高溫高壓套損井膨脹管修復(fù)技術(shù)

李濤

（1.中國石油大學(xué)（北京）；2.中國石油勘探開發(fā)研究院）

高溫高壓套損井膨脹管修復(fù)技術(shù)

李濤1,2

（1.中國石油大學(xué)（北京）；2.中國石油勘探開發(fā)研究院）

針對高溫?zé)岵?、高壓注水套損井膨脹管修復(fù)率低的問題，對膨脹管4項關(guān)鍵技術(shù)開展理論和實驗研究，設(shè)計開發(fā)適用于高溫高壓工況的膨脹管修復(fù)工具。研制了脹后機械性能達到API N80套管鋼級的膨脹管材、承載面角-9°的偏梯形膨脹連接螺紋、紫銅鑲嵌焊接成型密封件以及碳化鎢涂層的膨脹錐，并在此基礎(chǔ)上試制了高溫高壓膨脹管補貼工具樣機。室內(nèi)實驗表明：樣機的膨脹壓力為25～32 MPa、3輪次交變溫度載荷耐壓大于15 MPa、水密封耐壓大于35 MPa，達到實驗設(shè)計要求。遼河、吐哈油田45口井的現(xiàn)場試驗表明：高溫高壓膨脹管修復(fù)技術(shù)適用于熱采井、高壓注水井的套損修復(fù)，套管補貼后驗壓15 MPa，保壓30 min，壓降小于0.2 MPa，一次施工成功率100%。修復(fù)后的油井增油明顯，經(jīng)濟效益顯著。圖6表3參12

套損井；熱力采油；高壓注水；補貼工具；膨脹管；膨脹錐；連接螺紋；金屬密封；現(xiàn)場試驗

0 引言

膨脹管技術(shù)出現(xiàn)于20世紀(jì)90年代末，按照應(yīng)用領(lǐng)域可分為裸眼膨脹管（用于鉆完井）、套管內(nèi)膨脹管（用于生產(chǎn)完井及修井）。在鉆井和完井中，膨脹管主要用于替代普通套管，或者用作穿越風(fēng)險地層的應(yīng)急襯管；膨脹管懸掛器則用于替代普通懸掛器及生產(chǎn)套管；膨脹篩管可膨脹在裸眼井壁及套管內(nèi)壁上，在防砂完井的同時獲得更大的通流面積。在生產(chǎn)完井及修井中，膨脹管主要用于修復(fù)井筒完整性，或者用于封堵調(diào)層[1-3]。

國內(nèi)2001年開始自主研發(fā)膨脹管，目前已逐漸完善了膨脹管技術(shù)序列。針對國內(nèi)復(fù)雜套損井修復(fù)的作業(yè)需求，中國石油勘探開發(fā)研究院又成功開發(fā)了大通徑膨脹工具、脹撈一體膨脹工具、重塑有效坐封段等特色技術(shù)，支持了大慶、長慶、吉林、勝利、華北、冀東等油田的產(chǎn)能恢復(fù)，至2014年底上述油田共實現(xiàn)膨脹管套管井修復(fù)1 400余口，累計恢復(fù)產(chǎn)油45×104t，恢復(fù)注水1 150×104m3。與之對比，遼河、吐哈等油田套損井膨脹管修復(fù)率低，遼河油田熱采井套損數(shù)量占稠油井總數(shù)量的12.67%[4-5]，部分主力區(qū)塊超過30%，吐哈油田高壓注水井套損數(shù)量占注水井總數(shù)量的24.7%，主力區(qū)塊均在20%以上，套損形勢嚴(yán)峻，待修井?dāng)?shù)量巨大，且逐年增加，嚴(yán)重影響產(chǎn)能。原因是作為主力注采井的稠油井、高壓注水井井況惡劣，普通膨脹管工具的性能難以滿足耐溫、強度、密封等要求。針對以上問題，本文對高強度膨脹管材、高性能連接螺紋、耐高溫密封件、減摩膨脹錐等關(guān)鍵技術(shù)開展研究，研發(fā)高溫高壓膨脹管修復(fù)技術(shù)并進行現(xiàn)場實驗。

