水平井变形套管液压整形技术.ppt

水平井变形套管液压修复技术,胜利采油院,田玉刚,胜利油田经过多年的开发，使得原本复杂的地质条件变得更加复杂，地层的流体场、压力场发生了很大变化，加之频繁的油水井措施及钻井井身结构、完井固井质量、套管材质等诸多因素的影响，使油水井套管的技术状况变得越来越差，导致套管变形、穿孔、破裂、错断等情况频繁发生。,套损井数据统计,井下事故井5091口，其中套损3886口，占井下事故井的76.3%。,套损井分类,套损部位主要集中在射孔井段附近，位于射孔井段及其上下界50米以内的套损井占81%。,套损部位,在平面上，套损井多分布于断层附近、地层倾角大的区块，占套损井总数的30。,套损井分布,5年之内的套损井占23 6-10年的套损井占31 11-15年的占24 15年以上的占22,套损井的平均正常生产年限仅为11年,钻井设计,对油藏地质认识不充分 在断层预测、地层倾角等方面认识不足，导致钻井设计过程中没有考虑相关的套管保护措施。 井身结构没有考虑后期方案调整的需要，导致部分油水井在多年开采或开发方案调整后出现套损。,钻井井身轨迹对套管寿命的影响十分明显,井身轨迹存在严重狗腿，除了会造成生产过程中的杆管偏磨外，同样可以造成作业过程中套管磨损，从而增加套损发生的机率。,单14-305井井身轨迹三维投影,钻完井施工,套管质量直接影响到油水井的寿命,套管材质不良、管体圆度、壁厚均匀度达不到要求等问题均可以影响套管使用寿命。 螺纹加工质量达不到API标准要求或施工中上扣扭矩过大，均能造成螺纹接头或接箍损坏。,钻井过程中的钻具磨损，可以直接造成套管损坏,钻井过程中，钻压大造成钻具弯曲；钻井时使用防磨钻具，只是考虑到钻杆的防磨，未对套管进行较有效的保护，在钻进中偏磨套管造成套管的损坏。,车古204-1井，三开采用防磨钻具，使套管在1550-1620m处磨损严重，并在1582m处磨穿。,固井质量不良可以加速套管的损坏,水泥环出现缺陷时，会引起套管有效应力明显提高,固井质量完好时，套管截面上的有效应力是均匀的，当水泥环出现缺陷时，套管壁的有效应力剧增, 相应的应力集中系数也增加。固井质量不好会造成的套管承载能力下降。,理论分析表明：在相同的内压和地应力条件下，套管居中与套管偏心时的有效应力相差10%-15%，固井时套管不居中明显降低了套管的承载能力。,固井时套管不居中，明显降低了套管、水泥环的承载能力,3、生产过程中的套损原因分析,出砂造成疏松砂岩油藏套管损坏,主力油层埋藏浅，胶结疏松，地层出砂严重。出砂造成近井地带形成“空洞”。 过度出砂，套管侧向丧失支撑，在上部地层压实作用力下失稳，导致套管发生弯曲、变形、错断。,注入水侵入岩层中的软弱结构面，使得在断层面两侧发生不同程度的相对错动，导致套管弯曲变形或错断。,注水开发造成油水井套管损坏,泥岩吸水软化，在相同外部载荷作用下，套管承受的有效应力急剧增加,井壁泥岩蠕变径向载荷分布,套管缩径变形模拟结果图,有限分析元显示： 最大水平地应力方向泥岩蠕变附加载荷最大，最小水平地应力方向泥岩蠕变附加载荷较小。,泥岩蠕变引起的附加载荷挤压套管，可以使套管发生缩径变形： 最大水平地应力方向缩径最大， 最小水平地应力方向缩径最小。,注蒸汽热采是稠油井套管损坏的主要原因,单二块热采井套损点分布,从单二块热采井发生套损的层位来看，62.5的套损发生在油层上部附近。结合该区块套损井资料可以发现，套损部位均发生在热采封隔器以下。,套管的腐蚀主要由地层水引起的电化学腐蚀、硫酸还原菌腐蚀、二氧化碳腐蚀和硫化氢腐蚀等多种情况。 主要油田有：广利、商河等油田。该类油田存在高矿化度水层，矿化度2.7-11104mg/L，会对套管造成严重腐蚀。套管损坏类型以穿孔漏失、破裂漏失为主，广利油田因腐蚀造成的套损占油水井总数的 41.8。,腐蚀造成套管损坏,压裂、酸化及修井等工艺措施造成套管损坏,以胜采厂为例，“十一五”以来，套损井呈现爆发性增长，对比“十五”期间，年平均新增套损井增加100口。