井段套管破損提供了現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)。套管補(bǔ)貼后試壓15 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降≤0.3 MPa，有效封堵長70 m井段漏點(diǎn)，恢復(fù)產(chǎn)能6.8 t/d，含水率降至2.8%，已連續(xù)生產(chǎn)1 541 d未出現(xiàn)套管破損，累計(jì)增產(chǎn)原油1.048×104t。

1 套管技術(shù)狀況

Hu16P3井位于河北省深州市大堤鄉(xiāng)孫家莊村南，屬于冀中饒陽凹陷孫虎潛山構(gòu)造帶虎16斷塊，2012年投產(chǎn)，井型為二開水平井，完鉆井深3 510 m，完井方式為裸眼完井，裸眼井段3 296.71～3 510.00 m，如表1。

表1 Hu16P3井套管數(shù)據(jù)

為精確定位套管漏失點(diǎn)和破損井段，采用40臂井徑成像測井配合示蹤流量、井溫找漏測井的方式[17-18]，測井結(jié)果解釋如表2。套管分別在1 783.8、1 815.5、1 822.7、1 827.8和1 845.2 m等5處漏失，在井段1 780～1 850 m顯示井徑變形和低溫異常。

表2 40臂及示蹤流量測井結(jié)果解釋

2 工藝參數(shù)設(shè)計(jì)

根據(jù)膨脹管膨擠過程會(huì)在軸向縮短[19]以及補(bǔ)貼管柱上下密封端避開套管接箍的原則，設(shè)計(jì)長井段膨脹管補(bǔ)貼管柱結(jié)構(gòu)(如圖1所示)及工藝參數(shù)(如表3所示)，連接桿與膨脹錐改良成卡簧對(duì)接方式，膨脹管柱底部盲堵采用可打撈式底堵，膨脹管補(bǔ)貼管柱壁厚8 mm，膠皮厚度2 mm。設(shè)計(jì)補(bǔ)貼井段1 767～1 863 m(如圖2)，補(bǔ)貼長度96 m，脹后內(nèi)徑139 mm。

圖1 膨脹管管柱結(jié)構(gòu)

基礎(chǔ)套管規(guī)格膨脹器尺寸膨脹管規(guī)格及技術(shù)參數(shù)油管規(guī)格內(nèi)徑/mm通徑/mmD/mmd/mmL1/mmD1/mmd1/mmL/mm脹后內(nèi)徑/mm抗內(nèi)壓/MPa抗外壓/MPa157.08154.015213935014613096139402173 mm外加厚油管

圖2 膨脹管補(bǔ)貼工藝施工管柱示意

3 膨脹管補(bǔ)貼施工

首先進(jìn)行井筒準(zhǔn)備，刮削通井，保證后續(xù)施工及膨脹管補(bǔ)貼后有效密封；然后下入補(bǔ)貼管柱，加壓脹管補(bǔ)貼，套管試壓；最后下工具打撈出底堵，溝通井眼，完成補(bǔ)貼施工。

3.1 井筒準(zhǔn)備

3.1.1套管刮削

使用GX-T178彈簧式刮削器刮削套管至設(shè)計(jì)補(bǔ)貼井段以下20 m，在設(shè)計(jì)補(bǔ)貼井段反復(fù)刮削3次，并用75 ℃熱水洗井2周，徹底清除套管內(nèi)壁上的水泥殘?jiān)?、毛刺、死油和硬蠟等雜物，保證膨脹管補(bǔ)貼時(shí)有效貼合密封。

3.1.2通井驗(yàn)管

勻速下入?154 mm×4.68 m通井規(guī)+球座+73 mm外加厚油管，通井至補(bǔ)貼井段以下20 m，保證膨脹管套管補(bǔ)貼施工的通徑要求[22]。投入鋼球，對(duì)73 mm外加厚油管柱加壓至40 MPa，穩(wěn)壓15 min無泄漏，確保后續(xù)加壓脹管施工。

