稠油热采井大修技术研究与应用.docx

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稠油热采井大修技术研究与应用

稠油热采井大修技术研究与应用

摘要

随着油田开发的不断深入，辽河油田采油井和注水井套管的损坏情况已越来越严重，并直接影响到了油田的稳产、上产。

因此研究“套损”原因及“套损”机理，采取积极有效的预防措施，采取完善合理的修复治理工艺，使“套损”停产井恢复原有产能已是亟待解决的问题。

针对这一现状，提出了稠油热采井大修技术的研究。

此项课题包括套损机理的研究和一系列套损井修复复产技术的研究与应用。

针对辽河油田的特点而研究应用的多项修复复产技术，包括套管补接工艺技术、套管水力整形技术、大通径无接箍套管加固完井技术、电潜泵和电缆打捞磨铣工具的研制、热采侧钻井小井筒内磨铣及打捞工具的研制等。

这些工艺技术将弥补中浅层套损井开窗侧钻成本较高的现状，即可应用于中浅层套损井，也适用于中深层的套损井。

它们不但能够满足热采井的生产需要，而且与开窗侧钻、取换套管相比，成本相对较低、周期较短，能在不打更新井、侧钻井的情况下完善地下开发井网。

现场试验证明，这些技术的确能够针对辽河油田的实际情况，有效恢复部分因套损严重而停产的油水井的生产，是辽河油田后期上产中决套损井复产问题的有效、经济、适用的修井工艺技术。

关键词：

套损；防治措施；大修复产；效益分析

ResearchandapplicationofHeavyoilthermalrecoverywellsoverhaultechnology

ABSTRACT

Withthedeepeningofoilfielddevelopment，LiaoheOilfield，productionwellsandinjectionwells，thedamaginghasbecomemoreandmoreseriousdamage，Anddirectlyaffectstheoutputoftheoilfields，onthemiddleclass，sostudy"setsloss"causesand"casingdamage"mechanism，takingactiveandeffectivepreventivemeasures，Takingtoimprovethemanagementofareasonablerepairprocess，The"casingdamage"torestoretheOriginalproductioncapacityofwellsisaseriousproblem，Inresponsetothisstatus，raisingAheavyoilthermalrecoverywellstechnology，Topicsincludethemechanismofcasingdamageandaseriesofwellcasingdamagerepaircomplexproductiontechnologyresearchandapplication.ConsideringLiaoheoilfieldofthecharacteristicsandresearchinganumberofrepaircomplexproductiontechnologies，IncludingthecasingPremiumaccessectechnologyPlasticcasingofhydraulictechnology，ChaseDriveCouplingcasingwithoutreinforcementCompletionTechnology，ElectricsubmersiblepumpandcablesalvageDevelopmentMillingTools、ThermalrecoverysidedrillingandmillingsmallbinssalvageDevelopmentTools，and

soon.ThesetechnologieswillbesettomakeupforlossesintheshallowwellsdrilledSidetrackingcostlystatus、Itcanbeusedinshallowwellscasingdamage，Alsoappliestothecasingdamageindeepwells.Theyarenotonlyabletomeetthethermalrecoveryoftheproductionwells、Sidetrackingwithfenestration，Comparedtocheckforcasing、lowcostRelatively、Shortercycle、Cannotplaywellupdate、Sideofthecaseofdrillingdevelopmentwellstoimprovetheundergroundnetwork.Fieldtesttoprove，IndeedthesetechnologiesareabletocaterfortheactualsituationofLiaoheOilfield，resumptionofsomesetsoflosseffectiveduetoseriousandstoptheproductionofoilwells，LiaoheOilfield，thelatteristheproductionwellcasingfailuretoaddresstheissueofresumptionofproductionofaneffective，economic，andtechnologyapplicableworkover.

