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膨胀管技术及在K井的应用1膨胀管技术简介膨胀管是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特殊需要。
膨胀管广泛应用于钻井、完井及修井等方面，在钻井方面主要用于弥补井身结构缺陷和封隔缩径、坍塌、井漏或高压层段。
膨胀管技术在处理复杂地层和压力体系方面有独特的优势，并可以增加套管层次，简化井身结构。
可膨胀套管技术，就是通过在井下将钻井管柱径向膨胀，使其内、外径扩大，实现使用同一尺寸的套管代替现行的多层套管，以提高应对多个复杂地层的封隔能力，提高作业成功率，降低钻井成本。
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，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和完井成本。
2膨胀管在钻井作业中的应用在钻超深井或在海洋深水区作业以及需要钻穿高压地层、枯竭层或易塌、易漏地层时，在常规作业中往往采取下中间套管进行的方式，以确保施工安全。
但钻井越深，套管层数就越多，这样导致最终井眼减小，在有的情况下，还有可能导致不能按计划到达目的层。
而且，由于要求最初的井眼直径很大，增加了对钻机负荷、钻井设备及钻井液处理能力的要求。
采用膨胀管技术可以简化井身结构，减小套管层次，可避免这种情况的发生。
膨胀管技术可以为钻井过程中出现的复杂问题提供应急方案，尤其适用于钻进高压层、漏失层、泥页岩蠕动层、盐岩蠕动层。
能封隔膨胀性页岩层和漏失层，防止井眼缩径。
此技术还可以应用于多种类型的油井建井，能满足大位移井、侧钻井、水平井、多分支井以及小井眼井对井眼和套管尺寸的要求。
用于老井侧钻时，可降低重钻成本，使套管内径损失最小。
3膨胀管技术原理膨胀管是一种由低碳钢经特殊加工而制成的套管，根据其本体结构的不同可分为实体膨胀管和割缝膨胀管2种。
膨胀管技术在钻井过程中的应用研究作者：刘永松来源：《科学与财富》2016年第34期（胜利油田黄河钻井三公司山东东营 257000）摘要：膨胀管技术在石油工程中有着不同的用途。
本文主要阐述膨胀管在钻井生产中的应用，包括优化井深结构、复杂层位封堵、套管补贴、小井眼固井。
关键词：膨胀管；钻井生产；应用引言：膨胀管技术属于将低碳钢透过特殊制作而成的套管，因为具有较低的碳含量，令膨胀管的柔性优于普通套管，具有较强的可塑性。
膨胀管技术是将膨胀管套管下至井中，通过机械或液压的动力，经由冷挤扩张的方式，从上至下或从下至上的透过压力或拉力令膨胀工具透过需膨胀的套管进行掌控，令其内径或外径因为塑性变形膨胀到预定的标准。
一、膨胀管技术的分类对于钻井而言，通过膨胀管技术能够降低套管的层次，令钻井所到达的目的层更加深。
膨胀管技术通过施加于膨胀锥两侧的压差或直接通过机械推力或拉力，令膨胀锥由膨胀管内进入，以此令膨胀管扩张。
压差可以通过两种方式产生，其一，透过对处在膨胀管和膨胀锥先接触的内管泵进液体；其二，将内管进行拉或压，膨胀锥经过膨胀管时，令膨胀管所担负的应力超出界限而进入塑性变形，而且在钢材强度的限制以内。
拓展率最大可为膨胀管内径的30%。
大部分实体可膨胀管的施工需要膨胀管变形量不超出20%[1]。
1、裸眼可膨胀尾管系统裸眼可膨胀尾管系统也被称作OHL系统，在正常运行下，液压驱动膨胀锥朝上转移，右下至上地膨胀尾管。
在膨胀锥位于尾管和上级套管重叠处时，通过膨胀锥膨胀尾管上端具有弹性涂层的悬挂器进行管柱的密封。
2、套管井可膨胀衬管系统此管也被称为CHL系统，是把能够膨胀衬管贴至原本损伤或强度较低的套管柱当中，能够良好地填补或巩固当前套管，除却具有弹性涂层的悬挂器接头分别处在CHL系统的上端及下端外，此系统与OHL系统相似。
