膨胀套管技术的发展与应用教材(-60张)课件.ppt

1、中国石油勘探开发研究院装备研究所二O一二年八月石油钻采工程新技术新工艺概述概述国外膨胀管技术发展现状国外膨胀管技术发展现状国内膨胀管技术的研究应用国内膨胀管技术的研究应用膨胀管技术发展方向膨胀管技术发展方向 膨胀套管技术是Shell公司于1990年代开始研发的一项新技术，1999年首次应用，被称为“21世纪石油工业发展的核心技术之一”。目前已开始广泛用于油田开发中。油水井套管是油气产出的通道，套管的完好是油气田实现油气产量硬增长的关键一环。随着我国各个油田进入开发后期，井筒维护、剩余油的挖潜、套损井的治理已经成为各油田特别是老油田二次开发的重点工作油田的套管 中国石油所属油田每年上报的待修套损

2、井数居高不下（8000口左右），一些老油田套损井比例已经超过50，大量的井停产停注，可采储量损失严重 膨胀管技术与常规技术相比具有强度高、密封可靠、修复后通径大等优点，特别适用于套损井修复n2010年井筒维护措施3500多井次，实际待大修井高达80009000口 套损修复技术对比套损类型传统措施膨胀管修复适应性膨胀管技术的优势轻微缩径变形机械整形变形量超过套管内径的12%爆炸整形工艺通径大，强度高套管变形、破裂、错断等双端密封加固通径大，强度高套管严重损坏取换套管周期短，成本低，不受井深限制n 膨胀管补贴技术为套损井复产提供了有力支撑，对老油田的挖潜改造有重大经济价值。n 原理：可膨胀套管是一

3、种由特殊材料制成、具有良好塑性的金属钢管，下入井内后进行膨胀，在冷作硬化效应下，管材强度和刚性得到提高，膨胀变形后的机械性能达到API套管钢级的水平。原理视频动画n 四大关键技术：1）管材难题（化学成份、性能、热处理状态和尺寸公差）膨胀前：要求材料延伸率高，易于膨胀变形 软膨胀后：机械性能基本达到普通套管水平 硬2）膨胀锥主要解决长距离、间断可重复使用、高强度、耐磨3）膨胀螺纹多根连接、长距离膨胀，连接强度及膨胀后密封技术4）减摩难题变形量变形量冷作硬化冷作硬化塑性变形塑性变形点点应力值应力值该项技术有多种用途，目前按照使用环境分为两大类：n 最终目标：1）以全井同一尺寸套管，代替现有的多层套

4、管结构。可以：节省59%的钻屑处理费用降低38%的套管重量节省42%的固井水泥节省44%钻井液用量。2）裸眼系统：尾管悬挂：悬挂牢靠，通径最大；老井加深/侧钻：用膨胀管完井，通径大。1）套管内补贴：套管加固、堵水及层系封堵；2）用套管代替钻杆钻井，可以：减少起下钻的时间比传统用钻杆起下钻大约快5倍至10倍；减少井下复杂情况的发生；改善水力参数、环空上返速度和清洗井筒的状况；钻井成本将大大下降打一口井深为10000ft的井，和传统钻杆钻井方式相比，预计可节约费用30以上。n 套损井加固 利用膨胀管技术进行套损井修复加固，修复后不仅强度高，而且通径只减少两个膨胀管壁厚，受到油田的普遍欢迎，对老油田

5、的挖潜改造有重大经济价值。n 油田堵水及层系封堵 利用膨胀管技术进行堵水及层系封堵，不仅密封承压效果好、封堵井段通径大；而且不影响泵挂的下入深度。与化学堵水工艺相比：n施工工艺简单、成本低、有效期长;n如果需要重新利用，可以采取射孔的方法，实现完全或部分打开。利用膨胀管完井，下入井内再膨胀，解决了5”套管内再进行下部油层开发面临的套管直径过小问题，对老油田的二次开发具有重要意义。如果利用老井眼加深，下部的套管用膨胀管做为完井套管，可以得到更大的通径，以适应常规的井下工具。常规卡瓦式悬挂器因为其悬挂方式的原因，会有坐挂失败或者倒扣失败等安全隐患，并且其环空重叠段水泥环封固质量不易保证。膨胀管式尾

