长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术.pdf

第 43 卷第 8 期2023 年 8 月 98 天然气工业Natural Gas Industry引文：郑有成,郭建华.长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术J.天然气工业,2023,43(8):98-107.ZHENG Youcheng,GUO Jianhua.Application of expandable tubular plugging technology in long open hole wells with severe lost circulationJ.Natural Gas Industry,2023,43(8):98-107.长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术郑有成1郭建华21.中国石油西南油气田公司2.中国石油西南油气田公司工程技术研究院摘要：四川盆地天然气井钻井过程中，经常面对长裸眼井段、多压力系统、承压能力要求高的堵漏需求，但已有的化学类堵漏及承压技术无法完全达到承压目标及时效要求。为此，针对四川盆地天然气井恶性井漏问题，研发了高抗挤膨胀管、配套工具及液体体系，开展了管材性能评价及适用边界分析，形成了膨胀管裸眼封堵技术并开展了现场应用。研究结果表明：低碳锰合金化技术、“第三代”Mn-TRIP 钢材配方以及高标准的生产制造工艺可大幅提高管材性能，新研制的高抗挤膨胀管胀后冲击韧性 105 J，抗外挤强度 20 MPa；基于测定的螺纹接头连接效率，参考 API 标准及 J55 膨胀管应用边界计算方法，建立了高抗挤膨胀管的适用边界；基于高抗挤膨胀管，结合水力扩眼器、悬砂清砂液及固井水泥浆等，形成了“扩眼膨胀管下入膨胀作业恢复钻进”全过程规范化膨胀管裸眼封堵施工工艺。结论认为：该技术在四川盆地已成功应用 8 井次，累计作业长度 5 177.81 m，承压能力达 35 MPa 以上，均实现了裸眼井段的有效封隔；该技术有望成为解决恶性井漏的有效途径，并可在井身结构拓展、高压盐水封隔及井筒修复等领域进行推广应用。关键词：膨胀管；裸眼封堵；长裸眼井段；恶性井漏；低碳锰合金化；恶性井漏治理；井身结构拓展；井筒修复DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.08.009Application of expandable tubular plugging technology in long open hole wells with severe lost circulationZHENG Youcheng1,GUO Jianhua2(1.PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610051,China;2.Engineering Technology Research Institute,PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610017,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.8,p.98-107,8/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:The drilling of natural gas wells in the Sichuan Basin often faces the plugging demand of long open hole section,multi-pressure system and high pressure-bearing capacity,but the existing chemical plugging and pressure-bearing technologies cannot fully meet the requirement of pressure-bearing target and time efficiency.In order to solve the problem of severe lost circulation in the natural gas wells in the