膨胀管在油田钻井和完井中的应用.doc

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1、前言随着油气工业的发展，来自各个方面的挑战和竞争越来越激烈，降低勘探开发成本的要求越来越迫切，油气井的钻井和完井成本在油田的勘探开发总成本中占有相当大的比例，因此通过开发新的钻井和完井技术来降低钻井完井成本对油气工业的发展具有十分重要的意义。可膨胀管技术就是国外正在发展中的可明显降低钻井完井成本的一项新技术。经过近几年的研究和开发，这一技术已逐渐趋于成熟，并在油田投入应用，取得了显著的经济效益。可膨胀管技术就是将管柱下入井底，用驱动头以液力或机械力的方法使管材永久形变，从而达到增大采油管柱或井眼内径的目的。可膨胀管包括可膨胀割缝管和可膨胀实体管两种。它们可应用于钻井、完井及采油、修井等作业过程

2、，被认为是21世纪石油钻采行业的核心技术之一，该项技术的几个应用领域在国外均投入到工业实施，展现出强劲的发展势头，正日益引起业界的关注。壳牌公司90年代后期首先开发的该项技术具有重要的意义，一是可以简便有效地解决复杂井段的井壁稳定问题，二是可以减少上部井眼的尺寸和套管层数，甚至在几年内实现从井口到井底以同一尺寸钻井，这样可以钻更深的直井和大位移井，三是可以修复老井被损坏的套管，四是可以大大降低钻井成本，五是可以取代砾石充填降低完井成本。为了跟踪这一国外先进技术，为今后的发展做好技术储备，我们详尽地查阅了国外近期的有关资料，对其进行了翻译、整理和研究分析，编写出了本情报专题报告，供有关领导和研究

3、人员参考。 一、 可膨胀管技术的发展概况21世纪石油工业对工程技术人员提出两大挑战：一是开采目前不能经济开发的新储量，二是维持老油田开发的经济效益。近年来在勘探开发的最古老和最基础的领域，即管材技术领域出现的最新进展，将为解决这两大难题发挥关键作用。 可膨胀管这一概念，用最简单的话来说就是在井下对管材进行冷加工。心轴在压力或拉力的驱动下使管材发生塑性变形，进而发生永久性的机械变形。可膨胀管包括可膨胀实体管（SET）和可膨胀割缝管(EST)两种，后来又在可膨胀割缝管的基础上发展出专门用于防砂的可膨胀防砂筛管（ESS）。总部设在海牙的皇家荷兰壳牌公司在1993年左右最先进行了实体膨胀管实验。实验使

4、用了几节焊在一起的钢管，钢管初始直径是4，膨胀率约22%。1998年7月，壳牌公司与Grant Prideco公司合作，该公司是制造各类油田管材的专业化公司，开发了可膨胀螺纹连接，能够在膨胀过程中保持机械和水力完整性，这是一个重大的技术进步。壳牌公司在研发过程中认识到膨胀管技术可能具有几十亿美元的巨大市场潜力，因此决定成立3家子公司，彼此互相竞争，促进该技术向市场的迅速转化。这三家子公司分别是Enventure 环球技术公司，由壳牌技术风险投资公司和哈里伯顿能源服务公司合作于1999年成立，总部设在美国的休斯敦；E2TECH公司，壳牌与贝克休斯公司合作于1999年2月成立，总部设在英国的阿伯丁

5、；Petroline公司，壳牌授权的韦得福公司的一个子公司。之所以成立三家子公司，主要原因是即使一家失败了，另外两家也可能证明技术的可行性，防止该技术的过早夭折。Enventure 环球技术公司主要负责实体膨胀管的开发、销售并提供技术服务。目前实体膨胀管99%的施工进尺是由Enventure公司实施的。实体膨胀管技术现在是休斯敦发展最快的业务之一，在三年的发展过程中该公司员工从5人增至52人，到2002年底预计增至75人。2001年年度收入预计是1500万美元。目前该公司开发了三种实体膨胀管产品。第一种是裸眼井膨胀尾管系统（expandable open-hole liner system）。

6、能有效地下至更深的层段，主要解决漏失问题和复杂地层的封隔问题，例如盐岩橡胶层、及地层孔隙压力、地层压力梯度值得考虑的地层。第二种膨胀管产品是套管井膨胀衬管系统（expandable cased-hole liner system）。主要用于修补作业。这种系统可以用在老井的修复过程中，可修复套管数千英尺。下入尾管，还可以穿过这层尾管钻井，没有了小井眼的限制。第三种产品是膨胀尾管悬挂器系统（expandable liner hanger）。应用膨胀管柱制作一个尾管悬挂器。有数据表明，应用传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。而可膨胀尾管悬挂器系统可以防止这种泄露，为作业者节省与挤水泥、尾管悬挂

