Φ508 mm套管補接技術(shù)在導管架平臺的應用

李思洋， 龔龍祥

[中海石油(中國)有限公司 惠州作業(yè)公司， 廣東 深圳 518000]

南海海域的某導管架生產(chǎn)平臺于上世紀 90 年代初投產(chǎn)，由半潛式鉆井平臺預鉆井作業(yè)完畢后，安裝導管架及上部組塊，實現(xiàn)套管回接，建立水下至地面的流體通道后轉(zhuǎn)入完井生產(chǎn)作業(yè)。在生產(chǎn)了近20年后，最近幾年檢測套管完整性時，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)幾口井的Φ508 mm有腐蝕穿孔漏點，漏點區(qū)域大部分集中在飛濺區(qū)和潮差區(qū)的海平面以下。在飛濺區(qū)由于海水飛濺造成的干濕環(huán)境以及陽光照射導致的溫度升高，形成最苛刻腐蝕環(huán)境；在潮差區(qū)受到海水潮汐的作用，套管金屬在海平面處形成宏觀氧濃差電池，發(fā)生氧腐蝕，導致斷裂失效。海水中的氯離子促進了腐蝕的發(fā)生，氯離子進入腐蝕產(chǎn)物膜與基體交界面，破壞腐蝕產(chǎn)物膜在金屬表面的覆蓋，增大活性區(qū)域面積。在宏觀氧濃差電池和氯離子的共同促進作用下，導致海水平附件金屬嚴重腐蝕，發(fā)生穿孔。

根據(jù)油井完整性的井屏障(為防止地層流體流動失控，由各個井屏障單元組成的控制系統(tǒng))要求，至少要建立2個獨立的井屏障，避免在役井的流體泄漏，防止環(huán)境污染及災害發(fā)生。鑒于油井泄漏的風險，對該導管架平臺已查明的油井Φ508 mm套管漏點進行了外部補救防護處理(安裝抱箍，注高分子材料密封漏點；纏繞鈉塑鋼水下修復材料對泄漏的縫隙進行封堵等措施)，取得了一定效果，但時效性較差，且針對腐蝕穿孔漏點滲漏的情形。對漏速較大，影響套管結(jié)構(gòu)受力，或構(gòu)成套管斷裂風險的嚴重腐蝕狀況，最好的措施是更換套管。本文主要介紹了Φ508 mm套管補接技術(shù)的應用，有效地解決了大尺寸套管嚴重腐蝕穿孔治理的問題，成功挽救了該井槽，經(jīng)濟效益顯著。

1 套管腐蝕狀況

該導管架平臺的所有生產(chǎn)井由半潛式鉆井平臺在上世紀90年代初完成鉆井作業(yè)，用泥線懸掛器將各層套管懸掛于泥面，并在懸掛器上戴上防腐帽。1991年安裝導管架平臺和上部模塊，鉆機模塊轉(zhuǎn)盤面到海平面的高度為40 m。利用鉆機模塊取出防腐帽，下入泥線回接器從泥線懸掛器處回接Φ508 mm套管、Φ339.7 mm套管和Φ244.5 mm套管到采油樹甲板,完井作業(yè)后，投入生產(chǎn)。在2011年準備利用某井槽在Φ244.5 mm套管開窗側(cè)鉆時，例行對Φ244.5 mm套管試壓檢驗完整性，發(fā)現(xiàn)在離鉆臺轉(zhuǎn)盤面40 m處(海平面附近)有漏點，計劃補接完Φ244.5 mm套管后繼續(xù)側(cè)鉆。

在拆開井口頭后,發(fā)現(xiàn)Φ339.7 mm套管下沉0.95 m，且在40 m深度處腐蝕，Φ508 mm套管在35 m處存在漏點。通過ROV和潛水作業(yè)進一步檢測發(fā)現(xiàn)Φ508 mm套管在海平面以下有另外兩個漏點，深度在海水平以下5 m和16.8 m的套管接箍位置處，如圖1所示。其中在-5 m處腐蝕漏點較嚴重，-16.8 m處為滲漏。臨時棄井前，從漏點以下切割和回收Φ244.5 mm套管(離鉆臺轉(zhuǎn)盤面61 m)和Φ339.7 mm套管(離鉆臺轉(zhuǎn)盤面54 m)，從距鉆臺轉(zhuǎn)盤面38.7 m腐蝕斷裂點上提并回收Φ508 mm套管,回收后的套管狀況見圖2。對井筒中泥線懸掛器以下的Φ244.5 mm和Φ339.7 mm套管分別試壓到10.34 MPa，壓力穩(wěn)定。下入橋塞，注棄井水泥塞完成棄井作業(yè)，在切割后的Φ508 mm套管頂部蓋上蓋帽。