KEYWORDS：

Setsloss；Effectivepreventivemeasures；Damagerepair；Benefitanalysis

前言

辽河油田稠油资源比较丰富，其储量和产量均超过了总储量和产量的三分之一，因此稠油热采开发是辽河油田最基本的生产措施。

在热采开发的稠油井中，注蒸汽热采井已占总井数的2/3以上。

尽管循环注蒸汽热采稠油是一种非常有效的开采手段，但它对生产套管和井眼邻区的岩层结构都会有一定程度的伤害，使井下套管的工作条件变得极为恶劣，将大大缩短套管的使用寿命。

井筒内过热的蒸汽使地层及其套管温度升高，对套管产生相当大的热应力，此热应力可能使套管产生弯曲变形或断裂，导致油井停产或油井报废，造成极大的经济损失。

辽河油田每年有300~400口套损井产生，其中稠油热采井达到80%以上。

因此开展注汽热采井套管的损坏机理研究，找出造成注汽井套管损坏的主要原因，制定和实施有效的防治措施，尽可能减轻注汽热采对油层套管的损坏作用，延长稠油井的寿命，对提高稠油热采效益具有重要意义。

针对辽河油田目前套损井日趋上升，尤其是热采井更为突出的现状，及中浅层套管损坏采取取换套修复、中深层套损严重井只能开窗侧钻、油层中部套管损坏采取磨铣下筛管或开窗磨铣下筛管修复的现状，提出了稠油热采井大修技术的研究。

此项课题通过对辽河油田油水井套管损坏情况的全面调查研究，及对热采井井筒应力场的分析，找到了造成稠油热采井套管损坏的主要原因，并提出相应的预防措施。

同时针对辽河油田的特点而研究应用了多项修复复产技术，包括套管补接工艺技术、套管水力整形技术和大通径无接箍套管加固完井技术等。

通过本课题的研究将解决中浅层、中深层套管损坏的修复难题，并降低修井成本，提高修井成功率。

现场试验证明，这些技术的确能够针对辽河油田的实际情况，有效恢复部分因套损严重而停产的油水井的生产，是辽河油田后期上产中解决套损井复产问题的有效、经济、适用的修井工艺技术。

第一章热采井套损原因分析及防治措施

辽河油区的地理面积广阔，地质构造复杂，油藏类型丰富，是一个以稀油、稠油、高凝油为主要开发对象的复式油气区。

其中稀油和高凝油油藏共有114个单元，按开采方式和储层岩性划分可分为五种类型：

中高渗透注水砂岩油藏（27个单低渗透油藏（11个单元）、复杂断块油藏（46个单元）、天然能量开发油藏（15个单元）和特殊岩性油藏（15个单元）。

稠油油藏共有68个单元，按开采方式和油品特性分为五种类型：

天然能量开发油藏（9个单元）、常规注水油藏（11个单元）、普通热采油藏（38个单元）、特稠油油藏和超稠油油藏（各5个单元）。

经过30多年的不断开发，不同区域和不同地质、工程和管理条件下的油（水）井，随着生产时间的不断延长及开发方案的不断实施和不断调整，特别是实施注水开发的砂岩油藏井和实施蒸汽吞吐的稠油、超稠油井，其套管技术状况已逐渐变差，甚至损坏至使许多井不能正常生产，注采系统不能正常运行，从而影响了整个油区的稳产、上产。

1.1热采井套损状况调查

通过辽河油田五个地区稠油区块调查的3860口热采井，发生套管损坏的有489口，占12.64%。

有的主力区块套管损坏程度还很严重，详细统计见表1-1、表1-2。

近年来，随着注汽轮次的增加，套损形式更加严峻，如1990年开始整装开发的洼38块，套损率已高达40%，杜32块、杜84块也达到近30%，并且还有发展的趋势。

在几种套损类型中，套管变形的比率为84.7%、套管错断的比率为10.5%，套管漏失的比率为4.8%。

表1-1“八五”期间辽河油田各个区块套管损坏情况明细表

表1-22007年高升油田各个区块套管损坏情况明细表

1.2热采井套损原因分析

1.2.1热应力作用

为了获取热采井所需要的套管和地层的物理参数，以便进行地层和套管的热膨胀和热应力计算，我们对热采井套管的热膨胀系数、热弹性模量和地层岩石的热膨胀系数进行了实际测试。