7、器封隔器相关的费用，使环空具有必要的水力完整性，有利于把井钻得更深。1999年11月哈里伯顿能源服务公司为雪佛龙美国开采公司在路易斯安那州外海的West Cameron Block 17井首次使用了实体膨胀管系统。套管层次为133/8的表层套管，压力过渡带为95/8的技术套管，在压力枯竭层段应用了75/895/8裸眼井膨胀尾管系统。压力枯竭层段下部为7生产套管和5生产套管。 2001年1月在Alaminos Canyon 557井第二次应用实体膨胀套管技术。这是世界上第一口两次应用膨胀套管技术的井。95/8的膨胀套管在113/4的套管内膨胀。膨胀套管的施工深度4877米，是世界上最深的。膨胀管

8、长度为464米，膨胀施工作业用了5个小时。膨胀后的95/8套管的内径是9.978，膨胀前是8.921。膨胀后的屈服和破坏应力分别为31MPa和8.8MPa。膨胀率为11.8%，套管缩短4%。这又使得另一套95/8的平头接合的套管可以下入95/8的尾管里。在过去的一年里，实体套管膨胀技术取得了显著的进步，已经从纯的概念转向实用。实体膨胀套管技术为钻井作业者提供了一种可以面对许多挑战的方法，并且有助于他们尽快收回投资。根据2001年10月22日的统计数据，Enventure 环球技术公司至现在为止已经在现场应用这种技术43井次，膨胀套管长度达9148米，823个套管单根。 RAG公司是奥地利一家勘

9、探开采公司，壳牌公司持有25%的股份。该公司的Voistdorf（V25）井是一口7油井，1994年因出水关井。公司决定封闭射孔段，在下部地层另行射孔。采用了51/27可膨胀衬管系统，套管外径膨胀率为14.65%，膨胀后套管内径为5.76。整个作业井眼内径仅损失0.696。V-25井在2001年第一季度恢复生产。这是世界上第一次使用可膨胀套管井衬管系统。 可膨胀割缝管（EST）是壳牌石油公司于90年代中期研制的一种使用于复杂井段钻井与完井作业的新型专利产品。这种管子上有一系列交错排列且相互重叠的轴向割缝，其本体比实体管材更易于涨开。在实施完井作业中EST从底部向上上膨胀，在钻井作业中，则由顶部

10、向下膨胀。EST的扩展程度取决于割缝的尺寸，最大可达原有直径的好几倍。直径的扩大造成长度缩短，但缩短的长度与增加的直径相比较是微小的。一般来讲，割缝管径向膨胀率为50%，轴向缩短率不到l%。另外，割缝形状、膨胀心轴锥角和锥底直径的合理匹配可使EST扩展后的实际直径比心轴自身大10%，同时也使EST扩展所需的力相对减小。 EST的主要用途如下: 改善井身设计。由于膨胀后可直接靠在井筒或套管壁上，EST可减少套管的伸缩量和简化完井设计，降低钻井作业费用。 安装完井设备。可膨胀管由于自身可以膨胀，故可允许安装诸如防砂筛管之类的辅助装置，使其紧靠在套管或井壁上，从而提高其井径利用率。 用于水平井裸眼完

11、井。EST可对地层产生附加的支撑效果，稳定水平井井壁，因此可用于水平井裸眼完井。此外，虽然EST扩展后割缝尺寸较大，但它可通过压紧地层起到防砂作用。下面介绍一下EST在钻井和防砂作业中的应用。（1）在钻井作业中的应用 用割缝管加纤维水泥，对95/8套管柱下面的井筒加上衬套，可达到隔离事故多发层段的目的。操作步骤是，将尚未膨胀的割缝管下入套管下扩眼的井段中，用添加有纤维材料的水泥浆替出钻井液，并在水泥浆凝固之前将割缝管胀开，一个103/4的套管短节接在95/8套管的底部，这样就可使EST回接到95/8套管柱上。水泥浆凝固之后，钻掉割缝管内的纤维水泥，从而形成带纤维水泥护层的井筒。实验室试验、矿场

12、试验和现场试验证明，采用EST和纤维水泥加衬里方法，可实现以6.9MPa最小压差来隔离井筒的目的。（2）在防砂作业中的应用 1995年在阿曼某油田的一口下套管直井中首次使用了割缝管，膨胀后撑开9米长的筛管，以利用EST的高膨胀性能构成防砂筛管系统。割缝筛管在生产井中的首次使用就获得成功。自1995年8月这口井恢复生产以来可扩展管防砂系统在防止井筒出砂和保持油井产能方面产生了出人意料的效果。试验表明，EST技术将给石油工业带来收益。因为它能防砂而不需要砾石充填，并且在水平井中可以提供较好的选择性，这对于割缝衬管、绕丝管或预充填防砂筛管完井都是不可能实现的。 基地位于英国阿伯丁郡的韦得福公司的子公

