實體膨脹管補(bǔ)貼套管技術(shù)在張海31－27井的應(yīng)用

王永剛

陶瑞東，李貴賓，張建榮 張連水，劉亞龍，楊杰 （中石油渤海鉆探工程有限公司第三鉆井工程分公司，天津300280）

膨脹管技術(shù)[1]是Shell公司于20世紀(jì)90年代開始研發(fā)的一項新技術(shù)，1999年首次應(yīng)用，被稱為“21世紀(jì)石油工業(yè)發(fā)展的核心技術(shù)之一”。目前國內(nèi)已經(jīng)制定了石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T6802－2010《油田套管補(bǔ)貼用膨脹管總成》，并研制出了實體膨脹管[2～4]、膨脹篩管、膨脹式尾管懸掛器[5]等不同類型的膨脹管，廣泛用于油田開發(fā)中。實體膨脹管是一種由特殊材料制成、具有良好塑性的金屬鋼管，下入井內(nèi)后進(jìn)行膨脹，在冷作硬化效應(yīng)下，管材強(qiáng)度和剛性得到提高，膨脹變形后的機(jī)械性能達(dá)到API套管J55－N80鋼級的水平。大港油田埕海2－2人工島張海31－27井使用國產(chǎn)實體膨脹管補(bǔ)貼套管技術(shù)有效地封堵了?244.5mm生產(chǎn)套管漏點[6～8]，解決了套損問題。

1 實體膨脹管補(bǔ)貼套管技術(shù)

1.1 技術(shù)原理

張海31－27井應(yīng)用北京盛隆源科技開發(fā)有限公司生產(chǎn)實體膨脹管，其工作原理如圖1所示。將膨脹管下至預(yù)定井深，錄取原懸重；調(diào)整?73mm加厚油管方余；連接高壓泵管線，開始打壓脹管，液體通過油管進(jìn)入脹頭 （膨脹錐）下部的發(fā)射室，當(dāng)壓力達(dá)到脹管工作壓力時液體推動脹頭上行迫使膨脹管發(fā)生徑向膨脹，并推動脹頭及上部拉管上行，此時指重表顯示懸重應(yīng)略微減少；上提拉管保持指重表指示懸重略大于原懸重，利用發(fā)射室內(nèi)液體壓力及大鉤上提拉力聯(lián)合實施脹管；隨著拉管串慢慢上升，實體膨脹管上下9道橡膠密封與被補(bǔ)貼套管內(nèi)壁過盈配合，達(dá)到密封效果，當(dāng)脹頭從膨脹管內(nèi)提出，壓力明顯下降，脹管結(jié)束，膨脹管懸掛在被補(bǔ)貼套管上，套管補(bǔ)貼完成。

圖1 實體膨脹管補(bǔ)貼套管結(jié)構(gòu)示意圖

1.2 實體膨脹管技術(shù)參數(shù)

實體膨脹管結(jié)構(gòu)如圖2所示，其技術(shù)參數(shù)見表1。

圖2 膨脹管結(jié)構(gòu)示意圖

表1 膨脹管參數(shù)

1.3 實體膨脹管技術(shù)指標(biāo)

實體膨脹管技術(shù)指標(biāo)如下：①膨脹管膨脹施工壓力≤45MPa；②修復(fù)后，補(bǔ)貼段通徑為196mm；③修復(fù)后補(bǔ)貼段密封壓力不低于15MPa；④修復(fù)后膨脹管機(jī)械性能達(dá)到J55鋼級。

在現(xiàn)場使用的實體膨脹管必須達(dá)到以上技術(shù)指標(biāo)，否則漏點不能被有效封隔，且由于實體管的存在使補(bǔ)貼段內(nèi)徑縮小導(dǎo)致無法實施下一步補(bǔ)救措施，造成油氣井報廢。

2 現(xiàn)場應(yīng)用

2.1 張海31－27井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

張海31－27井位于河北省黃驊市埕海2－2人工島，井型為三開定向井，井別為生產(chǎn)井，完井方式為尾管射孔完井。表2為該井套管數(shù)據(jù)表。

表2 張海31－27井套管數(shù)據(jù)表

該井施工過程中，?244.5mm生產(chǎn)套管固井時水泥未返至上層表層套管內(nèi)，完井階段向?339.7mm表層套管與?244.5mm生產(chǎn)套管環(huán)空內(nèi)擠水泥4m3進(jìn)行補(bǔ)救。完井套管試壓20MPa，30min未降，合格交井。

試油階段反替修井液時失返，初步判斷套管存在漏點。進(jìn)行60臂成像測井查找漏點，發(fā)現(xiàn)?244.5mm套管本體442.8～443.0m之間存在一個2.3cm×2cm的破口。

2.2 常規(guī)擠水泥堵漏情況

利用井口采油樹先進(jìn)行井筒試漏，水泥車以1.0m3/min的排量向井內(nèi)注入清水，最高壓力5MPa，停泵2MPa；正擠水泥25m3，密度1.80g/cm3，排量0.7～1.0m3/min，施工壓力0～5.0～3.6～0MPa；替清水13m3，壓力3.4～4.5MPa，停泵4.2MPa。充分候凝后對井內(nèi)套管進(jìn)行試壓，試壓20MPa，穩(wěn)壓30min壓力未降。

