套管的修复工艺（共6篇）
套管的修复工艺 篇1
1 前言
近年来, 膨胀管技术被证实可以有效地封隔生产射孔、腐蚀或磨损的油层套管。
以前文献研究的可膨胀体系的共性是从一端到另一个端的膨胀管全长度膨胀。这缩小了膨胀管与基管之间的环形间隙, 因而增加了内部膨胀管的综合直径。重要的是在膨胀管与基管之间提供了可靠的高压密封, 从而保证井成功地通过了压力测试, 进行正常的生产或注入。
它还有许多潜在的应用, 小间隙、不膨胀状态下的尾管可以为后来的作业提供充足的通径。例如:2in×3in、3in×4in、4in×5in和5in×7 in (1 in=25.4 mm) 可以很好地连接膨胀管和基管。最主要的难点是在不考虑内部收缩的情况下将如何建立可靠的环空密封。
理想的套管补贴:
◎根据井的需要, 提供经济的、可选择的壁厚、钢级和丝扣类型;
◎起下钻过程中可顺利通过小尺寸管段, 如管子短节和厚壁的套管;
◎在同一体系中, 密封的强度要相同;
◎有连接大井眼的能力。
文章阐述了满足上述要求的套管修补体系。非膨胀石油管材 (OCTG) 尾管与膨胀密封系统的结合, 提供了相对经济、长久、可靠的套管修复技术, 替代了挤水泥、跨式双封隔器以及就地固井。
2 膨胀管补贴
2.1 说明
套管修补包括可膨胀卡瓦与密封部分, 它们与由常规管材组成的尾管端部相连接。带有抛光孔座的底部密封器在第一次下入管柱中安装, 第二次下入管柱时, 带有顶部密封器的隔离管柱插入到底部的抛光孔座, 上部实现密封 (见封二图1) 。上部补贴提供了插孔, 用以实现尾管、生产套管以及其他连接贴片的回接。两个贴片独立安装, 它们可以设置在不同质量和尺寸的油层套管内。
该体系的独特之处在于:与常规方法相比, 胀开心轴位于补贴管内部, 实现插入与拔出随之收缩的动作。补贴片胀开并被膨胀心轴所包裹。补贴片和膨胀器的组合壁厚决定了抗内压与抗外挤的压力极限。基管修复的完整性使压力恢复到原有状态, 实现膨胀气密封。
2.2 坐封工具及过程
液压坐封工具产生足够的压力使膨胀心轴进入补贴管。坐封工具的关键部件包括调节管、弹性爪指、内部管串和剪切环 (见封二图2) 。
在地面组装时, 膨胀器和补贴管安装在坐封工具的下面。膨胀器和补贴管位于内部管柱中, 在调节管的上部, 弹性爪指和剪切环的下部。弹性爪指非常灵活, 但当剪切环的丝扣部分进入到爪指中时, 爪指被限制。在膨胀过程结束时, 剪切环剪断, 工作管柱上提, 当膨胀管通过后, 弹性爪指破碎。
当小球落入到密封球座上时, 地面施加的力被传入到井下, 使膨胀器进入贴片顶部, 同时在膨胀管底部的承载台肩和剪切环处产生一个大小相等、方向相反的力。在1 000 psi (1 psi=6.89 kPa) 的压力下, 贴片卡瓦与基管结合为一体, 这有利于悬挂贴片。密封橡胶膨胀与基管接触使膨胀器向下运行。补贴管内膨胀器台肩可承受3 000 psi压力。在这样的情况下, 只要井口施加200 psi压力就可以剪断剪切环。在工作管柱施加2 000 lb (1 lb=454 g) 作用力, 同时右旋12圈, 剪切环也可以被剪断。无论怎样剪切, 剪切环都落入到剪切环限位器上, 这个时候弹性爪指破碎, 从膨胀管中释放, 作业管柱与坐封工具将被起出。
2.3 试验
这项新技术应用在生产井之前, 进行了地面试验。地面试验包括液压坐封工具将4in的贴片送入到5in的套管中。在3 000 psi的压力下坐封工具产生165 klb的力, 4in膨胀为4.7 in (内径) 。补贴管本体膨胀为4.9 in。膨胀后补贴管的外径比常规5in套管内径大0.01 in。膨胀器内径为3.9 in。
顶部和底部的贴片膨胀后, 在5in套管内与4in隔离管柱外, 两个贴片之间钻一个孔, 进行抗内压和抗外挤压力测试, 5in与4in套管的最低强度为抗内压和抗外挤强度的80%。50个贴片的地面试验, 在密封部未观察到漏失, 其中包括一个只部分密封的样品。
补片试样在200 klb应力和压力下试验, 当温度从21℃升高到338℃时试片爆裂和破碎。对液压坐封工具的剪切和旋转释放作用也进行了试验。
2.4 安装
用常规工具安装套管补片, 最特别的要求是套管装卸设备、防喷器/油管测试装置、地面手动旋转台以实现二次丢手。隔离管柱不需要特殊的装卸设备, 因为它不膨胀, 只需普通的滑动式举升装置即可。
建议采用套管检验和井径测井方法确定套管需要补贴的部分, 并识别出混合管柱中套管质量的变化。由于可膨胀密封器与基础套管之间紧密的间隙, 在安装贴片之前应该先清洗套管和贴片剖面量规。坐封贴片之前, 必须清洗工作管柱。这一经验来自早期一个一次起下作业的现场试验, 增压时工作管柱膨胀, 内部产生垢堵塞了坐封工具。
2.5 规格
可膨胀贴片支持7、7、5、4和3in的生产套管。膨胀贴片的内径略大于选定的隔离管柱通径。隔离套管的坐封工具质量极限为150 klb (4in×5in) , 但是内装的贴片可以达到很大的长度。目前, 回接的长度是48 in, 因此, 必须考虑隔离管柱在井下的运动负荷, 使其尽量小。