3.2 套管補(bǔ)貼

3.2.1下膨脹管

采用安全卡瓦和專用提升短節(jié)配合，下入11根由螺紋連接而成的膨脹管補(bǔ)貼管柱，用73 mm外加厚油管柱底部帶連接桿，緩慢下入膨脹管中，完成卡簧對(duì)接，在膨脹管與外加厚油管的環(huán)空注入干凈清水至膨脹管口處，裝填滿黃油密封，安裝好尼龍防塵組件后，以0.5 m/s的下鉆速度勻速下入至設(shè)計(jì)補(bǔ)貼井段，校核深度及指重表，記錄管柱懸重和方入。

3.2.2加壓脹管

連接加壓接頭和高壓軟管，設(shè)定泵站安全溢流壓力為45 MPa，起泵加壓脹管，輸出排量調(diào)定到15 L/min，壓力32～20 MPa，上提管柱始終保持大鉤載荷比原懸重多10～30 kN，起出外加厚油管11根，完成脹管補(bǔ)貼。

3.2.3套管試壓

套管試壓15 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降≤0.3 MPa，膨脹管補(bǔ)貼井段試壓合格。

3.3 打撈底堵

用73 mm外加厚油管連接73 mm平式油管接箍撈矛下入井中，緩慢加壓至100 kN，上提鉆具，懸重增加50 kN，判斷撈獲底堵，繼續(xù)緩慢上提鉆具，在補(bǔ)貼井段保持懸重始終大于正常懸重50～200 kN，當(dāng)?shù)锥峦耆珡呐蛎浌苤衅鸪龊?，懸重恢?fù)正常，直至起出井口，完成底堵打撈，至此完成膨脹管補(bǔ)貼施工。

4 關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

4.1 關(guān)鍵技術(shù)

1) 用于拉力和液壓傳遞的油管必須試壓合格。

2) 連接桿上的鎖緊裝置與膨脹錐卡簧對(duì)接后，需上提下放管柱兩次，活動(dòng)高度約1 m，確認(rèn)已連接好。

3) 膨脹管與73 mm外加厚油管的環(huán)空應(yīng)注滿干凈清水，并安裝防塵組件；下井過程中每下100 m須將管柱內(nèi)灌滿清水以保證膨脹管內(nèi)外零壓差。

4) 加壓脹管壓力值達(dá)到啟動(dòng)壓力時(shí)，套管停止返水，大鉤懸重略低于原管柱懸重20～60 kN，判斷發(fā)射室坐掛成功，啟動(dòng)脹管，當(dāng)管柱開始上竄約1 m后，提升管柱直至恢復(fù)原管柱懸重，保持壓力并緩慢上提管柱，始終保持大鉤載荷比原懸重多10～30 kN，直到補(bǔ)貼完成。

4.2 應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

在Hu16P3井井段1 767～1 863 m實(shí)施膨脹管補(bǔ)貼，補(bǔ)貼長度96 m，套管試壓15 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降≤0.3 MPa，說明膨脹管補(bǔ)貼密封良好， 1 780～1 850 m井段漏點(diǎn)成功封堵。復(fù)產(chǎn)后日產(chǎn)油6.8 t/d，含水率降至2.8%，已連續(xù)生產(chǎn)1 541 d未再次出現(xiàn)套管破損，且目前持續(xù)有效，累計(jì)增產(chǎn)原油1.048×104t，如表4所示。

表4 膨脹管補(bǔ)貼前后生產(chǎn)情況對(duì)比

5 結(jié)論

1) 針對(duì)套管自由段多處破損，待修復(fù)井段長的情況，膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)整段封堵和長段套管加固，還能防止套損段加劇惡化，施工操作簡捷，有效期長。

2) 通過對(duì)Hu16P3井實(shí)施長井段膨脹管套管補(bǔ)貼，成功封堵套管自由段多處漏失井段，補(bǔ)貼井段達(dá)到96 m的長度，為膨脹管補(bǔ)貼技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用創(chuàng)造了補(bǔ)貼井段長度的新記錄。

3) 實(shí)現(xiàn)長井段膨脹管補(bǔ)貼的關(guān)鍵技術(shù)施工步驟包括準(zhǔn)確定位破損井段，使用適合規(guī)格的刮削和通井工具打通井筒通道，膨脹管下井過程灌液保持管柱內(nèi)零壓差，加壓脹管配合上提管柱，試壓合格后下工具打撈底堵完成膨脹管補(bǔ)貼。該技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用的施工方法具有很強(qiáng)的可操作性，可推廣到其他油田作業(yè)。