复杂泥岩膨胀管封隔技术研究

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[摘 要]奥陶系储层是塔河油田主要目的储层之一，埋藏深，过去主要以直井开发，Φ177.8 mm套管多下至奥陶系目的层顶部。随着开发的进行，多数油井进入高含水和低产低效期。利用长期停产无潜力井、低产低效井进行侧钻，可以实现与周边储集体的定向沟通，提高储量的动用程度，是实现该类油藏高效开发的有效手段。为满足避水要求，侧钻时需上提造斜点至石炭、泥盆系地层，致使斜井段钻遇巴楚组和桑塔木组大段不稳定泥岩。该泥岩受地应力和水化影响，浸泡超过20天后垮塌掉块严重，致使钻完井过程中出现阻卡、甚至管柱无法下到位，影响了后期完井等作业。

[关键词]泥岩 膨胀管 封隔技术

中图分类号：TE92 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）40-0345-01

1、膨胀管类型优选及可行性研究

膨胀管主要有实体膨胀管和膨胀波纹管两种类型，前者是小尺寸圆管，以丝扣连接，下入斜井段后注水泥进行固井，以膨胀锥进行膨胀后，以小尺寸钻头进行下部地层钻进，后者是“8”字型管，以焊接连接下入到预定位置后通过水力打压膨胀，再以机械修复。两者最大的不同在于实体管有井径损失，下部需小一级尺寸钻头施工，后者则因为不固井，所以不损失下部井眼尺寸。

1.1 实体膨胀管封隔技术

整体思路

使用实体膨胀管封隔时，需首先将Φ149.2mm井眼扩至Φ178mm，下入Φ139.7mm膨胀管，固井后继续钻进。

Φ139.7mm实体膨胀管膨胀后通径为Φ131mm，与上层套管采用悬挂方式连接，在套管重叠段有井径损失，后续钻进采用Φ130mm钻头。

配套工艺可行性分析

（1）实体膨胀管强度可行性

实体膨胀管具有较高的抗外挤和抗内压强度。同时，由于膨胀后进行固井作业，管体承受外力较小，管体强度足够满足要求，TK1105井试验也表明，可以满足强度需要。

（2）下部井段钻进钻具配套可行性

膨胀管膨胀后，通径只有Φ130mm，因此，下部钻进时配套的常规钻具只能选用Φ60.32mm或Φ73.02mm钻杆（常规Φ88.9mm斜坡钻杆接箍外径为Φ120mm，与膨胀管间隙只有5.5mm，风险较大）。在深井条件下，钻具强度、钻压和水力传递都存在一定难度，施工出现复杂时，处理空间小，配套工具少，难度大。因此，需配套接箍外径Φ108mm的非标Φ88.9mm钻杆。

（3）小尺寸动力钻具配套可行性

小排量、深井条件下，下部钻进时，常规Φ120mm螺杆钻具单边环空间隙只有5mm，钻具压耗太大，泵压太高，无法满足施工要求。

因些，在Φ130mm井眼需配套Φ105mm的螺杆钻具。选用“5LZ105×7”型号单弯螺杆。该螺杆使用排量为6-14l/s，输出转速102-220rpm，马达压降2.4MPa。

（4）小尺寸MWD仪器配套可行性

常规350型MWD仪器配套的无磁钻铤外径为Φ120mm，在Φ130mm井眼内单边间隙过小，泵压太高，无法满足仪器正常使用要求，因些需配套非常规小尺寸Φ104.8mmMWD系统。

采用美国Boreview 公司Φ104.8mmMWD（175℃）系统可满足使用要求。仪器技术指标。

（5）下部井段小井眼内液力保障可行性分析

在配套非标Φ88.9mm钻杆后，针对实验井TK6-463CH井进行水力分析计算。

从计算结果可以看出，配套非标Φ88.9mm钻杆可以实现下部井段的有效水力传递，具有较高的可行性。

2 膨胀波纹管封隔技术

2.1 整体思路

使用通径为Φ149.2mm的膨胀波纹管封隔时，由于膨胀后外径为Φ168mm，需要对斜井段进行扩眼作业。膨胀波纹管内径达到Φ154mm，通径Φ149.2mm，膨胀波纹膨胀后，可以实现以原尺寸钻具（Φ149.2mm钻头+Φ88.9mm钻具）继续钻进，从而避免小尺寸钻进下部井段的技术难题，并且可以充分发挥塔河油田现有侧钻技术优势。

