高含硫氣井封井用水泥承留器研制

宋勝利， 向俊科

(中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院)

高含硫氣井到了開發(fā)后期，出于安全考慮，部分井需進(jìn)行封井處理。氣層長效封堵的關(guān)鍵是永久性的封隔氣體竄漏至井筒的通道，將封堵水泥漿擠入近井帶的大、中、小含氣孔縫，堵死孔、縫網(wǎng)絡(luò)的“交匯節(jié)點(diǎn)”，封死整個(gè)孔、縫網(wǎng)絡(luò)。

擠水泥工藝成本低廉，被廣泛應(yīng)用于封井作業(yè)，而應(yīng)用水泥承留器擠堵封井，可實(shí)現(xiàn)保壓候凝，提高封堵效果，應(yīng)用廣泛[1-2]。機(jī)械式水泥承留器一趟管柱就可以完成工具座封以及擠堵施工，近幾年在中原油田儲氣庫建設(shè)過程中應(yīng)用了62口井次，封井效果良好。統(tǒng)計(jì)應(yīng)用的134井次中，有44井次出現(xiàn)坐封后密封不嚴(yán)、中途坐封等問題，成功率僅為67%，暴露了該工具在現(xiàn)場應(yīng)用中的一些不足。

針對水泥承留器在現(xiàn)場應(yīng)用中存在的問題，研制結(jié)合膨脹管的密封錨定性能[3]及水泥承留器保壓候凝等優(yōu)點(diǎn)的新型水泥承留器，膨脹管采用抗硫材質(zhì)，并對膨脹頭進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，提高承留器的錨定力及密封性，且一趟管柱就能完成坐封及擠堵施工，大大提高了工具的可靠性及現(xiàn)場可操作性。

一、技術(shù)分析

1.結(jié)構(gòu)

膨脹管水泥承留器(圖1)主要由下推式膨脹管錨定密封系統(tǒng)，單向密封機(jī)構(gòu)兩部分組成。膨脹管采用抗硫膨脹管，主體工件采用不銹鋼材質(zhì)。

1.1 下推式膨脹密封錨定系統(tǒng)

下推式膨脹管錨定密封系統(tǒng)主要包括：膨脹管，蓋帽，膨脹頭，滑套，硫化密封件。

目前膨脹管補(bǔ)貼的密封錨定系統(tǒng)啟動系統(tǒng)主要是采用液壓式，底堵為球座或者是死堵，膨脹頭均為自下而上運(yùn)行，膨脹施工完成后，膨脹管內(nèi)預(yù)裝的脹頭取出井口，且后期均需要進(jìn)行對底堵進(jìn)行鉆銑。國內(nèi)首創(chuàng)了采用了自上而下式的液壓膨脹系統(tǒng)，脹頭和滑套同步與膨脹管脫離，一趟管柱就可完成膨脹管的錨定密封，且直接可進(jìn)行后續(xù)擠堵施工。

1.2 單向密封機(jī)構(gòu)

單向密封機(jī)構(gòu)主要包括：密封球座、閥球、壓縮彈簧、閥桿、承托套。

由于在擠堵施工過程中，密封球座及閥球受到水泥顆粒沖刷會造成單向密封機(jī)構(gòu)密封失效。為此密封球座和閥球的材質(zhì)選擇模具鋼，并進(jìn)行熱處理提高耐沖蝕強(qiáng)度。

閥桿與承托套設(shè)計(jì)，是為了保證閥球在壓力作用下，沿閥桿方向運(yùn)移，且承托套起限位作用，避免壓縮彈簧不復(fù)位。封堵完成后停泵，閥球在下部壓力和彈簧的回復(fù)力作用下上行重新與密封球座的錐形球座密封，從而實(shí)現(xiàn)保壓候凝。