Sichuan Basin,this paper researches and develops high-performance expandable tubulars,supporting tools and liquid system,and carries out performance evaluation and application boundary analysis of expandable tubulars.The expandable tubular based open hole plugging technology is formed and applied on site.The following research results are obtained.First,the low carbon manganese alloying technology,the third generation of Mn-TRIP steel formula and the high standard manufacturing process can greatly improve the performance of expandable tubulars.The impact toughness of the newly developed expandable tubular after expansion is greater than 105 J,and the collapse strength is more than 20 MPa.Second,based on the measured connection efficiency of the threaded joint,the application boundary range of the high-performance expandable tubular is established by referring to API standard and the calculation method of application boundary range of the J55 expandable tubular.Third,based on the high-performance expandable tubulars,combined with hydraulic reamer,suspension sand cleaning fluid and cementing slurry,the standardized construction process of hole reaming,expandable tubular running,expandable tubular expansion,and drilling recovery is formed for the expandable tubular based open hole plugging.In conclusion,this technology has been successfully applied eight times in the Sichuan Basin,with a cumulative operation length of 5 177.81 m and a pressure bearing capacity of more than 35 MPa,and all of their open hole sections are plugged effectively.Whats more,this technology is expected to be an effective method for solving the problem of severe lost circulation,and it can be popularized and applied in well structure prolongation,high-pressure brine isolation,wellbore repair and other fields.Keywords:Expandable tubular;Plugging in open hole section;Long open hole section;Severe lost circulation;Low carbon manganese alloying;Severe lost circulation control;Well structure prolongation;Wellbore repair基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大工程技术现场试验项目“膨胀管裸眼封堵技术与装备现场试验”（编号：2017F-19）。