目前共有套损井1923口，占总井数的41.8%，套损开井1033口，占开井数的34%。,2001-2011年套损井统计柱状图,套损形态： 带病生产套损井主要表现为弯曲、缩径、套漏和错断，其中多处变形井455口，占生产套损井23.66。,带病生产井套损类型分布柱状图,套管漏失,套管错断,套管缩径,套管弯曲,形成了顿击式预处理整形、强制扶正滚压整形工艺。,1、机械整形技术,该工艺适用缩径井套管整形。 优点：工艺简单、施工方便 缺点：单次整形量小，整形效率低；容易发生二次事故。,套管变形量超过套管内径的12%时，采用爆炸整形工艺修复，利用火药燃爆瞬间产生的巨大能量，使套管向外扩张膨胀。,2、爆炸整形技术,存在问题： 药量难易掌握，整形效果不稳定。,3、磨铣打通道技术,发展了强制扶正磨铣、活动导引磨铣工艺。解决了非坍塌型错断井、套管变形井打通道的难题。 存在问题： 弯曲变形井在磨铣过程中容易发生开窗事故。,一、项目概况,胜利油田自1990年完钻第一口水平井以来，通过不断攻关研究，水平井技术已成为老区调整挖潜提高采收率、新区高效开发的主要手段。截止到2009年6月，累计投产水平井1391口，累计产油1317.8104t。,水平井应用规模不断扩大,采用两维井眼中修井管柱受力分析模型进行分析,水平井井下管柱受力分析,井身剖面处于同一铅垂面内； 井眼的造斜率为常数，进入水平段后，造斜率不再变化； 管柱曲率与井眼曲率一样； 管柱在打捞过程中不受扭转力的作用； 打捞管柱捞住鱼顶上提过程中保持与套管内侧壁接触，设拉力为正。,水平井井下管柱受力分析,经过造斜段和水平段的摩擦力影响，轴向负荷损失1/32/3。 经过造斜段和水平段的摩擦力影响，扭据损失的值和上提力有关，损失为1/2。,井号： 孤东7-P4井 鱼顶深度： 1833.35m 造斜点： 918.06m 滤砂管长度：184m,计 算 实 例,计算结果 在鱼顶产生600kN的打捞力， 井口必须提供1074.5kN的上提负荷。,水平井变形套管液压修复技术,目录,目前的套变井整形技术存在很多缺陷，存在安全系数低、整形效率低等问题，为了克服这些缺陷，我中心开展了变形套管液压修复技术的研究，研制成功液压动力总成和系列系列整形工具。 该技术采用液压方式在轴向产生大负荷推力，实现变形套管的整形恢复；具备分级连续整形、可靠泄压功能；解决了变形套管整形恢复造成工具遇卡的技术难题。 该技术适用于直井及水平井5 1/2和7变形无破损套管 。施工前，需冲洗套管保证工具下入到变形位置。,1、技术介绍,2、工艺管柱,下放就位,地面打压,液缸前行,推杆下移,整形工具膨胀,变形处复位,液压总成泄压,重 复 整 形 实 验,3、工艺原理,4、技术参数,7in变形套管整形前后比较，如图所示：,整形前套管内腔,125.54,118.9,120.77,整形后套管内腔,153.6,152.8,152.5,5、实验与应用,现场应用效果 石油开发中心草4平2井在利用增力打捞工具拔防砂管柱过程中，刮管器在986.76m遇阻，加压100kN后通过。起出检查扶正器有148mm的压痕。由于增力打捞工具外径为152mm，为保证顺利通过，需对套管进行液压整形，以便下步作业施工。 整形过程中，管柱下入到986.76m，泵车打压1MPa，管柱通过遇阻位置，提放管柱悬重无变化；下探管柱至988.71m，再次遇阻，泵车打压至6Mpa，管柱通过遇阻位置，提放管柱悬重无变化。整形完毕，下探管柱，无遇阻现象，取出管柱，下入增力打捞工具，无遇阻现象，整形效果良好。,现场应用效果 现河采油厂草20平118井为5月份完井的新井，首轮注汽施工后套管缩颈，管柱中的热敏封隔器起至套缩处遇卡，无法进行下步施工。通过打铅印及常规胀管整形施工，多次尝试后均无法修复套变处而停井。经研究修复方案，确定先利用井下光纤视像测试技术查明井筒情况，再应用水平井液压整形工艺进行分级整形的方案