1 高溫高壓膨脹管關(guān)鍵技術(shù)

1.1 膨脹管材

膨脹管材是膨脹管技術(shù)的核心，管材本征性能對膨脹管的工藝性能及服役性能影響顯著，材料的原始強度會顯著影響膨脹作業(yè)壓力；管材的塑性變形能力不僅制約膨脹管的膨脹變形率，而且會影響脹后的幾何精度從而影響套管抗擠毀強度[6-8]。普通膨脹管采用經(jīng)過特殊熱處理及管內(nèi)外壁表面處理的20G管材作為基管，膨脹后的機械強度達到美國石油學(xué)會（API）標(biāo)準(zhǔn)J55套管鋼級，可以滿足常規(guī)油氣水井套損修復(fù)的技術(shù)要求[9]。熱采井注入蒸汽的平均溫度為320 ℃，部分井達到350 ℃（注汽壓力12～17 MPa），超過20G膨脹管的允許最大溫度值（204～220 ℃）。在350 ℃條件下，膨脹后的20G膨脹管屈服強度降低約18%，抗拉強度降低約7%，無法滿足熱采井套損修復(fù)的要求。

本文設(shè)計開發(fā)了Φ146 mm×8 mm、Φ114 mm×7 mm兩種規(guī)格的新型膨脹管材，在20G鋼管中混入10%以上的亞穩(wěn)奧氏體，膨脹過程中發(fā)生馬氏體相變，可顯著提高材料的力學(xué)性能，膨脹后的機械性能達到API標(biāo)準(zhǔn)N80套管鋼級；采用先熱軋，后冷拔的二次成型工藝，有效提高了管材的幾何精度，降低管體內(nèi)外表面粗糙度；管材成型后，采用多種工藝進一步提升技術(shù)性能，主要步驟為：①二次熱處理；②管體內(nèi)外表面進行噴砂處理；③管體內(nèi)表面進行珩磨；④管體內(nèi)表面噴涂固體潤滑膜；⑤管體外表面噴涂防腐涂層。

表1為新型膨脹管與20G膨脹管性能對比，材料的均勻延伸率、管材的壁厚均勻性、膨脹后的機械性能均有明顯提高，其中脹后屈服強度提高34%，脹后抗拉強度提高25.9%，脹后機械性能達到API標(biāo)準(zhǔn)N80套管鋼級，可以滿足高溫高壓套損井修復(fù)的要求。

表1 新型管材與20G管材性能對比

1.2 連接螺紋

膨脹管采用無接箍的偏梯形螺紋連接，連接螺紋需在連接狀態(tài)下進行膨脹。在螺紋塑性變形及整個膨脹作業(yè)過程中，需承受高達35～45 MPa的內(nèi)壓（密封介質(zhì)為水或者鉆井液），作業(yè)結(jié)束恢復(fù)生產(chǎn)后，需長期承受井筒與地層的壓差及高溫。受管材壁厚（7 mm或者8 mm）及結(jié)構(gòu)設(shè)計的限制，連接螺紋是膨脹管補貼工具中機械強度和密封能力最弱處，其中母螺紋根部退刀槽處橫截面積最小。由圖1可見，膨脹后母螺紋根部退刀槽處壁厚明顯變薄，抗拉強度最低。

圖1 膨脹后母螺紋根部退刀槽處徑向位移云圖

普通膨脹連接螺紋采用導(dǎo)向面角10°、承載面角+3°的牙型，螺紋錐度1∶16，在母螺紋根部設(shè)計矩形槽，以解決膨脹過程中公螺紋前端回縮造成泄漏的問題。在高溫軸向載荷的作用下，連接螺紋的徑向變形超過允許公差，造成泄漏和脫扣，因此，普通膨脹連接螺紋耐溫極限均低于300 ℃，無法滿足熱采井套損修復(fù)的要求。