试验所测得的7″，壁厚8.05mm，钢级N80套管热膨胀系数、热弹性模量、屈服极限、强度极限及泥岩和砂岩的热膨胀系数见表1-3、1-4、1-5、1-6所示。

表1-37″壁厚8.05mmN-80钢级套管热膨胀系数试验结果

表1-47″壁厚8.05mmN-80钢级套管热弹性模量试验结果

表1-5泥岩试样膨胀试验结果

表1-6砂岩试样膨胀试验结果

目前所开发的油田，出砂层多为弱胶结的疏松岩砂层。

从力学上讲出砂原因可概括如下：

油流的机械力先将油层局部结构破坏，变成无胶结的散砂；油流将散砂携带走，先在炮孔附近形成空洞；空洞出现后，造成局部应力集中，对油层结构进一步破坏。

在固定产液速度下，油层结构的破坏局限在一定半径范围内。

由于埋藏深部的油层所受的垂向应力大，当油层大量出砂后，上覆层失去岩层支撑，产生垂向变形。

油层出砂在其顶部附近，随出砂时间延长逐渐形成空洞。

洞顶开挖后，首先引起洞顶岩石的塌落，当塌落到一定程度后，形成自然拱。

1.2.2油井出砂造成套管损坏的结论

如果原始井水泥固结良好，油井开采过程地层出砂，水泥环周围首先形成空洞。

当油层井段温度高于300℃时，套管内壁超过热弹性屈服极限，而此时水泥环所受热应力已超过本身的屈服极限值，周围形成空洞的水泥环很容易破坏。

一旦水泥环破坏套管失去约束，在热应力作用下将发生失稳变形。

变形的形式取决于失去水泥环约束的程度。

（1）当油层射孔段由于出砂，使局部套管外水泥环破坏时，热应力造成套管在压缩力作用下形成局部弯曲。

（2）套管产生弯曲，尤其在套管柱下部，压缩力最大，弯曲最严重。

在套管截面上的压缩应力分布不均匀，弯曲管壁外层的压缩应力最大。

往往在局部压缩力集中的地方，压缩力超过屈服强度而破坏。

（3）套管周围掏空部分失去约束，热膨胀作用发生热变形是明显的，是导致注蒸汽热采井套管变形损坏的重要原因。

1.2.3其他影响因素

1.封隔器失效

注汽热采井封隔器失效，套管受高温的深度加长，热膨胀应力在套管轴向的分布加长，造成水泥破坏的几率增大，套管失去约束的部位增多，套管变形损坏的可能性增大。

封隔器失效不仅影响套管的使用寿命，而且降低热采效率。

所以必须使用可靠的注热蒸汽的封隔器，一旦封隔器失效立即停止注汽。

2.预拉应力不合理或未达热应力要求我们曾经通过使用套管强度校核程序比较了三种情况套管的受力和强度情况：

（1）套管未提拉预应力或预应力偏小，将产生的轴向应力将造成套管的挠性失稳或局部膨胀变形，严重时导致损坏。

（2）据研究分析套损井口拉力108吨偏小，只能满足井底蒸汽为300℃的生产情况。

实际注汽参数下井底蒸汽的温度多数都超过300℃，一般在320℃以上。

3.注汽参数不合理

在蒸汽吞吐采油阶段，多周期注汽，尤其在不正常注汽过程中，注注停停，套管柱热涨冷缩，反复承受压缩-拉张-压缩-拉张，反复多次后，产生疲劳损坏，易在接头螺纹套管永久性变形，意味着套管在载荷作用下，应力已超过套管材料的屈服极限值。

