CN112431991A - 一种大段套损井补强密封修复方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油田技术领域，具体提供了一种大段套损井补强密封修复方法，连续油管通过打压接头连接高压软管，并由连续油管将高压软管下至套破层段，所述高压软管下入前在外表面均匀涂敷热熔胶；然后通过连续油管向高压软管内挤注水蒸气，使高压软管外表面温度升高至设定温度且高压软管恢复圆度，高压软管外表面的热熔胶熔化后使套管内壁与高压软管粘结；解决了套管内壁腐蚀严重套损井，金属膨胀管补贴、机械隔采施工难度大，成功率低，有效期短的问题，本发明可实现一次整体下入连续补贴修复管材，提高作业效率，修复管材打压膨胀后，通过管外高强度补强修复材料粘贴在套管内壁，实现永久修复的方法。
Description
技术领域
本发明属于油田技术领域，具体涉及一种大段套损井补强密封修复方法。
背景技术
油井地层产出液腐蚀套管内壁造成数百米穿孔、坑蚀破损，受井筒内壁结垢、坑蚀影响，常规金属膨胀管+密封橡胶环补贴修复采用多根膨胀管丝扣连接，通过金属胀锥上行扩张完成膨胀补贴，井下作业工序复杂，卡钻风险大，材料成本高，膨胀管丝扣及管外橡胶环密封易失效。目前该类井主要采用机械封隔器隔采生产，随着井筒进一步腐蚀，机械隔采已难以找到有效座封段。
针对套管内壁腐蚀严重套损井，金属膨胀管补贴、机械隔采施工难度大，成功率低，有效期短。需要采用大段井筒整体修复补强管材实现一次作业修复，修复管材与套管内壁间补强密封要求采用可挤塑、固化后强度高的补强密封材料。以提高修复后套管抗压强度和密封有效期。
发明内容
本发明提供的一种大段套损井补强密封修复方法，目的是克服现有技术中针对套管内壁腐蚀严重套损井，采用机械封隔器隔采生产，井下作业工序复杂，卡钻风险大，材料成本高，膨胀管丝扣及管外橡胶环密封易失效，随着井筒进一步腐蚀，机械隔采已难以找到有效座封段的问题。
为此，本发明提供了一种大段套损井补强密封修复方法，包括如下步骤：
1)在套破层段下方下入桥塞，桥塞座封及验封；
2)油管带封隔器下至套破层段上方位置处座封，油管内挤注清水验证套破层段及其吸水能力后，起出油管和封隔器；
3)连续油管通过打压接头连接高压软管，并由连续油管将高压软管下至套破层段，所述高压软管下入前在外表面均匀涂敷热熔胶；然后通过连续油管向高压软管内挤注水蒸气，使高压软管外表面温度升高至设定温度且高压软管恢复圆度，高压软管外表面的热熔胶熔化后使套管内壁与高压软管粘结；
4)粘结完成后，待热熔胶固化后，上提连续油管，使打压接头与高压软管断开，提出打压接头，套管清水试压合格后，下泵完井。
所述步骤3)涂敷的热熔胶厚度为5-10mm。
所述步骤3)下入前，打压接头以下部分的高压软管压成U型。
所述高压软管为纤维增强聚氨酯软管。
所述热熔胶为共聚酯热熔胶。
所述共聚酯热熔胶由对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇组合而成，对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇的质量比为30:120-150:10-12:0.01-0.03:15-30:8-15。
所述高压软管盘绕并连续下入。
所述步骤3)高压软管外表面温度升高至80℃。
所述步骤1)桥塞下入至套破层段下方50m处；步骤2)油管带封隔器下至套破层段上方10m处座封。
本发明的有益效果：本发明提供的这种大段套损井补强密封修复方法，在大段内腐蚀套损井补强修复时，一次下入外表面涂敷热溶胶的整段修复管材(高压软管)至套破层段，然后通过连续油管向高压软管内挤注水蒸气，使高压软管外表面温度升高至设定温度且高压软管恢复圆度，高压软管外表面的热熔胶熔化后使套管内壁与高压软管粘结，使高压软管外表面牢固粘附于套管内表面，热溶胶树脂在高温下进入套管坑状腐蚀点及穿孔点实现封堵密封，在降温固化后在套管内表面及高压软管外面面间形成高强度粘附密封层，既实现套损穿孔封堵，又可实现穿孔套损段整体补强，提高整段套管抗压强度，实现大段套损永久修复；井下作业工序简单，密封不易失效，不论井筒腐蚀多么严重，整段修复管材也可有效座封。
附图说明
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
图1是大段套损井补强密封修复方法的原理示意图。
附图标记说明：1、套破层段；2、桥塞；3、打压接头；4、高压软管；5、连续油管；6、热熔胶；7、表管；8、生产套管；9、油层段；10、人工井底。