13、司 Petroline公司得到壳牌公司的授权开发可膨胀割缝管。为实现有效的井下防砂生产，在壳牌公司可膨胀割缝管专利技术的基础上该公司经过5年的研究和开发于1999年推出了可膨胀防砂筛管，即ESS技术。迄今为止，ESS技术在现场应用中，一直保持100%的成功率。 Petroline公司于1999年年底将ESS投入商业应用。目前，ESS已在欧洲、中东、亚太地区、拉丁美洲和尼日利亚的油气田广泛使用，应用最多的是裸眼井和需进行内侧砾石充填的油气井。 首次在水平井中应用：韦得福公司在尼日利亚的一口水平井（Imo River 63）中，下入1130英尺的4ESS井下安装和膨胀均获成功。膨胀后筛管直径为57

14、/8，膨胀率约50%。作业后该油井自喷，日产液为170t，采油指数（PI）达到了6.4t/m。在同一油田的其它井中下入常规防砂筛管，平均采油指数只有3.5t/m。 在海上气井中的应用：在英国北海的一口气井中首次使用了ESS。该井井径为216mm，深3200m，井斜角为76度。所用ESS长134m，内径为139mm。作业中还采用了可膨胀式隔离套（EIS），这种工具与膨胀式封隔器十分相似，只是它不需使用膨胀液。其作用是隔离上部井段，避免有害地层流体流入井筒。在安装ESS和EIS后，在井底流压为10.6MPa的生产条件下，井的天然气产量达到1.5x106m3, 而且在整个生产过程中始终没有发生井筒出

15、砂问题。2001年早期，韦得福公司宣布创造了新的可膨胀防砂筛管施工世界记录。在壳牌英国勘探开发公司的Brigantine-A海上气井，井深4829米，6水平段长2195米，韦得福在水平段成功安装了1500米的ESS。该公司总共下入井内2134米4ESS，其中1219米在6水平段膨胀成功。膨胀作业使用的是4.75实体膨胀锥，以及韦得福公司的伺服旋转膨胀系统（CRES）。与计划相比，产量提高了20%，节省成本约200万美元。 西江油田第一口多底井A13STl井于2001年8月26日投产，首次采用可膨胀筛管完井方式，这是可膨胀式筛管在国内的首次应用，单井使用可膨胀筛管长度在世界上排名第二。西江24-

16、3-A13stl井有水平和垂直两分支。下51/2可膨胀筛管和可膨胀盲管到81/2水平分支段，用带膨胀工具的钻铤将筛管外径膨胀到8.40。 与常规方法相比而采用可膨胀筛管可减少一半左右完井时间，节约作业成本40-50 万美元，泄油面积增加了4-5倍，同时降低了作业风险。中海石油(中国)有限公司深圳分公司和作业者菲利普斯中国有限公司对这次作业非常重视，为了将施工的风险降到最低，与提供作业服务的哈里伯韦得福顿公司和产家韦得福公司反复研究讨论作业过程中可能出现的问题和解决的方案，并组织队伍精心施工，顺利和高质量地完成作业。 国内西南石油学院管柱力学实验室对套管的膨胀进行了塑性变形有限元力学分析，大港油

17、田钻采院进行2年的研究，主要针对膨胀割缝管的井眼封固方面，完成了接头、引鞋、膨胀锥、钻具与膨胀管的连接结构等的设计、加工，并进行了室内实验，目前还没有做现场实验。除此之外，还未有相关的技术研究。二、实体可膨胀管技术 当钻井作业需要通过更深的过压地层、枯竭地层或易塌、易漏失地层时，现有的技术是用不同直径的钻头钻进，并以不同直径的套管以套筒的形式层层封固完成。在这种情况下，井越深、套管层次越多，要求最初的井眼直径就越大。如果一开直径一定，最终的井眼直径将会更小，这样就有可能钻不到目的层，即使钻至目的层，但井眼太小，满足不了开采及后续修井、增产等重入作业的要求。石油工作者一直在探寻用同一种直径的钻头

18、钻进，以便优质快速、高效地钻达目的层，并用同一种直径的套管完井，实体可膨胀管技术是向该目标迈进的第一步。 在探井的钻井过程中，为能最终钻至目的层，在井身设计中必须留有套管余地，即必须有应急套管，应急套管上部的井眼或套管直径必须大于应急套管，这样不管应急套管是否用上，其上面部分的钻井费用都增加了。另外，大尺寸井眼耗时长，且相应的钻机设备、钻井液及其它的材料费用耗资大。在目前的钻机及设备条件下，由于钻机的负荷等条件的限制，很难钻达更深的目的层，实体可膨胀管技术为向更深的地层钻进提供了强有力的技术保障，同时由于井眼直径相对较大，可将探井就地升级为生产井。对于这项技术，国外的多家公司都投入了大量的人力