热采套管在封隔器以下处于300℃左右热蒸汽中，由于热膨胀效应将使套管产生热膨胀。

受热膨胀的套管如果无约束时，套管不会产生热应力，只有伸长变形。

如果受热套管受到约束时，自然产生较大热应力。

注汽热采井套管在井内，内壁无约束，管外壁全井由水泥与地层固结，套管受热应力作用也就不可避免。

水泥环与地层胶结良好时，主要由套管本身所受热应力来考核其强度。

通过热应力场计算分析，当套管300℃多的温度下服役，从本身所受的热应力看，在注汽加热带焖井过程中，热应力只是在套管内壁点超过材料热弹性屈服极限，由于套管受到水泥环和地层约束，不会发生永久性变形而破坏。

当水泥环固结不均匀或后期失效，套管热应力与热变形较大，套管应力将大面积地超过套管材料的屈服极限，容易使套管变形破坏。

例，辽河油田45-025-212井第四周期注汽参数为例，分析套管中间段周围掏空情况套管的热应力与热变形。

注汽温度330℃，注汽压力12.8MPa，发生在套管内壁的最大应力值为602MPa，最大膨胀变形为2.078mm。

油井进行蒸汽吞吐作业比蒸汽驱连续注汽套管损坏要严重。

主要原因是多周期吞吐作业过程中，套管反复加热、冷却、再加热、再冷却，热应力造成套管受压缩，受拉伸，再压缩，再拉伸反复疲劳损伤。

丝扣螺纹断裂强度、滑脱强度和疲劳强度受吞吐作业的周期影响尤其重大，因为较管体来说，丝扣更薄弱。

1.2.4油层出砂

1.油层出砂造成套管损坏的机理

辽河油田对油井的出砂量进行了统计，作了出砂量与套损的相关性分析，发现随出砂量增大，套损几率上升。

处出现疲劳断裂。

（1）注注停停，会缩小实际工作注汽周期的次数。

（2）严格按最佳注汽参数操作，否则将加速套管损坏。

（3）在同一注汽周期内，由于每天的注汽压力及流量都不同，甚至差别很大，造成井底蒸汽的温度在同一注汽周期内也有很大变化，这也是一个造成应力疲劳的重要原因。

在一个注汽周期内各天中的井底蒸汽温度可能相差在30℃，甚至更高。

套管在同一注汽周期内也承受着疲劳载荷，将加速套管损坏。

（4）由于有些井口压力较大，注汽压力偏高和流量偏低，使井底温度偏高，严重危及套管的使用寿命，注汽参数不合理。

2.地层热膨胀径向力影响加速套管变形损坏

水泥环固结良好，同时严格遵守设计的注汽温度，地层的热膨胀对套管挤压应力影响不大，但水泥环在局部形成的空穴将造成套管的膨胀变形，这是发生应力疲劳和应力腐蚀的主要部位。

当水泥环局部破坏时，热膨胀造成的不均匀径向载荷将为挠性失稳提供较大的径向力，在轴向热应力的共同作用下，加速管体失稳。

第二章稠油热采井大修复产技术

2.1概述

辽河油田油水井大修工艺技术随着油田开发过程的不断发展完善，其工艺技术已由简单的打捞、堵封窜、冲砂防砂等发展到目前的解卡打捞、整形加固、套管补贴、取换套管、套管内侧钻等十几项修复与报废工艺技术。

但由于油水井井下状况的不断复杂化和套损井的数量和类型的不断增多，出现了越来越多的套损井修复如采用现有的修井技术将会产生过多负面影响的情况。

本项目针对辽河油田的特点而研究应用了多项修复复产技术，包括套管补接工艺技术、套管水力整形技术、大通径无接箍套管加固完井技术、电潜泵和电缆打捞磨铣工具的研制、热采侧钻井小井筒内磨铣及打捞工具的研制等。

这些工艺技术将弥补中浅层套损井开窗侧钻成本较高的现状，不但能够满足热采井的生产需要，而且与开窗侧钻、取换套管相比，成本相对较低、周期较短，能在不打更新井、侧钻井的情况下完善地下开发井网。

