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摘要：侧钻井技术由于是在老井套管内侧钻，井眼直径受到限制，既影响了井眼泄油面积，也给后期的措施作业带来了很多困难。膨胀套管完井新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，扩大套管内径，简化井身结构，节约钻井成本，近几年来有较为广泛的应用，而如何提高侧钻井膨胀套管完井施工率是摆在侧钻施工队的新问题，本文根据孤岛油田垦72-侧6井膨胀管详细施工过程总结下影响膨胀套管施工成败的施工要点。
关键词：侧钻 膨胀套管 施工要点
1 前言
膨胀管技术是国外在20世纪90年代发展起来的，膨胀套管一种由低碳钢经特殊加工而制成的套管，由于含碳量低，膨胀管比普通套管柔性好，可塑性强，可以通过机械或者液压的方法使管体发生永久塑性变形，从而满足钻井施工中的某些特殊需要[1]。膨胀管根据其本体结构的不同，可分为实体膨胀管和割缝膨胀管两种。实体膨胀管可通过机械或液压的方式使膨胀锥从膨胀管管柱中穿过，从而使管柱发生永久性胀大，膨胀率可达到10% -30%[2]。
本文根据孤岛油田垦72-侧6井的施工过程总结下影响膨胀管施工井施工成败的关键因素，提高小井眼实体膨胀技术的施工成功率。
2 膨胀管完井技术在垦72-侧6井的应用
2.1垦72-6井老井概况
垦72-6井所处区块位于垦西斜坡带南部，垦西调节断层上升盘，西接垦71断块，东为孤岛凸起，北邻垦24开发区块，南临三合村洼陷，主要含油层系为馆4段，油藏埋深1370～1430m，油藏类型为岩性-构造油藏。垦72-6井表层套管直径339.7mm，壁厚9.65mm，表层套管下深359.00m，水泥返至地面；油层套管直径139.7mm，壁厚9.19/7.72mm，油层套管下深1836.46m；水泥返高至574m，固井质量合格。该井在1347～1352m套错，最大轴心偏移19.91mm，在1352～1463m套管腐蚀严重。
2.2垦72-侧6井具体膨胀施工过程
该井施工工序为起原井管柱、通井、刮管、试压、测陀螺、下斜向器、开窗、试钻、定向（复合）钻进、稳斜钻进、电测前通井、电测、扩眼前通井、扩眼、测井径、油管试压、加深鼠洞、下套管前通井、下膨胀套管、固井、膨胀、小钻杆通井。
2.2 .1起原井管柱
起出原井Φ73平式油管135单根。
2.2 .2通井
该井设计开窗点为1262m，选用Ф73正扣钻杆+Ф118通井规通至深度为1282m，中途无遇阻显示。
2.2.3 刮管
对1242.00-1282.00m井段反复刮管5次，循环洗井一周。
2.2.4 试压
在0-1282.00m试压12MPa，稳压30min，无压降，试压合格。
2.2.5 测陀螺
配合测井队在0～1282m陀螺测斜。
2.2.6下斜向器
结合原井套管接箍情况，完成导斜器上斜面深度1152.00m 。
2.2.7 开窗
用Φ118×930mm复式铣锥开窗，深度1152.00-1155.50m。
2.2.8 试钻
下试钻管柱，试钻井段1155.50-1173.80m。
2.2.9 定向（复合）钻进
定向钻进，井段为1173.80-1513.00m。
2.2.10 裸眼电测
该井自窗口至1513.00m进行裸眼电测。
2.2.11 扩眼钻进
采用单独扩眼的方式钻进，使用YK-114扩眼器进行扩眼钻进。
2.2.12扩眼后电测（测井径）
在窗口至1513.00m重新进行裸眼电测，只测井径，达到施工标准。
2.2.13膨胀尾管施工