19、物力进行研究，在过去的几年里，实体套管膨胀技术（SET）取得了质的飞跃，已经从纯粹的概念转到商业应用。在主要的3个应用领域都投入到工业实施，效果良好，有扩大规模应用趋势。（一）实体可膨胀管技术概述1、技术回顾套管膨胀技术的最初想法是：在井下条件下，冷处理钢管，使其膨胀到井眼所需要的大小。这个处理过程很不稳定，因为在井下环境下，冷处理钢管存在许多要克服的困难。 实体可膨胀管技术是通过机械的或液压的方式使膨胀锥受压或受拉从管柱中穿过，使管柱发生变形而永久性地涨开。膨胀锥穿过管柱使管柱发生变形，超过钢管的弹性强度极限而进入塑性过渡区，但是低于其屈服强度极限。 已经完成的套管膨胀比率超过20%。大多数

20、实体套管的膨胀技术应用在41/2到133/8的管柱，并且膨胀率小于20%。 图2.1 早期的用于膨胀实体管的膨胀心轴 图 2.2通过内管柱施加泵压实体膨胀套管的底部是一个“箱体”，一般叫做“起动装置”，里面包含一个膨胀锥。与膨胀套管相比，膨胀锥的壁很薄，但强度高。由于“起动装置”的以上特点，并且它的外形如同一个标准的浮鞋，因此在下入井眼时可以应用以前的套管柱。“起动装置”的壁厚以及有人造橡胶涂层的悬挂接头使膨胀管柱与外层的套管柱密封。膨胀管柱膨胀以后外径比“起动装置”的外径要大，内径膨胀到与“起动装置”的内径相同。膨胀套管在下入时公扣朝上。一种专有的扣型设计保证在套管膨胀过程、弯曲过程中保持密

21、封。 膨胀锥从下向上膨胀，膨胀力必须首先施加在母扣接头的内部结构上，这样在膨胀过程中不会发生脱扣的情况。如果首先施加在公扣端，会导致公扣与母扣脱离。 尾管柱的最上端是一个特殊的尾管悬挂接头，包括外部人造橡胶涂层和一个钢环。当膨胀锥通过该接头时，与外层的套管柱产生金属对金属的密封及橡胶密封。作为尾管顶部密封装置，该接头可以代替尾管上封隔器和尾管悬挂器。2、安装过程 安装一套膨胀管系统之前必须先钻一个比较大的井眼，目的是为了保证水泥环的厚度，并给膨胀套管留有有足够的空间。井眼钻成以后，下膨胀管柱，膨胀管底部带有“起动装置”。采用内管注水泥避免水泥浆被其它流体污染。一旦套管注水泥通过了内管、膨胀锥，

22、顶替塞进入浮鞋，将工作管柱的底部密封，产生一个压力室。然后压力上升到10.320.7MPa （根据系统的尺寸大小）。该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。该压力将促使膨胀锥向上移动并且使套管膨胀。随着膨胀锥的上升，起出工作管柱，立柱卸扣。在下一次膨胀前将工作管柱排放好。3、膨胀产品Enventure 环球技术公司开发了三种膨胀管产品。第一种是裸眼井膨胀尾管系统（expandable open-hole liner system）(OHL),主要解决漏失问题和复杂地层，例如盐岩橡胶层、及地层孔隙压力、地层压力梯度值得考虑的地层。第二种膨胀管产品是套管井膨胀衬管系统（expan

23、dable cased-hole liner system）(CHL)，主要用于修补作业。该系统可以用于老井的修复，可修复套管数千英尺。下入尾管，还可以穿过这层尾管钻井，没有了小井眼的限制。 第三种产品是膨胀尾管悬挂器系统（expandable liner hanger）(ELH),应用膨胀管柱制作一个尾管悬挂器。有数据表明，传统的尾管系统45%至60%的会产生漏失。为了解决这一问题需要挤水泥或下尾管悬挂封隔器，或者两者都需要，以保持其水力完整性。4、实体膨胀管用途实体可膨胀管具有下列用途：减小井眼锥度增加套管长度，使总井深处套管或尾管有尽可能大的内径； 提高油井产能； 在深水区作业也只需尺寸

24、更小、费用更低的钻井船； 降低钻井液和相关设备的费用； 延长常规套管的下入深度； 不用小井眼测井工具，而用常规测井工具就能对地层作出评价； 为各种钻井环境提供经济有效的应急方案； 维修和加固井下现有的套管； 封堵用常规方法无法封堵的射孔段和套管泄漏处； 为避开棘手层段提供一种费用低廉的手段； 将井下探井级套管就地升级为生产井级套管； 使修井和二次完井作业变得更加经济；， 减小过早弃井的可能性； 是尾管悬挂器和尾管上封隔器的一种更简单，更经济的替代品； 改善尾管上部的密封效果； 使完井具有更大的灵活性； 不必单独进行一次起下作业安放尾管上封隔器或测试尾管顶部密封情况； 减少或避免尾管发生水力泄露