6、管悬挂器可彻底解决上述问题。n 采用膨胀管式尾管悬挂：悬挂牢靠不受井深和温度的限制尾管重叠段相对更短。两种悬挂方案对比n 应急套管 钻井过程中，经常遇到井眼垮塌、恶性漏失等井下复杂情况：这些情况的出现，将导致提前下套管，从而，使原设计的套管序列无法满足钻井设计的要求，甚至无法钻达目的层。利用膨胀管技术，可在原有的套管序列间增加一层应急套管，对有问题的层段进行封堵，从而确保钻达目的层。n 全井同一尺寸套管 海上钻井总成本可以节约33-48%。如一口1500米深水水域、井深为8800米的油井，分析结果表明单一井径油井可节约12003100 万美元的钻井成本。概述概述国外膨胀管技术发展现状国外膨胀管

7、技术发展现状国内膨胀管技术的研究应用国内膨胀管技术的研究应用膨胀管技术发展方向膨胀管技术发展方向国外发展历史：20世纪90年代初，开始套管膨胀变形的可能性研究；1993年在挪威进行了第一次概念性试验；1998年Shell和Halliburton公司合资成立Enventure公司，并 率先进行了模拟井下试验；1999年Chevron公司进行了第一次现场应用试验；20世纪末达到商业化应用水平。n 膨胀管技术在国外发展较快，已有多家公司进行膨胀管的技术研发，并且广泛应用于套管修复、裸眼系统以及膨胀筛管完井等领域。n 膨胀方案在国外分为液压和机械两种方式。国外公司的主要技术特点：Enventure公司

8、，实体膨胀管技术为主；Halliburton 公司，综合完井方案为主；Weatherford 公司，综合完井和膨胀筛管；Baker Hughes公司，综合完井方案为主；俄罗斯Tatnipinefi设计院，波纹管及实体膨胀管。国外公司在国内进行的与实体膨胀管相关的技术服务，以Enventure公司最早、最具代表性，其技术先进，价格昂贵。套管补贴普遍采用了直缝焊管（ERW）专用管材 胀后强度已经达到N80钢级指标 作业施工压力低于30MPa 一次膨胀长度达到1700米 已经开发出膨胀式尾管悬挂器、膨胀筛管防砂系统 国外已经成功地完成了单一井径系统主要工具的试验。套管补贴套管补贴尾管悬挂尾管悬挂44

9、5445/3 3单一直径钻井单一直径钻井老井加深老井加深/侧钻侧钻膨胀筛管膨胀筛管一般膨胀管井身设计一般膨胀管井身设计单一直径井单一直径井Baker Hughes已经进入现场试验阶段概述概述国外膨胀管技术发展现状国外膨胀管技术发展现状国内膨胀管技术的研究应用国内膨胀管技术的研究应用膨胀管技术发展方向膨胀管技术发展方向1、常规套管补贴技术；2、水平井用全内置膨胀管技术；3、薄壁大通径膨胀管技术；4、高温热采井用耐高温膨胀管技术；5、长段腐蚀套管修复；6、膨胀套管裸眼系统；7、免钻胀捞一体化膨胀管工具；8、连接螺纹及密封技术9、仿生减磨技术10、水平井多分支井完井技术三、国内膨胀管技术的研究应用三

10、、国内膨胀管技术的研究应用更强事故处理能力更强事故处理能力卡簧卡簧钻杆扣钻杆扣增加引鞋增加引鞋 通过性更好通过性更好 结构改进结构改进胀锥丝堵花键结构胀锥丝堵花键结构由由下丝堵下丝堵、膨胀器膨胀器、连接杆连接杆、膨胀管膨胀管、油管、打压接头等部分组成。、油管、打压接头等部分组成。高压泥浆下放管柱密封环可膨胀管2膨胀管尾可膨胀管1套管可膨胀螺纹下封头膨胀锥试验条件：试验条件：n膨胀管发射腔冲压台架；n打压试验台架；n多参数实时监控综合试验平台发射腔冲压台架打压试压台架传感器及电源采集卡、监控程序界面膨胀管综合实验台试验试件：试验试件：膨胀螺纹膨胀螺纹大直径膨胀螺纹大直径膨胀螺纹密封段切片密封段切

