Φ508 mm套管补接技术在导管架平台的应用

李思洋， 龚龙祥

[中海石油(中国)有限公司 惠州作业公司， 广东 深圳 518000]

南海海域的某导管架生产平台于上世纪 90 年代初投产，由半潜式钻井平台预钻井作业完毕后，安装导管架及上部组块，实现套管回接，建立水下至地面的流体通道后转入完井生产作业。在生产了近20年后，最近几年检测套管完整性时，陆续发现几口井的Φ508 mm有腐蚀穿孔漏点，漏点区域大部分集中在飞溅区和潮差区的海平面以下。在飞溅区由于海水飞溅造成的干湿环境以及阳光照射导致的温度升高，形成最苛刻腐蚀环境；在潮差区受到海水潮汐的作用，套管金属在海平面处形成宏观氧浓差电池，发生氧腐蚀，导致断裂失效。海水中的氯离子促进了腐蚀的发生，氯离子进入腐蚀产物膜与基体交界面，破坏腐蚀产物膜在金属表面的覆盖，增大活性区域面积。在宏观氧浓差电池和氯离子的共同促进作用下，导致海水平附件金属严重腐蚀，发生穿孔。

根据油井完整性的井屏障(为防止地层流体流动失控，由各个井屏障单元组成的控制系统)要求，至少要建立2个独立的井屏障，避免在役井的流体泄漏，防止环境污染及灾害发生。鉴于油井泄漏的风险，对该导管架平台已查明的油井Φ508 mm套管漏点进行了外部补救防护处理(安装抱箍，注高分子材料密封漏点；缠绕钠塑钢水下修复材料对泄漏的缝隙进行封堵等措施)，取得了一定效果，但时效性较差，且针对腐蚀穿孔漏点渗漏的情形。对漏速较大，影响套管结构受力，或构成套管断裂风险的严重腐蚀状况，最好的措施是更换套管。本文主要介绍了Φ508 mm套管补接技术的应用，有效地解决了大尺寸套管严重腐蚀穿孔治理的问题，成功挽救了该井槽，经济效益显著。

1 套管腐蚀状况

该导管架平台的所有生产井由半潜式钻井平台在上世纪90年代初完成钻井作业，用泥线悬挂器将各层套管悬挂于泥面，并在悬挂器上戴上防腐帽。1991年安装导管架平台和上部模块，钻机模块转盘面到海平面的高度为40 m。利用钻机模块取出防腐帽，下入泥线回接器从泥线悬挂器处回接Φ508 mm套管、Φ339.7 mm套管和Φ244.5 mm套管到采油树甲板,完井作业后，投入生产。在2011年准备利用某井槽在Φ244.5 mm套管开窗侧钻时，例行对Φ244.5 mm套管试压检验完整性，发现在离钻台转盘面40 m处(海平面附近)有漏点，计划补接完Φ244.5 mm套管后继续侧钻。

在拆开井口头后,发现Φ339.7 mm套管下沉0.95 m，且在40 m深度处腐蚀，Φ508 mm套管在35 m处存在漏点。通过ROV和潜水作业进一步检测发现Φ508 mm套管在海平面以下有另外两个漏点，深度在海水平以下5 m和16.8 m的套管接箍位置处，如图1所示。其中在-5 m处腐蚀漏点较严重，-16.8 m处为渗漏。临时弃井前，从漏点以下切割和回收Φ244.5 mm套管(离钻台转盘面61 m)和Φ339.7 mm套管(离钻台转盘面54 m)，从距钻台转盘面38.7 m腐蚀断裂点上提并回收Φ508 mm套管,回收后的套管状况见图2。对井筒中泥线悬挂器以下的Φ244.5 mm和Φ339.7 mm套管分别试压到10.34 MPa，压力稳定。下入桥塞，注弃井水泥塞完成弃井作业，在切割后的Φ508 mm套管顶部盖上盖帽。

图1 海平面以下5 m和16.8 m套管接箍位置的漏点

图2 切割回收的各层套管状况

2 补接器改进

要恢复此井的生产，必须建立从采油树甲板到油层的完整通道。由于油田有泥线悬挂器采用套管回接方式完井的情况，主要的套管更换方案有两个。方案一：从泥线回接处倒开原有回接套管，重新回接。优点是使用的工具简单，回接后承压得到保证。主要风险是倒扣可能很困难，泥线悬挂器的扣可能损坏无法回接；方案二：切割回收泥线以上的套管，用套管补接器回接套管。主要的缺点是不能从泥线悬挂器以下回接，泥线悬挂器可能无法回收。根据该井的实际情况，综合考虑作业风险和难度，最终采取用补接器分别回接三层套管的方案。