25、。（二）实体膨胀管的实验室研究壳牌公司在1993年左右最先进行了实体膨胀管实验。实验使用了几节焊在一起的钢管，钢管初始直径是4，膨胀率约22%。1998年7月，开发了可膨胀的螺纹连接，这是一个重大的技术进步。1、系统试验最终的设计样品分别在实验室、地面和井下进行了膨胀试验，对其膨胀前后的机械性能进行比较研究。在实验室中分别对无螺纹接头套管和螺纹接头套管进行了膨胀试验，使用液压驱动膨胀锥。在套管井衬管系统实验中，31/2挠性管在5套管内膨胀。挠性管（初始内径3.094）样品长0.9米，产生23%的膨胀大约需要18吨的机械膨胀力。膨胀后外径为4.222，内径3.816。样品的两端没有受到限制，因此

26、直径扩大损失的是样品的长度而不是其壁厚。样品的长度大约减少了5%，壁厚的减少可以忽略不计。带有或不带有接头的实体管膨胀后均进行机械和水力完整性试验。其他的试验试包括硫化物应力破裂试验和循环应力弹性试验。得到满意的实验室试验结果后进行了大规模的地面膨胀实验，使用液压泵驱动膨胀心轴。液压在心轴上产生机械力，完成膨胀过程。对于133/8”套管，开始膨胀所需压力约为1900psi（13MPa），对于31/2”挠性管，膨胀压力约为5700psi（39MPa）。地面膨胀试验获得充分的数据后，就在试验井内试验。整个系统充分膨胀后从井中取出、切断并进行最终测试。2、机械性能的影响在实验室对膨胀后套管的机械性能

27、进行了研究，硫化物应力破裂参数以及膨胀期间的循环应力弹性参数表明系统可用于现场作业。选择合适的心轴材料至关重要。膨胀锥在套管膨胀时承受很高的界面应力。膨胀锥的形状以及锥体表面与套管内壁之间的润滑也非常重要。对膨胀组件材料质量的要求是：足够的强度、延展性、耐冲击韧性、耐磨蚀、耐磨损、耐破裂。在实验室对标准级钢管永久性膨胀（超过20%）后的性能进行了测试。最初进行的是管端扩口实验，对于研究膨胀管性能这比拉力实验更有意义。先后研究了各种API 5CT钢材膨胀后的性能。最初的实验使用的是缝焊接产品，这是因为其壁厚更容易控制。表2.1列出了K-55和L-80材料的化学成分。表2.1 可膨胀管钢材化学成分

28、成分K-55级L-80级C0.360.23-0.27Cr0.07=0.02Ni0.01=0.02Mo0.13=0.01Mn1.350.93-1.34Si0.270.22-0.27P0.0140.010-0.015S0.0040.003Ti0.0010.001-0.010Nb0.0050.005Cu0.010.02V0.001=0.048Al0.0280.044-0.0483、机械性能测试确定管材膨胀后的机械性能对于准确估计膨胀管的作业范围是必要的。对选定尺寸的套管膨胀前后的机械性能进行了比较，主要有强度、延展性、抗冲击韧性、抗破裂性。在此讨论的所有的膨胀实验都是在环境温度下进行的，在更高温度下

29、（超过176）膨胀性能与之相似，在井下温度和压力下膨胀管性能测试已经开始。目前只进行了L-80套管的抗硫化物应力破裂研究。表2.2总结了L-80套管（51/225kg/m级）的机械性能测试结果。数据表明膨胀过程的确影响了材料的机械性能。最大抗拉强度增大，拉伸强度降低，对于金属冷加工，这是一个很自然的结果。实验表明膨胀管内残余应力不同，可导致屈服强度测试数据大幅变化。L-80套管膨胀后硬度和抗拉强度发生了变化，然而在膨胀20%后套管仍然满足API规范5CT的要求。对K-55套管的测试也获得了相似的结果。如表2.3所示。表2.2 L-80级套管机械性能性能API规范5CT L-80级类型1L-80

30、未膨胀L-80膨胀20%硬度（HB）241（最大）200-205217屈服强度(ksi)80（最小）82382.4极限抗拉强度（ksi）95（最小）96.9104.8延伸率（%）14（最小）27.119.4表2.3 K-55级套管机械性能性能API规范5CT K-55级K-55未膨胀K-55膨胀20%屈服强度(ksi)55-8070.279.4极限抗拉强度（ksi）95（最小）110.5116.0延伸率（%）9.5（最小）2622实验结果表明膨胀过程改变了材料的夏比耐冲击韧性。然而，在0以及更高温度下材料的耐冲击韧性是可以接受的，在所有实验中除了K-55套管以外其余均100%剪切断裂。膨胀过程