CHL系统可以通过以下两种方式进行下入，则为开式和闭式下入套管。
对于开式而言，这一系统在井眼进行定位后，泵送隔离塞，之后进行膨胀。
膨胀管应用及技术研究X庄德宝(黑龙江省大庆市第九采油厂新站作业区采油二队,黑龙江大庆 163511) 摘 要:膨胀管技术诞生于20世纪80年代,主要用来优化井深结构、预防井壁掉块及坍塌、封堵高压层或低压漏失层、修补井中损坏的套管等。
被认为是21世纪石油钻采行业的核心技术之一。
本文主要介绍了可膨胀管的分类及优缺点,以及可膨胀管的相关技术研究。
关键词:膨胀管;膨胀椎;套管 中图分类号:T E 925+.2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0103—02 膨胀管技术于20世纪80年代晚期诞生于壳牌石油公司[1],是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,可朔性强。
可膨胀管技术就是将待膨胀的套管下到井内,以机械或液压为动力,通过冷挤扩张的方法,由上到下或由下到上,通过压力或拉力使膨胀工具通过待膨胀的套管内孔,使其内径或外径由于朔性变形膨胀至设计的尺寸,从而完成待定工程目的的一种技术。
1 膨胀管的分类及优缺点1.1 可膨胀管的分类可膨胀管根据其结构的不同,可分为纵向波纹管、实体膨胀管(SET )和割缝膨胀管(EST)三种。
其中,纵向波纹管技术是事先将套管压扁成腰状(如图1a),下入井中后再用专用工具将压扁部位胀开。
割缝膨胀管有一系列串联的,互相交错的轴向割缝,割缝的布置使管柱易于膨胀。
后来在割缝膨胀管的基础上又发展出专门用于防砂的膨胀防砂管。
纵向波纹管成本较高,而且不能作为技术套管,只能作为套管补贴用。
因此本文重点介绍实体膨胀管和割缝膨胀管。
1.2 两种可膨胀管的优缺点1.2.1 可膨胀割缝管的优缺点可膨胀割缝管的优点:膨胀性能好,直径可达原来的3倍;驱动力小,容易实施作业;选材要求不太苛刻,可借用常规套管或焊管;成本较低;可用作水平井完井的割缝筛管;可用作防砂筛管。
可膨胀割缝管的缺点:不能用作生产套管,只能用作技术套管或应急套管;不能用顶替方法注水泥固井,只能用平衡塞的方法;机械性能较差,抗内压主要依靠水泥环的强度和质量;为了保证水泥环的厚度,必须扩眼,对水泥浆性能也有特殊要求,一般使用纤维水泥。
浅论多底分支水平井钻井技术及应用摘要: 分支井指在一个主井眼(直井、定向井、水平井)中钻出两个或多个以上的井眼(定向井、水平井、波浪式分支井)的井；也指在一个垂直井(新井、老井)中侧钻出两个或两个以上井底的井。
如今国内外逐渐加大了对油田开发技术的研究，并探索对不同特征的油井采用不同的开发方法，如针对海相沉积地层的沙特油田采用分支井钻井技术。
分支井钻井技术可以结合地质结构条件和地层岩性特征，在地层内侧钻形成多底分支井眼，以期实现提高油气净产量的目的。
关键词：勘探开发；海相沉积地层；沙特油田；多底分支井分支井是提高油气采收率的一条有效技术途径。
理论上讲分支井可以用于任何类型的油气藏。
在当前的经济发展中，石油资源的开发和利用一直占据重要的地位二沙特油田属于海相沉积地层，对其采用分支井钻井技术，可以通过侧钻形成多底分支井眼，有效降低综合成本，并提高老井利用率，延长老井寿命二沙特多底水平井钻进技术的形成主要分为三种类型，即套管自上而下开窗侧钻多底分支井、套管自下而上开窗侧钻多底分支井、裸眼水平段或大斜度段多次侧钻多底分支井。
1 多底分支水平井钻井技术沙特油田地层主要为中生代和新生代，上部为流沙、白云岩及石灰岩等，下部为石灰岩、砂岩等，根据沙特头天的地层岩性特征，在同一主井眼系统中，采用分支井钻井技术形成多底分支井眼，是比较有效和先进的技术。