11、片破坏的膨胀螺纹破坏的膨胀螺纹悬挂试件悬挂试件膨胀锥疲劳试验膨胀锥疲劳试验数据处理：数据处理：01020304050607080901001101201300510152025303540 试件7 试件13压力(MPa)时间(s)11.211.411.611.812.012.212.412.612.8 B F1 Data1B膨 胀率（%）角 度（度）812162024280510152025303540改进结构过胶压力 改进前压力 改进后压力压力（MPa）时间（s）材料对膨胀力影响材料对膨胀力影响锥角与膨胀率锥角与膨胀率减压效果减压效果润滑介质对膨胀力影响润滑介质对膨胀力影响膨胀锥角度对膨胀力

12、影响膨胀锥角度对膨胀力影响n可用于51/2”、7”、95/8”及非标套管修复；n51/2”套管修复后通径达到108mm（最大114mm）以上；n膨胀管抗内压91MPa,抗外压51MPa，超过J55钢级；n膨胀螺纹抗内压45MPa；抗外压15MPa；n补贴加固长度已达到150.7m；n悬挂力450KN；n最大工作温度350；修复后通径大，方便后续作业；密封效果好，强度高。不断完善膨胀管施工工艺规范 从方案设计、井眼准备、施工顺序及操作规程、验收、HSE等方面进行规范 装备所主持编制了油田套管补贴用膨胀管、油田套管补贴用膨胀管 施工规范等国家、行业标准n 现场施工工艺流程：中石油膨胀管补贴技术已经

13、在大庆、胜利、辽河、长庆等国内11个油田得到了现场应用推广，累计总施工井数超过了850口（2011年250口），在油田产生了较大经济效益，每年直接效益折合数亿元。2005年年1月测井径曲线月测井径曲线2007年年6月测井径曲线月测井径曲线 对2005年1月膨胀管施工的杏3-1-226井进行了后续效果跟踪。2005年与2007年测井径曲线进行比较，补贴段井径并无明显变化。目前国内外膨胀管补贴作业中大部分设计为膨胀锥带动打压管柱（油管或钻杆）上行，液体压力必须对抗管柱重力、管柱与套管内壁的摩擦力。随着井斜角度的增加，管柱摩擦力急剧增大，导致膨胀力过大，降低施工可靠性。为此，研制了斜井、水平井专用的

14、减摩膨胀工具及其配套施工工艺，以满足斜井水平井套管修复作业需求。针对斜井、水平井管柱摩擦阻力大的难题，研制了基于内置拉杆的膨胀管补贴工具，彻底解决了管柱摩擦问题。n 技术优势：大钩悬持管柱，管柱补贴位置更准确；膨胀锥为自上而下膨胀，方便后续事故处理；在膨胀过程中，行走部件全内置，无额外摩擦阻力，膨胀压力最低，接近地面试验值；上丝堵倒扣丢手打开通道，免钻，节省一趟管柱。n 堵水及层系封堵：随着油田开发进入高含水期，堵水及层系封堵的生产需求越来越多。目前采用的下封隔器、爆炸式机械堵水以及化学堵水等常规堵水工艺都存在明显不足，已不能满足生产需要。机械堵水：爆炸式堵水存在密封承压差、封堵井段长度受限、

15、悬挂不牢等缺点；下封隔器堵水则存在通径小、有效寿命短等缺点。化学堵水：化学堵水施工工艺复杂、有效期受限；挤水泥容易造成二次套损风险；解堵不完全。n 膨胀管技术进行堵水及层系封堵：密封承压效果好、封堵井段通径大，深度、长度不受限；不影响泵挂的下入深度；施工工艺简单、可靠性高、有效期长；可重新射孔，实现完全或部分打开。n 适用范围：适用范围：51/2”套管的堵水、层系封堵套管的堵水、层系封堵n 技术指标：技术指标：修复后内径修复后内径114mm；管材外径管材外径114mm，壁厚，壁厚5mm；抗内压抗内压35MPa，抗外压，抗外压15MPa；n 研究成果：研究成果：5mm膨胀螺纹问题已解决；膨胀螺纹