具体实施方式
实施例1：
如图1所示，一种大段套损井补强密封修复方法，包括如下步骤：
1)在套破层段1下方下入桥塞2，桥塞2座封及验封；
2)油管带封隔器下至套破层段1上方位置处座封，油管内挤注清水验证套破层段1及其吸水能力后，起出油管和封隔器；
3)连续油管5通过打压接头3连接高压软管4，并由连续油管5将高压软管4下至套破层段1，所述高压软管4下入前在外表面均匀涂敷热熔胶6；然后通过连续油管5向高压软管4内挤注水蒸气，使高压软管4外表面温度升高至设定温度且高压软管4恢复圆度，高压软管4外表面的热熔胶6熔化后使套管内壁与高压软管4粘结；
4)粘结完成后，待热熔胶6固化后，上提连续油管5，使打压接头3与高压软管4断开，提出打压接头3，套管清水试压合格后，下泵完井。
在大段内腐蚀套损井补强修复时，一次下入外表面涂敷热溶胶6的高压软管至套破层段，然后通过连续油管5向高压软管4内挤注水蒸气，使高压软管4外表面温度升高至设定温度且高压软管4恢复圆度，高压软管4外表面的热熔胶6熔化后使套管内壁与高压软管4粘结，使高压软管4外表面牢固粘附于套管内表面，热溶胶6在高温下进入套管坑状腐蚀点及穿孔点实现封堵密封，在降温固化后在套管内表面及高压软管外面面间形成高强度粘附密封层，既实现套损穿孔封堵，又可实现穿孔套损段整体补强，提高整段套管抗压强度，实现大段套损永久修复；井下作业工序简单，密封不易失效，不论井筒腐蚀多么严重，由于高压软管为整段修复管材也可有效座封。
实施例2：
进一步的，所述步骤3)涂敷的热熔胶6厚度为5-10mm。5-10mm的厚度，使高压软管4外表面既可牢固粘附于套管内表面，热溶胶6在高温下也可进入套管坑状腐蚀点及穿孔点实现封堵密封，在降温固化后在套管内表面及高压软管外面面间形成高强度粘附密封层，既实现套损穿孔封堵，又可实现穿孔套损段整体补强，提高整段套管抗压强度，实现大段套损永久修复。
进一步的，所述热熔胶6为共聚酯热熔胶。共聚酯热熔胶胶接强度高，耐冲击性能好，熔点高，耐热，耐化学性好。
进一步的，所述共聚酯热熔胶由对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇组合而成，对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇的质量比为30:120-150:10-12:0.01-0.03:15-30:8-15。共聚酯热熔胶的制得合成方法为常规热熔胶的合成方法，在此不做详细介绍；该共聚酯热熔胶常温液体粘度800-1000mPa·s，该共聚酯热熔胶在常温--65℃范围内为柔软粘性固体，不与水混溶，可在80℃温度下定时发热交联固化，固化体胶结强度15MPa以上。
实施例3：
在实施例2的基础上，进一步的，所述步骤3)下入前，打压接头3以下部分的高压软管4压成U型。打压接头以下部分的高压软管4压成U型便于入井，防止高压软管纵向折叠。
进一步的，所述高压软管4为纤维增强聚氨酯软管。该软管常温下可压制塑形，减小最大外径尺寸至4寸半，便于下入5寸半井筒，下入井筒过程中纵向结构稳定，不折弯不变形；该软管在30-80℃条件下加内压10MPa可恢复至原外径尺寸124.5mm。
进一步的，所述高压软管4盘绕并连续下入。高压软管4可大段盘绕并连续下入，下入后可一次打压加热，实现大段套损井一次补强密封修复，提升套损段抗压强度。
进一步的，所述步骤3)高压软管4外表面温度升高至80℃。高压软管4外表面温度升高至80℃，便于热熔胶在80℃温度下定时发热交联固化，固化体胶结强度15MPa以上。
进一步的，所述步骤1)桥塞下入至套破层段1下方50m处；步骤2)油管带封隔器下至套破层段1上方10m处座封。确保套破层段完整牢固的密封。
进一步的，所述桥塞为可钻式桥塞；封隔器为插管式封隔器；桥塞可将油层段9与套破点分隔开，相比可取式封隔器无法长时间工作而且在检修油(水)井时还要解封封隔器,检修完后再次下入,费时费力；插管式封隔器检修油(水)井只需将封隔器插管拔出,检修完后再插入封隔器即可,封隔器始终留在井底无需解封，插管式永久封隔器常规应用时寿命可达3～5a,有时可达十几年。
实施例3：
Z192-108井
该井于2013年7月投产，开采层位Y9，射孔段2082-2086m，日产液7m3，日产油5.6t,含水21％，含盐72635mg/L，动液面1382m，2018年5月套破，含水上升至100％，含盐7100mg/L。2018年7月MTT+MIT工程测井，显示1586-1861m处套管存在大段腐蚀穿孔。
采用高压软管与共聚酯热熔胶进行补强修复。