作者简介：郑有成，1964 年生，正高级工程师；长期从事石油天然气钻完井技术研究和管理工作。地址：（610051）四川省成都市成华区府青路一段 3 号。ORCID:0000-0002-3943-2447。E-mail:zheng_通信作者：郭建华，1980 年生，高级工程师，本刊青年编委；长期从事石油天然气钻井技术研究工作。地址：（610017）四川省成都市青羊区小关庙后街 25 号。E-mail:g_第 8 期 99 郑有成等：长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术0引言四川盆地经历多期构造运动，具有基底和沉积盖层的二元结构，震旦系基底之上的沉积盖层为海相地层和陆相地层的叠合，总厚达 6 000 12 000 m1-2。目前纵向上已发现 11 套油气成藏组合，29 个工业油气层3，以气为主，满盆含气。纵向上多套高低压力系统并存4-5，复杂缝洞体6-8、高压盐水及不整合面等特征发育2,9，同时面临大量采空区。近年来，钻井过程中发生井漏复杂井数已达 300 余口，共漏失钻井液和堵漏浆超 50104 m3，井漏已成为影响高效钻井及地质目标实现的重要因素之一。以渝西页岩气 Z203 井区为例，该区域雷口坡组缺失，导致三叠系嘉陵江组须家河组不整合接触，嘉陵江组裂缝溶洞发育，三开钻进过程恶性漏失频发，该井区嘉陵江组井漏复杂占比高达 50.4%，平均单井漏失量 5 152.46 m3，平均处理周期 80.99 d。该井区开展了大量化学堵漏工作，取得了一定成效10，但对于漏失地层存在大尺寸缝洞、长距离延伸裂缝等情况，承压堵漏不能满足下部嘉陵江组石牛栏组高压地层安全钻进需求，无法按照原井身结构设计施工，导致部分井面临不能高效高质量打成的风险11。膨胀管是一种具有良好延展性和塑性的“特殊材料”，下入井内后可通过机械或液压的方法使其在直径方向膨胀 10%30%12-13，从而实现管柱的小尺寸下入、大尺寸服役。该技术早期主要应用于套损修复14-19，随着材料技术的发展，初步具备在钻井过程中用于裸眼封堵20-26的可行性，但受限于膨胀管管材性能与膨胀管管材评价体系，膨胀管裸眼封堵的应用案例较少，且封堵段长较短。本文针对四川盆地天然气井恶性井漏问题，分析了膨胀管裸眼封堵技术的需求和技术难点，针对膨胀管管材、性能评价方法、扩眼器及配套工作液体系开展管材配方和制造工艺改进、适用边界计算模型修正、扩眼工具适应性改进、配套工作液研发与优化，实现膨胀管抗外挤强度超过 20 MPa、胀后冲击韧性超过 105 J 的突破，最终形成适应于四川盆地天然气井的膨胀管裸眼封堵技术，并建立了“扩眼膨胀管下入膨胀作业恢复钻进”全过程规范化膨胀管裸眼封堵施工工艺。1生产需求及技术难点四川盆地蓬莱气区、长宁和渝西区块页岩气个别井钻井过程中突发恶性井漏，存在溢漏同存、漏塌同存，化学堵漏等常规堵漏技术不能满足下部高压层段安全钻井需求，造成大量物资材料损失和钻井周期延长，严重影响钻井生产安全、施工进度以及地质目标的实现。Z203H5-8 井三叠系须家河组嘉三段孔洞发育导致钻井过程中钻井液失返性漏失频发，采用桥浆、高失水堵漏浆“刚性粒子”、凝胶、水泥等多种化学堵漏手段治理无效，地层承压能力仅能达到 1.07 1.15 g/cm3，无法满足下部三叠系嘉二段志留系石牛栏组高压地层 1.77 1.85 g/cm3 高密度钻井液安全钻进需求；N209H33-2 井志留系韩家店组石牛栏组裂缝发育导致恶性漏失频发，低压层段采用密度 1.05 1.20 g/cm3钻井液钻进发生井漏失返，常规化学堵漏方式仅能将地层承压能力提高至 1.35 g/cm3，无法达到下部目的层龙马溪组高密度钻井液 1.47 1.65 g/cm3安全钻进要求；蓬莱气区 ZS102 井三叠系嘉陵江组存在局部异常高压，下部二叠系龙潭组寒武系筇竹寺组断裂带发育，常规承压堵漏技术提高下部地层承压能力有限，为保障安全钻进，需封隔上部三叠系嘉陵江组高压地层，否则“上喷下漏”风险突出，两个层段无法实现同一裸眼安全钻进。