16、问题已解决；已实现长段补贴；已实现长段补贴；大通径膨胀管结构设计、尺寸设计；大通径膨胀管结构设计、尺寸设计；参数校核、有限元分析；参数校核、有限元分析；零部件外协加工，样机试制；零部件外协加工，样机试制；对膨胀、密封、悬挂等性能进行室内试验；对膨胀、密封、悬挂等性能进行室内试验；样机完善，现场试验。样机完善，现场试验。n 工作内容工作内容:对修井作业领域的影响传统膨胀管施工工具分类工具外径mm适用性新型膨胀管施工工具分类工具外径mm适用性打捞类工具打捞公锥105打捞类工具打捞公锥106105106打捞母锥114打捞母锥115114115通井规工具114通井规工具115114115切割类工具机械

17、内割刀101切割类工具机械内割刀102101102震击器类工具108震击器类工具109n 对于后续修井作业的影响：常规膨胀管技术采用橡胶密封，最大工作温度 140，无法满足辽河、塔里木等油田热采井、深井等高温井套损修复的需要。为此，对耐高温的膨胀管套管补贴技术进行公关，以解决高温井（350以上）套损治理、油田堵水及层系封堵的实际生产需求，进一步提升国内油田套损井修复技术水平。开发了新型密封机构的耐高温膨胀管，可用于热采井、深井等高温井套管修复。n 技术指标：最大工作温度 350；单组密封，液体密封压力 17MPa；单组密封，悬挂力100kN；膨胀工作压力45MPa；n 现场应用：辽河油田曙1-

18、06-012井（热采井）补贴位置1051m1060.2m，工具长度9.2m；修复后内径 141mm，耐压 17MPa。长庆油田由于Cl腐蚀造成套管大段损坏，严重影响油气生产；常规技术无法解决这一问题，而受长庆油田单井成本的限制，防腐套管完井、膨胀管长段整体补贴等技术无法规模化应用。中国石油勘探院装备所针对这一难题，利用膨胀管技术优势，开发出了膨胀套管坐封技术，为长段腐蚀套管修复提供了一个新思路，一种新手段。连续的半圆腐蚀连续的半圆腐蚀n 现场应用：现场应用：长庆油田采油二厂 剖33-03井：坐封段1654m1658m；华180-3井：坐封段1448m1460m；定31-1井：坐封段1719m1

19、933m；膨胀管坐封小套管二次完井膨胀管坐封小套管二次完井n 结论：结论：膨胀管坐封小套管二次完井具有悬挂牢、耐压能力好、有效寿命相对较长等优点；套管腐蚀后井筒情况复杂，必须对施工工艺参数进行深入研究；现有方案的有效寿命需进一步研究考核。n 完井技术方案完井技术方案1：膨胀管尾管悬挂器膨胀管尾管悬挂器+实体膨胀管实体膨胀管+自膨胀橡胶封隔器自膨胀橡胶封隔器开窗套管开窗套管膨胀管喇叭膨胀管喇叭口（悬挂回口（悬挂回接）接）悬挂胶筒悬挂胶筒（膨胀橡胶）（膨胀橡胶）膨胀橡胶封隔器膨胀橡胶封隔器普通橡胶普通橡胶浮鞋浮鞋完井管柱结构示意图复合胶塞胶压塞碰该技术综合实体膨胀管、自膨胀橡胶封隔器、膨胀式尾管悬

