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气密扣套管大修取换套工艺研究与应用王松松

发表时间：2020/11/3 来源：《论证与研究》2020年9期作者：王松松

[导读] 摘要：胜页2HF井为南川区块一口页岩气水平预探井，压裂施工压力高达62.4MPa-85.7MPa，压裂后关井压力达32.5MPa-48.8MPa,同区块其它井压后生产压力达20MPa-35MPa，是典型的高压气井，因此对气井套管密封性要求较高，该井采用Φ139.7mm×TP110T×12.34mm×TP-CQ扣生产套管完井，套损后切割取套、换套对扣等施工难度较大。该论文针对本井取换套大修施工，对比

                                                            王松松
                                   （泰州油恒油气工程服务有限公司江苏泰州市 225300）
        摘要：胜页2HF井为南川区块一口页岩气水平预探井，压裂施工压力高达62.4MPa-85.7MPa，压裂后关井压力达32.5MPa-48.8MPa,同区块其它井压后生产压力达20MPa-35MPa，是典型的高压气井，因此对气井套管密封性要求较高，该井采用Φ139.7mm×TP110T×12.34mm×TP-CQ扣生产套管完井，套损后切割取套、换套对扣等施工难度较大。该论文针对本井取换套大修施工，对比结合一般油气井取换套大修施工，从现场施工方法、工具选用、施工安全重点研究，总结出高施工质量、切合实际节约成本的施工经验。
        关键词：气密扣套管；大修；取换套
        前言
        近二十年来石油气行业不断发展，可开发新油田区块减少，老区块油、气井布井数量逐渐趋于饱和。为保证日常油气产量的需求，针对老井的维护、再修复、再开发工作成为当下各大油田一重要任务。套管因破裂、变形、腐蚀等原因造成损坏是目前老井突出问题，同时在新井施工生产中也时有发生。其中取套、换套大修工艺便是修复浅井套损问题一常用技术。受工艺技术、工具选用、现场施工操作方法等因素影响，取套、换套施工难度较大，耗费高，一次性施工达到技术要求成功率偏低。部分油气井取换套大修施工时出现取套耗时长、工具损坏严重；换套时对扣不准确损坏新套管及下部套管；换套后上扣扭矩及密封性不符合要求、井口处井身结构发生改变的问题，甚至造成二次大修施工。胜页2HF井在压裂施工时出现生产套管破裂问题后，在其它油气井取换套施工工艺基础上分析借鉴并重点提出、开展木引锥拨正对扣技术研究，经现场施工应用取得良好效果。
        1 主要数据
        1.1 基础数据

表1 胜页2HF井基础数据表
1.2 井身结构数据

表2 胜页2HF井套管数据表

表3 胜页2HF井生产套管简表

表4 生产套管参数[1]

         表5 胜页2HF井实钻数据表
         2 前期施工情况
         压裂：2019年2月25-3月9日：完成第1-21段压裂，压裂期间施工压力62.4MPa-85.7MPa，关井压力32.5MPa-48.8MPa,技套打背压14MPa-15MPa。3月9日：进行电缆射孔时爬行至3250m遇阻未通过，压裂队配合冲洗井筒。
         套漏：冲洗井筒过程中井口压力升至60.72MPa时，技套压力升至43.01MPa，初步判断技套窜压。
         找漏：采用连油带K344封隔器找漏，在井深8m处自油管打压，技套压力上涨；在井深6m处自油管打压，技套压力无变化，判断漏点在6-8m之间。测漏点的连通性：封隔器坐封于井深8m处，自油管0.15L/min排量注液15min，累计注液2.25方，技套返出液2.08方。
         封堵：于2587.75m-2700m井段打水泥塞，并试压各个确保无井控风险后撤场，交大修处理。
         3 取换套施工
         3.1 技术难点
       （1）.该井为典型的高压气井，取换套作业难度高、HSSE风险大。
       （2）.该井生产套管比常规井套管钢级高、壁厚大，普通割刀不易割断，工区内无爆炸切割施工队伍。
       （3）.是施工扭矩大，需用钻井套管钳及配套设施，操作时不易控制，易损伤套管连接螺纹。
       （4）.生产套管与技术套管间隙大，技术套管内径为Φ222.4mm，生产套管接箍外径为Φ159.5mm，本体外径为Φ139.7mm，取套后鱼顶为套管接箍时最大间隙为62.9mm，为套管本体时最大间隙为82.7mm，且生产套管为气密型扣，对扣时易损伤套管连接螺纹。
         3.2 取换套施工过程与分析
       （1）.下RTTS封隔器于深度11.06m座封，对封隔器下部套管及灰塞试压合格。
       （2）.以悬重50KN-460KN试提套管验证：套管伸长量能否直接倒扣。损坏套管能否直接提出。经验证套管不能提出且无伸长量。
          施工分析：试提验证，掌握准确情况及数据，便于优化下步施工方案，避免增加无用工作量。
        （3）.用Φ108mm*2m通井规通井至预计切割部位以下20m。
          施工分析：检查预计切割部位套管内通径，确保切割工具能正常下入并切割。
        （4）.地面测试GD-95型水力割刀工作正常伸。下切割套管管柱,完成水力割刀切割深度16.21m。
        （5）.切割、取套：排量6-48m³/h，泵压1.6MPa-24.0MPa，洗进清水270方，返出液270方携带少量铁屑返出。期间更换刀片3套（正常磨损）。切割至泵压有明显下降时停泵泄压，试提套管，切割成功。起出损坏套管地面检查：生产套管本体有一道长13cm宽2mm裂缝。
          施工分析：认真记录切割时各项数据，细心观察施工现象，及时分析施工数据。针对套管钢级高，壁厚较厚的情况能准确判断刀片磨损程度及切割完成时间，避免盲目施工增加工作量甚至将情况复杂化。
        （6）.倒扣、取套：下MZ130×170-NC50LH型母锥+Φ127mm反丝钻杆3根（最上部1根用于增加重量），悬重9KN，轻探鱼顶深度后上提0.3m，手动反转-慢下引入鱼顶。用35KN*m套管液压钳反转造扣15圈，边造扣边慢放，扭矩液压由5MPa上升至10MPa，管柱下移5cm。试上提悬重60KN，下放至悬重10KN，边慢提边倒扣9圈，试提悬重125KN，下放至悬重50KN，边慢提边倒扣8圈，倒扣时套管出现咯噔声响及轻微震动，液压钳压力5MPa不升，钻杆顶端有水冒出（Φ139.7mm套管外泥浆前置液比重>管内清水比重）。缓慢试提1m，悬重125KN不变，完成倒扣。起出管柱，母锥捞获落鱼：Φ139.7mm套管半根（长6.53m，携带扶正器1个）+Φ139.7mm套管27根（携带扶正器15个）+Φ159.5mm套管接箍，检查最末的套管接箍丝扣完好。总计起出套管29根，丈量起出套管，判断鱼顶为Φ139.7mm套管公扣，鱼顶为深度326.30m。
          施工分析：认真记录施工数据，细心观察施工现象，平稳操作及时判断倒扣完成时间，避免损坏新鱼顶套管连接螺纹而造成对扣施工困难、对扣后密封性不符合要求的现象。丈量、记录起出落鱼结构、数据，为换套时恢复井身结构提供准确依据。（7）.铅模打印：用Φ200mm铅印打印鱼顶。检查痕迹为内圆半径57mm的圆弧，圆弧紧靠铅模边缘，朝向铅模中心，与套管公扣吻合。分析鱼顶紧贴Φ244.5mm技术套管内边缘、未居中。