套管补接器是套管外回接工艺的关键工具，通过对端面铣平的井下套管进行回接密封，建立完整的管串，最终工具与管串连成一体留在井内，达到井筒密封的目的。其主要特点是能适应各种尺寸的套管回接，易于操作，不损失套管内径，可承受一定的抗拉抗压强度，能满足密封试压要求，实现双向密封，需要时可回收。利用补接器在Φ244.5 mm和Φ339.7 mm套管回接的技术非常成熟，但在Φ508 mm套管上国内还没有施工案例。其作业方案与Φ244.5 mm和Φ339.7 mm套管回接过程基本相同，主要考虑补接器工具本身是否满足材质、承重、密封等级等要求。

泥线以上的Φ508 mm套管不仅起到隔水导管的作用,而且还要承重。因此补接器回接Φ508 mm套管后既要密封性能好，又要能承受上部的重量，包括Φ339.7 mm和Φ244.5 mm套管的预张力50吨、补接器以上的套管重量30吨、各层套管头重量30吨、采油树和完井管串重量90吨。在承载方面，对原Φ508 mm套管补接器提出了改进措施。衬套加厚，壁厚由13.72 mm升级到20.32 mm；工具的材质由AISI 1018(相当于国内20号钢)升级到AISI 4140 (等同于国内的合金结构钢42CrMo)，提高工具的结构强度。在密封方面，由两道高压密封升级为四道密封，如图3中左图所示，在延伸接头和顶部接头处分别增加了一道低压密封，加强保险。

图3 Φ508 mm套管补接器

经过改进的补接器(根据AISI 40104材质)抗拉强度σb≥1 080 MPa，屈服强度σs≥930 MPa。根据其受力分析，密封衬套所要承受的载荷至少为：

F=套管预张力+补接器以上的套管重量+套管头重量+采油树重量+完井管柱重量=200吨

补接器的截面面积：S=π/4(D2-d2)=0.021659 m2。

则要求的屈服强度至少为：σ=F/S=90.49 MPa<σs，足够安全，密封衬套能够支撑上部的所有重量，改进后的Φ508 mm套管补接器在技术上完全满足套管回接作业的需求。

3 技术关键

1)套管切割位置的选取。根据检测套管壁厚的情况及对Φ508 mm套管试压能稳压的深度来确定套管切割位置，要避开套管接箍，且切割点要浅于Φ339.7 mm套管的割点,，以便对Φ508 mm套管内壁清理和套管试压。

2)套管外附着大量海生物，套管外壁打磨比较困难，需专门加工大尺寸的套铣筒，还要潜水作业精细打磨补接部位的套管外壁光滑。

3)切割打捞Φ508 mm套管过程中，套管会有落入海底的风险。需要使用割刀捞矛一体式工具，套管外壁提前焊接吊耳，用钢丝绳吊住，进一步防止套管割断后掉落的可能。

4)套管割口要铣修平整。切割后的套管在割口位置一般有突起，而且平整度较差，需要下入铣鞋磨铣修整套管割口，以确保整修后的套管呈锥形，使其能够顺利进入补接器工具。另外，可以根据铣鞋的下入位置进一步校正切割后套管顶部的深度，确保套管能够进入补接器工具的延伸筒。

4 现场应用

南海海域该导管架平台已临时弃置的一口生产井，由半潜式钻井平台于1990年7月完成初次钻井作业。批钻时Φ508 mm套管已下到383.57 m(钻井平台转盘面为基准面，到海平面高度为23.5 m)，二开钻444.5 mm井眼到1 496 m，下Φ339.7 mm套管(68ppf，N80钢级，BTC扣型)到1 484.28 m并固井。三开钻311.15 mm井眼到完钻深度2 846 m MD/2 518 m TVD，裸眼测井后，下Φ244.5 mm套管(47ppf,N80钢级，NSCC扣型)到2 834.68 m并固井。1990年11月由南海五号半潜式钻井平台进行侧钻作业，在925 m切割回收Φ244.5 mm套管,注切割点处注弃井水泥塞。在585 m处切割回收Φ339.7 mm套管，磨铣套管，从588 m处侧钻311.15 mm井眼到1 462 m，裸眼电测后，下Φ244.5 mm套管到1 449.36 m,固井。钻215.9 mm井眼到完钻深度2 542 m MD/2 515 m TVD，下177.8 mm套管(29ppf，N80钢级，BTC扣型)到2 526.81 m，顶部挂在悬挂器上，固井。在177.8 mm套管内注入2个弃井水泥塞，泥线悬挂器上戴上防腐帽，钻井平台完成钻井作业。

1991年导管架平台和上部模块安装好后，从泥线悬挂器上分别回接Φ508 mm套管、Φ339.7 mm套管和Φ244.5 mm套管到采油树甲板，钻穿水泥塞，在177.8 mm套管内射孔目标层位，下电潜泵和生产管柱完井，投入生产。后续历经7次修井作业，在2011年计划利用该井槽进行侧钻时，期间发现套管完整性问题后如上所述临时弃井。

