技术创新成果膨胀管施工要点

固井车
六、盐18-侧11膨胀管失败原因分析
（一）盐18-侧11井基本数据
井号 采油厂 钻井队 原井套管 套管内径 窗口位置 裸眼直径 泥浆类型 泥浆密度 最大井斜 最大狗腿度 膨胀套管下入深度 膨胀套管总长度 井底温度 °/100m 1890m～2437.45m 570m 80℃ 盐 18-侧 11 胜利油田东辛采油厂 井下作业公司大修 4 队 139.7mm× 7.72mm× 2747m 124.26mm 1924.40m～1927.00m Φ118mm×Φ140mm 扩眼器扩眼至 Φ140mm
二、垦72-侧6井施工简介
二、垦72-侧6井施工简介
接方循环，循环过程中连接井口、固井车、泵车管线，并立即技术协调会。
图1-2地面施工管汇示意图
二、垦72-侧6井施工简介
分工明确后，进行固井施工，前置液1.5m³ ，灰量5.0m³ ， 顶替量4.6m³ ，碰压20MPa，固井成功。 替塞进入浮鞋,将工作管柱的底部密封,产生一个压力室。 然后压力达到一定值后(24 MPa该压力也称为启动压力)膨 胀过程开始,启动压力憋坏底部装置里的一个圆盘片,将压 力传到膨胀锥的底部，促使膨胀锥向上移动并且使套管膨 胀。提高泵排量至8L/s,然后缓慢上提钻具,直至胀完。泵 车打压范围20~22MPa ，开始上提，连续上提21立柱； 膨胀锥成功提出喇叭口，泵压降至10MPa，起5立柱，循 环替浆。膨胀施工完毕。 侯凝48小时后，用Φ98通井规通井，硬探深度1506.29m， 喇叭口深度无法探出。后测井队测声幅，软探深度1505m， 喇叭口由膨胀前的1118.25m下移至1121.50m。
2012年井下作业公司技术创新成果
膨胀管施工要点总结
单 位：胜利井下修井作业大队侧钻4队 汇报人：李英杰
汇报时间： 2012.09.10
一、膨胀管技术简介
膨胀管技术是将管柱下入井内,以机械或液压的方法使管柱发生永久性塑性变 形,使井眼或生产管柱的内径扩大。该技术能够增加套管层次,简化井身结构, 节约钻井成本,是一种更加灵活的完井方式和全新的修井方法,因此被称为21 世纪钻井和完井方面最具革命性的技术之一 膨胀套管技术为国内套管损坏综合治理技术,特别是大井段套管漏失提供了一 个坚实的技术基础,也为侧钻井完井提供了一种全新的完井方式膨胀套管侧钻 井完井技术的技术优势在于: a) 能有效扩大生产套管内径。 b) 采用缓凝水泥固井后进行膨胀作业,可以提高固井质量。 c) 易于射孔、测试、修井等作业和生产管理。
启动器外径 下井过程中的最大扭矩 非腐蚀性流体最大循环流速
119.5mm 1.5KN· m 500L/min
最优上扣扭矩 机械膨胀力
0.7KN-m 20t
六、盐18-侧11膨胀管失败原因分析
12月14日 1:00 至12月14日16:00 下Φ108膨胀管53根+Φ108膨胀管短节2根+Φ115膨胀悬挂器1级+喇叭口 1级+Φ119.5×5400㎜浮鞋启动器组合。 12月14日 16:00 至12月15日3:00 下Φ73平式油管60单根+Φ73加厚油管192根+膨胀锥对扣接头1个+挡泥 板3个。 12月15日 3:00 至12月15日5:00 循环钻井液。 12月15日 5:00 至12月15日7:00 固井，正打入水泥9.5m3,顶替量7.3 m3，碰压22MPa。 12月15日 7:00 至12月15日9:00 打压膨胀，起Φ73加厚油管13立柱，膨胀至13立柱时，水泥车泵压突然 出现泄压现象，泵压由20 MPa降至15 MPa，停泵观察后，再次打压， 泵压5 MPa，排量5L/S，循环时泵压不见升高，分析膨胀管下部出现泄 漏点。
二、垦72-侧6井施工简介