3 工程设计和实施
利用现场试验井作为参考, 对典型的可膨胀套管贴片安装的综合考虑因素进行了讨论。
3.1 井的选择
选择了一日产2.8×104 m3因腐蚀泄漏的产气井, 曾通过生产套管进行过二次完井和压裂增产措施。修井作业有利于新技术的使用。
3.2 井的准备工作
把可钻桥塞放到需要修复点的底部, 用于隔离产层与储层。选择可钻式桥塞而不选择可收回式桥塞是因为它不能一次性通过膨胀管直接坐到位。
套管挤注封隔器和可回收桥塞用于隔离、定位几英尺深度的漏失套管间隔, 它可以鉴定是否漏失, 但是不能说明漏失的程度。压裂过程中, 破裂压力引起的最坏的情况就是断口破裂。我们必须把充填后可承压的套管段与不能承压需要补片的套管段分开。由贝克公司的微垂直测井仪和剖面井径仪组成的测井仪器, 从地面到桥塞深度测量确定壁腐蚀漏失程度, 确定套管的尺寸、质量的变化来决定所需补贴管的长度。
最合理的套管补贴间隔应该考虑存在的泄漏、井的剩余寿命以及填充后的承压范围 (最大深度与最小深度) 。上部贴片的上方可以放置附加贴片以避免将来漏失。底部贴片以下部分很难连接在膨胀管上, 所以应采用更保守的办法选择较长的贴片。
油管传送的清除工具包括硬毛刷、套管串磨鞋、平底铣鞋、清管器和小落物打捞篮, 同时把这些工具下入到井中。井眼显然是干净的, 因为主要是表面腐蚀, 但清除程序不可缺少, 因为它是保证工程成功的要素。
将贴片剖面测量仪下至下部贴片的深度, 以确定实际贴片是否阻碍下部工序的运行, 测量仪与实际入井的贴片与坐封工具具有相同的尺寸与外型。
3.3 套管检测测井的应用
贝克的垂直测井技术是在套管壁产生磁通量。根据经验公式, 套管的漏失通量可以换算为点蚀深度、周边扩展与轴向长度。工具的精度在非圆周腐蚀下是壁厚的±10%, 在圆周腐蚀情况下是壁厚的±15%。
应用套管探伤资料估计生产套管剩余的最小屈服强度。API破裂公式被认为过于保守, 因为在圆周方向上腐蚀是不连续的。ASME B-31G公式较为实用, 因为它能够估计到腐蚀套管的剩余破裂强度。ASME公式假定是非圆周腐蚀, 同时考虑了点蚀深度和腐蚀点的轴向长度。
用来计算剩余破裂强度的点蚀深度, 是用假定的最大误差在一个连接管基础上记录的最大值。套管贴片间隔的选定是根据比较套管最大允许内压力和最大载荷之后确定的。
3.4 施工环境
膨胀过程要求高压低容装置, 控制最高压力在4 500 psi, 能够以0.5～1.0 gal/min (1 gal/min=3.785 L/min) 的速率泵送干净的流体。使用防喷器和油管测试工具是因为它们成本相对较低且容易满足上述要求。除工作管柱需要的压缩流体, 液压坐封工具还需要2.5 gal的流体来彻底清洗和坐封贴片。坐封贴片所需的准确流体量主要取决于坐封深度 (长度) 和工作管柱的尺寸 (容量) 。
膨胀一个贴片大概需要30 min。胀开心轴进入贴片需要小排量泵。施工人员要仔细观察泵压的变化, 避免泵送过快心轴贴片弯曲不能顺利进入贴片。
当液压坐封工具驱动膨胀器进入补贴管后, 膨胀开始。当表面压力大约在1 000 psi时, 贴片卡瓦与基管结合。随着膨胀心轴进入贴片, 表面压力升高直至在台肩处产生3 000 psi压力。在3 200psi剪切力的作用下剪切环剪断, 工作管柱有轻微振动, 在地面可以感觉到。上述压力值的前提是假定流体从工作管柱外产出地面, 尽管漏失井的压力常常不足以使流体到达地面。坐封工具的剪切力取决于工作管柱的内外压差, 所以贴片的坐封压力需要根据环空流体的状态进行相应的调整。
4 实例
4.1 A井, 第一次安装
生产套管在5 864 ft (1 ft=30.5 cm) 和5 870ft有两处漏点。在4 000 ft和6 500 ft间的管段, 剩余的内屈服强度小于裂缝充填时的压力, 因此套管补贴需要2 500 ft。
井径测井显示5in的生产套管由段重为20ppf (1 ppf=1.5 kg/m) 和17 ppf的两种钢级套管组成, 下部为20 ppf管, 上部为17 ppf管, 井口是一根20 ppf的限径管。底部贴片安放在20 ppf的套管中, 以保证其顺利通过限径管。难点在于上部补贴管顺利通过20 ppf的限径管后在4 000 ft的深度坐封在17 ppf套管内。
17 ppf的套管贴片通径规不能通过井口20 ppf的限径管。5in、20 ppf套管的API通径尺寸为4.635 in, 而贴片的外径尺寸为4.700 in。井口套管内径磨铣至4.720 in后, 通径规成功通过。测井显示17 ppf的套管接箍处的通径尺寸小于标准尺寸, 可能由于套管变形引起。因此要进一步磨铣使17 ppf的套管贴片到达上部贴片坐封深度。操作小组采用磨铣机进行磨铣, 使贴片预膨胀尺寸缩小到4.680 in, 并成功通过检测。然后4.680 in贴片通径规顺利下入到上部贴片位置, 因此贴片需要重新设计。
