膨胀套管用密封接头设计.doc

膨胀套管用密封接头设计一、膨胀套管膨胀套管是用高延展性材料制成的套管，入井后，通过井下管件，在膨胀锥体推进作用下逐渐产生塑性变形，使其内径和外径均得到膨胀，达到扩大管径的目的。目前外径膨胀率最大可达到30%。膨胀管分为割缝膨胀管和实体膨胀管。实体膨胀管主要用于封隔复杂井段，防止地层垮塌，减小井眼尺寸、减少套管层次，还用于套管补贴、建井、多分支井和单一井径油井的建井。割缝膨胀管主要用于封隔复杂层段、代替常规割缝衬管和防砂。由于膨胀筛管紧贴井壁，可防止井壁垮塌，提高防砂效果，结合膨胀套管、管外封隔器使完井方式更加灵活。解决了密封不可靠、锚定力小、加固后通径小的问题，并可实现长井段加固。早在1990年初，荷兰皇家Shell公司就开始了对膨胀套管技术的可行性研究，主要集中在管材实现膨胀变形的可能性研究，之后开始寻求既能实现管径膨胀变形、又能在膨胀变形后符合API标准要求的管材和（膨胀）螺纹连接两个方面。Shell公司还研制了膨胀接头和膨胀螺纹接头。1993年在挪威海牙进行了第一次概念性试验。1993年1998年，开始对该项技术进行深入系统的研究工作，工作重点主要集中在管材和连接方式的研究上。对膨胀套管提出的要求是，既满足胀管工艺要求，尽可能降低胀管压力；胀管后其性能又要符合API标准对套管的要求，以达到工程应用的水平。石油管材油井系统公司专门研究完井用的膨胀防砂网技术。威德福公司1999年9月收购了石油管材油井系统公司，收购后，威德福公司继续投资以便使这种技术迅速投入市场。膨胀防砂网的许可证属于壳牌国际公司，壳牌公司的膨胀防砂网技术处于世界领先地位并取得了数项专利。同时，壳牌公司已与几家公司合资继续开发实体膨胀管。贝克公司、哈里伯顿公司正与威德福公司合作把膨胀防砂网技术推向市场。目前，扩管锥和旋转扩管方法的使用使实体膨胀管技术在膨胀管悬挂器、套管内衬/裸眼井衬管和钻井尾管等领域得到进一步的发展。对膨胀管悬挂器来说，使用了两种技术以便在膨胀管和套管间产生压配合。实体膨胀管在增加膨胀管与井壁的间隙、降低波动压力和抽吸压力（当地层的孔隙和破裂压力接近时这两种压力对地层影响比较大）方面具有优势。然而，膨胀管悬挂器最基本的优势是活动部件少，因此，至少在理论上这是一种更经济、更可靠的产品。迄今为止，还没有迹象表明石油工业界大量需求膨胀管悬挂器，但实际上，每一个使用实体膨胀管的用户都离不开膨胀管悬挂器。在用膨胀管修复套管时，使用了膨胀锥和旋转扩管两种技术。令人感兴趣的是，大多数用户对实体膨胀管的试验结论是，实体膨胀管是一种低成本和低风险的技术。为了使管材达到最大形变极限，威德福公司使用了旋转扩管法。另一个可能会引起阶跃变化的是威德福公司的裸眼井层间封隔技术。这项技术可以在数种情况下应用，包括不注水泥的膨胀衬管、地层破裂带的封隔和膨胀防砂网。成功使用威德福公司系列技术的关键是膨胀套管与裸眼井井壁间的密封。旋转扩管技术达到了这一效果，特别是降低了膨胀管与井壁间的应力。目前，各用户在扩钻井衬管时使用的都是旋转扩管技术。这项技术能扩较长的膨胀管，因而应用比较广泛。威德福公司在小井眼钻井设计时应用了一系列的膨胀技术来降低成本。运用该技术可以降低开钻时的井眼直径，因而降低了钻井总成本。随着勘探开发面临的对象日趋复杂，深水、深层等复杂油气井逐步成为今后寻找和开发油气的主战场。在日益恶劣的环境下，油公司面临的挑战是，针对一批新井，如何通过变化极大的孔隙压力过渡层和通过更高压力差的衰竭地层，如何在保证井眼足够大的情况下减少钻达总井深的时间。