李涛

（1.中国石油大学（北京）；2.中国石油勘探开发研究院）

高温高压套损井膨胀管修复技术

李涛1,2

（1.中国石油大学（北京）；2.中国石油勘探开发研究院）

针对高温热采、高压注水套损井膨胀管修复率低的问题，对膨胀管4项关键技术开展理论和实验研究，设计开发适用于高温高压工况的膨胀管修复工具。研制了胀后机械性能达到API N80套管钢级的膨胀管材、承载面角-9°的偏梯形膨胀连接螺纹、紫铜镶嵌焊接成型密封件以及碳化钨涂层的膨胀锥，并在此基础上试制了高温高压膨胀管补贴工具样机。室内实验表明：样机的膨胀压力为25～32 MPa、3轮次交变温度载荷耐压大于15 MPa、水密封耐压大于35 MPa，达到实验设计要求。辽河、吐哈油田45口井的现场试验表明：高温高压膨胀管修复技术适用于热采井、高压注水井的套损修复，套管补贴后验压15 MPa，保压30 min，压降小于0.2 MPa，一次施工成功率100%。修复后的油井增油明显，经济效益显著。图6表3参12

套损井；热力采油；高压注水；补贴工具；膨胀管；膨胀锥；连接螺纹；金属密封；现场试验

0 引言

膨胀管技术出现于20世纪90年代末，按照应用领域可分为裸眼膨胀管（用于钻完井）、套管内膨胀管（用于生产完井及修井）。在钻井和完井中，膨胀管主要用于替代普通套管，或者用作穿越风险地层的应急衬管；膨胀管悬挂器则用于替代普通悬挂器及生产套管；膨胀筛管可膨胀在裸眼井壁及套管内壁上，在防砂完井的同时获得更大的通流面积。在生产完井及修井中，膨胀管主要用于修复井筒完整性，或者用于封堵调层[1-3]。

国内2001年开始自主研发膨胀管，目前已逐渐完善了膨胀管技术序列。针对国内复杂套损井修复的作业需求，中国石油勘探开发研究院又成功开发了大通径膨胀工具、胀捞一体膨胀工具、重塑有效坐封段等特色技术，支持了大庆、长庆、吉林、胜利、华北、冀东等油田的产能恢复，至2014年底上述油田共实现膨胀管套管井修复1 400余口，累计恢复产油45×104t，恢复注水1 150×104m3。与之对比，辽河、吐哈等油田套损井膨胀管修复率低，辽河油田热采井套损数量占稠油井总数量的12.67%[4-5]，部分主力区块超过30%，吐哈油田高压注水井套损数量占注水井总数量的24.7%，主力区块均在20%以上，套损形势严峻，待修井数量巨大，且逐年增加，严重影响产能。原因是作为主力注采井的稠油井、高压注水井井况恶劣，普通膨胀管工具的性能难以满足耐温、强度、密封等要求。针对以上问题，本文对高强度膨胀管材、高性能连接螺纹、耐高温密封件、减摩膨胀锥等关键技术开展研究，研发高温高压膨胀管修复技术并进行现场实验。

1 高温高压膨胀管关键技术

1.1 膨胀管材

膨胀管材是膨胀管技术的核心，管材本征性能对膨胀管的工艺性能及服役性能影响显著，材料的原始强度会显著影响膨胀作业压力；管材的塑性变形能力不仅制约膨胀管的膨胀变形率，而且会影响胀后的几何精度从而影响套管抗挤毁强度[6-8]。普通膨胀管采用经过特殊热处理及管内外壁表面处理的20G管材作为基管，膨胀后的机械强度达到美国石油学会（API）标准J55套管钢级，可以满足常规油气水井套损修复的技术要求[9]。热采井注入蒸汽的平均温度为320 ℃，部分井达到350 ℃（注汽压力12～17 MPa），超过20G膨胀管的允许最大温度值（204～220 ℃）。在350 ℃条件下，膨胀后的20G膨胀管屈服强度降低约18%，抗拉强度降低约7%，无法满足热采井套损修复的要求。