多底分支井钻井技术主要存在工序多、工序复杂，容易发生井漏井涌情况。
多底分支井钻井形成方式主要有套管内多次开窗侧钻形成多底井，如套管自上而下开窗侧钻多底分支井和套管自下而上开窗侧钻多底分支井。
另外裸眼水平段或大斜度段多次侧钻多底分支井也属于多底分支井钻井形成方式之一。
（1）按井型分为分支定向井和分支水平井；（3）按钻井方式分为新井预开窗分支井和老井侧钻分支井。
新井预开窗分支井是在地面将套管加工出窗口，然后下入井中并固井，再下入斜向器从预开窗处侧钻分支井的井。
（3）按造斜半径分为四类：长半径分支井、中半径分支井、短半径分支井、超短半径分支井（4）按井眼轨迹分为10类，常用的有3类。
膨胀管定位多分支井钻井完井技术与应用任荣权张燕萍（中国石油集团钻井工程技术研究院钻井机械研究所）徐长安陈健（中国石油勘探开发研究院）摘要：本文介绍了多分支井的关键技术和国内外应用情况，介绍了国家863项目膨胀管定位多分支井技术的主要特点、施工工艺和主要工具。
重点介绍了该技术在中国渤海南堡油田NP35-2-A6井上的应用情况。
关键词：多分支井钻井完井膨胀管斜向器一 . 引言多分支井技术是继定向井、侧钻井、水平井技术之后发展起来的在一个井眼里钻出若干个支井的钻井新技术，可以增大泄油面积，提高油井产量，全面减少油藏开发成本。
多分支井的关键技术主要集中在分支井眼与主井眼的分支接口处，其技术水平主要体现在接口支撑、接口密封和支井重入三个方面。
接口支撑是指各分支井眼的完井管柱都要和主井眼的套管相连接，其联接处要具有机械上的整体性，以解决井壁稳定和储层出砂等问题。
接口密封是指将各分支井眼不同压力系统的油气流分隔开，解决分采问题。
支井重入是指各分支井都要与主井眼沟通，实现从主井眼向任一分支井眼重新进入，以满足采油和修井作业的要求。
世界上各大石油公司和专业服务公司在多分支井技术上的竞争就在于实现多分支井连接性、分隔性和可进性等技术上是否更简单实用、更先进可靠。
本文介绍的膨胀管定位多分支井技术具有通径大、支井数目不受限制、支井重入等优点，简化了在主井筒内侧钻多分支井遇到的诸多技术难题。
该技术在中国渤海海上油田成功实施了3口井的作业，初步形成了一整套独具特色的多分支井钻井完井配套工具和工艺技术。
二 . 国内外多分支井技术应用情况多分支井的概念起源于上世纪30年代，而世界上首先开展多分支井技术研究和实践的是50年代初期的前苏联。
上个世纪，多分支井钻探在俄罗斯、北海油田和北美得到广泛应用，并逐步推广到中东、南美、欧洲与亚洲。
到今天多分支井在世界范围内的许多个油田已经创造了五、六千口分支井的应用记录，并日益得到开发商的重视。
目前国外多家石油公司均拥有自己全套的多分支井钻井、完井、开采和分支井重新进入等技术，并可独立对外承担多分支井施工作业。
国外多分支井技术在中国海上油田得到一定程度的应用，如Halliburton 4501TM、Weatherford Starburst TM和Baker HOOK TM多分支井技术在中国南海西江油田先后实施了15口多分支井，包括1口TAML Level 1、1口TAML Level 3、12口TAML Level 4和1口TAML Level 5多分支井[1]。
国内最早开展多分支井钻井技术尝试的是玉门油田1960年在老君庙地区的浅井上进行的，共钻成6口多分支井，均为裸眼完井，其中第1口多分支井共钻了4个分支。
四川油田在1965-1966年间钻成2口多分支井，均为裸眼完井。
从上世纪80年代后期开始，随着定向井和水平井技术的发展和成功应用，国内对多分支井技术的研究工作逐步重视起来，到了90年代后期，许多科研院所开始开展级别水平更高的多分支井技术的研究和应用工作。