在设计的贴片深度上下的套管必须能承受压裂压力。在5 000 psi压力下, 承压30 min说明测试成功, 不需要对贴片的坐封深度进行更改。贴片如果安装过浅, 压裂过程中可能发生深部渗漏, 很难接近下一个套管贴片, 这样作业很可能因此失败。
底部贴片由2in的油管下入到6 500 ft深度。根据设计, 井口施加2 500 psi的压力, 即在140 klb力的剪切下, 剪切环剪断实现膨胀。许多测试平台结果表明, 剪切环最大剪切力为180 klb早期剪切环剪切力上升的一个原因为剪切面积的改变, 这涉及到加工工艺的提高。解决方案是将剪切环加厚, 同时在内部磨出沟槽来控制表面积, 使剪切力误差在5%以内。
由2in油管下入试压的密封接头, 在1 500psi压力下试压2 min, 然后放掉压力。检查密封接头发现O型环已磨损掉, 证明密封接头太短, 必须从球座中取出。改进方案是装入同尺寸的密封接头, 同时对套管补贴进行压力检测。
密封接头连接在深度2 530 ft、段重11.6 ppf钢级P-110 Hyd 513的4in尾管上, 上部贴片通过2in的油管下入。大钩载荷及地面仪表显示密封接头插入密封球座中。再施加5 klb力使坐封更加严密。剪切环剪断后, 对套管进行5 000 psi试压30 min, 没有发现漏失。补贴管通径尺寸为3.875 in, 与4.5 in的隔离管通径尺寸一致。这口井随后进行了酸化生产。
4.2 B井, 第二次安装
A井完成后, 工艺的改进和可操作性进一步增强, 同时推荐在B井应用并验证。工艺的改进包括降低预膨胀管内径至4.63 in (4in×5in、17 ppf) , 重新设计密封球座及剪切环。
生产套管在700 ft和4 500 ft位置出现孔洞。套管测井表明隔离套管下至8 300 ft时发生中至重度漏失。未对套管连接进行承压试验及按需要在隔离段安装多功能贴片, 而选择在8 380 ft处安装贴片及插入球座, 同时采用尾管回接至井口。应用上部贴片节省了700 ft长的4in套管, 同时容易修复及回收。
下部贴片由2in油管送入8 380 ft深度。剪切环预计在3 200 psi压力和176 klb力下断开。膨胀贴片的地面压力情况、随后剪切环的检测及坐封情况都说明下部贴片坐封成功。由于隔离工作管柱能够收回, 用来检测下部贴片的单独下钻工序被省略。下钻检测贴片的工序在常规贴片安装中被认为是基础工作。8 380 ft 4in P-110的套管下入井中, 同时插入到下部贴片的插入座中。井口悬挂套管试压2 300 psi成功。所有施工时间, 包括通径、酸化工作管柱、安装贴片及下套管试压用时30 h。该井已经进行压裂投产。
4.3 C井, 第三次安装
在新钻成的一口井5 100 ft处误射孔造成漏失。采油单位根据A井和B井的成功修复选择了膨胀贴片技术。膨胀贴片要求有足够的压力来确保生产。这是该技术首次在商业上的应用。
根据伽马射线和接箍定位测井曲线, 下部贴片准确定位于5 172 ft, 在下入3根4in隔离管柱之前采用密封接头, 同时成功对下部贴片进行压力测试。但是上面贴片安装之后, 压力测试不成功。
可以得出结论, 密封头没有插入到密封座中, 而是在密封座上面。这主要是根据剪切环的剪切表现、坐封工具的冲数及与之匹配的前期膨胀过程中的显示得出的。解决的方法是在密封头处磨出倒角, 引导其进入密封球座。
采用413/16in导向磨铣器磨铣上部贴片, 由于缺少光线, 58 in的贴片耗时8.5 h。最大钻压1 000 lb。更换磨鞋, 上部贴片剩余的6 in用时4 h。
三个套管接头收回。密封头处压力检测证实下部贴片具有很好的密封。压力成功检测后, 用5根隔离管下入上部贴片, 另外用2根管隔离生产套管与磨铣管, 同时给上部贴片提供球座。修整后的密封接头顺利插入下部密封球座。上部贴片膨胀, 试压4 800 psi。C井随后进行酸化压裂生产。
5 最佳方案
(1) 使用防喷器或者油管测试器作为地面泵送装置。
(2) 用酸性物质正确清洗工作管柱 (油管试压3 500 psi) 。
(3) 正确的井眼清洗程序。
(4) 对上部贴片而言, 准确的油管标签和着陆程序。
(5) 剖面测量仪上方的射孔短节。
(6) 估计泵入流体的总容量。
(7) 保证套管钳适合井队的装配。
(8) 使用金刚石研磨机对贴片进行研磨。
6 系统设计的改进
(1) 接受器的长度增至48 in。
(2) 重新设计剪切环, 达到剪切一致性。
(3) 提高贴片膨胀率来减少井眼的准备时间。
(4) 密封接头处的引鞋引导密封接头进入密封座。
(5) 密封试压接头用于底部贴片的压力测试。
7 结论
在3口气井中安装了3个膨胀套管贴片, 其中2口井由于腐蚀漏失而停产, 而另一口井是射孔失败。套管修复获得成功, 全部投入生产。
膨胀管贴片技术应用灵活:可在不同质量的套管中坐封上、下贴管 (A井) ;可进行回接 (B井) ;可以成功再定位 (C井) 。贴片长度可在100～8 000 ft范围内调整。
膨胀管修复技术的优点为:早期的修复、可靠的压力密封及修复的持久性。
油水井套管损坏的原因及修复技术 篇2