圖1 膨脹管水泥承留器結(jié)構(gòu)示意圖

1變扣接頭 2密封球座 3閥球 4壓縮彈簧 5閥桿 6承托套 7抗硫膨脹管 8蓋帽 9高強(qiáng)度膨脹頭 10滑套 11硫化密封件 12密封圈

2.工作原理

膨脹管水泥承留器下入到設(shè)計(jì)深度后，通過水泵車向管柱內(nèi)泵入頂替液，當(dāng)泵壓提高后，頂替液推動閥芯的閥球下行壓縮彈簧，閥球與密封球座的錐形球座脫離，頂替液通過錐形球座進(jìn)入承托套內(nèi)，經(jīng)過承托套的過流孔進(jìn)入膨脹管內(nèi)，當(dāng)泵壓繼續(xù)提高后，頂替液推動脹頭與滑套同步下行脹開膨脹管，壓縮膨脹管上的多級硫化密封件實(shí)現(xiàn)工具的坐掛及與與套管環(huán)空的密封,最后脹頭和滑套同步與膨脹管脫離。通過多段硫化密封件與套管的錨定解決了現(xiàn)有水泥承留器存在的卡瓦錨定不牢固、壓縮膠筒密封不嚴(yán)密及因卡瓦遇阻導(dǎo)致中途坐封的問題。

工具坐封成功后，通過丟手機(jī)構(gòu)丟手，再通過水泵車向管柱內(nèi)泵入堵劑，當(dāng)泵壓提高后，堵劑推動閥芯的閥球下行從而壓縮彈簧，閥球與密封球座的錐形球座脫離，堵劑通過錐形球座進(jìn)入承托套內(nèi)，并經(jīng)過承托套的過流孔進(jìn)入膨脹管內(nèi)，通過膨脹管進(jìn)入封堵層位，待封堵完成后停泵，閥芯的閥球在下部壓力和彈簧的回復(fù)力作用下上行重新與密封球座的錐形球座密封形成密閉空間，從而實(shí)現(xiàn)了保壓候凝。通過多段硫化密封件實(shí)現(xiàn)膨脹管與套管之間的密封，單流閥實(shí)現(xiàn)膨脹管內(nèi)通道密封，從而實(shí)現(xiàn)了保壓候凝，保證了堵劑不返吐，提高了封堵效果。

3.主要結(jié)構(gòu)特點(diǎn)

3.1 抗硫膨脹管

通過金屬材料晶相結(jié)構(gòu)研究，在鉻鎳不銹鋼的基礎(chǔ)上添加鉬、鋁、稀土等元素，開發(fā)了抗硫膨脹管材質(zhì)，其力學(xué)性能如表1所示?？沽蚺蛎浌苣透g性主要取決于它的合金成分，化學(xué)成分如表2所示，其中鉻、鋁、稀土元素具有很高的化學(xué)穩(wěn)定性，能夠在鋼表面形成穩(wěn)定的鈍化膜，使金屬與外界隔離開來，保護(hù)管體次表面不被繼續(xù)氧化，從而增加鋼的抗腐蝕能力。

表1 抗硫膨脹管力學(xué)性能

微量稀土在抗硫化氫腐蝕不銹鋼中通過大量吸附碳原子，使抗硫化氫腐蝕不銹鋼析出碳化物的總量減少，同時(shí)通過變質(zhì)夾雜物改變了抗硫化氫腐蝕不銹鋼斷裂機(jī)制，稀土使橫向沖擊功值大幅度提高，最高可達(dá)6倍。稀土元素通過促使Cr、Mn在合金表面富集，形成致密的富Cr、Mn的氧化層來阻止硫化氫等有毒物質(zhì)滲入晶體內(nèi)部，并減緩高溫氧化反應(yīng)的進(jìn)行。合金元素Mo能夠改善抗硫化氫腐蝕不銹鋼耐非氧化性、點(diǎn)蝕和縫隙腐蝕等性能，對晶間腐蝕還起到一定的延遲敏化作用。

表2 抗硫膨脹管材料的化學(xué)成分

抗硫膨脹管膨脹后在H2S分壓9 MPa，CO2分壓10 MPa，120℃環(huán)空保護(hù)液環(huán)境中，抗硫膨脹管膨脹后年腐蝕速率為0.010 9 mm[4]，與P110鋼電偶年腐蝕速率為0.022 2 mm，完全滿足現(xiàn)場要求。

3.2 高強(qiáng)度膨脹頭優(yōu)化設(shè)計(jì)

由于抗硫膨脹管是在鉻鎳不銹鋼的基礎(chǔ)上研發(fā)的，其在膨脹過程中，膨脹頭受到非常大的界面應(yīng)力以及摩擦，所以膨脹脹頭的材料應(yīng)該具有高硬度、高耐磨性、足夠的強(qiáng)度以及良好的延性和沖擊韌性。當(dāng)膨脹工具處于酸性環(huán)境條件下工作時(shí)，膨脹工具材質(zhì)還有一定的耐腐蝕性能。采用鋼號為T8A與T10A的優(yōu)質(zhì)工具鋼作為脹頭材料，并可對其進(jìn)行熱處理以提高其硬度。為了提高工具的耐磨性能和減少粘結(jié)金屬，除進(jìn)行熱處理外，在表面鍍鉻，厚度在0.02～0.05 mm，提高脹頭的強(qiáng)度及耐腐蝕性。