在充分的调研，工具改进，材料准备齐全后，开始了此井的大修作业。主要施工过程如下：

1)切割回收Φ244.5 mm套管。下USIT电测工具，对Φ244.5 mm套管的壁厚和腐蚀状况进行电测，确定泥线以上状况较好的套管在70 m以下(导管架平台钻台转盘面为基准面，到海平面的高度为40 m)。清刮泥线以上的Φ244.5 mm套管后，下可回收式封隔器试压，在75 m处座封，试压到500 psi,稳压了15分钟。进一步证明75 m以下的套管完好。考虑到为Φ339.7 mm套管切割留有更大余量，选择在120 m较深处切割回收Φ244.5 mm套管。

2)切割回收Φ339.7 mm套管。以同样的方式先USIT电测后试压，确定Φ339.7 mm套管的切割位置在99.5 m，切割并回收Φ339.7 mm套管。

3)下Φ508 mm套管打捞矛抓住套管，缓慢上提管柱(没有过提显示)，发现Φ508 mm套管从45 m处断开，起出断开的套管，长度有11.6 m。再次下打捞矛，抓紧Φ508 mm套管，再次起出断裂的套管11.96 m。接着下打捞矛抓紧套管，过提7.5吨证实下部套管无断裂点。甩掉打捞矛。

4)下制作好的Φ486.2 mm钢刷(无大尺寸的刮管器)，在65～99 m处通径清刮套管5次。然后下Φ508 mm封隔器到70 m处并座封(管柱内打压到3.45 MPa，稳压10分钟，下压1吨使封隔器上的密封胶皮膨胀。管柱内慢慢打压到6.9 MPa，稳压10分钟，再继续打压到8.3 MPa剪切球座)，对封隔器以下的Φ508 mm套管试压到2.1 MPa，不能稳压。解封封隔器后(过提1.5吨，正转11圈后，等45分钟使密封单元的胶皮回缩)，继续下到82 m处座封，试压套管到2.1 MPa，稳压了15分钟。起出封隔器。

5)在邻井的隔水套管上安装水下摄像头。潜水作业在Φ508 mm套管鱼顶下面3.2 m处座上安全卡瓦，下套管水力割刀钻具组合(2柱Φ101.6 mm加重钻杆+变扣+2柱Φ127 mm加重钻杆+变扣+Φ444.5 mm扶正器+Φ508 mm套管割刀+变扣+Φ444.5 mm扶正器+1柱Φ203.2 mm钻铤+Φ127 mm加重钻杆)到117 m，地面测试水力割刀：212升/分的排量下，割刀的最大外径是762 mm。等白天视况较好后，就位割刀在82 m处，以1 155升/分的排量，40转/分的转速切割Φ508 mm套管，持续切割30分钟后，发现套管旋转了2圈，停止切割，起出割刀钻具。

6)下打捞矛抓紧套管，潜水作业释放原固定于套管上的安全卡瓦，起甩割断的套管。

7)潜水作业下移邻井隔水套管上的水下摄像头到新切割的鱼顶位置处。下Φ508 mm领眼磨鞋工具到鱼顶，磨铣0.1 m，参数为0.5吨的钻压，1 155升/分的排量，20转/分的转速。起出领眼磨鞋工具后,潜水作业打磨鱼顶,清理鱼顶以下2.5 m高度的外壁。

8)下Φ508 mm套管补接器和套管到鱼顶，记录上提/下放的悬重。缓慢下放补接器引入鱼顶，下压7.5吨的重量，鱼顶总共进入2.2 m。继续下压14吨抓牢、密封鱼顶，等待5分钟。向上过提6吨证实补接器的卡瓦已抓牢，然后释放整个套管柱的重量。

9)新下的Φ508 mm套管柱中灌满水，接循环头，对补接器和套管整体试压，低压0.7 MPa,稳压3分钟，泄压后再试压到1.4 MPa，稳压了15分钟，证实了补接后的套管密封完好。

10)在采油树甲板割套管，安装套管头，然后分别补接Φ339.7 mm套管和Φ244.5 mm套管，安装各层套管头。后续完井作业顺利。

5 结论

1)套管补接工具结构简单，具有双向密封的特点；不缩小现有管柱内径，保障套管通径，不影响后续作业。

2)补接前要彻底打磨清理切割后套管的端面和套管回接的外壁，确保光滑无毛刺，是补接成功的关键。

3)改进后的Φ508 mm套管补接器在承载和密封性可以满足技术要求，对于大尺寸套管的外回接工艺是补充和完善，开创了国内首次应用的先例，也为导管架平台海上石油开采的套管完整性提供了借鉴方案。