在具體工程數(shù)據(jù)管理中，數(shù)據(jù)管理指標(biāo)可根據(jù)花溪區(qū)紅巖水庫往年記錄的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)指標(biāo)為核心，通過移民工程數(shù)據(jù)管理中的位置管理、數(shù)據(jù)拓?fù)潢P(guān)系管理建立對應(yīng)指標(biāo)數(shù)據(jù)。

圖2為本文設(shè)計開發(fā)的負(fù)角偏梯形膨脹連接螺紋，采用導(dǎo)向面角10°、承載面角-9°的牙型，螺紋錐度1∶24。承載面角的改進提高了螺紋塑性變形過程中的嚙合能力，密封能力增強，公螺紋末端的脹后回縮明顯減少，進而將母螺紋根部改進為燕尾槽，配合螺紋錐度的變小，母螺紋根部壁厚增加，螺紋整體的抗拉強度得到提高。

圖2 承載面角-9°的膨脹連接螺紋

表2為Φ146 mm × 8 mm基管2種連接螺紋性能對比，可見，負(fù)角偏梯形膨脹連接螺紋的性能參數(shù)明顯高于普通膨脹連接螺紋，其中抗拉強度提高18.2%、水密封能力提高12.5%、氣密封能力提高47.1%。

表2 2種連接螺紋性能對比

1.3 密封件

密封件是附加在膨脹管外表面的密封結(jié)構(gòu)，在膨脹過程中，膨脹管沿徑向發(fā)生塑性變形，密封件被擠壓填充，從而密封膨脹管與套管之間的環(huán)空。普通膨脹管普遍采用丁腈橡膠環(huán)或者管體預(yù)留金屬凸臺的密封設(shè)計，具有結(jié)構(gòu)簡單、工藝可靠的優(yōu)點。但丁腈橡膠工作溫度小于120 ℃，金屬凸臺密封耐壓能力小于25 MPa，無法滿足高溫高壓套損井修復(fù)的要求。

采用金屬作為密封件，具有更好的耐溫性能，金屬需具有熱穩(wěn)定性好、延展性好、加工性能良好的特點，并具有一定的耐腐蝕性。本文選擇00Cr19Ni10不銹鋼和紫銅兩種材料進行對比研究（見表3），發(fā)現(xiàn)不銹鋼密封件材質(zhì)偏硬，膨脹壓力偏高，膨脹后管體內(nèi)壁縮徑；減小密封過盈量后，膨脹壓力降低，又會導(dǎo)致密封壓力偏低；而紫銅密封件強度低，延展性好，膨脹過程中能充分延展，填充膨脹管與套管環(huán)空的間隙和漏點，密封和懸掛性能好。因此，選用紫銅作為密封件材料。

表3 不銹鋼和紫銅密封件性能參數(shù)比較

優(yōu)選密封件加工工藝，對非熔化極惰性氣體鎢極保護焊填絲堆焊、熔化極惰性氣體保護焊填絲堆焊、銅環(huán)鑲嵌焊接成型工藝進行對比研究。填絲堆焊的熱影響區(qū)較大，受熱后，膨脹管力學(xué)性能變差，紫銅硬度增加、塑性降低；并且膨脹管與紫銅的熱處理溫度相差較大，退火軟化處理困難。銅環(huán)鑲嵌焊接成型采用預(yù)制坡口的紫銅環(huán)，加壓預(yù)緊鑲嵌在管體表面后對銅環(huán)坡口熔焊，熱影響區(qū)小，膨脹管和紫銅密封件的力學(xué)性能較好。因此，選用銅環(huán)鑲嵌焊接成型工藝作為密封環(huán)加工工藝。

圖3a為紫銅密封環(huán)表面預(yù)制凹槽，可進一步增強對套管內(nèi)表面的適應(yīng)性，提高密封能力；圖3b為紫銅密封件脹后切片，可見其緊密填充了膨脹管和套管之間的間隙。