20、挂器和水平井分支井技术等4项优势技术，提出了膨胀套管裸眼系统技术，为侧钻井发展提出了一个新思路。27/8”油管油管23/8”油管油管膨胀锥膨胀锥丝堵丝堵n 性能参数性能参数：完井后套管内径103mm；膨胀管抗内压91MPa,抗外压51MPa，超过J55钢级；膨胀螺纹抗内压45MPa；抗外压15MPa；悬挂力450KN；膨胀橡胶封隔器完井管柱n 现场试验现场试验：试验井位：大庆油田杏3-丁2-侧平322井 技术数据：侧钻点井深892m；最大井斜0.28 deg/m；造斜段长度324.7m；水平段长度150m；膨胀套管总长 500m。施工方案：开窗深度960m；井底闭合距：296.35m；造斜段长

21、度207.8m，水平段长度167m；采用射孔完井；n特点：特点：橡胶密封，环空密封段短，密封压力橡胶密封，环空密封段短，密封压力35MPa35MPa，彻底解决卡瓦式悬挂器尾，彻底解决卡瓦式悬挂器尾管重叠段环空密封不严的问题。管重叠段环空密封不严的问题。通径大，可在通径大，可在5 5-1/2-1/2 套管内悬挂套管内悬挂4 4无接箍套管，相应尺寸采油泵可无接箍套管，相应尺寸采油泵可通过悬挂器下入到尾管串中，泵下深不受悬挂器内径的影响。通过悬挂器下入到尾管串中，泵下深不受悬挂器内径的影响。现场可操控性强。现场可操控性强。（1 1）工具长度短，下放容易，可在）工具长度短，下放容易，可在0 0-90-

22、90井斜中任意位置座封，不受井井斜中任意位置座封，不受井 斜位置限制；斜位置限制；（2 2）丢手简单，座封完成后直接上提丢手；）丢手简单，座封完成后直接上提丢手；（3 3）施工压力不高。）施工压力不高。n适用范围：适用范围：普通直井，斜井和水平井，可在0 90任意井斜位置悬挂；深井、超深井，液压力和机械力共同作用，确保悬挂器顺利膨胀坐封紧急情况可安全丢手高压井，密封35MPa，耐温180。n规格参数与技术指标：规格参数与技术指标：规格规格75 455 3 4108x7密封压力密封压力35MPa35MPa施工压力施工压力22-25MPa25-28MPa悬挂力悬挂力600KN-1200KN600K

23、N-1200KN悬挂内径悬挂内径136108耐温耐温橡胶耐温180橡胶耐温180管体耐温350管体耐温350悬悬挂挂器器内内通通径径尾尾管管通通径径n 生产需求：生产需求：斜井、水平井，不允许施工过程中井下有落物；施工周期短、速度快，效率要求高；n 胀捞一体化膨胀管工具：适用无转盘动力，免钻，可缩短施工时间。n 效果：单根补贴节省一趟钻。胀捞一体化管柱胀捞一体化管柱 随着膨胀管技术推广范围和数量的增加，现场工况越来越复杂，对反复使用的膨胀锥寿命可靠性、膨胀最低压力要求也越来越高，常规润滑减磨技术很难进一步提高性能。n 前期基础：以51/2”套管膨胀管工具为例。常规技术膨胀压力30MPa；膨胀锥

24、室内行走距离累计600m；大庆、吉林现场施工，膨胀锥工作寿命5口井/个。膨胀锥造斜段润滑；管内表面的减磨固体涂层；管内表面的防腐涂层。n 仿生减磨技术：微胶囊技术n 工作内容：数值仿真理论研究；对微孔胶囊润滑进行了初步研究；制作了11个膨胀锥试样，完成了2轮室内试验；对方案进行调整，准备第3轮室内试验。n 数值仿真初步结果：取摩擦系数为0.15时，变形能为92.33kN驱动力所做功，摩擦能是64.75kN驱动力所做功。变形能占总能量消耗的58.8%，摩擦能占总能量消耗的41.2%。多分支井技术在国外被称之为“21世纪用钻井的方法有效提高单井产量、降低成本的最具前途的技术”。目前，装备所具有7和