关键词：油层出砂,岩层滑动,套管补贴技术
近年来, 各大油田陆续进入开发后期, 在油田开发过程中, 由于液体腐蚀等因素的影响会使油水井套管强度降低, 再加上油层压力变化、修井作业过程中外力作用以及油藏本身条件变化等各种因素的影响, 当外来因素产生的载荷超过套管承载能力时, 套管就会发生变形、破裂、错断等损坏。随着油田开发时间的延长, 腐蚀等各种因素对套管的影响越来越严重, 油田套损井数逐年增多, 套管损坏己成为老油田开发中存在的普遍问题。由于大批油水井套坏报废停产, 造成油田开发后期注采井网极不完善, 对油田的开发效果造成巨大的影响。本文主要分析了油水井套管损坏的原因及修复技术, 供大家参考。
1 油水井套管损坏的原因分析
1.1 油层出砂造成套管损坏
在目前所开发的油田中, 出砂油层一般为弱胶结的疏松砂岩层。对于这类油层出砂, 在不考虑水对结构破坏的情况下, 从力学上讲其出砂原因是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, 造成油井出砂。在注水开发油田, 在水驱油过程中, 砂岩岩层胶结物易吸水膨胀和水解, 在高的采液强度下, 产生压差较大, 从而使油层岩石骨架结构破坏, 形成油井附近地带出砂。由于油层出砂, 首先在炮眼附近形成空洞或坑道, 一旦空洞形成, 将会造成局部应力集中.对油层结构造成进一步的破坏。在油层内, 油流速度越小, 对油层结构的破坏能力也就越弱, 因而, 在固定产液速度下, 油层结构的破坏将被控制在一定半径范围之内。由于深层油层所承受的垂向应力很大, 当油层大量出砂后, 上覆岩层失去支撑, 打破了原有平衡。将产生垂向变形, 甚至坍塌, 使上覆层产生拱形剖面。
1.2 岩层滑动造成套管损坏
从众多开发油田的地质资料看, 地下岩层或多或少有软弱夹层, 多则四, 五层, 少则一层。在软弱夹层不吸水时, 在原始地应力的作用下岩层保持稳定。但软弱夹层一般都具有较强的吸水能力, 在油田注水开发过程中, 当注入压力达到一定值后, 注入水通过裂缝窜到软弱夹层, 使它吸水, 改变其物理性能, 强度降低, 导致岩层失稳滑动, 从而造成油水井套管损坏。
1.3 断层活动造成套管损坏
在油田开发过程中, 由于地壳升降、地震和高压注水作用等原因, 使原始地层压力发生变化, 将引起岩体力学性质和地应力的改变, 使原有平衡的断层被诱发复活, 特别是注入水侵蚀后, 更加剧对套管的破坏作用, 造成成片套损区的发生。
1.4 地震活动造成套管损坏
地球是一个不停运动的天体, 地下地质活动也从未间断, 根据微地震监测资料, 每天地表、地壳的微震达上万次, 地震是由于地应力发生变化, 打破原有的地应力平衡, 释放过剩能量的结果。每一次地震都使地应力进行重新调整, 达到新的平衡, 较严重的地震可以产生新的构造断裂和裂缝, 也可使原生构造断裂和裂缝活化, 因此地震引起地应力变化导致套管损坏的现象在国内外大量出现。
1.5 油层压实造成套管损坏
超高压油层一般是欠压实的, 孔隙度和渗透率在同一深度比正常油层高, 从超高压油层中开采油气会导致油层和相邻泥岩中的流体压力的大幅度下降, 原来由孔隙流体承受的上覆岩层负载转加到沉积层骨架, 使粒间压力增大, 造成严重的地层变形, 随着地层变形, 油并套管可能出现严重的变形。
1.6 套损的工程因素
地质因素是客观存在的因素, 往往在其他因素引发下成为套损的主导因素。采油工程的注水, 地层改造中的压裂、酸化, 钻并过程中的套管本身材质, 固井质量, 固井过程中套管拉伸、压缩等因素, 是引发诱导地质因素产生破坏性地应力的主要原因, 因此, 对于一个油田的某一区域、某一口并, 这些因素综合作用的结果便出现了套损井、套管损坏区块。
2 油水井套管修复技术
为了简化修井工艺, 缩短修井周期, 降低修井费用, 提高修井成功率, 国内开展了一系列较先进的套管修复工艺技术研究, 通过地下和模拟井下试验, 以及地面设备、下井工具的研究改进, 现场应用取得了较好的效果。目前, 比较成熟的套管修复技术主要有以下几种:
2.1 取套换套工艺技术
取套换套是将套损段上部的生产套管取出, 重新下入一段新套管并使之原井下套管对接。该工艺技术相对比较简单, 但应用范围比较狭小, 主要应用于上部环形空间生产套管的渗漏且设计有技术套管的油水井, 该技术在胜利油区应用普遍且比较成熟。
2.2 套管爆炸整形技术
套管爆炸整形技术是将专用的、一定质量和几何形状尺寸的炸药通过井下工具带入需要整形的井段.利用炸药爆炸瞬间产生的高能气体, 通过液体介质的传递, 使能量首先作用于离它很近的套管内壁上, 克服套管本身阻力和套管外物体的挤压力, 使套管迅速产生膨胀, 从而使套管变形恢复。该工艺技术可以根据不同的井况, 应用不同的施工方法进行爆炸整形施工, 比传统的机械整形方法具有成本低、成功率高、周期短、对套管损伤小等优点。
2.3 套管补贴技术