另外還需要根據(jù)具體的工具與管材的接觸條件，選擇不同模角的膨脹工具，以達(dá)到減小最大膨脹力、順利完成膨脹工藝的目的[5-9]。為了使工具結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)更加合理，需確定脹頭模角，通過ANSYS分析求解，得出最佳角度。圖2為不同摩擦系數(shù)下膨脹力與膨脹工具模角的關(guān)系曲線。從圖2中可以看出，最大膨脹力隨摩擦系數(shù)的增大而增大。不論摩擦系數(shù)取何值，最大膨脹力隨膨脹工具模角的變化趨勢是一致的，即對于每個(gè)摩擦系數(shù)都有一個(gè)使膨脹力取得最小值的膨脹工具模角。在內(nèi)徑膨脹率δ=10%時(shí)，膨脹力取最小值的膨脹工具模角分別約6°(f=0.05)、8°(f=0.1)、11°(f=0.15)。這說明不同的摩擦系數(shù)不但導(dǎo)致所需的最大膨脹力不同，同時(shí)所需最小膨脹力的膨脹工具的模角也不同。對于抗硫膨脹管，f=0.1，選取最佳角度為8°。

圖2 膨脹工具模角與摩擦系數(shù)的關(guān)系

4.主要技術(shù)參數(shù)

適用范圍：?140 mm、?178 mm標(biāo)準(zhǔn)套管內(nèi)使用；

膨脹施工壓力：25～35 MPa；

錨定力：≥70 t；

耐壓差：≥40 MPa。

二、室內(nèi)試驗(yàn)

1.膨脹系統(tǒng)密封錨定力測試

為了評價(jià)膨脹管水泥承留器是否能滿足現(xiàn)場要求，通過室內(nèi)試驗(yàn)測試膨脹管膨脹參數(shù)以及膨脹硫化密封件的縱向錨定力，硫化密封帶的密封壓力。

1.1 試驗(yàn)條件

試驗(yàn)用設(shè)備為：100 t拉力試驗(yàn)機(jī)，60 MPa、排量400 L/h試壓泵，試壓接頭及管線，套管等。

1.2 試驗(yàn)方法及步驟

組裝膨脹管水泥承留器；將帶硫化密封件的膨脹管放入?140 mm套管內(nèi)后，固定各試驗(yàn)部件的位置；通過地面打壓將帶硫化密封件的膨脹管在套管內(nèi)膨脹錨定；用試壓泵對硫化密封帶進(jìn)行試壓，單流閥試壓；用拔拉機(jī)對已錨定的硫化密封件進(jìn)行抗拉試驗(yàn)[10]。

1.3 試驗(yàn)結(jié)論

(1)對20個(gè)硫化密封件進(jìn)行膨脹錨定，在70 t的扒拉力下，膨脹管與套管無位移。

(2)膨脹管錨定器補(bǔ)貼啟動壓力為30 MPa，過硫化密封件壓力32 MPa，符合設(shè)計(jì)要求，滿足現(xiàn)場施工條件。

(3)連接堵頭，對膨脹系統(tǒng)進(jìn)行密封壓力測試，打壓50 MPa無滲漏。

2.單向密封機(jī)構(gòu)耐壓測試

為了驗(yàn)證單向密封機(jī)構(gòu)耐壓能力，進(jìn)行了耐壓測試。將完成膨脹錨定試驗(yàn)的右端套管接口處連接試壓變扣，與試壓管線連接，應(yīng)用試壓泵進(jìn)行打壓試驗(yàn)。通過試壓泵連續(xù)打壓，壓力逐漸上升至40 MPa，單流閥后無液體流出，停泵后，壓力5 min不降，表明單向密封機(jī)構(gòu)密封良好，達(dá)到設(shè)計(jì)要求(見圖3)。

圖3 單向密封機(jī)構(gòu)試壓原理圖

三、現(xiàn)場試驗(yàn)