以上复杂井若采用增加一个开次下常规套管方式治理，完钻井眼尺寸、油层套管尺寸均会缩小一级，将无法有效满足后期改造及投产需求。原有 J55 钢级膨胀管（以下简称 J55 膨胀管）胀后冲击韧性不足 10 J，胀后抗外挤强度不足 15 MPa。该膨胀管在 L201 井现场应用时膨胀施工过程顺利，但后续钻进过程中膨胀管发生严重变形，变形最严重处内径 178.35 mm，较膨胀管胀后内径 194 mm 缩小 8%以上。因此 J55 钢级膨胀管无法有效满足四川盆地裸眼封堵需求，需研发高性能且满足硫化氢环境下应用需求的膨胀管。针对四川盆地地层压力高，地质条件复杂且多含硫化氢等难题，膨胀管裸眼封堵技术开展现场应用主要存在以下难点：复杂地质条件对膨胀管抗外挤、抗内压性能要求高，硫化氢环境下膨胀管安全服役面临巨大挑战；原有膨胀管评价体系不完善，缺乏膨胀管应用于长井段的评价标准，没有考虑施工和服役过程中特殊井况对膨胀管性能的影响，未能准确掌握膨胀管应用边界范围，亟需建立一套膨胀管选材及评价体系；四川盆地膨胀管应用地层大多位于三叠系志留系，地层可钻性差，已有扩眼工具可靠性不足，有时甚至需要重复扩眼，且扩眼后的井筒清洁作业缺乏配套的高效悬砂清砂工作液，无法满足膨胀管下入要2023 年第 43 卷 100 天 然 气 工 业求，亟需研发高效扩眼器及膨胀管井筒清洁配套工作液；膨胀管封堵裸眼段长近 900 m，打压膨胀作业时间长达8 h，膨胀作业期间容易发生水泥初凝，影响后续膨胀作业，膨胀施工窗口与封固效果之间存在矛盾，亟需研发适用于膨胀管固井的水泥浆 体系。2高性能膨胀管技术2.1高抗挤膨胀管选材及加工针对国内原有 J55 膨胀管冲击韧性不足和焊缝壁厚不均度高导致的胀后弯曲变形问题，通过调整钢材配方，确保管材获得足够的残余奥氏体，从而在外加载荷作用下产生 TRIP 效应，有效提高管材强度。采用低碳锰合金化技术在膨胀管微观组织内引入 10%左右的纳米残余奥氏体，利用相变诱发塑性机制（TRIP 效应）解决膨胀管高强度与易膨胀之间的矛盾，有效满足膨胀前屈服强度低、膨胀后屈服强度高的要求。最终定型“第三代”Mn-TRIP钢材配方，其中碳、硅、锰、磷质量百分比分别为0.05%0.07%、0.15%0.27%、2.96%3.08%、0.007%0.01%。优化生产制造工艺，形成“热轧、冷轧、临界淬火、高温回火热处理”为核心的生产制造工艺，大幅提高奥氏体的稳定性，确保奥氏体在室温下保留下来。根据膨胀管管材不同热处理和冷却方式后的拉伸实验结果可以看出（图 1），780 热处理和空冷后获得的膨胀管管材性能最为优异，其屈服强度、伸长率较 J55 膨胀管大幅提升。图1J55膨胀管与高抗挤膨胀管管材应力应变曲线对比图2.2高抗挤膨胀管性能评价及适用边界分析2.2.1管材物理性能测试针对新研制的高抗挤膨胀管开展胀前、胀后拉伸和冲击韧性试验，测试结果如表 1 所示，高抗挤膨胀管胀后抗拉强度介于 600 665 MPa，胀后屈服强度介于 508 562 MPa，接近 API 80 钢级；胀前伸长率介于 43.5%53.5%，胀后伸长率介于26.5%43.0%。对比表 2 发现，高抗挤膨胀管力学性能较 J55 膨胀管大幅提升，其中胀后抗拉强度提高超过 5%，屈服强度提高超过 7%，胀后伸长率提高超过 17%；高抗挤膨胀管胀后冲击韧性超过 105 J（表 3），冲击韧性较 J55 膨胀管提高超过 10 倍，达到 API 标准规定的膨胀管胀后管体 0 全尺寸夏比V 型缺口冲击韧性大于等于 27 J 的要求。表2J55膨胀管部分力学性能试验结果表外径/mm抗拉强度/MPa屈服强度/MPa伸长率胀前胀后胀前胀后胀前胀后21947457028947541.5%26.5%20347558829145542.0%25.0%19447451128242241.5%22.5%表1高抗挤膨胀管部分力学性能试验结果表外径/mm抗拉强度/MPa屈服强度/MPa伸长率胀前胀后胀前胀后胀前胀后29961465243650849.7%43.0%21951960040151048.5%33.0%20357966539752653.5%35.5%19456864744655443.5%26.5%15957865841756245.5%31.0%14060063140451044.7%34.5%第 8 期 101 郑有成等：长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术2.2.2螺纹接头性能测试分别采用水压爆破试验系统、复合挤毁试验系统对膨胀后的螺纹接头开展抗内压和抗外挤强度试验，以测定螺纹接头的极限承载能力与密封性能。