本文设计开发了Φ146 mm×8 mm、Φ114 mm×7 mm两种规格的新型膨胀管材，在20G钢管中混入10%以上的亚稳奥氏体，膨胀过程中发生马氏体相变，可显著提高材料的力学性能，膨胀后的机械性能达到API标准N80套管钢级；采用先热轧，后冷拔的二次成型工艺，有效提高了管材的几何精度，降低管体内外表面粗糙度；管材成型后，采用多种工艺进一步提升技术性能，主要步骤为：①二次热处理；②管体内外表面进行喷砂处理；③管体内表面进行珩磨；④管体内表面喷涂固体润滑膜；⑤管体外表面喷涂防腐涂层。

表1为新型膨胀管与20G膨胀管性能对比，材料的均匀延伸率、管材的壁厚均匀性、膨胀后的机械性能均有明显提高，其中胀后屈服强度提高34%，胀后抗拉强度提高25.9%，胀后机械性能达到API标准N80套管钢级，可以满足高温高压套损井修复的要求。

表1 新型管材与20G管材性能对比

1.2 连接螺纹

膨胀管采用无接箍的偏梯形螺纹连接，连接螺纹需在连接状态下进行膨胀。在螺纹塑性变形及整个膨胀作业过程中，需承受高达35～45 MPa的内压（密封介质为水或者钻井液），作业结束恢复生产后，需长期承受井筒与地层的压差及高温。受管材壁厚（7 mm或者8 mm）及结构设计的限制，连接螺纹是膨胀管补贴工具中机械强度和密封能力最弱处，其中母螺纹根部退刀槽处横截面积最小。由图1可见，膨胀后母螺纹根部退刀槽处壁厚明显变薄，抗拉强度最低。

图1 膨胀后母螺纹根部退刀槽处径向位移云图

普通膨胀连接螺纹采用导向面角10°、承载面角+3°的牙型，螺纹锥度1∶16，在母螺纹根部设计矩形槽，以解决膨胀过程中公螺纹前端回缩造成泄漏的问题。在高温轴向载荷的作用下，连接螺纹的径向变形超过允许公差，造成泄漏和脱扣，因此，普通膨胀连接螺纹耐温极限均低于300 ℃，无法满足热采井套损修复的要求。

在具体工程数据管理中，数据管理指标可根据花溪区红岩水库往年记录的基础数据指标为核心，通过移民工程数据管理中的位置管理、数据拓扑关系管理建立对应指标数据。

图2为本文设计开发的负角偏梯形膨胀连接螺纹，采用导向面角10°、承载面角-9°的牙型，螺纹锥度1∶24。承载面角的改进提高了螺纹塑性变形过程中的啮合能力，密封能力增强，公螺纹末端的胀后回缩明显减少，进而将母螺纹根部改进为燕尾槽，配合螺纹锥度的变小，母螺纹根部壁厚增加，螺纹整体的抗拉强度得到提高。

图2 承载面角-9°的膨胀连接螺纹

表2为Φ146 mm × 8 mm基管2种连接螺纹性能对比，可见，负角偏梯形膨胀连接螺纹的性能参数明显高于普通膨胀连接螺纹，其中抗拉强度提高18.2%、水密封能力提高12.5%、气密封能力提高47.1%。

表2 2种连接螺纹性能对比

1.3 密封件

密封件是附加在膨胀管外表面的密封结构，在膨胀过程中，膨胀管沿径向发生塑性变形，密封件被挤压填充，从而密封膨胀管与套管之间的环空。普通膨胀管普遍采用丁腈橡胶环或者管体预留金属凸台的密封设计，具有结构简单、工艺可靠的优点。但丁腈橡胶工作温度小于120 ℃，金属凸台密封耐压能力小于25 MPa，无法满足高温高压套损井修复的要求。

采用金属作为密封件，具有更好的耐温性能，金属需具有热稳定性好、延展性好、加工性能良好的特点，并具有一定的耐腐蚀性。本文选择00Cr19Ni10不锈钢和紫铜两种材料进行对比研究（见表3），发现不锈钢密封件材质偏硬，膨胀压力偏高，膨胀后管体内壁缩径；减小密封过盈量后，膨胀压力降低，又会导致密封压力偏低；而紫铜密封件强度低，延展性好，膨胀过程中能充分延展，填充膨胀管与套管环空的间隙和漏点，密封和悬挂性能好。因此，选用紫铜作为密封件材料。