31、降低了管材的压缩屈服强度，这是包欣格效应的结果。L-80套管实验数据表明，膨胀前后的压缩屈服强度下降约30%。51/225kg/m L-80套管压缩屈服实验数据表明膨胀后的压缩屈服强度接近或略低于API公报5C3的最低要求。幸运的是通过一种目前正在研究的特殊工艺可以恢复相当部分的套管初始压缩屈服强度。例如，应用这种工艺于膨胀20%的L-80套管可使膨胀后的压缩屈服强度提高48%。膨胀过程对于破裂强度没有重大影响。膨胀后的L-80套管的破裂压力达到或超过了一般数学公式的理论预测。（三）可膨胀接头的研制开发壳牌勘探开发公司于1998年与Grant Prideco（格兰特普里德库）公司合作开发膨胀管

32、技术。当时对31/2挠性管和焊在一起的4刚性管作了膨胀实验并取得了成功。膨胀管接头在膨胀前后必须保持机械和水力完整性是一项关键技术。Grant Prideco公司是制造各类油田管材的专业化公司，具有丰富的经验和资源，可迅速将新型接头从概念变为现实。当Grant Prideco公司开始研究开发可膨胀接头时，Enventure环球技术公司成立，该公司由壳牌技术风险投资公司和哈里伯顿能源服务公司合作成立，关系对等，负责膨胀管的开发、销售并提供技术服务。Enventure公司深刻认识到接头对于整个膨胀管系统的重要意义，因此提出与Grant Prideco合作。1、独特的设计 传统的套管接头有以下两个功

33、能： 将两根套管连在一起，接头必须承受作业期间的拉力、挤压和弯曲作用。 保持压力。对于可膨胀管，接头必须维持膨胀前后的机械和水力完整性。 普通的套管接头处的壁厚要比管体厚，这对于膨胀胀过程很不利。接头处壁厚，导致接头处内径较小，可能阻塞膨胀锥的通过；如果接头外径较大，接头的外部形状与内部形状不一致则会降低膨胀后接头密封的完整性；最后，由于膨胀所需的压力是膨胀管壁厚的函数，因此必须保证使接头膨胀的压力不超过管体的破裂压力。2、机械完整性当在管材上加工螺纹时，壁厚减小，有效应力传递截面积也减小。连接效率是接头的抗拉强度和管体的抗拉强度的比值。因此接头设计的目标就是使连接效率尽可能接近1。要补偿由于

34、加工螺纹造成的连接效率的下降，传统方法是增大接头的壁厚。膨胀管在井下膨胀，膨胀锥必须使管子发生塑性变形，因此施加的圆周应力必须大于管子的屈服强度，同时管子上形成了纵向张应力，约等于圆周应力的一半。于是膨胀管的连接效率至少约为0.5，加上10%的安全系数则为0.55。3、压力完整性传统油田用管材接头包括API接头和专门接头。一般采用以下3种密封机制：螺纹密封、非弹性填料密封或金属对金属密封。上述三种密封均取决于承压力。承压力是由于螺纹面、螺纹根、螺纹脊以及螺纹油之间的紧配合而产生的。螺纹元件之间的间隙由螺纹油中的固相充填密封。API改性螺纹油中的固相包括粉末状石墨、铅粉和锌粉。4、填料环密封填料

35、环密封使用的填料通常由特氟隆（聚四氟乙烯）和玻璃纤维构成。为了保持传统接头的压力完整性，公扣和母扣之间的螺纹尽可能紧密配合。然而对于膨胀接头而言紧密配合将产生问题。比如一根管子的螺纹以一种形式膨胀（例如凸形，即螺纹向外扩展），而配合管的螺纹以另一种形式膨胀（例如凹形，即螺纹受挤压），这会对螺纹造成潜在的损坏，可能破坏水力密封。5、新的膨胀接头设计 使用有限元分析模拟膨胀过程。最终决定采用平式接头-即管子连接处的壁厚不变。螺纹经过专门设计，可在管子膨胀23%时仍不受损害。可膨胀连接采用全新的密封技术，将密封机构置于母扣的后部用于内部密封，将其置于公扣的后部用于加强外部密封。可膨胀管公扣朝上下入。

36、这样当膨胀锥从下向上运动时首先使公扣螺纹膨胀，可以防止脱扣。6、制造过程可膨胀接头需要精确制造，严格控制质量。由于平式接头的母扣和公扣端壁薄，因此选择管材很关键。Grant Prideco公司的接头制造设备经过ISO900认证，符合API Q1标准。通过以下最优的制造工序可保证可膨胀接头的质量。 进料检查 彻底检查螺纹加工工具 统计抽样并检查密封环 在每次开始工作时严格进行校准 对第一件和最后一件成品的螺纹和密封件高倍放大检验 车螺纹时仔细检查接头 表面光洁度检测7、现场实验在1999年11月中旬，采用新式接头的膨胀管进行了现场试验。在路易斯安娜州海上的一口井安装了300米膨胀管，总深度400

