泵压12.4MPa。 • 试压：尾管头试压6.9MPa10分种，起钻时关防喷器试
压14MPa30分钟。 • 复杂：注水泥时下胶塞在大小头处卡住，并失去密封，
用第2胶塞压下，但在内管低端承压膜压不破，不能建 立循环，后采用补救措施完成。
4 射孔段局部封隔
• 奥地利，V25井，7”油层套管，射开了上部水 层，其下油层未射
•总体经济效益：
该井预计节省40万美元，由于新技术投入，实际只 节省8.5万美元，预计硬件系统改善后节省29万美元， 施工技术成熟后将时间节省算在内，预计可实现原设 计的节省40万美元。
•间接经济效益：
多层套管封隔复杂地层，以便安全和有效的对付泥 浆密度窗口窄的复杂问题。 开眼直径小，可用较小直径防喷器、钻机和隔水导 管。
唯一存在和还需继续研究的问题是螺纹密封完整性 和抗挤强度。由于金属材料的包兴格（Bauschinger ）效应，抗挤强度会比膨胀前有所降低。这可通过 选用具有较高抗挤强度的套管来解决。
清管
下入 液压涨管 密封试压 钻下堵头
修补套管 Shell-Ha.膨胀方案（拟参考）
环型活塞 悬挂密封单元
大小头 注水泥胶塞
（2）南得克萨斯深水海洋钻井，Shell Rail Tijerina1 号井
• 水深：2286m • 类型：可膨胀尾管 • 尺寸：13 3/8”16”尾套技套 • 长度：180m，深195m至15.2m，封泥线下浅流砂层，
浅水层。 • 总施工时间48小时。
• 经济效益： 在上述13 3/8”16”膨胀技套后，将原隔水导管
– 13 3/8”16”
– 11 3/4”13 3/8” – 9 5/8”常规套管
– 7 5/8”9 5/8” – 7” 平端无接箍套管。
（5）墨西哥湾深水海洋钻井
• 类型：可膨胀尾管 • 长度：361m，下深3 855m，16”技套管3584m。 • 尺寸：13 3/8”16” • 操作：用泥浆泵泵入泥浆胀管和顶驱上提共同作用胀管。
（1）谢弗隆公司、墨西哥海湾卡区第17区块
• 类型：可膨胀尾管 • 尺寸：7 5/8”9 5/8 ” 即7 5/8”套管膨胀到与上层9 5/8”套管
内壁相贴。 • 长度：300m • 井深：4002m • 目的：缩小井眼井径，同时又获得较大完井套管直径，封
需较高泥浆密度的高压层，为膨胀尾管下用低密度泥浆创 造条件。在7 5/8”9 5/8”膨胀尾管下用7 1/2”8 1/2”（随钻 扩眼7 1/2”扩到8 1/2”），以便下7”尾管作油层套管。即在 9 5/8”与7”间增加了一层套管。 • 施工时间4.5小时。 • 效果：密封试压24MPa， • 抗外挤压差：15MPa（钻水泥塞后泥浆密度降到 1.50g/cm3的内外压差）。
21”改为16”，由此可将原第五级钻井船降为第三级 钻井船，仅钻井船的日租费每日节省15万美元。 • 总体效益：
该井在上述13 3/8”16”之下采用一系列膨胀套 管技术以封隔复杂地层：
11 3/4”13 3/8”
9 5/8”11 3/4”块，墨西哥湾， BP/Vaster公司
• 尾管技术套管，即可膨胀的尾管技术套管，习惯用英文名： Expandable Openhole Liner （OHL）
• 膨胀式尾管悬挂器，起普通尾管悬挂器的作用，但没有卡 瓦，没有管外封隔器。膨胀尾管悬挂器具有大通孔直径、 高密封可靠性。英文名：Expandable Liner Hanger
3 可膨胀尾管工程应用实例
• 水深：1646m
• 类型：可膨胀尾管
• 尺寸：7 5/8”9 7/8”
• 目的：封泥浆密度窗口窄地层
• 井深：上层9 7/8”技套 深3657m，7 5/8”9 7/8” 膨胀尾管长639m，下至井深4203m。
• 失败：由下而上膨胀至3840m，胀管长度363m 时，密封失效，泵压由胀管时26MPa降至 7.6MPa，胀管泥浆挤入地层。
6 膨胀尾管挂工程应用
膨胀型尾管挂与常规尾管挂比较： 高密封性
据统计，约有30%的常规尾管挂尾管头不密封，被 迫挤水泥。仅美国墨西哥湾就有30％至50％普通尾 管头漏。膨胀型尾管挂有环型牙吃入上层套管内壁 形成金属压紧密封和多道弹性元件密封。
大通孔
回接座通孔直径大，有利于回接密封。
结构简单
射孔段内补贴堵水或重新射孔。
Wetherford纵向波纹管膨胀过程
Wetherford纵向波纹管 （不拟参考）
owen膨胀方案
2 国外概况
目前只有壳牌公司和哈利伯顿等公司联合进行的可 膨胀套管技术具有发展前景。用液压胀管，可用于3 1/2″连续油管至13 3/8″套管膨胀。采用API标准 套管。据报导2000年技术可达到一次膨胀长2500’至 5000’（762m至1524m）。密封压差（尾管头部）大 于70MPa，抗内压和管体抗拉强度高于API标准。
膨胀式(过程）
常规
膨胀后最终 结构