施工步骤：
1)起出原井管柱，Φ118mm×1.5m通井规通井至人工井底10；下可捞式桥塞至2030m，可捞式桥塞座封及验封；
2)下入封隔器下至套破点上10m处(1576m)座封，挤注清水3方，排量50L/min-150L/min，验证套破点及其吸水能力，起出封隔器及管柱；所述套破点位于生产套管8上，生产套管8套接于表管7内部；
3)连续油管5通过打压接头3连接高压软管4，高压软管外表面涂敷5mm共聚酯热熔胶；下入高压复合软管525米(井深1500m-2025m)；地面泵车通过连续油管向高压软管内挤注高压(10MPa)水蒸汽持续15分钟，使高压软管外表面温度升高至80摄氏度并恢复圆度，管外涂敷热溶胶熔化后使套管内壁与高压软管粘接牢固；
4)停止注打压注水蒸汽，待热熔胶降温固化1小时后，上提油管，拉断软管与打压接头连接，提出打压接头。清水试压15MPa，30min压降小于0.5MPa为合格，下泵完井。
所述热熔胶6由对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇组合而成，对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇的质量比为30:135:11:0.02:22:11。
该井套管腐蚀穿孔段补强修复后，井筒承压能力恢复到15MPa，治理后日产液5.8m3，日产油4.1t，含水32.6％。
本发明的描述中，需要理解的是，若有术语“正面”、“内部”、“右”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此附图中描述位置关系的用语仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：包括如下步骤：
1)在套破层段(1)下方下入桥塞(2)，桥塞(2)座封及验封；
2)油管带封隔器下至套破层段(1)上方位置处座封，油管内挤注清水验证套破层段(1)及其吸水能力后，起出油管和封隔器；
3)连续油管(5)通过打压接头(3)连接高压软管(4)，并由连续油管(5)将高压软管(4)下至套破层段(1)，所述高压软管(4)下入前在外表面均匀涂敷热熔胶(6)；然后通过连续油管(5)向高压软管(4)内挤注水蒸气，使高压软管(4)外表面温度升高至设定温度且高压软管(4)恢复圆度，高压软管(4)外表面的热熔胶(6)熔化后使套管内壁与高压软管(4)粘结；
4)粘结完成后，待热熔胶(6)固化后，上提连续油管(5)，使打压接头(3)与高压软管(4)断开，提出打压接头(3)，套管清水试压合格后，下泵完井。
2.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述步骤3)涂敷的热熔胶(6)厚度为5-10mm。
3.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述步骤3)下入前，打压接头(3)以下部分的高压软管(4)压成U型。
4.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述高压软管(4)为纤维增强聚氨酯软管。
5.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述热熔胶(6)为共聚酯热熔胶。
6.如权利要求5所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述共聚酯热熔胶由对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇组合而成，对苯二甲酸、1,4-丁二醇、见苯二甲酸二甲酯、钛酸四正丁酯、二聚酸、氢化液体聚丁二烯二元醇的质量比为30:120-150:10-12:0.01-0.03:15-30:8-15。
7.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述高压软管(4)盘绕并连续下入。
8.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述步骤3)高压软管(4)外表面温度升高至80℃。
9.如权利要求1所述的大段套损井补强密封修复方法，其特征在于：所述步骤1)桥塞下入至套破层段(1)下方50m处；步骤2)油管带封隔器下至套破层段(1)上方10m处座封。
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