近几年来，中国石油勘探开发研究院、辽河油田工程院和胜利油田钻井院利用自己的研究成果分别在国内打了3口、5口和3口TAML Level 4多分支井，这些技术的成功应用标志着我国多分支井技术已经进入新的发展阶段，并在世界分支井技术领域中占有一席之地。
三 . 膨胀管定位多分支井技术简介3.1技术特点“十五”期间，中国石油勘探开发研究院机械所与中海石油研究中心联合攻关，共同承担了国家高技术研究发展计划(863计划)“多分支井完井工具研制”研究项目。
项目组开发了主套管为7″和9-5/8″两个系列的多分支井钻井完井工具和工艺技术，形成了具有独立知识产权的膨胀管定位分支井技术。
关键技术包括：（1）膨胀管定位技术：在分支井技术领域中，率先将膨胀管技术应用于分支井定位，与其他分支井技术相比，主井筒通径最大，施工工艺简单。
（2）膨胀管座挂密封技术：自主研发的膨胀管座挂和金属密封技术，承载能力大、密封压力高、定位安全可靠。
（3）斜向器技术：可回收钻井完井一体化斜向器可完成开窗、钻进、下尾管、固井、套铣和回收等功能，简化了施工工艺，降低了作业难度。
（4）支井固井技术：可旋转尾管丢手固井工具具有旋转钻进的功能，保证了尾管串的顺利下入；具有固井初凝后不起钻挤水泥的功能，提高和改善了窗口乃至整个支井段的固井质量。
（5）套铣技术：解决了固井后斜向器和尾管重叠段套铣和回收一趟钻完成的技术难题，简化了施工工艺，降低了作业风险。
（6）支井重进技术：实现了任一支井的选择性进入，保证了支井采油、修井和油层改造等后续作业能够正常进行。
3.2施工工艺与主要工具施工工艺主要包括刮管、通径、下膨胀管、下斜向器、开窗、下尾管固井、套铣、钻铝堵、下重进斜向器、回收重进斜向器等工序，所使用的主要工具包括定向接头、膨胀管定位总成、轴承短节、斜向器总成、尾管丢手总成、翻板阀、套铣鞋、重进斜向器总成等18种专用工具（见表1）。
表1 主要工序与所使用的专用工具四 . 膨胀管定位多分支井技术应用案例膨胀管定位多分支井技术在渤海海上埕北油田CB-A22井和CB-A10井及南堡油田NP35-2-A6井成功地钻成了3口TAML Level 4分支水平井，取得了显著的经济效益。
本文仅介绍NP35-2-A6井的现场应用情况。
4.1 NP35-2-A6井基本情况该井是一口生产井，共有2个主支井，分别位于不同的油层，每个主支井眼里又侧钻了鱼骨刺井，共有5个水平井底，井身结构示意图见图1[2]。
下部主支井里侧钻了2个鱼骨刺井，形成的3个水平井底处在下部油层里。
上部主支井里侧钻了1个鱼骨刺井，形成的2个水平井底处在上部油层里。
图1 NP35-2-A6井井身结构示意图由于上下两个油层属于同一压力体系，上下主支井完成后可合采生产。
为了弄清各主支井的供产能力，采取了先完成下部主支井，试采求产后再打上部主支井的方式。
下部主支井9-5/8″套管下到下部油层着陆点，8-1/2″钻头加深完成主裸眼和2个鱼骨刺井，主裸眼下7″筛管并用带卡瓦顶部简易防沙封隔器悬挂在9-5/8″套管鞋之上。
下部主支井完成后下电泵试采三个月，日产油稳定在42-145方。
上部主支井从9-5/8″套管开窗后，8-1/2″钻头钻进到上部油层着陆点，下7″套管固井，6″钻头继续加深完成主裸眼和1个鱼骨刺井，主裸眼下4-1/2″筛管并用带卡瓦顶部简易防沙封隔器悬挂在7″套管鞋之上。
上部主支井完成后试采求产，日产油稳定在20-83方。
4.2 NP35-2-A6井上部主支井作业过程4.2.1 刮管作业（1）起下部主支井试采电泵。
（2）下刮管钻具组合：8-1/2″CONE＋弹簧式套管刮削器GX245T＋震击器。
（3）刮管至井深1359m，其中在膨胀管预定膨胀位置932.5m上下30m范围内刮管3次，确保膨胀管膨胀位置刮洗干净。