套管补贴是将套管补贴工具组装后下入井内, 核准波纹管深度, 定位在补贴位置, 通过泵车憋压并经油管内腔压力传递到液缸, 推动活塞带动拉杆和与拉杆连接的刚性胀头、弹性胀头一起上行, 胀扩并通过波纹管, 使补贴波纹管牢固地补贴在套管上, 与原并内套管形成一个封闭的整体, 从而实现封堵目的井段的要求。
3 结论
为了提高套管可靠性, 避免在该油田发生类似套损现象, 建议采取以下措施:
(1) 为了避免或减少非均布外载对套管抗挤强度的影响, 必须最大限度提高固井质量和水泥石的强度;如采用振动固井技术, 塑性水泥固井等技术。
(2) 对该油田新打井要求水泥上返到井口。
(3) 深井套管强度设计时, 必须考虑非均布外载对套管抗挤强度的影响及套管防腐性能, 否则很容易造成套管挤毁破坏;提高套管抗挤压强度, 可采用高强度套管、厚壁套管等措施。
(4) 控压、控水、防止泥岩进水等套损防护措施外, 注采平衡也是防止套损发生的重要措施。
参考文献
[1]张浩, 秦和胜, 顾文忠.苏北油水井套管损坏机理研究及其修复工艺应用现状[J].内蒙古石油化工, 2011, (11) [1]张浩, 秦和胜, 顾文忠.苏北油水井套管损坏机理研究及其修复工艺应用现状[J].内蒙古石油化工, 2011, (11)
[2]张春轶, 邓洪军.塔河油田油井套损现状及主要影响因素[J].油气田地面工程, 2011, (07) [2]张春轶, 邓洪军.塔河油田油井套损现状及主要影响因素[J].油气田地面工程, 2011, (07)
套管的修复工艺 篇3
技术分析
1 结构
膨胀式套管整形修复器主要由井下增力器[1]、锥形膨胀头两部分组成。
2 工作原理
技术原理:该工具井下增力器及锥形膨胀头及数百个钢球组成, 遇阻时, 打压修复器锚定, 通过多级活塞增压后在修复器上产生一百吨的下推力, 使膨胀头数百个钢球变径后以一定的规律排列并顺势向下滚动[2], 将套管内壁滚压回均匀的圆形状态, 反复滚压完毕后, 钢球回到初始状态, 上提管柱完成。
3 计算方法
打压产生的压力与产生的下顶力关系符合下列表达式:
活塞面积×压力×N级液压缸=下顶力
4 主要技术参数
(1) 工作套管内径:Φ118—Φ126mm
(2) 最大刚体外径:Φ114mm
(3) 修复套管范围:Φ110mm-Φ119mm
(4) 长度:7177mm
(5) 工作温度:≤120℃
(6) 许用工作压力:≤30MPa
(7) 膨胀头尺寸:一级膨胀头整形范围Φ110mm-Φ113mm
二级膨胀头整形范围Φ112mm-Φ115mm
三级膨胀头整形范围Φ114mm-Φ117mm
四级膨胀头整形范围Φ116mm-Φ119mm
(8) 膨胀推力:1000KN
(9) 联接扣型:210钻杆扣
(10) 钢球最大整形力:1000吨
(11) 液压介质:水
5 操作规程
(1) 工具下井前应通井、洗井。
(2) 下井操作:按设计要求配接管柱, 根据套管变形程度, 选择合适级别的膨胀头, 用钻杆联接修复器 (参照工具下井示意图) , 下井到套变点位置时工具遇阻, 说明下井到位。
(3) 锚定:注水加压, 锚瓦锚定。
(4) 整形:当压力达到一定大时, 膨胀锥部分带动管柱整体下行。当压力下降时, 说明下行距离为650mm时, 完成整个行程。
(5) 卸压:膨胀一个行程后, 井口卸压, 上提管柱, 打开修复器上的泄流阀, 使油管内外压力平衡, 此时锚瓦锚定解除。
(6) 上提管柱, 芯轴上行, 使膨胀球落回, 管柱上行, 上提1.5m后, 缓慢下放管柱, 使支撑球支撑套管给工具提供上顶力, 使膨胀球胀出, 使工具膨胀头收回行程, 关闭泄流阀。
(7) 重复3-6的动作, 直至整个套变段完全整形完毕。
(8) 上提所有管柱, 换下一级膨胀头, 重复2-7步骤。
(9) 当膨胀头在整形过程中遇卡, 或打压30Mpa时, 无泄流动作, 说明此时膨胀头还没有到达行程, 此时要重复5、6动作。
6 附图
综上所述, 膨胀式套管整形修复器作为一种修井作业的修井工具, 具有整形吨位大、整形范围大的优点, 不但能提高工作效率, 利用常规油管和小吨位修井设备即能完成对轻微套变井段的修复, 实现了快速、安全、有效的修套目的。
7 现场应用情况
09年10月在大港油田进行了套管整形修复作业, 实验获得成功至今共完成5口井累计48.5米的套管整形长度, 成功率100%。满足油田套管修井施工的技术要求。
摘要：随着油田开发进入中后期, 地层的流体场、压力场发生很大变化, 加之频繁的油水井措施和修井施工以及井身结构、完井固井质量、管材及腐蚀等诸多因素, 使得油水井套管的技术状况越来越差, 导致破裂、变形、穿孔、错断等套管损坏现象不断发生。胀套技术作为一种快捷有效的修套工艺, 受到了各方面的重视, 它是油田稳产增产的重要措施, 鉴于上述原因研制了膨胀式套管整形修复器, 这种整形器将液压滚珠整形技术实现了工具化和简单化, 可在常规修井中发现套变及时修复, 确保了大直径工具的通过。
关键词：套变,膨胀头,多级活塞,锚瓦
参考文献
[1]王彦兴, 兰中孝, 张晓君.套损井压裂管柱的研制[J].石油矿场机械, 2006 (06) .
