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[摘 要]本文探讨了稠油热采井套管损坏情况及损坏机理，提出了膨胀管补贴加固技术，通过现场施工，膨胀管补贴防砂后效果显著。累积产油850吨，油汽比0.34。
[关键词]热采井 、水平井、膨胀管、实验研究
中图分类号：U707 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0084-01
1 引言
我国稠油资源丰富，国内外各油田在稠油油藏开采中，以蒸汽吞吐开采为主。投入开发较早的稠油油田，经多轮次蒸汽吞吐后，套损井增多，导致储层平面及纵向动用不平衡，影响了油田总体开发效果。热采井突出的特点是注气温度高，由于温度高而造成套管损坏比较严重，正是由于温度高，使得热采井套管损坏的修复更加困难，特别是水平井更是如此，现有技术满足不了现场实际之需要。
草27区块是现河采油厂稠油地区上产的主力区，采油厂投入了大量的资金，其开发关系到采油厂原油产量的有序接替与保障。该区块油井特点：油层为馆陶含砾砂岩层，比较疏松，钻井初期均为筛管完井，由于补偿器失效，在高温高压注气作用下，管外封以下水平段套管发生破裂、错断，地层吐出大量砂砾，缩短了油井寿命。开展停产水平井治理相关技术的应用，对于提高水平井开发效果具有重要意义。
本项研究的创新点：
1） 提出了“柔性膨胀头”以及“异型膨胀管”的结构方式，具有创造性、新颖性；
2） 提出了“热采井膨胀管软金属密封加固补贴方案”，并进行了室内试验研究，所得结果对热采井套管损坏治理具有指导意义；
3） 对所使用的膨胀胀头进行了有限元分析，所得结果可对膨胀管设计提供参考；
4） 详细论述了膨胀管技术及其系统应用工艺措施，并提出了与其配套使用的工艺技术，这对膨胀管技术的应用具有积极意义。
2 稠油热采井套管损坏情况及损坏机理
2.1 套管损坏因素分析
套管损坏的原因很多，主要有地质因素、腐蚀因素和工程因素等。
1） 地质因素
地质因素是造成套损的主要原因，它包括围岩压力、泥岩膨胀和蠕变、现代地壳运动、油层出砂等。
2） 腐蚀因素
套管腐蚀是指原油、天然气中含有的硫、CO2和H2S及地层水中和注入水中含有的各种腐蚀性物质与套管中的铁等发生反应而腐蚀管体。
3） 工程技术因素
包括注水、压裂酸化、固井质量、射孔、采油及井下作业不当等。
2.2 稠油油田套管损坏因素分析
通过对套损井资料的统计分析，可将稠油油田套损原因概括为以下主要方面：
1） 蒸汽吞吐对套管强度的影响
2） 封隔器卡封部位易套损
3） 油井出砂量大，尤其是坍塌性出砂损坏
4） 射孔不当影响套管寿命
5） 氮气隔热井补氮不连续，造成套变、套损
6） 固井质量差，注汽后易发生套变套损
7） 套管材质及加工制造质量问题造成套管早期损坏
3 膨胀管补贴加固技术
3.1 膨胀管技术原理
石油膨胀管就是用特殊材料制成的金属圆管，其原始状态具有较好的延展性，将小直径的金属管柱下到井下设计部位，以机械或液压的方法，使金属管柱内径膨胀扩大而发生永久性塑性变形，达到油田生产所需要的内径，满足油田生产需要。
3.2 膨胀管技术应用领域
1） 应用领域
a） 膨胀套管加固补贴
膨胀套管补贴可以用于以下几个方面：
① 修复补贴。适用于套管腐蚀穿孔、螺纹漏失的修复以及误射孔的补救等，解决套管错断、坍塌、长井段弯曲等复杂套管变形井的修复问题。
② 调整补贴，可以理想的调整开发层系。
③ 封堵高含水层段。
④ 钻井过程套管磨损的补贴。
⑤ 封堵炮眼。
b） 膨胀悬挂尾管
随着膨胀套管技术的发展和完善，针对常规尾管悬挂器的不足开发出膨胀套管衍生技术——膨胀尾管悬挂器系统，完全代替目前应用的悬挂器及管外封隔器，可有效减小重叠段长度。
4 密封悬挂结构设计
4.1 膨胀管的密封材料
热采井密封要经受膨胀塑变、膨胀高压、施工磨损和生产过程高低温的交变影响，必须保证施工过程密封、膨胀过程密封和使用过程密封。常规的膨胀管补贴密封材料是橡胶，不能在热采井上应用。由于软金属耐高温、耐腐蚀、气密性好，特别适用于高温、高压及高真空密封，故室内选用3种软金属进行试验。