其中套管补接工艺技术与套管开窗侧钻工艺相比，每口井投入的修井成本只是套管开窗侧钻井的1/3~1/2，修井周期也可缩短5~10天。

按每口侧钻井投入修井成本55万元计算，采用套管补接技术每口井可节约修井成本15~25万元；与取换套管相比，可节约套管套铣时间并节省固井费用，避免了套管回接过程中丢鱼头的困难。

2.2套管补接工艺技术

2.2.1套管补接工艺原理

该套补贴工具由地面泵（水泥车或泥浆泵）提供给井下动力密封工具动力，投球打压后，使动力密封工具开始动作，由此带动动力密封加固器两端的上、下胀管器，进行相对运动（下面胀管器先动，上面胀管器后动）。

达到一定的额定压力（8~12MPa），运动至一定程度后上、下胀管撑胀开上、下套管密封器，迫使套管密封器锚定贴附在套管壁上。

由于套管密封器金属材料的特殊性，使其不仅能牢固地锚定在管内壁上，而且能产生密封作用，使被损坏的套管能重新承受起原来能承受的压力，并形成一个完整的通道。

当地面压力达到额定压力后（16~20MPa），动力密封工具与密封加固器（补贴管）丢手，从而完成损坏套管的加固密封工艺。

其工作原理如图2.1所示，整体结构如图2.2所示。

图2.1补接工具工作原理示意图

图2.2补接工具结构示意图

2.2.2套管补接技术的适用范围

套管补接技术适用于以下几种情况：

（1）套管因腐蚀而出现孔洞的套损井；

（2）套管出现裂缝、套管丝扣脱扣的套损井；

（3）套管因地层蠕变等地质因素而错断的井；

（4）需要封堵原射孔井段的井。

2.2.3套管补接技术的完善与配套工具的研制

针对辽河油田的特点，研究的套管补接工艺技术及配套工具主要有：

1.套管磨铣、修整技术的完善与工具配套

针对长井段的套管弯曲及损坏，靠单一的铣锥进行磨铣往往磨铣后存在着模拟通井规（L=8~10m）通井遇阻的现象，给补贴管及补贴工具的顺利入井带来困难。

通过高效套管磨铣、修整技术的完善与工具配套解决了这一难题。

（1）套管磨铣、修整工具的构成：

高效复合式铣锥、套管修整器、短节及领眼磨鞋等构成。

（2）钻具组合：

领眼铣鞋＋钻铤（20~30m）＋钻杆＋方钻杆高效复合式铣锥（或领眼磨鞋）＋短节＋套管修整器＋短节＋套管修整器＋短节＋套管修整器＋钻杆＋方钻杆。

2.套管补贴前后找漏验窜及试压技术的完善与工具配套

针对封隔器与节流阀不匹配造成找漏管柱及试压管柱稳不住压的现状，研制出了新型节流阀，并使得两者动作相匹配，达到找漏、试压的现场要求。

（1）找漏验窜管柱及试压管柱的工具构成：

K341-150封隔器、K341-112封隔器、XTF-128封隔器、XTF-90封隔器与新型节流阀。

（2）管柱组合：

①找漏验窜管柱：

球座＋封隔器（K341-x）＋节流阀＋油管（10~20m）＋封隔器（K341-x）＋油管（或钻杆）。

②试压管柱：

球座＋封隔器［XTF-128（90）］＋节流阀＋油管（10~20m）＋封隔器（XTF-x或K341-x）＋油管（或钻杆）。

3.补贴管打捞、磨铣技术的完善与工具的研制

针对已存在的套管补贴井在一定周期内会出现新的套损或落物，甚至原有补贴井段漏失，原有补贴管对后期作业会产生影响或没有存在的必要的井，结合补贴管结构特点，研制了补贴管磨铣、打捞工具，实现了补贴管的磨铣、打捞，消除了补贴井后期修复，补贴管给修井作业带来的影响。