圖3 紫銅鑲嵌焊接成型密封件

1.4 膨脹錐

膨脹管膨脹過程中能量消耗包括管材塑性變形能和摩擦損失。由于采用高強度膨脹管和金屬密封件，膨脹過程中塑性變形能和摩擦力均明顯增大，膨脹壓力升高，造成膨脹錐磨損，增加了施工作業(yè)風(fēng)險。本文通過優(yōu)化膨脹錐性能，減少了摩擦阻力，降低了膨脹壓力。膨脹錐分為導(dǎo)向段、變徑段和保徑段3部分，主要工作區(qū)間為變徑段。經(jīng)理論計算和實驗分析，變徑段錐角12.5°為最優(yōu)膨脹角度，膨脹壓力最低；此外，提高變徑段表面光潔度和硬度，可降低摩擦系數(shù)、減少磨損量。分別采用超音速火焰噴涂150～300 μm碳化鎢、多弧離子鍍氣相沉積1.5 μm氮化鈦和鈦鋁氮3種涂層工藝（見圖4）對膨脹錐變徑段工作區(qū)表面進行處理，并進行實驗對比[10-12]。氮化鈦和鈦鋁氮涂層硬度高，膨脹壓力有所下降，但涂層出現(xiàn)明顯脫落及磨損，不能滿足工程需求；碳化鎢涂層使膨脹壓力降低15%，耐磨損壽命提高51%，滿足工程需求。

2 室內(nèi)實驗研究

針對熱采井外徑177.8 mm（7 in）套管、350 ℃蒸汽吞吐、35 MPa高壓注水等實驗條件，試制了高溫高壓膨脹管補貼工具樣機（見圖5），并開展室內(nèi)實驗研究。樣機主要由膨脹管、發(fā)射腔、連接桿、膨脹錐、底堵等部分組成。膨脹管外徑146 mm、壁厚8 mm、密封件采用銅環(huán)嵌焊工藝、設(shè)計過盈量1.4 mm、加工兩組連接螺紋，膨脹錐外徑143 mm、錐角12.5°。

圖4 用3種涂層工藝處理后的膨脹錐

圖5 高溫高壓膨脹管補貼工具樣機

2.1 膨脹實驗

組裝膨脹管樣機，順序連接軟管線和泵組，注入清水，打壓膨脹，膨脹錐啟動壓力32 MPa，膨脹錐行走壓力25～30 MPa，過密封環(huán)膨脹壓力30～36 MPa，膨脹錐行走速度2.5 m/min，滿足現(xiàn)場安全施工要求。

2.2 交變溫度載荷耐壓實驗

截取部分實驗樣機作為耐壓實驗試件，順序連接耐高溫硬管線及泵組，注入清水，打壓至15 MPa，關(guān)閉閥門，保壓30 min，無壓降；卸壓，將試件置于加熱爐中緩慢加熱至350 ℃，保溫2 h后，順序連接耐高溫硬管線及泵組，注入清水，打壓至15 MPa（蒸汽壓），關(guān)閉閥門，保壓30 min無壓降，試壓成功；取出試件，緩慢冷卻至室溫。

上述實驗流程為交變溫度載荷耐壓實驗的一個單元，循環(huán)3次，試件保壓成功，達到蒸汽吞吐井生產(chǎn)作業(yè)要求。

2.3 耐高壓實驗

將上述耐壓實驗試件置于實驗槽內(nèi)，60 ℃水浴，浸泡30 d，釋放殘余應(yīng)力，取出緩慢冷卻至室溫，順序連接軟管線及泵組，注入清水，打壓至35 MPa，關(guān)閉閥門，保壓24 h，壓降小于0.2 MPa。圖6為耐高壓實驗壓力變化曲線（圖中壓力升高的部分為夏季日曬溫度變化造成的壓力波動）。