4.2 膨胀管的密封结构
常规石油膨脹管密封环采用的是橡胶材料，耐温不大于150℃。我们采用的是金属密封环，耐温大于350℃。
已在胜利油田、河南油田、大庆油田推广应用近100口井，其中包括：51/2"、7"套管加固补贴、热采井套管补贴、水平井套管加固补贴，获得较好的效果。
5 现场试验
草27-平24井：09.1新井投产，生产27天出砂严重封井；2010.5实施套管补贴后注汽生产，2010.10.21转抽3天杆卡停，作业过程中冲出粒径0.6cm大颗粒水泥块。
6.1 问题井原因分析
1） 该井2009.1日新井投产，生产21天（转抽后4天），因套管破裂，出砂严重封井。
2） 2010年5月大修套管补贴扶停（套管补贴位置：871.71-878.65m），酸化解堵转周投产，生产23天砂卡停。
6.2 作业描述：
2010年5月大修套管补贴扶停（套管补贴位置：871.71-878.65m），酸化解堵转周投产， 2010.10.21日生产23天砂卡停。
提生产管柱，固定凡尔地层砂满。探沙面深907.62m ，冲至井深1101m，冲出地层砂和水泥颗粒0.2方，粒径最大约0.6cm。下泵生产后再次砂卡。
6.3 原因分析
1） 该井套管补贴附近位置井斜大（约86°），对施工要求较大，可能套管补贴段失效。
2） 从探冲出的水泥块看，胶结松软，若固井质量不好，容易发生套管问题。
6.4 技术指标
1） 膨胀施工压力≤45MPa；
2） 修复后套管的内径>Φ135mm；
3） 修复完成后，补贴段密封压力≥15MPa；
4） 膨胀管抗内压30MPa；
5） 膨胀管抗外压25MPa；
6） 密封耐温>350℃。
6.5施工后效果
膨胀管补贴防砂后效果显著。累积产油850吨，油汽比0.34。
6 结论
7.1软金属密封方式的膨胀管补贴工艺在稠油热采井取得成功，初步解决了了长井段、亏空严重废弃层封隔器封堵易造成砂卡管柱、化學封堵有效期短的难题。
7.2软金属密封试验表明，φ177.8 mm （7英寸）套管不但在膨胀过程中保证了膨胀压力较低，胀头运行平稳，而且铜环在常温和350℃高温下都可以保证封压20 MPa，基本可以实现工业化应用。
[关键词]热采井 、水平井、膨胀管、实验研究
中图分类号：U707 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）15-0084-01
1 引言
我国稠油资源丰富，国内外各油田在稠油油藏开采中，以蒸汽吞吐开采为主。投入开发较早的稠油油田，经多轮次蒸汽吞吐后，套损井增多，导致储层平面及纵向动用不平衡，影响了油田总体开发效果。热采井突出的特点是注气温度高，由于温度高而造成套管损坏比较严重，正是由于温度高，使得热采井套管损坏的修复更加困难，特别是水平井更是如此，现有技术满足不了现场实际之需要。
草27区块是现河采油厂稠油地区上产的主力区，采油厂投入了大量的资金，其开发关系到采油厂原油产量的有序接替与保障。该区块油井特点：油层为馆陶含砾砂岩层，比较疏松，钻井初期均为筛管完井，由于补偿器失效，在高温高压注气作用下，管外封以下水平段套管发生破裂、错断，地层吐出大量砂砾，缩短了油井寿命。开展停产水平井治理相关技术的应用，对于提高水平井开发效果具有重要意义。
本项研究的创新点：
1） 提出了“柔性膨胀头”以及“异型膨胀管”的结构方式，具有创造性、新颖性；
2） 提出了“热采井膨胀管软金属密封加固补贴方案”，并进行了室内试验研究，所得结果对热采井套管损坏治理具有指导意义；
3） 对所使用的膨胀胀头进行了有限元分析，所得结果可对膨胀管设计提供参考；
4） 详细论述了膨胀管技术及其系统应用工艺措施，并提出了与其配套使用的工艺技术，这对膨胀管技术的应用具有积极意义。
2 稠油热采井套管损坏情况及损坏机理
2.1 套管损坏因素分析
套管损坏的原因很多，主要有地质因素、腐蚀因素和工程因素等。
1） 地质因素
地质因素是造成套损的主要原因，它包括围岩压力、泥岩膨胀和蠕变、现代地壳运动、油层出砂等。
2） 腐蚀因素