实体可膨胀管可以帮助油公司在钻过不稳定页岩和枯竭层时节省套管，同时又保持井眼尺寸。膨胀套管技术的产生与发展是钻井技术的一个趋势，利用该技术，可以有效的封隔复杂井段，保证正常的钻井作业。其次，为了能够节约钻井成本，能够用较少的成本打出较深的井，膨胀管技术提出了以同一井径钻进的理念，而且目前已经在海洋上成功应用了，节约大量的原材料，有效降低钻井成本。而且利用膨胀管技术完井，能够大幅度提高油井产量。所以许多的大石油公司投入人力，财力进行膨胀管技术的研究工作。目前，石油工业界还没有确定单一直径的油井的真实需求情况，石油公司最近的市场调研结果也是不同的。一部分石油公司认为未来会使用这种技术开发油田，一部分油公司宁愿选择高成本的技术来开发油田，而其他多数石油公司仍然在评价是否需要这种技术。1999年11月，墨西哥湾大陆架首次将可膨胀管技术投入工业应用。海上安装之前，在陆地井进行了全尺寸试验，为海上工作人员提供培训。试验后对浮鞋的设计进行了改进，使之在用磨铣总成进行钻出作业时更加有效，同时为尾管膨胀确定最佳泵排量。通过使用7 5/8in9 5/8in可膨胀尾管，在枯竭油砂层钻成8 1/2in扩大的井眼，并下入7in常规生产尾管，克服了使用常规技术，套管和井眼尺寸收缩较大的问题，解决了孔隙压力和裂缝梯度等引起的钻井问题，同时降低了钻井成本。在南得克萨斯，为了将几个压力衰竭油砂层隔开，并尽量使达到总深的井眼尺寸收缩最小，应用了可膨胀尾管，但没有达到预期目的。同样，为了解决深水钻井边际利润低的问题，在墨西哥湾7790ft的超深水区，安装7 5/8in9 7/8in可膨胀尾管系统，也没有获得成功。但是，这些尝试为可膨胀管技术在工程和应用方面提供了有益的学习机会，从而可以改进可膨胀管系统，为钻井业提供更加经济有效的产品。众所周知，常规套管是逐级地往下延伸的，下一级套管必须从上一级套管穿过，而且下入后套管尺寸不变，因此越下一级的套管直径越小。在钻井过程中，可能出现意外的地质条件，从而需要增加套管级数，这样最终可能会导致无法钻达较深处开采丰富的油气资源，或者即使能够钻达目的层，但由于套管级数增加导致了最终油管尺寸减小，从而无法获得经济可行的油气产量。随着勘探开发越来越多地进入深层复杂地层，钻井技术面临着前所未有的挑战。解决的办法之一是一开始就钻很大的井眼，这样就为后面的应急处理留有余地，并保证最终的油管尺寸足够大，其缺点是钻大井眼所需成本高，且最后可能发现本来不需要那么 大的井眼。而膨胀管技术为解决这一问题提供了一个新的解决途径。二、技术现状目前国外提供膨胀套管技术服务的公司有Evevture公司、Halliburton公司、Baker Hughes公司、Weatherford公司等。2003年7月，World Oil组织对膨胀套管技术进行评估，主要包括三部分：膨胀管技术现状、测试和开发的新技术、膨胀管未来。其中六家公司提交了可市场化的膨胀管技术及新工具的数据，这六家公司分别为TIW、 Baker Oil Tools、READ Well Services、Enventure、Halliburton 和 Weatherford公司。国内中石油、中石化、中海油、中国石油大学、天津大学等多家科研机构在跟踪国外发展现状的同时，也在从事膨胀管技术的研究工作。膨胀管技术的概念自2000年引入国内，中国石油勘探开发研究院（2006年为中国石油勘探开发研究院和中国石油集团钻井工程技术研究院）从2001年起开展了该技术的研究工作，于2002年5月完成了概念性试验。