圖6 耐高壓實驗壓力曲線圖

3 現(xiàn)場試驗

采用本文設(shè)計的耐高溫高壓膨脹管補貼工具在油田現(xiàn)場試驗45口井，其中遼河油田31口，吐哈油田14口。補貼后驗壓15 MPa，保壓30 min，壓降小于0.2 MPa，一次施工成功率100%。試驗井按照井型分為：油井29口，注水井12口，注汽井1口，探井3口。按照作業(yè)類型分為：封水層17口，封氣層3口，堵漏21口，加固4口。

以遼河油田杜212-興觀3井為例。2012年初該井生產(chǎn)套管出現(xiàn)破損，采出液高含水，關(guān)井停產(chǎn)；測井發(fā)現(xiàn)漏點位于672.0～684.3 m井段，距離射孔段上部80 m。采用耐高溫高壓膨脹管補貼工具封堵套管漏點，試驗采用Φ146 mm×8 mm規(guī)格膨脹管2根共計16 m，膨脹作業(yè)啟動壓力34 MPa，行走壓力28～32 MPa，作業(yè)時間2 h，補貼后驗壓15 MPa，保壓30 min，無壓降，施工成功。大修后于2012年8月投產(chǎn)，經(jīng)6輪蒸汽吞吐，生產(chǎn)周期260 d，階段累計產(chǎn)油1 647.9 t。

高溫高壓膨脹管修復(fù)技術(shù)在遼河、吐哈油田的現(xiàn)場試驗涉及稀油井、稠油井、蒸汽吞吐井、蒸汽驅(qū)井、高壓注水井等多種復(fù)雜井況，驗證了工具的耐高溫高壓性能及施工工藝的可靠性。截至2014年底，試驗井階段累計增油3.08×104t，階段累計增注17×104m3，取得經(jīng)濟效益1.3億元。

4 結(jié)論

對膨脹管4項關(guān)鍵技術(shù)開展理論和實驗研究，設(shè)計開發(fā)了適用于高溫高壓工況的膨脹管補貼工具。室內(nèi)實驗表明：新型膨脹管材相對于普通20G管材脹后強度提高34%；負(fù)角膨脹連接螺紋的軸向抗拉強度提高18.2%；紫銅密封件密封能力大于35 MPa；碳化鎢涂層使膨脹壓力降低15%，耐磨損壽命提高51%。遼河、吐哈油田的現(xiàn)場試驗表明：高溫高壓膨脹管修復(fù)技術(shù)適用于熱采井、高壓注水井的套損修復(fù)，一次施工成功率100%。修復(fù)后的油井增油明顯，經(jīng)濟效益顯著。

[1] Errity R M,Gusevik R,Buckler W,et al.Well remediation using expandable cased-hole liners[J].World Oil,2002(7):56-65.

[2] Hutchinson C P.Cutting insert for a tool for wellbore milling operations:US,5626189 A[P].1997-05-06.

[3] Wood E T,Dobson A W.Downhole pipe expansion apparatus and method:US,6021850 A[P].2000-02-08.

[4] Surjaatmadja J B.Downhole flame spray welding tool system and method:US,6494259 B2[P].2002-12-17.

[5] 余雷,薄氓.遼河油田熱采井套損防治新技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā),2005,32(1):116-118.Yu Lei,Bo Min.New technology for casing damage prevention and cure of thermal production well in Liaohe oilfield[J].Petroleum Exploration and Development,2005,32(1):116-118.

[6] 全國石油鉆采設(shè)備和工具標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會.SY/T 6802-2010 油田套管補貼用膨脹管總成[S].北京:石油工業(yè)出版社,2010.The National Committee on oil drilling equipment and tools standardization technology.SY/T 6802-2010 The expandable tubular system for casing patch in oilfield[S].Beijing:Petroleum Industry Press,2010.

[7] Frommeyer G,Brux U,Neumann P.Supra-ductile and high-strength manganese-TRIP/TWIP steels for high energy absorption purposes[J].ISIJ International,2003,43(3):438-446.