套管腐蚀是指原油、天然气中含有的硫、CO2和H2S及地层水中和注入水中含有的各种腐蚀性物质与套管中的铁等发生反应而腐蚀管体。
3） 工程技术因素
包括注水、压裂酸化、固井质量、射孔、采油及井下作业不当等。
2.2 稠油油田套管损坏因素分析
通过对套损井资料的统计分析，可将稠油油田套损原因概括为以下主要方面：
1） 蒸汽吞吐对套管强度的影响
2） 封隔器卡封部位易套损
3） 油井出砂量大，尤其是坍塌性出砂损坏
4） 射孔不当影响套管寿命
5） 氮气隔热井补氮不连续，造成套变、套损
6） 固井质量差，注汽后易发生套变套损
7） 套管材质及加工制造质量问题造成套管早期损坏
3 膨胀管补贴加固技术
3.1 膨胀管技术原理
石油膨胀管就是用特殊材料制成的金属圆管，其原始状态具有较好的延展性，将小直径的金属管柱下到井下设计部位，以机械或液压的方法，使金属管柱内径膨胀扩大而发生永久性塑性变形，达到油田生产所需要的内径，满足油田生产需要。
3.2 膨胀管技术应用领域
1） 应用领域
a） 膨胀套管加固补贴
膨胀套管补贴可以用于以下几个方面：
① 修复补贴。适用于套管腐蚀穿孔、螺纹漏失的修复以及误射孔的补救等，解决套管错断、坍塌、长井段弯曲等复杂套管变形井的修复问题。
② 调整补贴，可以理想的调整开发层系。
③ 封堵高含水层段。
④ 钻井过程套管磨损的补贴。
⑤ 封堵炮眼。
b） 膨胀悬挂尾管
随着膨胀套管技术的发展和完善，针对常规尾管悬挂器的不足开发出膨胀套管衍生技术——膨胀尾管悬挂器系统，完全代替目前应用的悬挂器及管外封隔器，可有效减小重叠段长度。
4 密封悬挂结构设计
4.1 膨胀管的密封材料
热采井密封要经受膨胀塑变、膨胀高压、施工磨损和生产过程高低温的交变影响，必须保证施工过程密封、膨胀过程密封和使用过程密封。常规的膨胀管补贴密封材料是橡胶，不能在热采井上应用。由于软金属耐高温、耐腐蚀、气密性好，特别适用于高温、高压及高真空密封，故室内选用3种软金属进行试验。
4.2 膨胀管的密封结构
常规石油膨脹管密封环采用的是橡胶材料，耐温不大于150℃。我们采用的是金属密封环，耐温大于350℃。
已在胜利油田、河南油田、大庆油田推广应用近100口井，其中包括：51/2"、7"套管加固补贴、热采井套管补贴、水平井套管加固补贴，获得较好的效果。
5 现场试验
草27-平24井：09.1新井投产，生产27天出砂严重封井；2010.5实施套管补贴后注汽生产，2010.10.21转抽3天杆卡停，作业过程中冲出粒径0.6cm大颗粒水泥块。
6.1 问题井原因分析
1） 该井2009.1日新井投产，生产21天（转抽后4天），因套管破裂，出砂严重封井。
2） 2010年5月大修套管补贴扶停（套管补贴位置：871.71-878.65m），酸化解堵转周投产，生产23天砂卡停。
6.2 作业描述：
2010年5月大修套管补贴扶停（套管补贴位置：871.71-878.65m），酸化解堵转周投产， 2010.10.21日生产23天砂卡停。
提生产管柱，固定凡尔地层砂满。探沙面深907.62m ，冲至井深1101m，冲出地层砂和水泥颗粒0.2方，粒径最大约0.6cm。下泵生产后再次砂卡。
6.3 原因分析
1） 该井套管补贴附近位置井斜大（约86°），对施工要求较大，可能套管补贴段失效。
2） 从探冲出的水泥块看，胶结松软，若固井质量不好，容易发生套管问题。
6.4 技术指标
1） 膨胀施工压力≤45MPa；
2） 修复后套管的内径>Φ135mm；
3） 修复完成后，补贴段密封压力≥15MPa；
4） 膨胀管抗内压30MPa；
5） 膨胀管抗外压25MPa；
6） 密封耐温>350℃。
6.5施工后效果
膨胀管补贴防砂后效果显著。累积产油850吨，油汽比0.34。
6 结论
7.1软金属密封方式的膨胀管补贴工艺在稠油热采井取得成功，初步解决了了长井段、亏空严重废弃层封隔器封堵易造成砂卡管柱、化學封堵有效期短的难题。
7.2软金属密封试验表明，φ177.8 mm （7英寸）套管不但在膨胀过程中保证了膨胀压力较低，胀头运行平稳，而且铜环在常温和350℃高温下都可以保证封压20 MPa，基本可以实现工业化应用。