之后开始研发可膨胀管专用管材、膨胀工具、膨胀螺纹、膨胀工艺等。2003年研制成功单根膨胀管补贴技术，并成功实施了国内第一口单段（10m以内）套损段的修复作业2006年对管材选取、膨胀管套管补贴工具设计、管体减摩技术、补贴工艺设计又进行了深入广泛的研究、试验和改进工作，使膨胀管在套管内应用的技术日趋成熟，到目前为止，已形成了较为成熟的139.7mm套管内补贴膨胀管技术，并在大庆油田、华北油田等8个油田进行了超过300口井的规模推广应用。中石化胜利油田钻井院跟踪研究始于2002年，2004年，针对中石化集团公司“实体膨胀管技术研究及应用”课题进行科技攻关，2006年，投标国家863计划“膨胀管钻井技术”和“膨胀筛管关键技术研究”项目取得成功，开发出适用于5-1/2in及7in不同壁厚套管的实体膨胀管产品。2005年9月17日，在胜利油田现河采油厂王70-63井完成了带有可膨胀螺纹的首次套管补贴试验，2006年7月正式将实体膨胀管补贴技术投入商业应用，应用4 1/4实体膨胀管101.03m，一次性膨胀螺纹接头12个。2008年5月21日在林3-侧更11井完成侧钻井膨胀管完井现场应用，同时创国内膨胀套管应用最长施工纪录（243.25米）。与Enventure公司合作，在现河采油厂进行了2口侧钻井实体膨胀管完井应用，取得了成功并获得了实体膨胀管裸眼井施工经验。2008年5月前后，与Enventure公司合作，在中石化西北油田分公司塔河油田TK1050井完成的裸眼地层实体膨胀管现场服务，是国内现场使用实体膨胀管封隔地层作业井深最深、封隔井段最长的现场作业。该井在5170m5800m井段，下入139.7mm（EX807.72mm）实体膨胀管630m，膨胀后管体外径158.7mm。中海油与美国菲利普斯公司合作开发的蓬莱19-3油田，1999年2003年10口井采用了膨胀筛管完井，防砂效果明显，产能提高约50%。国内对于膨胀管技术的研究工作，以借鉴国外公司相关技术为起点，目前已完成了内径扩大12%左右变形量的实体膨胀管的研究工作，形成了较为成熟的139.7mm、177.8mm完井套管内的套损井补贴技术，并进行了超过300井次的现场应用。由于膨胀管技术是一项新兴的钻完井技术，尽管该技术在不同油田进行了实际膨胀作业，但是该技术的基础研究还很薄弱，对于膨胀管技术中的关键技术还在理论分析和试验当中，如国内的实体膨胀管技术主要应用于套管内的补贴，膨胀管的内径膨胀率在12%左右，且膨胀后管体的抗外挤强度较低，达不到API标准中J55钢级套管的抗外挤强度。更大的问题是目前国内所用的膨胀套管接头还是采用橡胶圈密封方式，且多为与国外公司合作，工作过程中可靠性比较低，井下试压过程中经常出现泄漏现象，密封性能得不到保证。主要是因为目前的螺纹接头膨胀后密封接触面之间产生较大的间隙，不利于套管密封的完整性。为此，现有膨胀套管螺纹接头一般是在内、外台肩部位设置专门的密封机构，即橡胶圈密封装置。这种密封圈虽然增加了接头的密封性能，但是由于现场上扣操作不规范可能会对其造成损伤，降低了密封可靠性，且其尺寸较大，还会导致接头的轴向连接强度降低。图1 常规金属密封结构在膨胀后发生分离，失去密封作用图2 目前市场上常用的膨胀套管螺纹接头密封设计三、研究目标为了进一步推广膨胀套管在国内的应用范围，急需解决目前碰撞套管应用过程中出现的问题，尤其是接头可靠性不高、密封不满足要求、加工及应用操作不便等现象。为此，膨胀套管技术的下一步研究目标主要是设计合适的金属密封接头，优化或不用橡胶圈密封方式，满足大膨胀率条件下的性能要求。