圖1 海平面以下5 m和16.8 m套管接箍位置的漏點

圖2 切割回收的各層套管狀況

2 補接器改進

要恢復此井的生產(chǎn)，必須建立從采油樹甲板到油層的完整通道。由于油田有泥線懸掛器采用套管回接方式完井的情況，主要的套管更換方案有兩個。方案一：從泥線回接處倒開原有回接套管，重新回接。優(yōu)點是使用的工具簡單，回接后承壓得到保證。主要風險是倒扣可能很困難，泥線懸掛器的扣可能損壞無法回接；方案二：切割回收泥線以上的套管，用套管補接器回接套管。主要的缺點是不能從泥線懸掛器以下回接，泥線懸掛器可能無法回收。根據(jù)該井的實際情況，綜合考慮作業(yè)風險和難度，最終采取用補接器分別回接三層套管的方案。

套管補接器是套管外回接工藝的關鍵工具，通過對端面銑平的井下套管進行回接密封，建立完整的管串，最終工具與管串連成一體留在井內(nèi)，達到井筒密封的目的。其主要特點是能適應各種尺寸的套管回接，易于操作，不損失套管內(nèi)徑，可承受一定的抗拉抗壓強度，能滿足密封試壓要求，實現(xiàn)雙向密封，需要時可回收。利用補接器在Φ244.5 mm和Φ339.7 mm套管回接的技術(shù)非常成熟，但在Φ508 mm套管上國內(nèi)還沒有施工案例。其作業(yè)方案與Φ244.5 mm和Φ339.7 mm套管回接過程基本相同，主要考慮補接器工具本身是否滿足材質(zhì)、承重、密封等級等要求。

泥線以上的Φ508 mm套管不僅起到隔水導管的作用,而且還要承重。因此補接器回接Φ508 mm套管后既要密封性能好，又要能承受上部的重量，包括Φ339.7 mm和Φ244.5 mm套管的預張力50噸、補接器以上的套管重量30噸、各層套管頭重量30噸、采油樹和完井管串重量90噸。在承載方面，對原Φ508 mm套管補接器提出了改進措施。襯套加厚，壁厚由13.72 mm升級到20.32 mm；工具的材質(zhì)由AISI 1018(相當于國內(nèi)20號鋼)升級到AISI 4140 (等同于國內(nèi)的合金結(jié)構(gòu)鋼42CrMo)，提高工具的結(jié)構(gòu)強度。在密封方面，由兩道高壓密封升級為四道密封，如圖3中左圖所示，在延伸接頭和頂部接頭處分別增加了一道低壓密封，加強保險。

圖3 Φ508 mm套管補接器

經(jīng)過改進的補接器(根據(jù)AISI 40104材質(zhì))抗拉強度σb≥1 080 MPa，屈服強度σs≥930 MPa。根據(jù)其受力分析，密封襯套所要承受的載荷至少為：

F=套管預張力+補接器以上的套管重量+套管頭重量+采油樹重量+完井管柱重量=200噸

補接器的截面面積：S=π/4(D2-d2)=0.021659 m2。

則要求的屈服強度至少為：σ=F/S=90.49 MPa<σs，足夠安全，密封襯套能夠支撐上部的所有重量，改進后的Φ508 mm套管補接器在技術(shù)上完全滿足套管回接作業(yè)的需求。

3 技術(shù)關鍵

1)套管切割位置的選取。根據(jù)檢測套管壁厚的情況及對Φ508 mm套管試壓能穩(wěn)壓的深度來確定套管切割位置，要避開套管接箍，且切割點要淺于Φ339.7 mm套管的割點,，以便對Φ508 mm套管內(nèi)壁清理和套管試壓。