试验结果表明膨胀后螺纹接头抗内压强度超过46.35 MPa，抗外挤强度超过 20.30 MPa（表 4）；与原 J55 膨胀管相比，抗内压强度基本相同，抗外挤强度提高 5 MPa以上。表4两种膨胀管胀后螺纹接头性能测试结果表外径/mm高抗挤膨胀管J55 膨胀管抗内压/MPa抗外挤/MPa抗内压/MPa抗外挤/MPa29946.3524.6221955.0021.9051.6516.4520351.4526.0043.2014.2019466.1520.3058.1515.5515962.2024.8014061.1029.402.2.3膨胀管适用边界分析膨胀管螺纹接头为整个管柱最薄弱的部位，因此螺纹接头的极限承载能力决定了整个膨胀管管柱的承载能力，即膨胀管适用边界（膨胀管适用边界指膨胀管在安装完成后在井下承受拉伸、压缩、内压、外挤、弯曲等复合载荷作用时的极限承载能力，当井下实际的复合载荷超过其适用边界，膨胀管柱的完整性则存在破坏的风险，反之处于安全的状态）。J55膨胀管服役中出现缩径的问题，主要原因在于前期对膨胀管的适用边界掌握不够，载荷包络线的计算方法存在缺陷，J55 膨胀管胀后管体名义 VME（Von Mises Equivalent）曲线与接头试验载荷包络线如图 2 所示。图2140 mm J55膨胀管胀后管体名义 VME 曲线与 接头试验载荷包络线图套管和油管螺纹接头试验程序：API 5C5建立了一套普通油套管螺纹接头试验评价方法（图 3），其中蓝色线为 100%管体强度包络线，红色线为 95%管体屈服强度包络线，绿色的点为试验载荷点，理论上绿色点所连接起来的曲线就可以认为是接头的适用边界，但该方法主要用来验证带接箍的油套管螺纹的设计性能，不适用于无接箍的膨胀管，无法满足膨胀管螺纹接头适用边界。因此本文参考 API 5C5，并结合 J55 钢级膨胀管螺纹接头包络线测算方法，形成了高抗挤膨胀管螺纹接头包络线的计算方法。该方法得到的包络线与 API 5EX 标准中给出的膨胀管螺纹包络线形状基本一致（该标准中只给出了 VME 曲线与接头试验载荷包络线，并未明确给出计算方法），相比于 J55 膨胀管计算方法相比，细化了载荷加载点，从而由近似椭圆的载荷包络线修正为近似平行四边形的载荷包络线，实现对膨胀管适用边界范围的准确预测。在后续膨胀管现场应用中，未出现膨胀管图3普通油套管管体名义 VME 曲线和接头试验载荷包络线图（资料来源：本文参考文献 27）表3两种膨胀管管材冲击韧性对比表外径/mm高抗挤膨胀管J55 膨胀管胀前冲击韧性/J胀后冲击韧性/J胀后冲击韧性/J横向纵向横向纵向横向纵向2993014452542842193614112383037.810.72032953621051896.210.81942592782072889.511.71592543692333061402272912072292023 年第 43 卷 102 天 然 气 工 业变形和破坏的情况，证实了该方法的可靠性，为裸眼封堵用膨胀管管材选型使用与管柱设计校核提供了理论依据。以 194 mm 规格膨胀管适用边界的确定过程为例：根据 API 5C3 中给出的方法计算胀后管体室温名义 VME 曲线。计算室温下胀后管体 80%屈服强度的 VME 曲线，考虑到实际使用过程中的安全性，对胀后管体 100%屈服强度的室温 VME 曲线进行等比例缩放，取 1.25 的安全系数，即可得到室温下胀后管体 80%屈服强度的 VME 曲线。计算胀后管体室温下的挤毁曲线。采用 API 5C3 中的屈服挤毁公式、塑性挤毁公式、过渡挤毁公式和弹性挤毁公式计算膨胀管挤毁强度理论值，并与实测最小试验值进行比较，取理论计算值与实测最小试验值两者的最小值与安全系数的乘积作为管体挤毁强度。确定试验载荷包络线上的载荷点。考虑到膨胀管直连型螺纹接头的特殊性，管体轴向拉伸（加载点 1）与压缩（加载点 8）根据现场应用中轴向拉伸与压缩载荷最大值 90 t 进行选取；内压载荷加载点 3、5、6和 7 在蓝色椭圆上选取；采用挤毁强度理论值确定加载点 11；加载点 9 和 10 的外压载荷沿用 API 惯例与加载点 11 保持一致；加载点 12、13 和 14 根据确定的最大轴向拉伸载荷进行均分。至此所有加载点的轴向载荷全部确定，按照给定的轴向载荷开展膨胀管抗内压和外挤实验，最终得出所有加载点的数据如表 5 所示。