37、2米。膨胀后尾管长度缩短为288米。安装组成员来自Enventure公司、Grant Prideco公司和其他服务公司。作为膨胀尾管作业的一部分，Grant Prideco公司的现场服务代表在井场进行了最后的检查，现场修理因运输造成的接头损坏，监督可膨胀管上扣和下井。可膨胀系统用来封隔一段高压层，以便用低比重钻井液钻压力衰竭地层。钻井作业进展顺利。尾管顶部要形成致密的密封，膨胀尾管承受17.2MPa的压力。膨胀管安装后要检查密封的完整性和尾管强度。系统进行了30分钟的正压力测试，压力24.4MPa，然后进行了14.9MPa的负压力测试。8、可膨胀管接头技术的展望随着膨胀管技术的发展，膨胀接头技

38、术也相应发展。应按照工业标准接头评价模式如 API PR5c5或者ISO 13679对膨胀接头进行膨胀后测试。最终单一直径井眼会变为现实。（四）可膨胀裸眼钻井尾管系统1、系统概述 可膨胀裸眼钻井尾管系统由于提供给作业人员额外的套管柱，因此对于许多裸眼井作业是一种有效的节省成本的方法。套管长度增加了，而井径减少可以忽略。如果上部井眼使用大尺寸套管成本太高，该系统由于允许上部井段使用较小尺寸套管因此可以显著降低套管成本。 图2.3 有没有可膨胀管的两种井身结构对比随着井眼的不断加深、作业者不得不下直径越来越小的套管。但是，现在采用可膨胀管就能减小井眼的锥度，维持井径和套管内径，进而提高钻井效率。有

39、了可膨胀管，作业者就能钻更小、更深的井眼，并使总井深处的套管具有更大的直径，有利于提高油气产量。图2.3对比了有没有用可膨胀管的两种井身结构。套管长度增加而内径几乎没有减少，这对深水区的钻井 作业尤为有利；因为在上部井段下多层直径很大的套管柱费用太高。作为一项节省投资的应急措施，可膨胀裸眼尾管使作业者得以将常规井身结构沿用到探井，并钻达比预料的还深的目的层。由于可膨胀管能够减小井身结构的锥度，因而不用小井眼测井仪而用常规测井仪就能评价更深的层段。在总井深处，可膨胀管裸眼尾管的直径大于常规井身结构的尾管直径，因而便于将探井转为具有经济产量的生产井。使用可膨胀管能减小所下套管的直径，减少套管层数，

40、对于深水钻井而言可膨胀管以下面两种方式降低钻井费用：井径越小，所需的钻井液、隔水导管及相应的设备就越少；用费用较低的小船就能将这些材料运到井场。2、可膨胀管的施工工艺可膨胀钻井尾管下入井内，挂在地面的卡瓦上。尾管柱的最上端是一个特殊的尾管悬挂接头，包括外部人造橡胶涂层和一个钢环。在系统的底部是一个“箱体”，通常称作“启动装置”，里面包含心轴或驱动头。“启动装置”由薄壁高强度钢材制造，膨胀锥的壁较薄，但强度高，可以通过外层套管柱下入井内。膨胀套管在下入时公扣朝上。一种专有的扣型设计保证在套管膨胀过程、弯曲过程中保持密封。膨胀锥从下向上膨胀，膨胀力必须首先施加在公扣接头的内部结构上，所以在膨胀过程

41、中不会发生脱扣的情况。如果首先施加在母扣端，会导致公扣与母扣脱离。 安装膨胀管系统之前必须先钻一个比较大的井眼，其目的是为了给注水泥作业时留有足够的空间。井眼钻成以后，第一步是下入“起动装置”和待膨胀套管，并悬挂在卡瓦上。然后下入钻柱或工作管柱并使其闩在膨胀锥的顶部。扶正器用来防止下入作业期间套管柱的弯曲。 根据膨胀锥组合尺寸的不同，“起动装置”长度从0.9米到1.8米不等。工作管柱内可以安装返注槽，允许液体从下向上进入管柱并进入环空，防止激动压力。采用内管注水泥避免水泥浆被其它流体污染。注水泥作业使用的是一种特殊的水泥浆，稠化时间较长，以等待膨胀过程，并且在较小的环空内形成有效的地层封隔。一