垦72-侧6井隶属孤岛采油厂垦西管理区注采501站，是孤岛采油厂 第一口采用膨胀套管技术完井的侧钻井。垦72-侧6井开窗点1152m，完 钻井深1513m，裸眼段长361m，最大井斜27.5 °。 窗口所处位置原井 套管壁厚为9.17mm，内径为Φ121.36mm。钻进过程中严格控制泥浆性 能，最大限度降低固相含量，钻遇油层前100m加强井控坐岗，井控参 数记录加密为15min钟一测量。为使该井井眼轨迹平滑，钻进过程中采 用1.25°小螺杆造斜，严格控制井眼轨迹，完钻后通井电测，该井狗腿 度最大值为26.37°/100m,远远达到膨胀管完井施工要求（狗腿度小于 35°/100m）。 扩眼过程中严格遵守设计，采用先转动转盘在缓慢开泵的方式，排 量不小于9L/s，泵压控制在12MPa左右，采用小钻压高转速的扩眼方式， 该井从1160.00m开始直至扩至完钻井深1513.00m。扩眼钻进过程中， 司钻严格控制钻压，司机盯好泵压，坐岗人员始终15min一记录，并将 钻时与打钻时的单根钻时进行对比，判断是否扩出新眼，及时调整。扩 眼完毕后起出扩眼器，下入120mm铣锥进行修窗，提高窗口质量，为后 期测井径电测工具的顺利下入创造好条件。后电测显示所有扩眼井段井 径均达到施工要求，最小处井径为139.7mm，超过设计135mm的要求。
2.起出扩眼器进行必要修窗。
3.膨胀套管过程中优化步骤，缩短膨胀时间，做到安全快速。
请领导批评指正 谢谢！
六、盐18-侧11膨胀管失败原因分析
1.膨胀套管本身质量问题，不能承受40MPa的高压 2.膨胀套管段长度较长，施工难度大 3.首次施工，无施工经验
七、膨胀管施工要点总结
1.扩眼时采用先在窗口下10m处向下扩，扩至井底后起钻至窗 口10m处在慢慢向窗口扩，该方法可有效避免因扩眼器出现 异常情况而不能在窗口附近反复活动。
三、施工工具、器材
Φ118mm通井规
三、施工工具、器材
Φ118mm通井规
喇叭口
三、施工工具、器材
膨胀锥 对扣接 头
档泥器
三 、施工工具、器材
抱钳 高压弯头 钻台座
三、施工工具、器材
膨胀套管
五、施工过程照片
下膨胀套 管
五、施工过程照片
连接三通 高压管线
பைடு நூலகம்
五、施工过程照片
700型泵车
五、施工过程照片
二、垦72-侧6井施工简介
电测后对Φ73加厚(N80)、Φ73平式油管(N80)分别试压40MPa，稳 压15min，无压降，试压合格。 选择钻井院提供的Φ118通井规通至完钻井深，中途无遇阻显示。 3 月29日晚循环两周后，起通井规，下入膨胀套管。套管串组合为自 上至下喇叭口+膨胀悬挂器+ Φ108膨胀套管19根+ Φ108磁位短套+ Φ108膨胀套管19根+球座+回压凡尔两级+ Φ95.3套管旋流。其中启 动器与膨胀锥在最后一根套管内部。3月30日早下入内管柱组合，自 上至下为Φ73平时油管2柱+挡泥器一级+ Φ73平时油管9柱+ Φ73平 时油管10柱+挡泥器一级+膨胀锥对扣接头，对扣成功后，下外管柱 组合(外管柱为Φ73平时油管58柱+ Φ73平时油管短节1根+变扣接头)。 套管下深1510.73m，阻位1508.99m，喇叭口深度1118.29m。下入 膨胀管总长度390.64m。
六、盐18-侧11膨胀管失败原因分析
注：膨胀后膨胀套管位置1890~2437m，考虑其膨胀长度得缩短，需下入膨胀套管570m。
六、盐18-侧11膨胀管失败原因分析
膨胀前 最大外径 外径 内径 通径 壁厚 管体抗内压 119.5mm 108mm 94.8mm 91mm 6.6mm 50MPa 膨胀率 外径 内径 通径 管体抗内压 管体抗外挤 膨胀后 11.2％ 118.5mm 105.5mm 102mm 45MPa 30MPa