铸铁管套管工艺 篇4
1 套装铸铁管工艺要求
套装时需要把小规格铸管悬空, 固定在大规格铸管中间, 避免在吊装和运输过程中, 互相碰撞损坏铸管内壁水泥和外表面沥青漆。
2 原插装件套管工艺及存在问题
2.1 工艺原理。
采用插装件和平垫木进行套管, 将小铸管推到大铸管内部, 直至大、小铸管的承口对齐, 沿大铸管承口圆周方向平分三等分同时放置三个插装件, 插装件材质为6mm钢板焊接, 在插装件的支撑铁板边上放置三块平垫木, 用手锤轻轻将垫木打入, 直至垫木和支撑铁板的端面对齐, 放置牢固。2.2存在问题。2.2.1插装件的上端和小规格管的间隙很小, 对操作技术要求高, 效率低, 每班只能套20套左右。2.2.2插装件和铸管的承口内壁是铁对铁的直接接触, 插装件很容易划伤铸管内壁的油漆。2.2.3放置插装件时需要三个人同时放置, 一是防止插装件掉下, 二是需同时放置平垫木。2.2.4每套插装件加工费用15元/件, 平垫木费用3元/件, 每套管需增加成本18×3=54元, 加工费用高。2.2.5插装件件体各部分连接需焊接完成, 加工周期长。
3 带槽垫木套管工艺
3.1 工艺原理。
采用两块带槽垫木和一块斜垫木进行套装, 套管工艺见图1。在小规格铸管推进大规格铸管后, 用天车吊起小铸管承口, 将两块带槽垫木放在大铸管承口的下面的两个三等分位置, 垫木上的槽正好卡在大铸管的d3面上, 垫木的端面顶在大铸管承口的d6面上, 放下小铸管落在两块带槽垫木上, 把斜垫木放在上部的大、小铸管中间, 用锤轻轻打入即可把大、小铸管固定成一体。3.2带槽垫木尺寸的确定。根据所套大规格铸管的承口尺寸来确定带槽垫木的尺寸。垫木槽的宽度是大管承口t3的长度, 槽的深度为大铸管承口d2-d3的高度, 垫木的长度E为大铸管承口t7面的长度, 垫木的高度F为大铸管承口内壁半径d2和小规格铸管承口外壁半径差D1, 垫木的宽度G不用太精确, 只要放在大规格铸管承口内比较平稳就可以, 一般取与F相同, 垫木外凸出部分的尺寸略大于槽的宽度。3.3带槽垫木套管工艺的优点。3.3.1垫木卡在大小规格铸管中间, 非常牢固, 由一个人独立操作完成, 效率由过去每班套20套左右提高到100套。3.3.2木料与金属管直接接触, 保护了承口内、外壁涂刷的沥青漆膜。3.3.3每套管成本, 只需垫木费用3×3=6元, 降低了销售成本。3.3.4垫木的加工速度很快, 节约了库房和流动资金。
4 改造后成果
套管承口内、外壁的沥青漆基本不会损坏, 保证了铸管的外观质量。按每年套2万吨铸管计算, 每套可节省三个插装件费用 (18-3) ×2=45元, 每年可节约套管费45万元, 每人每年可节省2400班次, 按一个人一个班50元工资计算, 年可节约资金12万元。实践证明, 使用带槽垫木套管技术对套管工艺是一次大的改革, 在节约铸管成本方面, 很有推广价值。
参考文献
[1]李荣德, 于海明, 丁晖.铸铁质量及其控制技术.北京:机械工业出版社, 1998:11-24.
套管的修复工艺 篇5
关键词：可更换,钻头套管,钻井工具,主要工艺
通过利用尾管或套管来替代钻杆的作用, 一边下套管, 一边向下钻进, 在钻井作业完成之后直接将套管柱留在油井中起到固井作用, 从而将下套管与钻井融合成一个作业过程就是套管钻井。
1 可更换钻头套管钻井工具
1.1起下工具
可更换钻头套管钻井工具中的起下工具主要包括打捞矛、配重杆以及钢丝绳安全接头、旋转接头等。打捞矛主要包括两种:下井时使用的锁定工具串以及从井下起出时所用的锁定工具串。在进行下井时, 打捞矛就会将下井时使用的锁定工具串下放到油井之中, 并会使其坐放到位于油井底部的坐底套管的上面, 其后, 打捞矛就会脱开井下钻具组合;在进行起出时, 打捞矛就会与从井下起出时所用的锁定工具串进行对接, 与之锁紧并随之从油井内起出。起下工具中配重杆的主要作用是当从油井内起出套管钻井工具的时候, 为打捞矛提供充足的重力, 从而有效保证打捞矛能够顺利地进行打捞。起下工具中钢丝绳旋转接头的主要作用是在向下钻井的时候防止钢丝绳出现缠绕、打结的状况。在钢丝绳遭受到其承受范围之外的拉力时, 安全接头就会将其释放, 从而能够防止钢丝绳因受到拉力作用而被拉断遗落到油井之中。
1.2井下锁定工具组合
可更换钻头套管钻井工具中的井下锁定工具组合是由钢丝绳起下的, 在一般情况下, 其主要由领眼钻头、随钻扩眼器以及锁定和密封总成这三大部分组成。根据实际情况的需要, 可以在井下锁定工具组合中增加随钻测量仪器、井下钻井液直马达或者是井下钻井液弯壳马达, 也可以增加用于取心作业的取心钻头、取心工具。此外, 为了预防套管柱发生弯曲, 也可以在其下端串接上一根或两根钻铤, 不仅能够增加钻压, 也可以使套管柱能够在一定程度上承受拉应力。随钻扩眼器上所带有的切削齿是大直径的PDC切削元件, 具有非常强的破岩能力, 控制其伸缩的是钻井液产生的压力。在套管钻井工具进行下入或者是进行回收时, 随钻扩眼器的切削臂会保持收缩, 从而能够在套管内顺利通过。井下锁定工具组合中的领眼钻头可以是金刚石钻头, 牙轮钻头也可以。随钻扩眼器与领眼钻头所钻井眼直径与套管柱外径相比, 前者比较大, 从而可以为套管下入及其之后的固井作业流出充足的环空。
1.3坐底套管
处在套管柱末端的坐底套管, 其主要组成为扭矩和轴向锁定短节、定位台肩和止动器定位槽以及套管鞋。扭矩和轴向锁定短节分别配合井下锁定工具组合中的扭矩和轴向锁定装置进行使用, 能够在坐底套管与井下锁定工具组合之间完成锁定任务和解锁任务。而套管鞋上配备硬质合金元件或者是PDC切削元件, 能够协助领眼钻头与随钻扩眼器进行钻进作业, 在随钻扩眼器上存在的切削臂发生异常无法到位回收时, 套管鞋可以发挥磨铣作用。