本井采用膨胀管完井，井眼扩眼到φ140mm。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。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。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。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。
3 小井眼实体膨胀套管关键施工因素
（1）定向造斜过程中狗腿度必须小于35°/100m，大于该角度会造成膨胀套管不容易下入等问题。
（2）下扩眼器前检查好工具，并接方钻杆循环后观察扩眼器牙收张情况。不要将牙张不开或者牙可张开但不能自由收回的扩眼器下入井中，这样会造成重复钻进达不到扩眼效果或者起出窗口时严重刮削窗口。
（3）扩眼时记录好钻时，与钻进时进行比对。在钻进时要详细记录好钻时，通过扩眼时钻时与钻进时钻时比对可以察觉是是否扩出新眼，扩眼过程中操作要缓慢，但也不可长时间在一个地方重复扩眼，避免冲出大肚子。 （4）起扩眼器后必须修窗。扩眼器一般在停泵后牙齿无法迅速收回。扩眼时应在窗口下接至少一单后，方可开泵扩眼，这样若出现复杂情况可以有充裕的空间活动钻具。
（5）要保证膨胀套管质量。膨胀套管本身管材质量必须要合格，因为固井膨胀过程中需要打压20-22MPa，在盐18-侧11井膨胀井施工时就是由于膨胀管在打压过程中泄压导致膨胀施工失败的。
（6）膨胀施工过程要连贯迅速。膨胀过程中膨胀锥在膨胀管理逐渐向上运移，在接套管，上扣过程中配合一定要默契迅速，上扣扭矩要符合标准，防止在膨胀打压过程中从扣连接处刺出，需要在施工前对各岗操作人员进行操作技术交底。
（7）膨胀施工时做好应急预案.膨胀施工中一般出现三种意外状况，一是膨胀过程中泄压，二是内管柱断裂，三是膨胀过程中欲卡。
A、膨胀过程中泄压
首要工作：
上提下放内管柱，若仍然不起压，则以泥浆正循环2周，替出上部多余部分水泥浆；然后在安全接头处倒扣丢开膨胀锥，循环泥浆2周，试下放内管柱，将膨胀锥推至人工井底；上提内管柱检查。
后续步骤：
（1）如果膨胀套管破裂：
a、倒扣后上提出井内油管柱管柱；
b、若膨胀套管没有提出，下入Φ73mm油管+膨胀套管专用固井封隔器至破裂点，注水泥固井，并封堵破裂点完井。
c、若破裂后上部膨胀套管提出，则下入Φ88.9mm小接箍套管+引鞋探得膨胀套管鱼顶，继续下入至人工井底；注水泥浆固井、候凝，以常规套管方式完井。
B、如果内管柱断裂
若上提过程中，发现内管柱断裂，则检查破裂情况，下入Φ73mm油管专用可退式捞矛打捞鱼顶，成功后，试上提内管柱进行膨胀作业，如可正常膨胀则完成全部膨胀套管膨胀作业；
若无法膨胀套管，若膨胀过程遇卡并无法解卡，则按照本项应急预案（二），解卡失败的方案进行处理。
C、膨胀过程遇卡
解卡成功：
提高膨胀压力，最高不超过45MPa，同时加大上提拉力，最大不超过原管柱负荷以上20t，上提活动解卡。解卡成功后，若泵压依旧正常，则可按原膨胀施工程序继续施工；若无法保持泵压，则直接转入本项应急预案A
解卡失败：若无法解卡，则：
a.上提内管柱，将指重表读数置于安全接头以上内管柱重量（管柱长度×Kg/m），反转油管15圈，倒开安全接头；
b.以泥浆正循环一周，替出多余部分水泥浆，下放内管柱，将膨胀锥下推至人工井底；
c.起出全部内管柱，候凝，完井。
最终该井形成卡点上下分别为Φ108mm×6.6mm以及Φ119.5mm×6.5mm套管结构，上部套管重叠段约为50m，采用水泥浆封隔地层方式，裸眼尺寸为Φ140mm。
4 结束语
由于施工技术的提高及施工经验的不断积累，膨胀套管施工在胜利油区施工井数逐年增长，都取到比较好的效果，垦72-侧6井膨胀施工后投产初期达到日产原油24吨的好效果。在膨胀套管完井日益成熟的今天，如何不影响完井质量又能较大程度的减小钻井完井成本将成为日后值得思考的另一问题。