四、研究方案及可行性膨胀套管连接是膨胀套管技术的关键问题之一，膨胀套管接头与常规套管的接头有较大的区别：常规套管的接头处一般外径是加大的，或者整个管柱壁厚都较大可采用内、外平的接头，这样可保证接头的密封使用性能。为了保证膨胀后的效果满足使用条件，膨胀套管的接头最好不要加厚，管体厚度也有限制，因此要在较薄的壁厚内设计螺纹，必须采用专门设计的特殊螺纹，要同时保证螺纹的轴向连接强度和密封性可满足使用要求。对于一般的特殊螺纹设计来讲，螺纹承载面角度的确定依据是保证螺纹在连接时不发生滑脱失效。但是，对于膨胀套管螺纹连接而言，除了连接强度外，还要防止螺纹在膨胀过程中间隙过大，因此要选择承载面角度为负角的钩式螺纹。密封设计是膨胀套管螺纹设计的关键。非膨胀套管接头都采用金属对金属的密封结构，效果可达到与管体内屈服强度等强的效果。但是如前文所述，该结构在膨胀后会发生较大变形，密封接触面分离而失去密封作用。查找以往的试验评价和相关文献信息，目前的膨胀套管用接头还必须采用其他辅助措施才能使得其密封效果满足使用要求，但这又将降低接头的可靠性和现场操作便利性。为此提出如下设计思想，以设计出具有较高可靠性和操作便利性的膨胀套管接头：1）采用金属对金属的密封结构；2）充分利用接头在膨胀过程中的变形特点；3）低加工成本，可采用单级金属密封结构的接头；4）在保证加工精度高、成本不太受限情况下，可采用双级密封结构的接头；5）优化的膨胀机构可增加接头膨胀后保持密封的可靠度。流程如下：调研使用条件，确认套管外径、壁厚确定接头拉伸强度和密封压力要求指标初步设计接头结构接头有限元分析优化制定接头加工图纸加工试样接头不满足要求更改设计对接头进行试验评价满足要求确认最终加工图纸不满足要求更改设计加工成品，下井试验图3 工作流程可行性：经过对优化后的螺纹接头的有限元分析，结果证明，如果结构参数设计得当，膨胀机构作业合适，接头螺纹在膨胀后仍可保持一定的结合度，外金属对金属密封面也在膨胀后保持接触状态，使得接头具有一定的密封能力。如果可增加加工成本，内密封面也可采取合适的措施，保证膨胀后仍处于接触状态，如图6威德褔的膨胀套管接头设计。图4 优化设计的膨胀锥和连接螺纹在膨胀后还可保证有良好的接触图5 优化设计的外金属密封结构在膨胀后还可保证有良好的接触五、应用前景膨胀套管技术的产生与发展是钻井技术的一个趋势，被称为21世纪钻井、完井最具革命性的技术之一。该技术可用于多种类型的油井建井，优化管柱结构，可明显降低钻井及完井成本，还可以用于老井侧钻、套损井的修补，提高作业效率。近年来，该技术在国外钻完井中发展较快，国内更多的是应用于套损井的修补。1）套损井的修补。随着钻井数量的急剧增加，套损井数量也在同步增加。有些工况恶劣的区块，套损井超过完井数量的一半以上。为了保证产量，降低成本，增加效益，油田对套管损坏的油水井采用厚壁管补贴技术或者波纹管补贴技术，可靠性及补贴效果相对较差，且修复套管长度有限，面对大井段套管损坏无能为力。而“膨胀管补贴技术”成功率高，且具备上千米套管补贴能力，膨胀套管修补套损井的市场需求比较大，但需要成熟有效的膨胀套管产品和膨胀工艺技术。由于膨胀套管的密封性能不过关，井下试压不稳，应用受到限制，但前景是光明的。2）膨胀管悬挂器、套管内衬/裸眼井衬管和钻井尾管、裸眼井层间膨胀套管封隔。对井身结构设计缺陷或由于工艺技术等原因使设计套管未能下到预定位置，遗留钻井隐患时，可以采用膨胀套管进行补救，将未封住的地层用膨胀套管封堵。3）“等直径钻井”，就是抛弃原有的套管序列，利用可膨胀管的技术特性，用