[8] 高向前,李益良,李濤,等.膨脹管膨脹壓力及承壓能力分析[J].石油機械,2010,38(10):33-35.Gao Xiangqian,Li Yiliang,Li Tao,et al.The study of the expansion force and the bearing capacity of expandable tubular[J].Petroleum Machinery,2010,38(10):33-35.

[9] 韓建增,施太和.套管缺陷對抗擠強度的影響及高抗擠套管抗擠強度的計算方法[C]//中國石油管材研究所.全國第一屆石油管力學(xué)和環(huán)境行為學(xué)術(shù)研討會石油管工程應(yīng)用基礎(chǔ)研究論文集.北京:石油工業(yè)出版社,2001:200-208.Han Jianzeng,Shi Taihe.The impact of casing’s flaw on its collapse strength and the calculation of the casing’s collapse strength[C]//CNPC Tubular Goods Research Institute.Proceedings on basis research of petroleum tubes for the 1st Academic Seminar on Petroleum Engineering and Environmental Behavior.Beijing:Petroleum Industry Press,2001:200-208.

[10] Allain S,Chateau J P,Bouaziz O,et al.Correlations between the calculated stacking fault energy and the plasticity mechanisms in Fe-Mn-C alloys[J].Materials Science and Engineering:A,2004,387-389:158-162.

[11] Dumay A,Chateau J P,Allain S,et al.Influence of addition elements on the stacking-fault energy and mechanical properties of an austenitic Fe-Mn-C steel[J].Material Science and Engineering:A,2008,483-484:184-187.

[12] Sugimoto K,Murata M,Muramatsu T,et al.Formability of C-Si-Mn-Al-Nb-Mo ultra high-strength TRIP-aided sheet steels[J].ISIJ International,2007,47(9):1357-1362.

（編輯 郭海莉）

Solid expandable tubular patching technique for high-temperature and high-pressure casing damaged wells

Li Tao1,2
(1.China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

In view of the issue that casing patching by solid expandable tubular (SET) has a low success ratio in high temperature (HT) thermal recovery wells or high pressure (HP) water injection wells,four key techniques of SET were studied theoretically and experimentally,and the casing patching SET tool for the HT/HP wells was designed.The expandable tubular with post expansion mechanical properties reaching API N80 steel grade was developed.The loading plane angle of expandable connecting thread was optimized as -9°.The sealing piece of inlaid welded copper and the cone coated with tungsten carbide were developed.Based on these researches,a prototype SET patching tool for HT/HP wells has been manufactured.The SET patching tool for HT/HP wells was manufactured.Laboratory experiments demonstrated that the expansion force of the patching tool was between 25 MPa and 32 MPa,the pressure resistance in three periods of alternating temperature load was over 15 MPa,the sealing capacity exceeded 35 MPa,all were up to the designed standard.The field tests in 45 wells in the Liaohe and Tuha oil fields demonstrated that this technique has good adaptability in casing patching in high temperature thermal recovery wells or high pressure water injection wells.After the patching operation,the water pressure 15 MPa was maintained for 30 minutes to test the tool’s sealing performance,the pressure drop was less than 0.2 MPa,and the success ratio of one-time construction was 100%.After the casing patching,the oil wells production increase significantly and remarkable economic benefits are achieved.

casing damaged well;thermal recovery;high pressure water injection;patching tool;solid expandable tubular;expansion cone;connecting thread;metal seal;field test

國家高技術(shù)研究發(fā)展計劃（863）項目“采油井筒控制工程關(guān)鍵技術(shù)與裝備”（2012AA061300）

TE925

A

1000-0747(2015)03-0374-05

10.11698/PED.2015.03.15

李濤（1979-），男，山東東營人，中國石油大學(xué)（北京）在讀博士研究生，主要從事石油裝備研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院裝備所，郵政編碼：100083。E-mail:li-t@petrochina.com.cn

2015-01-12

2015-03-17