将加载点 1 14 按顺序连接即可得到如图 4 所示的接头试验载荷包络线。表5194 mm 高抗挤膨胀管接头试验载荷加载点表加载点轴向载荷/t等效压力/MPa190029020.0039039.904005036.346 4533.237 9029.248 9009 90 18.2710 45 18.27110 18.271230 12.261360 10.551490 8.60 图4194 mm 高抗挤膨胀管胀后管体名义 VME 曲线与 接头试验载荷包络线图3配套技术3.1水力扩眼器由于膨胀管下入后需进行膨胀作业并固井，钻后裸眼井筒井径无法满足膨胀管应用条件，因此需配套使用扩眼器对裸眼井段进行扩眼，以满足后续施工工艺要求。对 3 类尺寸原井眼适用的膨胀管及扩眼尺寸开展了应用边界分析，最终确定了满足膨胀管作业的扩眼尺寸需求，如表 6 所示。表6常用井眼匹配膨胀管与扩眼器尺寸表 单位：mm井眼直径扩眼直径膨胀管外径215.9241.3194241.3279.4219311.2346.0299四川盆地膨胀管施工井段大多在三叠系志留系地层，属差可钻性、高研磨性硬地层。受限于国外扩眼器扩眼施工费用高，国内扩眼器扩眼作业可靠性差，有时甚至需要重复扩眼，大大延长施工作业周期，导致膨胀管施工作业前的井筒准备无法高效开展。为此，根据扩眼地层可钻性特征研制出 3 种规格的投球式水力扩眼工具，如图 5 所示。扩眼器本体采用 40CrNiMoA 材料，刀翼处的外壳体采用“V”形槽设计，停泵后刀翼可自动收回（如无法收回，投大球强制收回）；刀翼设计为弧线型，且切削齿大小、密度、切削角度、前后排布置以及不同结构切削齿可根据实际地层调整。该水力扩眼器可满足可钻性 1 6级、研磨性 1 7 级地层扩眼需求，具备将硬地层扩径 25.4 38.1 mm 的能力，215.9 mm、241.3 mm、第 8 期 103 郑有成等：长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术311.2 mm 井眼最大扩径能力分别为 266.7 mm、298.45 mm、374.65 mm。现场应用证实研制的水力扩眼器作业后的井眼尺寸均满足膨胀管下入要求，为后续开展固井、膨胀等作业提供了良好的井筒条件。3.2悬砂清砂工作液为解决膨胀管管柱下入前井筒清洁问题，保障管柱安全顺利下入，开展了井筒悬砂清砂工作液处理剂优选。针对工作液滤失量小，能够悬浮较大的固相颗粒，并能够包裹岩屑不致于岩屑水化的需求，主要对降滤失剂、增黏剂、纤维携屑剂 3 种处理剂进行优选。最终优选出聚合物降滤失剂 PAC-LV、包被抑制剂 FA367 和携屑剂雷特纤维 3 种关键处理剂，形成一套用于膨胀管管柱下入前井筒清洁的悬砂清砂液工作液体系，其配方为：清水+3.0%膨润土浆+0.2%NaOH+0.1%FA367+0.3%XCD+0.8%PAC-LV+2.0%SMP-1+2.0%RSTF，悬砂清砂液性能参数如表 7 所示。该体系流变性能优良，120 老化后不会出现加重剂沉淀，对石英砂（8 目）可持久稳定悬浮（表 8），且没有出现水化分散。添加雷特纤维携屑剂可协助悬浮携带石英砂，且 24 h 未出现沉降，推荐雷特纤维携屑剂加量 0.5%即可满足悬砂清砂效果，可有效保障膨胀管下入前井筒清洁。图5研制的水力扩眼器及其刀翼设计图表7悬砂清砂液性能参数表实验条件漏斗黏度/s密度/(gcm 3)剪切速率/s 1表观黏度/(mPas)塑性黏度/(mPas)动切力/Pa动塑比/Pa (mPa s)1失水量/mLpH 值60030020010063滚前1261.5211075604214 135535200.576.49120，16 h 滚后1.5275433098737.5325.50.1710.89表8悬砂清砂工作液悬浮效果评价表雷特纤维 携屑剂加量石英砂目数/目沉降时间沉降高度/cm沉降速度/(mmin 1)0 6205 s200.0576 8820 s200.0158 1024 h 未沉降10 20 24 h 未沉降0.5%6768 s8.30.006 56 824 h 未沉降8 1024 h 未沉降10 20 24 h 未沉降0.75%624 h 未沉降6 824 h 未沉降8 1024 h 未沉降10 20 24 h 未沉降3.3稠化时间可调水泥浆体系由于膨胀管裸眼封堵施工具有特殊性，在膨胀管管柱下入到位后需先固井，再开展膨胀作业，因而需防止水泥浆在膨胀作业结束前凝固。