（1）补贴磨铣、打捞工具的构成：

①Φ139.7mm（51/2″）套管：

Φ120mm高效引锥磨鞋＋Φ100mm多功能高提拉打捞矛。

②Φ177.8mm（7″）套管：

Φ156mm高效引锥磨鞋＋Φ140mm多功能高提拉打捞矛。

（2）钻具组合：

①磨铣：

高效引锥磨鞋＋钻铤（20~30m）＋钻杆＋方钻杆。

②打捞：

高提拉打捞矛＋钻杆＋方钻杆。

4.热采井耐高温、防滑脱套管补贴技术的完善

针对热采井套管损坏，为了使套管补贴后耐高温、防滑脱，延长生产周期，对补贴管两端的软金属合金进行了材质与结构的改变，满足了热采井生产的需要，实现热采井井下补贴管的对接，达到热采井套管补贴后延长生产周期的目的。

2.2.4套管补接技术流程图

套管补接工艺技术流程图如图2.3所示：

图2.3管套补贴工艺技术流程图

2.2.5衬管补接后的技术指标

衬管补接后的技术指标为：

（1）7″套管衬管补接后：

内通径：

Φmin≥143mm；

抗冲击力：

F=300~350KN；

抗内、外压力：

P≥15MPa。

（2）51/2″套管衬管补接后：

内通径：

Φmin≥100mm；

抗冲击力：

F=300~350KN；

抗内外压力：

P≥15MPa。

衬管补接工艺过程示意图如下：

图2.4衬管补接工艺过程示意图

2.3套管水力整形技术

2.3.1工作原理及工具结构

套管水力整形技术由下列工具组成：

分瓣式胀管器、液缸和防顶扶正装置等，如图2.5所示。

在工作时，依次将分瓣式胀管器、液缸、和防顶扶正装置连接好用油管将其下到套管的变形井段顶部，通过地面泵车向油管内打压，液缸的反向推力由防顶扶正装置和油管承担。

在向油管内打压的同时，液体压力也同时驱动防顶扶正装置的锥体将卡瓦撑开并锚定在套管上，压力越高锚定力越大。

连接在分瓣式胀管器上的液缸将动力液的压力转换成轴向机械推力推动分瓣式胀管器挤胀套管的变形部位（作用原理与梨形胀管器相同），使其复原。

当液缸走完一个行程，则变形部位被修复一个行程的长度。

如果变形部位较长，则需要在修复一个行程的长度之后，重新提放管柱，将其放到没被修好的部位重新打压挤胀，直到胀管器能够顺利通过变形部位为止。

图2.5套管水力整形工具结构图

2.3.2技术特点

套管水力整形技术的主要特点：

（1）分瓣式胀管器具有防卡功能，它主要由分瓣式整形体和支撑芯轴两大部分组成，当胀管器由于推力过大嵌入套管变形部位被卡住时，上提管柱可先将支撑芯轴上提一定距离，使分瓣式整形体内部失去支撑，外径收缩，被解卡提出。

（2）防顶扶正装置实际上是一种卡瓦式水力锚，它与锚爪式水力锚的不同特点是锚定力大，且不宜造成管柱卡，即使发生问题也容易及时处理。

（3）多级液缸串联使用，整形力大，单次径向整形量大；胀管器有效整形体长，被修复的部位直线度高。

2.3.3适用范围

目前我们只研制出适用于Ф178mm套管的一种水力整形工具，只能对Ф178mm的变形套管进行修复工作。

适用于套管壁厚8.05～9.19mm；适用于最大径向变形量≤20mm（即套管变形部位最小内径为：

Φ≥140mm），且变形部位无破损。

2.3.4技术参数

套管水力整形技术的主要技术参数：

（1）胀管器最大外径：

Φ145mm、Φ148mm、Φ155mm；胀管器有效长度：

450mm。

（2）液缸最大外径：

Φ140mm；最大行程：

400mm；工作压力：

20MPa。

（3）防顶扶正装置最大