2.2 配套工艺可行性分析

（1）波纹管下入的可行性

尺寸要求：奥陶系侧钻井Φ177.8mm套管壁厚为11.51mm和12.65mm，内径分别为Φ154.7mm和Φ152.5mm。因此，膨胀管胀前最大外径不能大于Φ149.3mm，以确保能够顺利通过上层套管。同时，膨胀后通径要达到Φ149.2mm，考虑2mm单边间隙，胀后内径需达到Φ154mm。据此，设计膨胀前大径Φ143.5mm，小径Φ112.6mm可以满足下入及胀后尺寸的要求。

（2）预留未封隔段的可行性

开窗侧钻点使用Φ149.2mm钻头钻进，至成功实现开窗侧钻后再以随钻扩眼钻头进行封隔段的扩眼作业，在扩眼段下入波纹管。因此，在开窗侧钻点与封隔段之间有一段Φ149.2mm的裸眼段未被膨胀管封隔。

可以看出，在开窗侧钻最初的一段井眼内（井斜10°左右），井径扩大率较小，可以使用提高钻井液密度的方法抑制其力学垮塌。扩眼后在井径满足要求的前提下，可以将波纹管上端面尽量上移，缩短井段。因此，预留一段未封隔段是可行的。

（3）井眼曲率及管材强度的可行性

分别应用API、IADC、国内专家推荐的不同方法来分析膨胀波纹管允许通过的最大井眼曲率。

因此，在最大井眼曲率9°/30m以内时，膨胀波纹管可以顺利下入和实现斜井段有效膨胀。

波纹管抗外挤强度需满足：P抗外挤≥P=P地层-P钻井液

例如6500m井深，1.25g/cm3的密度能稳定井壁，管内密度降低到1.08g/cm3（完井替入油田水密度），则压差达10.84MPa。

使用YS2型材料加工的波纹管，在试验后，其抗内压强度达到43.8MPa，抗外挤强度达到12MPa。

在考虑膨胀管内外连通、封隔泥岩段不含水层的情况下，膨胀管外挤可以满足封隔复杂泥岩段的要求。

（4）膨胀过程中的抗拉强度可行性

水力膨胀作业时，会对管串产生一个附加的轴向拉力，按照25MPa膨胀压力计算，校核波纹管管串上危险截面的抗拉强度。

因此，在进行25MPa液压膨胀200m时，安全系数为2.8，抗拉强度满足膨胀施工要求。

（5）波纹管连接工艺可行性

焊接工艺是膨胀波纹管技术中的关键技术之一，焊接质量直接影响到应用的成败。

为提高焊缝强度以满足现场水力膨胀压力的要求，经过研究分析，确定使用氩弧焊接，单面焊接，双面成型的焊接工艺。焊后水力膨胀试验结果显示，焊缝的承压能力全部在25MPa以上。膨胀后稳压半小时以上，焊缝完好，无破损泄漏，满足现场施工要求20MPa以上承压能力的需要。

（6）弯曲条件下膨胀可行性

地面模拟10？/30m的井眼曲率下波纹管在打压至23.5MPa时，大径已达到167mm，小径处也达到156mm，满足了机械膨胀的要求。打压过程中，弯曲部分未出现因应力集中而发生损坏，整个试验管体实现了均匀膨胀。

（7）下部井段钻进可行性

波纹管膨胀后，通径可以达到Φ149.2mm，现有Φ149.2mm钻头、Φ88.9mm钻杆、常规Φ120mm螺杆钻具、常规350型MWD仪器及配套的无磁钻铤，均可以配套作业。因此，在下部地层钻进时，可以使用目前塔河成熟的Φ149.2mm钻头配合Φ88.9mm钻杆实施定向作业，工具与工艺配套都是成熟的。

通过小井眼工具、仪器配套分析，结合下部井段钻进时液力传递的分析计算，可以看出，两种方案相比，膨胀波纹管封隔泥岩方案由于下部钻进时配套工艺、工具都很成熟，整体施工可行性较大。难点在于斜井段中如何进行有效膨胀，使胀后通径达到设计要求。

参考文献

[1] 梁坤；实体膨胀管膨胀力影响因素数值模拟[J]；石油矿场机械；2010年12期.

[2] 唐海亮；屈服强度对膨胀管残余应力分布的影响[J]；焊管；2011年01期.