42、旦套管注水泥通过了内管、膨胀锥，泵入顶替塞，顶替塞进入浮鞋，将工作管柱的底部密封，产生一个压力室。然后压力上升到10.320.7MPa （根据系统的尺寸大小），该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。该压力将促使膨胀锥向上移动并且使套管膨胀。要驱动膨胀锥运动，必须考虑膨胀锥与套管之间的润滑。壳牌公司开发了一种对环境无害的精细钻井液系统，可与传统的钻井液系统匹配。当膨胀过程进入上一级套管时，开始膨胀尾管悬挂接头，并与外层套管柱产生金属对金属的密封及橡胶密封。作为尾管顶部密封装置，这个接头可以代替尾管上封隔器和尾管悬挂器。一般来说，由该密封形成的机械连接抗脱开强度可达225000

43、磅/英尺。 随着膨胀锥的上升，起出工作管柱，立柱卸扣。在下一次膨胀前将工作管柱排放好。该系统由下向上膨胀有两个原因。第一个原因与膨胀期间尾管缩短有关。通常尾管很难下至设计深度，一般位置偏高。如果从上向下膨胀，则膨胀管首先和外层套管锚接在一起，随后的膨胀过程中尾管从下往上缩短大约4%，导致膨胀尾管就不能完全封闭设计井段。而从下向上的膨胀首先将膨胀管定位于最低处，膨胀管的缩短发生在与外层套管的重叠段。第二个原因与钻杆操作有关。在从下往上的膨胀作业中，钻柱被不断从井中起出，钻柱承受一定的拉力，这种拉力可以作为辅助驱动力。而从上向下膨胀，需要钻铤和加重钻杆以增大膨胀力，这增加了钻柱上扣时间，而且施加在

44、钻柱上的力或重量容易使钻柱受挤压，不易转为膨胀驱动力。套管尺寸和机械性能决定所需的膨胀力，对于13 3/8可膨胀套管所需膨胀力可达136吨。3、可膨胀裸眼尾管系统的第一次商业应用可膨胀裸眼尾管钻井系的第一次商业应用是为了减小套管和井眼尺寸，从而降低成本。哈里伯顿能源服务公司的综合方案组作为雪佛龙美国开采公司的主承包商，于1999年11月在墨西哥湾的West Cameron Block 17油田的一口井采用可膨胀裸眼尾管系统成功钻达目的层。图2.4是传统套管设计与7 5/89 5/8膨胀管设计方案对比。海上作业之前，在陆地上的试验井进行了全尺寸系统试验。这使作业组人员得到了锻炼，增强了信心。陆地

45、试验后决定改变浮鞋组合设计，以便使用磨铣组合更有效地钻掉浮鞋；同时还确定了尾管膨胀时的最佳泵排量为1/2到3/4桶/分。为了确保作业成功，对实际的海上作业可能遇到的任何困难都制定了详细的应急计划。95/8套管每米重80千克。为了在7 5/89 5/8悬挂器膨胀后维持膨胀尾管的通径，改变了套管设计，底部4节套管使用了每米重70千克的套管。实际的内径和壁厚将仔细测量。9 5/8套管下的井段扩眼钻进，井径9 7/8，稍大一点的井径有利于固井，并为膨胀管膨胀提供足够的环空间隙。计划注水泥量应使7 5/89 5/8套管膨胀后水泥浆上部位于9 5/8套管基部。使用井径仪测井，最终确定水泥浆用量。该井段使用

46、15.7磅/加仑的泥浆钻进，然后使用虚拟发送器组合划眼起下钻，以保证真的发送器组合可以通过套管，并且不会在裸眼段受阻。泵送下锁紧塞子使其坐在塞座上，测量作业期间使塞子就位所需的泵排量。图2.4 传统套管设计与膨胀套管设计对比使用3 1/25变径钻杆将7 5/89 5/8膨胀管下至测量深度4002米。循环井眼注水泥，下入锁紧塞子。膨胀过程花了4.5小时，平均压力27.6MPa，在9 5/8套管内膨胀形成悬挂器时的最大压力33MPa。最初的尾管长度是300米，膨胀后缩短为288米，使尾管的顶部测量深度变为3714米。磨铣组合下井，泥浆比重降为1.25g/cm3，形成14.9MPa的负压差，进行尾管负压力测试。泥浆比重下降，保证顺利钻过尾管下方衰竭的砂岩地层。负压测试后进行了24MPa的正压力测试。钻掉浮鞋组合，最初的浮鞋测试失败后进行了挤水泥作业。在膨胀尾管下方将井眼扩为8 1/2，钻过衰竭的砂岩，下入传统的7生产尾管。由于预期的生产负荷超过了膨胀尾管的设计能力，因此将7生产尾管挂在膨胀尾管的上部。West Cameron 17井证明膨胀管技术可以解决一些共同的问题。应用膨胀管柱技术与常规井相比估计成本可以节约40万美元。实际节省约8万5千美元，因为这是一项新技术，技术应用