参考文献：
[1] 彭在美. 国内外可膨胀套管技术的发展概况. 焊管，第33卷第六期，2010.6：5-9
[2] 练张华. 膨胀套管力学研究. 天然气工业， 2004.9
作者简介：李英杰（1990.01-）男，助理工程师，从事油水井大修及侧钻工作
关键词：侧钻 膨胀套管 施工要点
1 前言
膨胀管技术是国外在20世纪90年代发展起来的，膨胀套管一种由低碳钢经特殊加工而制成的套管，由于含碳量低，膨胀管比普通套管柔性好，可塑性强，可以通过机械或者液压的方法使管体发生永久塑性变形，从而满足钻井施工中的某些特殊需要[1]。膨胀管根据其本体结构的不同，可分为实体膨胀管和割缝膨胀管两种。实体膨胀管可通过机械或液压的方式使膨胀锥从膨胀管管柱中穿过，从而使管柱发生永久性胀大，膨胀率可达到10% -30%[2]。
本文根据孤岛油田垦72-侧6井的施工过程总结下影响膨胀管施工井施工成败的关键因素，提高小井眼实体膨胀技术的施工成功率。
2 膨胀管完井技术在垦72-侧6井的应用
2.1垦72-6井老井概况
垦72-6井所处区块位于垦西斜坡带南部，垦西调节断层上升盘，西接垦71断块，东为孤岛凸起，北邻垦24开发区块，南临三合村洼陷，主要含油层系为馆4段，油藏埋深1370～1430m，油藏类型为岩性-构造油藏。垦72-6井表层套管直径339.7mm，壁厚9.65mm，表层套管下深359.00m，水泥返至地面；油层套管直径139.7mm，壁厚9.19/7.72mm，油层套管下深1836.46m；水泥返高至574m，固井质量合格。该井在1347～1352m套错，最大轴心偏移19.91mm，在1352～1463m套管腐蚀严重。
2.2垦72-侧6井具体膨胀施工过程
该井施工工序为起原井管柱、通井、刮管、试压、测陀螺、下斜向器、开窗、试钻、定向（复合）钻进、稳斜钻进、电测前通井、电测、扩眼前通井、扩眼、测井径、油管试压、加深鼠洞、下套管前通井、下膨胀套管、固井、膨胀、小钻杆通井。
2.2 .1起原井管柱
起出原井Φ73平式油管135单根。
2.2 .2通井
该井设计开窗点为1262m，选用Ф73正扣钻杆+Ф118通井规通至深度为1282m，中途无遇阻显示。
2.2.3 刮管
对1242.00-1282.00m井段反复刮管5次，循环洗井一周。
2.2.4 试压
在0-1282.00m试压12MPa，稳压30min，无压降，试压合格。
2.2.5 测陀螺
配合测井队在0～1282m陀螺测斜。
2.2.6下斜向器
结合原井套管接箍情况，完成导斜器上斜面深度1152.00m 。
2.2.7 开窗
用Φ118×930mm复式铣锥开窗，深度1152.00-1155.50m。
2.2.8 试钻
下试钻管柱，试钻井段1155.50-1173.80m。
2.2.9 定向（复合）钻进
定向钻进，井段为1173.80-1513.00m。
2.2.10 裸眼电测
该井自窗口至1513.00m进行裸眼电测。
2.2.11 扩眼钻进
采用单独扩眼的方式钻进，使用YK-114扩眼器进行扩眼钻进。
2.2.12扩眼后电测（测井径）
在窗口至1513.00m重新进行裸眼电测，只测井径，达到施工标准。
2.2.13膨胀尾管施工
本井采用膨胀管完井，井眼扩眼到φ140mm。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。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。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。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。