2 可更换钻头套管钻井工具的主要施工工艺
2.1井下锁定工具组合的下入
套管钻井工具中的井下锁定工具组合在一般情况下是由泵送下入的, 在其进行下入的过程中, 井下锁定工具组合上的旁通是打开的, 钻井液就会流过旁通孔, 由于随钻扩眼器上存在的切削臂是收缩的, 因此不会张开。当井下锁定工具组合上存在的止动器到达定位台肩时, 就会使旁通关闭, 扭矩、轴向锁定短节分别与扭矩、轴向锁定装置进行锁定, 套管钻井工具的下入工具在这样的情况下就会脱开。此时, 钻井液就会流向井下锁定工具组合的中心流道, 进而进入到随钻扩眼器之中。而随钻扩眼器的钻头和切削臂已伸到套管鞋的外部, 在钻井液压力达到一定的数值的情况下, 随钻扩眼器上存在的驱动机构就会使其切削臂张开。
2.2井下锁定工具组合的起出
在需要更换井下工具或者是钻井作业完成的情况下, 首先, 利用泵把钢丝绳起出工具下放到井下, 起下工具中的打捞矛在到达井底之后就会和井下锁定工具组合上存在的打捞颈产生对接。通过上提钢丝绳打开井下锁定工具组合上的旁通, 使扭矩、轴向锁定装置与扭矩、轴向锁定短节解锁。在这样的情况下, 钻井液就会从旁通孔流出, 而不会流经井下锁定工具组合的中心流道, 随钻扩眼器的切削臂也会受到回位弹簧的影响, 从而自动收缩并恢复原位, 在这时就可以通过钢丝绳起出工具将井下锁定工具组合起出。
2.3固井作业
因为套管钻井所使用的套管中不存在浮箍, 所以在进行固井作业时, 首先应该向套管中放入一个固井用的浮箍, 并要将固井用的浮箍在坐底套管上进行锁定。固井浮箍主要由橡胶、铝制作而成, 可钻性非常良好, 也可以良好地对固井水泥进行密封, 预防回压。在固井浮箍到达指定的位置后, 就可以采取常规方式开展注水泥、固井作业。
3 结语
综上所述, 本篇论文主要分析了可更换钻头套管钻井工具与可更换钻头套管钻井工具的主要施工工艺, 以期对相关研究及实践工作提供具有参考价值的资料。
参考文献
[1]冯来, 王辉, 王力, 郑万江.可更换钻头套管钻井工具及工艺研究[J].石油钻探技术, 2007, 05:18-21.
[2]尹方雷, 余雷, 夏炎, 白冬青, 李艳丽, 郑颖异, 张雷雷, 王飞.连续管钻井工具现状及趋势[J].辽宁化工, 2013, 09:1068-1071+1074.
套管的修复工艺 篇6
带状光缆具有光缆纤芯数大、光纤识别容易、光纤平均接续时间短和路由上下便利等优点,为大规模建设光纤用户接入网提供了可能,因此近几年在国内获得了广泛应用, 也越来越受到用户的青睐,同时也使带状光缆技术得到了飞速的发展,带状光缆的设计制造技术逐步走向成熟。
带状光缆从结构上可分为中心管式、层绞式和骨架式3种。目前国内用得较多的带状光缆大多在600芯以内,其结构一般为中心管式和层绞式,但无论是中心管式还是层绞式,组成光缆的基本单元均为松套管。松套管的设计、松套管的工艺控制及绞合节距对光缆的性能起着决定性的作用。
1 松套管的设计要点
松套管的设计是带状光缆设计的基础,在松套管中,光纤带必须给定一定的余长,而光纤带的余长会使光纤带产生弯曲,为了保证光缆的机械与温度性能,必须给光纤带以足够的空间,使其自由弯曲而不产生附加衰减。因此,松套管中光纤带与松套管壁的间隙C(如图1所示)是确定松套管内径R内的主要参数之一。光纤带在松套管中的弯曲半径R可由式(1)近似求得:
式中,ε表示光纤带在松套管中的余长。
一般来说,光缆由于低温收缩而使得光纤带在松套管中的余长增加ΔL,故此时光纤带的弯曲半径可看作是最小弯曲半径Rmin,可用公式(2) 、(3)近似求得
式中,ΔL表示光缆低温收缩率;ΔT =20℃-(-40℃)=60℃;β表示光缆等效线膨胀系数,可由式(4) 求得
式中,Si表示光缆各部分材料的横截面积;Ei表示光缆各部分材料的弹性模量;βi表示光缆各部分材料的线膨胀系数。
对β值影响最大的是光缆加强件,其膨胀系数与弹性模量的大小将直接影响着光缆的β值,从而影响光缆的温度性能。
Rmin与1.55 μm传输损耗增加值Δα (单位:
dB/km)的关系可以用近似公式(5)来表示:
式中,Ac=0.5 (π/a)1/2·3.7λc/λ,U=0.705(Δn)3/2/λ·(2.748-0.996 λ/λc)3,a为光纤的纤芯半径,λc为光纤的截止波长,λ为对应的波长(此处为1.55 μm),Δn为光纤纤芯与包层的折射率差。由式(5)可知,为了将光缆因应力产生的弯曲损耗控制在0.05 dB/km以下,松套管内光纤带的Rmin应大于100 mm。
由公式(1)～(5)联立求解,并代入条件Δα≤0.05 dB/km及设计的ε值,即可求得具体的C值。C值确定以后,即确定了松套管的内径(C值确定后,加上光纤带叠成矩形后的宽度,即为松套管内切长方形的宽度,此内切长方形的对角线即为设计的松套管的内径)。松套管的壁厚主要是为了保证松套管有一定的强度以满足下道工序的要求,同时保证光缆的耐冲击性能。壁薄一些不但可节省原材料,还可为光缆的施工提供便利。
以上设计松套管内径的方法比较复杂,在实际设计中,有一个经验公式可供借鉴,即R内≈K·d ,式中,R内表示松套管的内径,d为光纤带叠成矩形后的对角线长度,K为经验值,一般为1.2～1.7。K值越小,设计越紧凑,对工艺要求越高; K值越大,考虑的余量越充分,但成本愈高。
2 松套管的制造要点