由于四川盆地膨胀管裸眼封堵段较长，进而膨胀作业时间较长（8 h 以上），因此对水泥浆的稠化时间提出了新的要求。通过开展水泥水化机理分析，结合水泥浆外加剂分子结构设计，开发出适用于膨胀管固井水泥浆的抗高温缓凝剂以及降失水剂。实验结果表明新开发的缓凝剂具有很好的耐高温性能，且在120 200 范围内温度与稠化时间具有较好的线性关系，如图 6 所示，不同缓凝剂加量和温度条件下稠化时间可调，可通过改变缓凝剂的加量来调节水泥浆的稠化时间。稠化时间可调水泥浆保证高温条件下水泥浆性能稳定，解决了膨胀管裸眼封堵施工中膨胀作业窗口时间短的难题。在此基础上，通过优选铁矿粉及玻璃2023 年第 43 卷 104 天 然 气 工 业微珠等外加剂，形成了适用于膨胀管固井的稠化时间可调水泥浆体系，密度范围介于 1.25 2.25 g/cm3，耐温 180，稠化时间最高 17 h，相比常规固井水泥浆提升 10 h 以上，72 h 抗压强度大于 21 MPa，稠化时间及水泥石强度满足膨胀管作业需求，有效保障膨胀施工的安全性。4现场应用效果及实例4.1应用效果20192022 年，四 川 盆 地 共 完 成 299 mm、219 mm、194 mm 规格高抗挤膨胀管裸眼封堵现场应用 8 井次，总长度 5 177.81 m，应用膨胀管后漏失地层承压能力由 1.07 1.20 g/cm3提高至 1.95 g/cm3以上，成功解决长宁、渝西等区块常规化学堵漏技术无法解决的恶性漏失难题（表 9）。其中 299 mm大直径膨胀管在 Z203H5-2、Z203H5-8 两口井成功应用，高抗挤膨胀管施工与区块井漏治理效果如图 7所示，Z203H5-8 井一次性封堵须家河组嘉二段（段长 828.14 m）恶性漏失地层，井漏处理周期缩短至20 d。图6水泥浆稠化时间随温度变化关系图表9四川盆地高抗挤膨胀管裸眼封堵应用情况表井号规格/mm下入井段/m段长/m封堵地层应用情况及效果L2092192 981.42 3 130.00148.58石牛栏组胀前内径 195 mm，胀后内径 218.5 mm，后续 215.9 mm钻头顺利钻进N209H33-41941 321.48 2 038.16716.60韩家店组石牛栏组膨胀管承受内压力最高达 44 MPaN209H33-31 227.36 1 983.50756.14胀前内径 172 mm，胀后内径 194 mm，膨胀管上端口试压9.7 MPa，稳压 15 min，压力未降N209H33-21 292.37 1 978.18685.81胀前内径 172 mm，胀后内径 194 mm，膨胀管上端口试压10.9 MPa，稳压 30 min，压力未降H202H5-42192 641.82 3 342.00700.18长兴组梁山组胀前内径 195 mm，胀后内径 218.5 mm，后续 215.9 mm钻头顺利钻进H202H5-32 643.76 3 320.00676.24Z203H5-22991 183.88 1 850.00666.12须家河组嘉三段胀前内径 273 mm，胀后内径 286 mm，井筒承压试验，加套压至 3.12 MPa（膨胀管承受内压力最高为 35.39 MPa，井底当量钻井液密度 1.95 g/cm3），10 min 压降 0.14 MPaZ203H5-81 227.86 2 056.00828.14须家河组嘉二段顶胀前内径 273 mm，胀后内径 286 mm，井筒承压试验，加套压至 4.57 MPa（膨胀管承受内压力最高为 39.33 MPa，井底当量钻井液密度 1.95 g/cm3），10 min 压降 0.11 MPa4.2典型案例以 Z203H5-8 井为例，该井实钻过程中三开311.2 mm 井眼须五段嘉三段（1 701 2 000 m）失返性井漏频发，最大漏速约 40 m3/h，采用桥浆、高失水堵漏浆、凝胶、水泥等各种化学堵漏手段堵漏45 次，共漏失钻井液和堵漏浆 6 314.54 m3，损失时间90.5 d，其地层承压能力最高只能达到 1.12 g/cm3，始终无法满足下部嘉二段石牛栏组高压地层1.85 g/cm3高密度钻井液安全钻进需求，钻井施工陷入停滞，决定采用膨胀管裸眼封堵技术进行应急治理，应用膨胀管后井身结构如图 8 所示。首先采用水力扩眼器对裸眼段（1 2712 056 m）进行钻后扩眼，扩眼作业过程检测到 H2S 含量最高为 55 mg/L，扩径后的测井结果如图 9 所示，扩眼后平均井径 353.17 mm，可有效满足 299 mm 高抗挤膨胀管安全下入及膨胀施工要求。