25、9多分支井4级完井技术，已在中海油天津分公司陆上试验井、埕北油田A平台CB-A22井、CB-A10井和渤海石油公司南堡NB35-2-A6mh井成功进行了四次施工，技术工艺成熟。n 技术优势：膨胀管定位器，悬挂牢，定向可靠；主井筒通径最大（明显优于国外同类方案）；支井选择性重入可靠（四级完井情况下，优于国外设计）；支井数目、支井间距不受限制（适用于新井、老井侧钻）。支井主井油气藏刮管通径下膨胀管定位总成陀螺定向起出膨胀管总成送入工具调整斜向器工具面角后焊接下斜向器总成起出斜向器总成送入工具概述概述国外膨胀管技术发展现状国外膨胀管技术发展现状国内膨胀管技术的研究应用国内膨胀管技术的研究应用膨胀管技

26、术发展方向膨胀管技术发展方向高性能膨胀管材研究；热采井用耐高温膨胀管；多类型膨胀方式研究；水平井多分支井完井技术钻井在漏层封堵和单一直径井上的发展；膨胀套管钻井技术；n 现有技术：多种尺寸型号，可用于4”、51/2”、7”、95/8”及其他 特殊尺寸套管修复，国内最全；n 最新进展：5x114mm薄壁膨胀管，用于堵水、层系封堵；7x108mm膨胀管研制成功，将应用于裸眼系统；n 存在不足：目前现场应用均为无缝管，壁厚不均匀；n 攻关方向：高性能、ERW膨胀管，应具有高强度、高密封性、壁厚均匀等特点；抗CO2、H2S腐蚀的膨胀管材；n 最新进展：基于金属密封和组合密封的耐高温膨胀管技术已进入 现

27、场试验，最大工作温度 350；n 存在不足：膨胀压力较高、金属密封适应性较差；n 攻关方向：高性能的耐温材料，易膨胀、密封能力强 金属密封+胶筒密封+高温密封剂组合密封新结构n 关注热点：非金属密封材料、记忆合金材料n 现有技术：实体膨胀锥 定径的辊子膨胀锥n 存在不足：不能满足悬挂器、裸眼系统等新膨胀方式的需求；n 攻关方向：可变径滚压胀锥 复合变径膨胀锥 步进膨胀机构 旋转丝杠膨胀机构滚压胀头滚压胀头变径膨胀锥变径膨胀锥步进膨胀机构步进膨胀机构 首创的膨胀管定位分支井技术，已开发首创的膨胀管定位分支井技术，已开发7 7 和和9 9 多分支井多分支井4 4级完井技术，级完井技术，技术工艺成熟

28、，已经推广应用，新型膨胀管定位器研究。技术工艺成熟，已经推广应用，新型膨胀管定位器研究。目前正在进行目前正在进行5 5 1 1/2/2水平井多分支井技术研究。水平井多分支井技术研究。9-5/8套管：1464.40m（实际值）9-5/8套管：1464.40m（实际值）12-1/4井眼：1466.00m（实际值）12-1/4井眼：1466.00m（实际值）转 盘 面：0.00m海 平 面：40.00m泥 面：52.20m井口平台：30.00m9-5/8套管固井尾浆返至580m（实际值）20隔水导管入泥43m13-3/8套管：388.00m（实际值）13-3/8套管：388.00m（实际值）17-1

29、/2井眼：390.00m（实际值）17-1/2井眼：390.00m（实际值）7尾管：1536m8-1/2井眼：1537m7筛管：1463.57筛管：1463.51900.6m（实际值）1900.6m（实际值）8-1/2主井眼：1907.50m（实际值）8-1/2主井眼：1907.50m（实际值）4-1/2筛管：1773m 6井眼：1775m设计侧钻点923.5m 单一直径井井身结构及设计方法 膨胀管裸眼堵漏完井设计方法：堵漏，替代波纹管，不损失井径通过对可更换钻头式套管钻井工艺配套技术及工具配套技术的研究及试验，研究开发有自主知识产权的可更换钻头式套管钻井技术必需的打捞矛、井下锁定工具串、坐底套管短节、起下钢丝绳系统等系列配套工具及可更换钻头式套管钻井工艺配套技术，形成一套不起钻换钻头的可更换钻头式套管钻井工艺技术，并达到推广应用的条件。中国石油勘探开发研究院 装备研究所