表3 不锈钢和紫铜密封件性能参数比较

优选密封件加工工艺，对非熔化极惰性气体钨极保护焊填丝堆焊、熔化极惰性气体保护焊填丝堆焊、铜环镶嵌焊接成型工艺进行对比研究。填丝堆焊的热影响区较大，受热后，膨胀管力学性能变差，紫铜硬度增加、塑性降低；并且膨胀管与紫铜的热处理温度相差较大，退火软化处理困难。铜环镶嵌焊接成型采用预制坡口的紫铜环，加压预紧镶嵌在管体表面后对铜环坡口熔焊，热影响区小，膨胀管和紫铜密封件的力学性能较好。因此，选用铜环镶嵌焊接成型工艺作为密封环加工工艺。

图3a为紫铜密封环表面预制凹槽，可进一步增强对套管内表面的适应性，提高密封能力；图3b为紫铜密封件胀后切片，可见其紧密填充了膨胀管和套管之间的间隙。

图3 紫铜镶嵌焊接成型密封件

1.4 膨胀锥

膨胀管膨胀过程中能量消耗包括管材塑性变形能和摩擦损失。由于采用高强度膨胀管和金属密封件，膨胀过程中塑性变形能和摩擦力均明显增大，膨胀压力升高，造成膨胀锥磨损，增加了施工作业风险。本文通过优化膨胀锥性能，减少了摩擦阻力，降低了膨胀压力。膨胀锥分为导向段、变径段和保径段3部分，主要工作区间为变径段。经理论计算和实验分析，变径段锥角12.5°为最优膨胀角度，膨胀压力最低；此外，提高变径段表面光洁度和硬度，可降低摩擦系数、减少磨损量。分别采用超音速火焰喷涂150～300 μm碳化钨、多弧离子镀气相沉积1.5 μm氮化钛和钛铝氮3种涂层工艺（见图4）对膨胀锥变径段工作区表面进行处理，并进行实验对比[10-12]。氮化钛和钛铝氮涂层硬度高，膨胀压力有所下降，但涂层出现明显脱落及磨损，不能满足工程需求；碳化钨涂层使膨胀压力降低15%，耐磨损寿命提高51%，满足工程需求。

2 室内实验研究

针对热采井外径177.8 mm（7 in）套管、350 ℃蒸汽吞吐、35 MPa高压注水等实验条件，试制了高温高压膨胀管补贴工具样机（见图5），并开展室内实验研究。样机主要由膨胀管、发射腔、连接杆、膨胀锥、底堵等部分组成。膨胀管外径146 mm、壁厚8 mm、密封件采用铜环嵌焊工艺、设计过盈量1.4 mm、加工两组连接螺纹，膨胀锥外径143 mm、锥角12.5°。

图4 用3种涂层工艺处理后的膨胀锥

图5 高温高压膨胀管补贴工具样机

2.1 膨胀实验

组装膨胀管样机，顺序连接软管线和泵组，注入清水，打压膨胀，膨胀锥启动压力32 MPa，膨胀锥行走压力25～30 MPa，过密封环膨胀压力30～36 MPa，膨胀锥行走速度2.5 m/min，满足现场安全施工要求。

2.2 交变温度载荷耐压实验

截取部分实验样机作为耐压实验试件，顺序连接耐高温硬管线及泵组，注入清水，打压至15 MPa，关闭阀门，保压30 min，无压降；卸压，将试件置于加热炉中缓慢加热至350 ℃，保温2 h后，顺序连接耐高温硬管线及泵组，注入清水，打压至15 MPa（蒸汽压），关闭阀门，保压30 min无压降，试压成功；取出试件，缓慢冷却至室温。

上述实验流程为交变温度载荷耐压实验的一个单元，循环3次，试件保压成功，达到蒸汽吞吐井生产作业要求。

2.3 耐高压实验

将上述耐压实验试件置于实验槽内，60 ℃水浴，浸泡30 d，释放残余应力，取出缓慢冷却至室温，顺序连接软管线及泵组，注入清水，打压至35 MPa，关闭阀门，保压24 h，压降小于0.2 MPa。图6为耐高压实验压力变化曲线（图中压力升高的部分为夏季日晒温度变化造成的压力波动）。