抗硫膨脹管水泥承留器在2016年10月在中原油田明208井開展現(xiàn)場試驗(yàn)。該井于1982年9月完井，完鉆井深2 340 m，人工井底2 150 m，套管鋼級N80，外徑139.7 mm，內(nèi)徑124.26 mm，生產(chǎn)井段1 965.4～2 016.8 m(S二下3～4)，需對目前生產(chǎn)層段擠堵，進(jìn)行封井處置。

施工過程：

(1)通井。下?118mm×2 m通井規(guī)通井至1 960 m。

(2)套管刮削。下GXT140套管刮削器，刮削套管至1 940 m，并對1 900～1 940 m反復(fù)刮削5～7次。

(3)驗(yàn)套、測吸水。下入封隔器管柱于1 930 m座封，對上部套管試壓15 MPa，30 min壓降0.3 MPa，合格；對下部生產(chǎn)井段1 965.4～2 016.8 m測吸水，打壓13 MPa，吸水量15 m3/h。

(4)下工具。下入膨脹管水泥承留器，膨脹管深度1 928～1 931 m。

(5)錨定。膨脹施工打壓33 MPa啟動，運(yùn)行壓力29～32 MPa，壓力突降，膨脹管水泥承留器坐掛成功。

(6)丟手。從丟手接頭丟手。

(7)擠堵。替入1.0 g/cm3清水1 m3，擠注平均密度1.80 g/cm3的堵劑36 m3，頂替清水5.2 m3，最高泵壓16 MPa，上提拔管2 m，用1.0 g/cm3清水15 m3反循環(huán)洗井8.0～2.0 MPa，排量15 m3/h，候凝48 h。

(8)試壓。下放管柱探深度2次，深度1 927.5 m；試壓15 MPa，30 min壓降0.2 MPa，合格。

試壓合格后，按標(biāo)準(zhǔn)打懸空水泥塞后封井。

四、結(jié)論

(1)抗硫膨脹管水泥承留器采用多個(gè)硫化密封帶代替機(jī)械式承留器單一膠筒密封，錨定力70 t，耐壓差40 MPa以上，且采用液壓驅(qū)動方式，避免了中途坐封，提高了現(xiàn)場施工成功率。

(2)抗硫膨脹管水泥承留器一趟管柱完成工具坐封、丟手、擠堵，操作簡便，且膨脹管材質(zhì)在H2S分壓9 MPa，CO2分壓10 MPa，120℃環(huán)空保護(hù)液環(huán)境中，年腐蝕速率0.010 9 mm，滿足現(xiàn)場需求。

(3)針對高含硫氣井層間非均質(zhì)性情況，可采用抗硫膨脹管水泥承留器進(jìn)行細(xì)分層擠堵，提高封堵效果。

[1]肖紅偉，肖紅偉，趙繼業(yè)，等.封堵水工藝技術(shù)研究及應(yīng)用[J].科技資訊，2012(13)，59-61.

[2]曹言光.高含硫氣井過油管堵水技術(shù)[J].石油機(jī)械，2016，44(10)：103-105.

[3]王木樂，孟令祥，石俊生，等.實(shí)體膨脹管開發(fā)及修井應(yīng)用技術(shù)研究[J].石油鉆采工藝, 2009,31(6)：139-142.

[4]趙新學(xué)，張慶生，王木樂，等.抗硫膨脹管力學(xué)性能及膨脹動力性能研究[J].石油機(jī)械，2014，42(12)：57-60.

[5]潘志勇.套管膨脹過程中膨脹錐錐角對驅(qū)動力的影響[J].石油機(jī)械，2010，38(3)：22-23.

[6]付勝利.實(shí)體可膨脹管變形力與膨脹工具模角關(guān)系研究[J].石油機(jī)械，2006，34(1)：25-28.

[7]楊冬平，王德勇，高學(xué)仕，等.石油套管膨脹仿真及膨脹體錐角設(shè)計(jì)[J].管道技術(shù)與設(shè)備，2007(2):27-28.

[8]韓中軒，練章華，楊斌，等.膨脹管中膨脹錐角與液壓力關(guān)系研究[J].石油礦場機(jī)械，2009，38(9)：9-11.

[9]劉永剛，練章華，康學(xué)海，等.膨脹管技術(shù)中膨脹芯頭錐角設(shè)計(jì)[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2004，26(4)：70-72.

[10]綦興龍，向俊科，王木樂，等.膨脹管斜向器的研究與應(yīng)用[J].石油機(jī)械, 2014,41(10)：72-74.