           图1 铅模打印印痕图
           施工分析：探明鱼顶状态，优化后续施工工具选择，避免错误选用工具造成的对扣失败、损坏鱼顶等复杂情况的发生。
         （8）.对扣换套：慢下木引锥（引扣部分最大外径Φ113mm，引扣部分长度0.84m）+套管接箍（Φ159.5mm）+套管短节(Φ139.7mm×12.34mm) 1根（1.40m，加弹性扶正器1个）+套管(Φ139.7mm×12.34mm) 14根（第1根加弹性扶正器1个；第2、3、4、5、8、11、14各加旋流扶正器1个）+套管短节(Φ139.7mm×12.34mm) 1根（1.44m）+套管(Φ139.7mm×12.34mm) 15根（第2、5、8、11、12、13、14、15各加旋流扶正器1个），总共下入套管29根（总共下入弹性扶正器2个，下入旋流扶正器15个），总第29根套管方余2.95m，轻探得鱼顶深度326.08m。
           记录正常悬重14t，手动旋转缓慢下放管柱引扣，下放至管柱底深327.22m指重表有轻微显示，手动对扣至扭矩较大时，机械上扣5圈，扭矩上升至15KN*m，以悬重20t试提悬重不降，对扣成功。
          下放至正常悬重，机械紧扣至19KN*m，以悬重40t（水泥返高以上生产套管重39t）提拉3次后下放至正常悬重，再机械紧扣至19KN*m。
          以悬重40t提拉，悬重每增加2t机械紧扣至19KN*m一次，重复提拉操作4次。
           连接套管试压管线，对生产套管回接完成后井筒试压，试压34MPa,稳压15min，压降0.05MPa，试压合格。
           施工分析：鱼顶为气密性套管扣公扣，普通金属外引鞋引鱼、对扣施工时易损坏鱼顶连接螺纹。且外引鞋在对扣完成后无法取出，对井身结构有一定程度改变。
           以套管接箍对接套管公扣时引鞋内径与鱼顶本体产生的空隙稍大，入鱼后鱼顶居中效果比使用内引鞋效果差。
           木质内引鞋后期可钻除，不影响井身结构。
            对扣时需操作平稳，指重表显示准确灵敏，观察仔细，及时判断工具触鱼状态，防止对鱼顶损坏。手动确认对扣准确后方可机械井口，避免直接进行机械紧扣造成错扣、丝扣损伤等问题。
            紧扣时需按套管规范扭矩紧扣，并对套管进行提拉后紧扣操作，确保施工完成后套管丝扣部位密封质量。
           9.恢复井口：以65t悬重提拉生产套管，坐套管卡瓦悬挂器，恢复井口并对井口各级密封按规范试压合格。配合压裂队对压裂井口、井筒清水合试压89.6MPa，稳压30min，压降0.4MPa，试压合格。撤场交压裂队后续施工。
           施工分析：完井时对套管给予一定提拉力，保证完井后套管处于伸直状态。
           取换套完成后对套管试压需达到压裂施工压力。
           4 结论与建议
         （1）取换套大修施工严谨程度较高。数据详细记录、认真分析，施工操作戒急戒躁、慢速平稳、关键工序手动施工，施工现象注意观察、准确判断，会大大增加施工成功率。
         （2）根据现场施工条件，对比以往经验方法，采用木至内引鞋具有易加工、成品尺寸更符合实际应用、成本低、硬度小不损坏鱼顶螺纹、避免操作失误造成的鱼顶损坏、易钻除不影响井身结构等特点，为取换套施工等成功提供较大保障。
          参考文献：
          [1]吴奇，井下作业工程师手册[M].北京：石油工业出版社，2002:112-260