合理的设计还需要精细制造才能达到最终目标。由于光纤带松套管尺寸比较大,在生产中通常采用比较大的轮式牵引与履带式牵引相结合的牵引方式,通过水温、各部分张力差来控制余长。对于中心管式带状光缆,由于松套管的余长直接决定光缆的拉伸性能,所以余长不宜过小,通常取0.15%;余长也不宜过大,由公式(1)可以看出,余长太大,弯曲半径将会明显减小,这对光纤的传输性能是很不利的。对于层绞式结构,由于松套管存在绞合节距,光缆受到应力时,光纤带在松套管内能向两侧移动,余长通常控制在0.1%以内为宜。
为尽量保证光缆在弯曲时每根光纤处于同等的地位,光纤带必须绞合入管,此时光纤带的入管绞合节距至关重要,决定入管节距的主要因素如下:
(1) 光纤带的类型和数量。通常光纤带的芯数越少,光纤带越少,入管绞合节距也越小。
(2) 松套管的尺寸大小。松套管越大,入管节距也越大,从表1可以明显看出其变化规律。
(3) 设计余长。有的二次被覆线必须减少节距,才能使余长增加到设计值。余长的设计必须满足光缆长期使用要求,而光纤所受的应力最小。
(4) 对于层绞式带状光缆,光纤带的入管节距与松套管的绞合节距要相互匹配,如普通1+6绞合结构,入管节距与绞合节距之比为0.7时最佳。此外,收线盘具太小,光纤的损耗也会明显增加。
松套管的余长、尺寸与入管节距的关系如表1所示。
3 纤膏的影响
光纤带与普通光纤不同,它是一个扁平体,机械强度比单纤大,而弯曲性能远不如单根光纤,且由于光纤带在进入松套管时有一定的入管节距,所以光纤带松套管所用纤膏必须比普通纤膏粘度要大、针入度要小。 好的纤膏应具备良好的物理化学性能,一方面,可以使光纤带在松套管内能自由活动,制造过程中容易控制余长;另一方面,又要保证施工过程中光纤带不会因受力而缩入套管。我们做过一个工艺试验,在制作同一类型的松套管时用不同的纤膏填充,将所制得的中心管式光缆沿着马路铺平,在光缆的一端用200 kg张力进行拉伸,另一端保留在盘具上(尽量模拟施工情况),取300 m为试验段,得到如表2所示的结果。
从表2可以看出,若纤膏采用不当,很可能会出现光缆施工过程中找不到光纤带的情况。也可能在光缆施工完毕后,由于温度的变化而在接头盒处出现光纤断裂的现象。
试验中我们还发现,用纤膏B生产的松套管在放置一天后复测余长,余长减少了0.07%;而用纤膏C生产的松套管的余长却增加了0.05% 。为验证试验结果的有效性,我们又重新做了一组松套管,每次测量余长前先丢弃表面一层,测量两次,得出了相同的结论。
余长的增加是因为松套管挤制过程是立即成型的,冷却不充分使PBT(聚对苯二甲酸丁二醇酯)分子结晶不完全,PBT在盘具上缓慢结晶使得松套管进一步收缩,余长增大;同时,由于油膏在入管前通常是抽过真空的,且入管时有剪切力,油膏分子间距较大,入管后油膏性能逐渐恢复,分子间距变小,这种作用力使PBT管有回缩的趋势,而纤长不变,于是余长变大。对于余长减小的情况,我们初步分析与纤膏的相容性有关,由于纤膏的作用,PBT分子链发生断裂使套管变长,余长减小,这种现象类似于PBT的水解。
4 绞合节距对光缆的影响
对于200～600芯的带状光缆,多采用层绞式结构,由于是S-Z绞合方式,所以可以方便地在中途分纤。设计层绞式带状光缆时绞合节距是保证光缆弯曲半径(一般为10倍光缆外径)的主要因素,同时又必须考虑到由于松套管绕中心加强件的绞合而引起的弯曲。
通常,绞合节距可由下式求得:ρ=[(a+b)/2]+(P/2π)2/[(a+b)/2] ,式中,ρ为以加强件为中心绞合松套管时松套管的弯曲半径;a为松套管外径; b为加强件外径; P为绞合节距。
一般来讲,从与光纤断裂及损耗增加等长期可靠性有关的光纤残余应变来看,由绞合产生的光纤的弯曲半径,根据以往经验,在光缆的延展状态时需要大于100 mm,即ρ≥100 mm。绞合节距并不是越大越好,相反,节距偏小对光缆的弯曲性能、低温性能、特别是拉伸性能非常有利,试验结果验证了这一结论。用光纤带入管节距为380 mm、外径为6.5 mm的松套管做不同绞合节距的光缆,对所得的光缆进行了拉伸试验,图2、图3和图4分别给出了节距为800、650和500 mm时的拉伸曲线。
从图2、 图3和图4可以看出,节距为800 mm时,所有的光纤在拉力为3 000 N时应变都超出0.15%;当节距为650 mm时,光纤应变略有减小,但仍有少量边角光纤应变>0.15%;当节距进一步减小到500 mm时,绝大部分光纤应变<0.15%。我们最后选定500 mm为产品的节距。可见,绞合节距偏小对光缆拉伸性能有利,同时也验证了我们前面提到的入管节距与绞合节距的匹配关系。
5 结束语
带状光缆的设计与制造主要取决于松套与绞合工序。了解相应的设备性能、工艺制造技术有着重要的意义,掌握了以上提到的几点,采用合适的纤膏,设计合适的松套管,做到入管节距与绞合节距相匹配,一定能生产出性能优良、安全可靠的带状光缆。
摘要：文章介绍了带状光缆研制过程中松套管设计的基本步骤,对松套管的工艺要点进行了简要描述。通过定量分析阐明了松套管的设计要点,结合生产实际说明了松套管制造需注意的问题,同时对于松套管的重要组成部分纤膏的选用提出了建议,用实验论证了纤膏对松套管的影响以及绞合节距对光缆性能的影响,并给出了不同绞合节距下拉伸实验的曲线图。
关键词：带状光缆,松套管,纤膏,节距
参考文献
[1]YD/T 979-1998,光纤带技术要求和检验方法[S].
[2]YD/T 981.3-1998,接入网用光纤带光缆(松套管式)[S].
[3]邹林森.光纤与光缆[M].武汉:武汉工业大学出版社,2000.