3 小井眼实体膨胀套管关键施工因素
（1）定向造斜过程中狗腿度必须小于35°/100m，大于该角度会造成膨胀套管不容易下入等问题。
（2）下扩眼器前检查好工具，并接方钻杆循环后观察扩眼器牙收张情况。不要将牙张不开或者牙可张开但不能自由收回的扩眼器下入井中，这样会造成重复钻进达不到扩眼效果或者起出窗口时严重刮削窗口。
（3）扩眼时记录好钻时，与钻进时进行比对。在钻进时要详细记录好钻时，通过扩眼时钻时与钻进时钻时比对可以察觉是是否扩出新眼，扩眼过程中操作要缓慢，但也不可长时间在一个地方重复扩眼，避免冲出大肚子。 （4）起扩眼器后必须修窗。扩眼器一般在停泵后牙齿无法迅速收回。扩眼时应在窗口下接至少一单后，方可开泵扩眼，这样若出现复杂情况可以有充裕的空间活动钻具。
（5）要保证膨胀套管质量。膨胀套管本身管材质量必须要合格，因为固井膨胀过程中需要打压20-22MPa，在盐18-侧11井膨胀井施工时就是由于膨胀管在打压过程中泄压导致膨胀施工失败的。
（6）膨胀施工过程要连贯迅速。膨胀过程中膨胀锥在膨胀管理逐渐向上运移，在接套管，上扣过程中配合一定要默契迅速，上扣扭矩要符合标准，防止在膨胀打压过程中从扣连接处刺出，需要在施工前对各岗操作人员进行操作技术交底。
（7）膨胀施工时做好应急预案.膨胀施工中一般出现三种意外状况，一是膨胀过程中泄压，二是内管柱断裂，三是膨胀过程中欲卡。
A、膨胀过程中泄压
首要工作：
上提下放内管柱，若仍然不起压，则以泥浆正循环2周，替出上部多余部分水泥浆；然后在安全接头处倒扣丢开膨胀锥，循环泥浆2周，试下放内管柱，将膨胀锥推至人工井底；上提内管柱检查。
后续步骤：
（1）如果膨胀套管破裂：
a、倒扣后上提出井内油管柱管柱；
b、若膨胀套管没有提出，下入Φ73mm油管+膨胀套管专用固井封隔器至破裂点，注水泥固井，并封堵破裂点完井。
c、若破裂后上部膨胀套管提出，则下入Φ88.9mm小接箍套管+引鞋探得膨胀套管鱼顶，继续下入至人工井底；注水泥浆固井、候凝，以常规套管方式完井。
B、如果内管柱断裂
若上提过程中，发现内管柱断裂，则检查破裂情况，下入Φ73mm油管专用可退式捞矛打捞鱼顶，成功后，试上提内管柱进行膨胀作业，如可正常膨胀则完成全部膨胀套管膨胀作业；
若无法膨胀套管，若膨胀过程遇卡并无法解卡，则按照本项应急预案（二），解卡失败的方案进行处理。
C、膨胀过程遇卡
解卡成功：
提高膨胀压力，最高不超过45MPa，同时加大上提拉力，最大不超过原管柱负荷以上20t，上提活动解卡。解卡成功后，若泵压依旧正常，则可按原膨胀施工程序继续施工；若无法保持泵压，则直接转入本项应急预案A
解卡失败：若无法解卡，则：
a.上提内管柱，将指重表读数置于安全接头以上内管柱重量（管柱长度×Kg/m），反转油管15圈，倒开安全接头；
b.以泥浆正循环一周，替出多余部分水泥浆，下放内管柱，将膨胀锥下推至人工井底；
c.起出全部内管柱，候凝，完井。
最终该井形成卡点上下分别为Φ108mm×6.6mm以及Φ119.5mm×6.5mm套管结构，上部套管重叠段约为50m，采用水泥浆封隔地层方式，裸眼尺寸为Φ140mm。
4 结束语
由于施工技术的提高及施工经验的不断积累，膨胀套管施工在胜利油区施工井数逐年增长，都取到比较好的效果，垦72-侧6井膨胀施工后投产初期达到日产原油24吨的好效果。在膨胀套管完井日益成熟的今天，如何不影响完井质量又能较大程度的减小钻井完井成本将成为日后值得思考的另一问题。
参考文献：
[1] 彭在美. 国内外可膨胀套管技术的发展概况. 焊管，第33卷第六期，2010.6：5-9
[2] 练张华. 膨胀套管力学研究. 天然气工业， 2004.9
作者简介：李英杰（1990.01-）男，助理工程师，从事油水井大修及侧钻工作