2)套管外附著大量海生物，套管外壁打磨比較困難，需專門加工大尺寸的套銑筒，還要潛水作業(yè)精細打磨補接部位的套管外壁光滑。

3)切割打撈Φ508 mm套管過程中，套管會有落入海底的風險。需要使用割刀撈矛一體式工具，套管外壁提前焊接吊耳，用鋼絲繩吊住，進一步防止套管割斷后掉落的可能。

4)套管割口要銑修平整。切割后的套管在割口位置一般有突起，而且平整度較差，需要下入銑鞋磨銑修整套管割口，以確保整修后的套管呈錐形，使其能夠順利進入補接器工具。另外，可以根據(jù)銑鞋的下入位置進一步校正切割后套管頂部的深度，確保套管能夠進入補接器工具的延伸筒。

4 現(xiàn)場應用

南海海域該導管架平臺已臨時棄置的一口生產(chǎn)井，由半潛式鉆井平臺于1990年7月完成初次鉆井作業(yè)。批鉆時Φ508 mm套管已下到383.57 m(鉆井平臺轉(zhuǎn)盤面為基準面，到海平面高度為23.5 m)，二開鉆444.5 mm井眼到1 496 m，下Φ339.7 mm套管(68ppf，N80鋼級，BTC扣型)到1 484.28 m并固井。三開鉆311.15 mm井眼到完鉆深度2 846 m MD/2 518 m TVD，裸眼測井后，下Φ244.5 mm套管(47ppf,N80鋼級，NSCC扣型)到2 834.68 m并固井。1990年11月由南海五號半潛式鉆井平臺進行側(cè)鉆作業(yè)，在925 m切割回收Φ244.5 mm套管,注切割點處注棄井水泥塞。在585 m處切割回收Φ339.7 mm套管，磨銑套管，從588 m處側(cè)鉆311.15 mm井眼到1 462 m，裸眼電測后，下Φ244.5 mm套管到1 449.36 m,固井。鉆215.9 mm井眼到完鉆深度2 542 m MD/2 515 m TVD，下177.8 mm套管(29ppf，N80鋼級，BTC扣型)到2 526.81 m，頂部掛在懸掛器上，固井。在177.8 mm套管內(nèi)注入2個棄井水泥塞，泥線懸掛器上戴上防腐帽，鉆井平臺完成鉆井作業(yè)。

1991年導管架平臺和上部模塊安裝好后，從泥線懸掛器上分別回接Φ508 mm套管、Φ339.7 mm套管和Φ244.5 mm套管到采油樹甲板，鉆穿水泥塞，在177.8 mm套管內(nèi)射孔目標層位，下電潛泵和生產(chǎn)管柱完井，投入生產(chǎn)。后續(xù)歷經(jīng)7次修井作業(yè)，在2011年計劃利用該井槽進行側(cè)鉆時，期間發(fā)現(xiàn)套管完整性問題后如上所述臨時棄井。

在充分的調(diào)研，工具改進，材料準備齊全后，開始了此井的大修作業(yè)。主要施工過程如下：

1)切割回收Φ244.5 mm套管。下USIT電測工具，對Φ244.5 mm套管的壁厚和腐蝕狀況進行電測，確定泥線以上狀況較好的套管在70 m以下(導管架平臺鉆臺轉(zhuǎn)盤面為基準面，到海平面的高度為40 m)。清刮泥線以上的Φ244.5 mm套管后，下可回收式封隔器試壓，在75 m處座封，試壓到500 psi,穩(wěn)壓了15分鐘。進一步證明75 m以下的套管完好。考慮到為Φ339.7 mm套管切割留有更大余量，選擇在120 m較深處切割回收Φ244.5 mm套管。

2)切割回收Φ339.7 mm套管。以同樣的方式先USIT電測后試壓，確定Φ339.7 mm套管的切割位置在99.5 m，切割并回收Φ339.7 mm套管。

3)下Φ508 mm套管打撈矛抓住套管，緩慢上提管柱(沒有過提顯示)，發(fā)現(xiàn)Φ508 mm套管從45 m處斷開，起出斷開的套管，長度有11.6 m。再次下打撈矛，抓緊Φ508 mm套管，再次起出斷裂的套管11.96 m。接著下打撈矛抓緊套管，過提7.5噸證實下部套管無斷裂點。甩掉打撈矛。