探塞塞面290m，采用?215.9mm牙輪鉆頭鉆塞，鉆至445m鉆穿水泥塞，繼續(xù)通井至800m，對套管進(jìn)行試壓，壓力升至5MPa后降至2.5MPa，表層明化鎮(zhèn)組地層破漏，擠水泥堵漏未成功。

2.3 實體膨脹管堵漏情況

由于使用常規(guī)擠水泥技術(shù)不能有效實施漏點的封堵，現(xiàn)場引入了實體膨脹管補(bǔ)貼套管技術(shù)，封堵套管漏點。主要步驟如圖3所示。首先進(jìn)行井眼準(zhǔn)備，通井刮壁，保證實體管膨脹后能夠有效密封；然后下入實體管，打壓上提膨脹實體管，進(jìn)行套管補(bǔ)貼；最后鉆穿下部盲堵，溝通井眼，試壓合格后套管補(bǔ)貼完成。

圖3 實體膨脹管套管補(bǔ)貼工藝流程

2.3.1 井筒準(zhǔn)備

1）首先使用?215.9mm通徑規(guī)＋?127mm鉆桿，對井筒進(jìn)行通徑，檢測套管有無變形，通至510m，無阻卡現(xiàn)象。

2）下入?244.5mm刮管器＋?127mm鉆桿進(jìn)行套管刮削，在需補(bǔ)貼的442.8～443.0m井段及兩端上下各8m反復(fù)刮削5次，刮削完成后大排量洗井2周，清除原套管內(nèi)壁上的水泥殘渣、毛刺等異物，保證實體膨脹管補(bǔ)貼套管時能有效貼合密封。

3）再次下入皮碗式封隔器驗證漏點位置，鉆具組合為：球座＋?73mm油管兩根＋皮碗式封隔器＋篩管1m＋?73mm油管，分別在440～441m和445～446m進(jìn)行試漏，440～441m打壓10MPa，5min未降；445～446m打壓3.7MPa不升，確定套管漏點在440～445m區(qū)間內(nèi)，與60臂成像測井結(jié)果一致。

2.3.2 套管補(bǔ)貼過程

1）使用?73mm N80加厚油管下至450m，整體試壓35MPa，10min壓力未降，起出油管準(zhǔn)備連接膨脹管。

2）用1根?73mm外加厚油管 （長度≤9.6m）與插接矛連接。

3）將插接矛插入膨脹管內(nèi)，使其與膨脹管內(nèi)插接桶連接，安裝防砂帽，防止沉砂進(jìn)入膨脹管內(nèi)部而導(dǎo)致膨脹失敗。

4）下膨脹管至447.4m，使膨脹管中心位置處于套管破損處443m，每下一柱向管柱內(nèi)加滿清水。

5）連接高壓管接頭和軟管，校核指重表，下到預(yù)定位置后記錄管柱原懸重，結(jié)果為200kN。

6）啟動試壓泵，向油管水眼內(nèi)打壓，壓力由井口傳遞到膨脹管發(fā)射室，壓力達(dá)到25MPa開始脹管，油管上行使指重表讀數(shù)低于原懸重30～40kN，此時緩慢上提管柱，使指重表懸重等于或稍大于原懸重，脹管2m后保持20～40kN上提附加拉力，脹管5m后保持60～80kN上提附加拉力，直至脹頭從膨脹管內(nèi)提出，此時壓力明顯下降且油管上竄，表明脹管結(jié)束，實體膨脹管柱已懸掛在套管上。脹管過程中施工壓力始終在22～33MPa之間浮動。

7）脹管結(jié)束后繼續(xù)上提管柱至合適位置，關(guān)封井器對補(bǔ)貼后的?244.5mm生產(chǎn)套管試壓15MPa，30min未降。

8）開井起出油管，下入?196mm磨鞋＋?127mm加重鉆桿＋?127mm鉆桿，鉆掉底部盲堵，對井內(nèi)套管整體試壓20MPa，30min未降，套管補(bǔ)貼成功。之后下入電泵，油井恢復(fù)正常生產(chǎn)。

3 結(jié)論

1）針對套損井，實體膨脹管技術(shù)能夠簡捷、高效地完成套管補(bǔ)貼，封堵漏點。

2）如果漏點位于上部易漏地層，由于地層破裂壓力較低，常規(guī)擠水泥堵漏技術(shù)往往不能實現(xiàn)有效的封堵，實體膨脹管技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)常規(guī)擠水泥堵漏技術(shù)不能完成的任務(wù)。

3）實體膨脹管不僅可以用于套損井的套管補(bǔ)貼，還能用作膨脹式尾管懸掛器，用作應(yīng)急套管解決鉆井過程中的井眼垮塌、惡性漏失、封堵高壓層等問題。

4）目前實體膨脹管核心技術(shù)已經(jīng)基本成熟，現(xiàn)場使用時投入小，收效大，具有極大的經(jīng)濟(jì)推廣價值。

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