第 8 期 105 郑有成等：长裸眼恶性漏失井膨胀管堵漏适用技术筒试压，加套压至 4.57 MPa，10 min 压降 0.11 MPa，成功将井底承压当量密度由封堵前 1.12 g/cm3提高至 1.95 g/cm3以上，实现 H2S 环境下三叠系须五段嘉二段恶性漏失层有效封堵。三开后续井段采用282.6 mm钻头顺利钻至志留系龙马溪组顶3 762 m，下 244.5 mm 套管中完，实现了不改变原井身结构中完。图7高抗挤膨胀管施工与区块井漏治理效果对比图井筒准备作业结束后，下送膨胀管管柱至作业井段。按照膨胀管膨胀后水泥返高距上层套管鞋约 150 m 左右的水泥浆量进行固井作业，替浆至胶塞碰压后采用固井水泥车打压膨胀，排量控制在400 500 L/min，膨胀压力控制在 8 12 MPa。内管柱上行至 1 242.42 m 处，膨胀压力由 8.6 MPa 下降至 0 MPa，悬重由 101 t 下降至 79 t（图 10），表明膨胀管已全部完成膨胀，胀后内径 286 mm。打压膨胀作业结束后，候凝 72 h，随后下入高效磨鞋钻除膨胀管固井附件，并钻至新地层开展井图9Z203H5-8井扩眼段井径图图8Z203H5-8井应用高抗挤膨胀管后井身结构图2023 年第 43 卷 106 天 然 气 工 业5结论与建议1）本文针对原 J55 钢级膨胀管胀后性能不足、膨胀管性能评价体系不完善以及膨胀管施工配套工具和工作液体系无法满足需求等问题，采用低碳锰合金化技术成功研制出高抗挤膨胀管，基于 API 标准和 J55 膨胀管应用边界计算方法，建立了高性能膨胀管应用边界，明确了膨胀管应用边界条件。2）研发了膨胀管施工配套工具和工作液体系，形成了“裸眼段扩眼膨胀管下入膨胀作业恢复钻进”的全过程规范化施工工艺。3）膨胀管裸眼封堵技术成功解决了常规化学堵漏技术无法解决的恶性井漏难题，保障恶性漏失井的打成，顺利实现地质目标，为钻遇不稳定层、封闭高压盐水层以及井身结构优化拓展提供了新的思路和有效技术途径。4）深层/超深层已成为中国陆上油气勘探的重大接替领域，深井/超深井地层压力系统更为复杂，对膨胀管性能要求也更高，建议继续开展 110 钢级膨胀管管材开发和应用。参考文献 1 戴金星,倪云燕,秦胜飞,等.四川盆地超深层天然气地球化学特征 J.石油勘探与开发,2018,45(4):588-597.DAI Jinxing,NI Yunyan,QIN Shengfei,et al.Geochemical characteristics of ultra-deep natural gas in the Sichuan Basin,SW ChinaJ.Petroleum Exploration and Development,2018,45(4):588-597.2 李洪奎,李忠权,龙伟,等.四川盆地纵向结构及原型盆地叠合特征 J.成都理工大学学报(自然科学版),2019,46(3):257-267.LI Hongkui,LI Zhongquan,LONG Wei,et al.Vertical configuration of Sichuan Basin and its superimposed characteristics of the prototype basinJ.Journal of Chengdu University of Technology(Science&Technology Edition),2019,46(3):257-267.3 张道伟.四川盆地未来十年天然气工业发展展望 J.天然气工业,2021,41(8):34-45.ZHANG Daowei.Development prospect of natural gas industry in the Sichuan Basin in the next decadeJ.Natural Gas Industry,2021,41(8):34-45.4 范宇,于兴川,郭建华,等.四川盆地蓬莱气区地层压力纵向分布规律 J.大庆石油地质与开发,2023,42(2):59-67.FAN Yu,YU Xingchuan,GUO Jianhua,et al.Vertical distribution law of formation pressure in Penglai gas area in Sichuan BasinJ.Petroleum Geology&Oilfield Development in Daqing