4)下制作好的Φ486.2 mm鋼刷(無大尺寸的刮管器)，在65～99 m處通徑清刮套管5次。然后下Φ508 mm封隔器到70 m處并座封(管柱內(nèi)打壓到3.45 MPa，穩(wěn)壓10分鐘，下壓1噸使封隔器上的密封膠皮膨脹。管柱內(nèi)慢慢打壓到6.9 MPa，穩(wěn)壓10分鐘，再繼續(xù)打壓到8.3 MPa剪切球座)，對封隔器以下的Φ508 mm套管試壓到2.1 MPa，不能穩(wěn)壓。解封封隔器后(過提1.5噸，正轉(zhuǎn)11圈后，等45分鐘使密封單元的膠皮回縮)，繼續(xù)下到82 m處座封，試壓套管到2.1 MPa，穩(wěn)壓了15分鐘。起出封隔器。

5)在鄰井的隔水套管上安裝水下攝像頭。潛水作業(yè)在Φ508 mm套管魚頂下面3.2 m處座上安全卡瓦，下套管水力割刀鉆具組合(2柱Φ101.6 mm加重鉆桿+變扣+2柱Φ127 mm加重鉆桿+變扣+Φ444.5 mm扶正器+Φ508 mm套管割刀+變扣+Φ444.5 mm扶正器+1柱Φ203.2 mm鉆鋌+Φ127 mm加重鉆桿)到117 m，地面測試水力割刀：212升/分的排量下，割刀的最大外徑是762 mm。等白天視況較好后，就位割刀在82 m處，以1 155升/分的排量，40轉(zhuǎn)/分的轉(zhuǎn)速切割Φ508 mm套管，持續(xù)切割30分鐘后，發(fā)現(xiàn)套管旋轉(zhuǎn)了2圈，停止切割，起出割刀鉆具。

6)下打撈矛抓緊套管，潛水作業(yè)釋放原固定于套管上的安全卡瓦，起甩割斷的套管。

7)潛水作業(yè)下移鄰井隔水套管上的水下攝像頭到新切割的魚頂位置處。下Φ508 mm領眼磨鞋工具到魚頂，磨銑0.1 m，參數(shù)為0.5噸的鉆壓，1 155升/分的排量，20轉(zhuǎn)/分的轉(zhuǎn)速。起出領眼磨鞋工具后,潛水作業(yè)打磨魚頂,清理魚頂以下2.5 m高度的外壁。

8)下Φ508 mm套管補接器和套管到魚頂，記錄上提/下放的懸重。緩慢下放補接器引入魚頂，下壓7.5噸的重量，魚頂總共進入2.2 m。繼續(xù)下壓14噸抓牢、密封魚頂，等待5分鐘。向上過提6噸證實補接器的卡瓦已抓牢，然后釋放整個套管柱的重量。

9)新下的Φ508 mm套管柱中灌滿水，接循環(huán)頭，對補接器和套管整體試壓，低壓0.7 MPa,穩(wěn)壓3分鐘，泄壓后再試壓到1.4 MPa，穩(wěn)壓了15分鐘，證實了補接后的套管密封完好。

10)在采油樹甲板割套管，安裝套管頭，然后分別補接Φ339.7 mm套管和Φ244.5 mm套管，安裝各層套管頭。后續(xù)完井作業(yè)順利。

5 結(jié)論

1)套管補接工具結(jié)構(gòu)簡單，具有雙向密封的特點；不縮小現(xiàn)有管柱內(nèi)徑，保障套管通徑，不影響后續(xù)作業(yè)。

2)補接前要徹底打磨清理切割后套管的端面和套管回接的外壁，確保光滑無毛刺，是補接成功的關鍵。

3)改進后的Φ508 mm套管補接器在承載和密封性可以滿足技術(shù)要求，對于大尺寸套管的外回接工藝是補充和完善，開創(chuàng)了國內(nèi)首次應用的先例，也為導管架平臺海上石油開采的套管完整性提供了借鑒方案。