4.2.2 通径作业由于9-5/8″套管为新套管，下部主支井用8-1/2″钻头钻成，下部主支井下7″筛管之前和起出电泵后分别实施了刮管作业，膨胀管等下井专用工具外径均小于8-1/2″，经甲方、作业方和承包商研究决定，取消通径作业。
4.2.3 下膨胀管作业（1）下膨胀管钻具组合：膨胀管定位总成＋定向接头。
（2）下钻到膨胀管预定膨胀井深932.5m，用固井泵小排量缓慢打压，最高压力10.22MPa，3分钟后压力突然掉零，井口有返出，证明膨胀管膨胀结束。
（3）停泵，上提、下放钻柱0.5m，悬重不变，证明送入工具已脱手；下压20吨，证明膨胀管已膨胀牢固。
（4）对防喷器组试压，万能防喷器试压15MPa×10min合格，闸板防喷器试压15MPa×10min合格。
防喷器试压也检验了膨胀管密对下部主支井的封隔能力，达到了后续工序中上部主支井固井和挤水泥的压力要求。
4.2.4 下斜向器作业（1）下斜入器钻具组合：斜向器＋轴承短节。
（2）下钻至井深931.14m时钻压开始上升，当钻压升至9.5吨突然回零，表明剪切销钉已被剪断，送入工具脱手。
（3）继续下放钻具0.5m，悬重不变，证明送入工具确已脱手。
4.2.5 开窗作业（1）下开窗钻具组合：8-1/2″锥铣＋8-1/2″钻柱铣＋8-1/2″西瓜铣＋振击器＋5″加重钻杆。
（2）下钻至920m，开泵，缓慢下放多次轻压慢放探实斜向器鱼头位置，校深，上提至斜向器顶部以上1m左右，开泵至1600L/min，转速60-70r/min。
（3）缓慢下放至斜向器顶部，开始开窗作业。
初始钻压控制在0.5-1吨，磨铣进尺1m 后钻压提高至0.5-3吨。
磨铣至930.5m，磨铣工具全部进入地层，提高转速上下提放钻具5次反复修整窗口，无明显阻卡。
整个磨铣过程安全顺利，推算窗口长度为4.95m，历时19.0小时，平均机械钻速0.26m/h。
4.2.6 8-1/2″定向钻井作业（1）下旋转导向钻具组合：8-1/2″PDC钻头＋φ171.45mm导向马达（弯接头1.15°）＋φ190.5mm稳正器＋φ171.45mm Ontrack＋φ165.1mm无磁加重钻杆＋φ165.1mm浮阀＋φ165.1mm挠性接头/振击器＋5″加重钻杆。
（2）钻进至1442m，井斜86.7°、方位336°、垂深1101.72m、水平位移498m，已着陆进入上部油层。
4.2.7 7″尾管固井作业（1）下尾管管串组合：简易可钻钻头与浮鞋组合＋7"尾管1根＋浮箍2个＋7"短套管＋承托环＋7"尾管41根＋送球器＋短套管2根＋翻板阀＋变扣＋延伸筒＋尾管丢手总成＋5"钻杆。
为保证尾管串顺利下钻到底、提高窗口处固井质量和安全脱手，所使用的尾管丢手总成具有以下三大功能：具有旋转钻柱的功能；固井与挤水泥通道在井下可切换，具有固井初凝后不起钻挤水泥的功能；具有3种独立的丢手方式：2种液压方式和1种倒扣方式。
（2）下钻到底开泵循环两周，投小球，固井泵送球入座，确认到位后憋压8.5MPa剪切销钉；带压上提管柱0.19m时压力突然掉零，证明丢手工具已经脱手；重新下放管柱至原位置，继续打压12MPa剪切送球器；泵送送球器至承托环，打压至18MPa剪切球座，打通循环，进入正常尾管固井作业。
（3）复合胶塞碰压后上提钻柱11m（翻板阀关闭），循环清洗多余的水泥浆。
初凝2.5小时后注平衡水泥塞6方；起钻至水泥塞顶，循环清洗至返出干净；关闸板防喷器，固井泵间歇挤水泥，累计挤入4.8方，最大挤入压力7.6MPa；憋压候凝；放压，打开防喷器，起钻。
（4）组合8-1/2"钻水泥塞钻具组合，钻进至7"尾管顶部以上2m，起钻。
（5）组合6"钻水泥塞钻具组合，钻水泥塞及尾管附件至浮鞋以上5m。