图6 耐高压实验压力曲线图

3 现场试验

采用本文设计的耐高温高压膨胀管补贴工具在油田现场试验45口井，其中辽河油田31口，吐哈油田14口。补贴后验压15 MPa，保压30 min，压降小于0.2 MPa，一次施工成功率100%。试验井按照井型分为：油井29口，注水井12口，注汽井1口，探井3口。按照作业类型分为：封水层17口，封气层3口，堵漏21口，加固4口。

以辽河油田杜212-兴观3井为例。2012年初该井生产套管出现破损，采出液高含水，关井停产；测井发现漏点位于672.0～684.3 m井段，距离射孔段上部80 m。采用耐高温高压膨胀管补贴工具封堵套管漏点，试验采用Φ146 mm×8 mm规格膨胀管2根共计16 m，膨胀作业启动压力34 MPa，行走压力28～32 MPa，作业时间2 h，补贴后验压15 MPa，保压30 min，无压降，施工成功。大修后于2012年8月投产，经6轮蒸汽吞吐，生产周期260 d，阶段累计产油1 647.9 t。

高温高压膨胀管修复技术在辽河、吐哈油田的现场试验涉及稀油井、稠油井、蒸汽吞吐井、蒸汽驱井、高压注水井等多种复杂井况，验证了工具的耐高温高压性能及施工工艺的可靠性。截至2014年底，试验井阶段累计增油3.08×104t，阶段累计增注17×104m3，取得经济效益1.3亿元。

4 结论

对膨胀管4项关键技术开展理论和实验研究，设计开发了适用于高温高压工况的膨胀管补贴工具。室内实验表明：新型膨胀管材相对于普通20G管材胀后强度提高34%；负角膨胀连接螺纹的轴向抗拉强度提高18.2%；紫铜密封件密封能力大于35 MPa；碳化钨涂层使膨胀压力降低15%，耐磨损寿命提高51%。辽河、吐哈油田的现场试验表明：高温高压膨胀管修复技术适用于热采井、高压注水井的套损修复，一次施工成功率100%。修复后的油井增油明显，经济效益显著。

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（编辑 郭海莉）

Solid expandable tubular patching technique for high-temperature and high-pressure casing damaged wells

Li Tao1,2
(1.China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Beijing 100083,China)

In view of the issue that casing patching by solid expandable tubular (SET) has a low success ratio in high temperature (HT) thermal recovery wells or high pressure (HP) water injection wells,four key techniques of SET were studied theoretically and experimentally,and the casing patching SET tool for the HT/HP wells was designed.The expandable tubular with post expansion mechanical properties reaching API N80 steel grade was developed.The loading plane angle of expandable connecting thread was optimized as -9°.The sealing piece of inlaid welded copper and the cone coated with tungsten carbide were developed.Based on these researches,a prototype SET patching tool for HT/HP wells has been manufactured.The SET patching tool for HT/HP wells was manufactured.Laboratory experiments demonstrated that the expansion force of the patching tool was between 25 MPa and 32 MPa,the pressure resistance in three periods of alternating temperature load was over 15 MPa,the sealing capacity exceeded 35 MPa,all were up to the designed standard.The field tests in 45 wells in the Liaohe and Tuha oil fields demonstrated that this technique has good adaptability in casing patching in high temperature thermal recovery wells or high pressure water injection wells.After the patching operation,the water pressure 15 MPa was maintained for 30 minutes to test the tool’s sealing performance,the pressure drop was less than 0.2 MPa,and the success ratio of one-time construction was 100%.After the casing patching,the oil wells production increase significantly and remarkable economic benefits are achieved.

casing damaged well;thermal recovery;high pressure water injection;patching tool;solid expandable tubular;expansion cone;connecting thread;metal seal;field test

国家高技术研究发展计划（863）项目“采油井筒控制工程关键技术与装备”（2012AA061300）

TE925

A

1000-0747(2015)03-0374-05

10.11698/PED.2015.03.15

李涛（1979-），男，山东东营人，中国石油大学（北京）在读博士研究生，主要从事石油装备研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院装备所，邮政编码：100083。E-mail:li-t@petrochina.com.cn

2015-01-12

2015-03-17