常规尾管悬挂与膨胀式悬挂器
钻井
注水泥 开始膨胀 膨胀结束 取工具 膨胀尾管套管过程
钻胶塞
13-3/8” 膨胀至内贴16”套管，接头胀大照片
3国外技术状况 ——商业应用和服务范围
膨胀套管技术已进入商业性服务阶段。其用途 或范围有以下三方面：
• 套损井的套管补贴，一次可补贴数百米以上。习惯用英语 名：Expandable Cased Hole Liner。
95/8 ″
可行的深井膨胀技套及套管层序(椐Shell公司修改)
95/8 ″
7 5/8 "×9 5/8"无接箍 扩后内径7.937 ″ 扩后外径8.629 ″
7 ″（无接箍） 加长尾管
7 ″ （无接箍） 尾管
提高深井钻井和完井效益
上述多层技套的井身结构对我国复杂地质条件 的深井具有重大意义。在不增大井眼尺寸和不 降低完井套管尺寸的条件下用套管封隔复杂地 层将会显著提高勘探开发效益。
13%、内径5.66” • 抗内压258bar、试压到56bar 12hr不漏 • 掏空试验承受产层外压35bar 90hr不漏 • 酸化后恢复生产
• 阿曼QAM4井，7”油套。从气举转电潜系开采。封隔产硫 化氢射孔段。其它补贴方法内径小，不能下电潜泵。
• 原7”内径6.184” 、5 1/2”账补后内径5.38” ，仅差0.8” • 试压压差10MPa。封1160m和1700m两段下段为ESP冷却需
在国外优先用于海洋钻井
采用可膨胀套管后，可用较大直径钻头和钻杆 ，井底水力能量可较大幅度提高，并改善环空 净化。
（2）套管补贴大修
我国有数千口油气井油层套管由于腐蚀等原因 穿孔或泄漏，急需补贴大修。现行爆燃技术可靠 性、密封性，最大允许通孔直径和一次可贴补长 度等均有缺陷。如果能用可膨胀套管补贴油气井 套管，那么大量油气井可恢复生产，不需要钻更 多的调整井和侧钻井，具有显著技术经济效益。
关键技术：
膨胀技套
16 ″套管 内径15.010 ″
边钻边扩及直井钻 进。
优点：
从16 ″至9 5/8 ″ 套 管间，共6层技术套 管 最终直径9 5/8 ″ 。
133/8×16 ″ 扩后外径15.010 ″ 扩后内径14.250 ″
133/8"
113/4" 内径10.772 ″
95/8 ″ × 113/4 ″ 扩后外径10.667 ″ 扩后内径10.00 ″
• 原因：胀至3540m刚过完接头时密封失效。后 证实膨胀时套管滑 扣，填井侧钻。
• 教训：改进套管螺纹和胀扣器结构。导至了后 来采用7 5/8”XPC扣。
（4）南得克萨斯、墨西哥湾 Shell Thomas Rife13井
• 水深：2286m • 类型：可膨胀尾管 • 尺寸：13 3/8”16” • 长度：614m下到泥线下701m • 施工时间48小时。 • 目的：多层膨胀套管
膨胀套管技术及其应现状
西南石油学院
可膨胀套管是用普通API标准序列的套管下 入技术套管内，然后用特殊工具和工艺将下入 的套管膨胀至与上层技术套管内壁紧贴。 在裸眼部分可注水泥，在套管内重叠部分具有 悬挂和密封元件。
两层套管之间的内径差仅仅是膨胀后套管 的壁厚。
上述技术将给未来深井及复杂地质条件的 钻井及井身结构带来“革命性”的影响和给完 井、套损修复带来重大技术经济效益。
塑性力学有限元法设计分析膨胀量及预测强度
13-3/8“ 套管膨胀过程
1 主要工程价值
（1）多层技套井身结构
在不增大开眼直径和不减小完井套管直径的条 件下可多下2至4层技套，用技套封隔复杂地层以 利安全钻井。
例如: 在9 5/8″与13 3/8″套管间可增加一层常规11 3/4″ 技套，在11 3/4″技套内下9 5/8″可膨胀套管。 将其膨胀至与上层11 3/4″技套内径，膨胀后内径为 10.00″。 现行13 3/8″与9 5/8″间无中间套管可加。 在常规9 5/8″和7″套管间可加一层7 5/8″可膨胀 套管，膨胀至9 5/8″技套内径，膨胀后原7 5/8″套 管内径为7.935″。
• 用5 1/2” 、20lbs/ft、45ksi屈强套管膨胀封、 1993.5—2001.0m
• 膨胀率14.65%、内径5.76” • 抗挤∶气体顶出井浆 外挤104bar/90hr • 内压∶水压试12hr 77bar无漏
• 奥地利，POst1井、7”油套，气井、水淹 • 封996—1015m水层射孔段，5 1/2” 、膨胀率
要 • 每天增产65方，无硫化氢
5 套损井补贴工程应用实例 （1）西得克萨斯Permian盆地
• 该区有一批套损井，套管内外均有腐蚀、穿孔。油层套 管直径5 1/2”。内壁被生产流体腐蚀，外壁长期与腐蚀 性地层流体接触。
• 经检查有三段需补贴： • 底部需补贴，以便座封隔器。 • 中部补贴168m。 • 上部304m管外红层腐蚀套管外壁和穿孔。 • 底部：1474-1414m，长60m，试压14MPa座封隔器