组合的套管系统和方法
【专利摘要】本发明涉及一种用于使用具有预定负载能力的钻机并且使用套管方案来钻出井眼并且为井眼加设套管的方法，所述套管方案包括两根或者更多根套管柱和至少一根组合的套管柱，所述至少一根组合的套管柱包括装配在第二套管柱内的第一套管柱。所述至少一根组合的套管柱的重量可以超过钻机的预定负载能力，并且至少一根组合的套管柱的部件中的每一个部件的重量皆小于所述预定负载能力。
【专利说明】组合的套管系统和方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及组合套管系统和方法。本发明的方法和系统可用于为井眼加设衬管，所述井眼例如用于开采烃。
【背景技术】
[0002]井眼通常设置有一根或者多根套管或者衬管，以向井眼壁提供稳定性和/或以在不同地层之间设置层间封隔。术语“套管”和“衬管”指的是用于支撑井眼壁和使得井眼壁稳固的管状元件。在此，套管通常从地表延伸到井眼中，衬管从井下位置进一步延伸到井眼中。在本发明的背景中，术语“套管”和“衬管”可以互换使用并且不必加以区分。
[0003]在传统的井眼构造中，以不同的深度间隔和以嵌套的布置方式来设置若干根套管。在此，每根后续套管被下放通过先前的套管并且因此其外径小于先前套管的内径。结果，对油气生产有用的井眼横截面随着深度增加而减小。
[0004]每根套管设计成具有爆裂压力和坍塌压力，所述爆裂压力和所述坍塌压力超过在钻新井眼分段期间可分别作用在套管上的最大内压力或者外压力。新分段是未(尚未)设套管的裸眼分段。例如当对井眼失去控制时，这种最大压力可能升高。从井眼中则可能排出钻井液，此后，基本上套管的从底部至顶部的整个内表面都可能承受裸眼分段的地层压力。可替代地，套管的外表面可承受每个井眼分段的地层压力。
[0005]目前井眼设计的问题在于对现有套管管状件的组合不能满足所有井下负载条件，和/或内径不足以允许适当地利用井。再者，现有套管方案在相继的套管柱之间存在环形空间，这在油井寿命期间可能造成问题，例如致使井眼过早失效。当前方法是增大初始套管尺寸，以允许在一深度处具有适当的内径。然而，增大直径使得成本增加。相继套管柱之间的环形空间当前由水泥和/或其它材料填充。
[0006]另外，由于日益增加的需求和逐渐减小的供应，新井眼趋于开启在更深地层中的烃储层，烃储层有时还处于非常深的水深下方。因此，新井眼可以具有相对大的总深度。在此，总深度指的是通过管抵达底部所需的长度测量的井眼的计划端部。例如，已经钻出总深度超过30，000英尺(IOkm)和/或在大于4，500英尺(1.5km)水深之下的井眼。井下压力可以超过400bar、800bar或者甚至超过IOOObar (大约15，OOOpsi)。在极端情况中，例如，在墨西哥湾，已经钻出总深度为36，000英尺(Ilkm)和/或在大于10，000英尺(3.5km)英尺水深之下的井眼。井下压力可以超过26，OOOpsi (1800bar)。
[0007]套管中的一些将不得不在总深度的大部分上延伸。同时，每根套管或者衬管不得不能够从管道外侧或从管道内侧承受预期的井下压力。在此，管道的最大坍塌压力或者爆裂压力例如与井壁厚度和管道材料的强度有关。通常而言，增加套管的总长度、增加井壁厚度和/或使用更强的材料将增加相应的套管或者衬管的总重量。然而，地方立法常常要求使用坚固、有厚壁并且因此重的套管柱。结果，相应的套管柱的总重量可能超过目前可获得的钻机的有效负荷，所述钻机尤其是浮式钻机(诸如，半潜式钻井平台或者钻井船)。
[0008]套管柱或者衬管柱通常由多个接续的管段构成，所述管段通过管连接件而彼此连接在一起。这些连接件典型地包括螺纹连接件。如上所述，井眼深度和压力的增加加大了生产管接头发生泄漏的风险。然而，每种故障均可能使得操作者追加大量成本。朝向更深(例如，> 25，OOO英尺)、更高压力(例如，> 15，OOOpsi)的油井的行业趋势要求开发并且使用新技术来满足日益增长的苛刻的管状件产品需求。所述需求典型地包括防漏密封性，从而至少要求管状件产品是不透流体的而且还常常要求是气密的。对这一方面，例如参见“A Method of Obtaining Leakproof API Threaded Connections In High-pressureGas Serviced.D.Weiner et al, 1969, American Petrole μ m Instit μ te [SPE documentID69-040]。
[0009]μ S-2010/0038076-Al公开了一种可膨胀的管状件，所述管状件包括由具有弯曲表面的片材形成的多个叶状件。叶状件围绕管状件结构的直径的一部分延伸或者围绕整个直径延伸。管状件的相邻叶状件中的一些相互联接在一起。管状件被压缩到较小的直径，使得其可插入通过先前布置的管状件组件。一旦将管状件适当地定位，则管状件展开并且联接或者不联接到先前布置的管状件组件。
[0010]然而，内表面与外表面之间的泄漏路径是在μ S-2010/0038076-Al中公开的可膨胀管状件所存在的主要缺点。公开了减小泄漏的多种实施例。这些实施例包括:可变形的护套，所述护套覆盖管状件结构的内径或者外径；粘合叶状件的粘合剂；焊接材料，诸如通过化学转化反应可在井下激活的塑料，或者通过将滑动面设置在管状件结构的相对侧上而使得泄漏路径非常长。所公开的减小泄漏方法中的任意一种均不足以针对油气井眼需要(尤其是对于深高压应用)提供防漏密封性。
【发明内容】
[0011]鉴于上述内容，需要一种改进的加设套管的方法和系统。
[0012]因此，本发明提供了一种用于井眼的套管方案，所述套管方案包括:
[0013]两根或更多根嵌套的套管柱；
[0014]其中，所述嵌套的套管柱中的至少一根是组合的套管柱，所述组合的套管柱包括装配在第二套管柱层内并且接合第二套管柱层的内表面的至少第一套管柱层。
[0015]在一个实施例中，套管方案包括呈嵌套布置方式的两根或更多根套管柱。在此，每根组合的套管柱包括至少两个套管柱层，其中，一个套管柱层装配在另一个套管柱层内并且接合另一个套管柱层的内表面。一个组合的套管柱层布置有第二组合套管柱层。
[0016]在一个实施例中，每个套管柱层均是基本闭合的管状元件。在此，闭合指的是管状元件是具有连续筒状壁的管。所述壁没有诸如孔或槽的开口。闭合的管状元件优选是不透流体的。可选地，闭合的管状元件是气密的。
[0017]在另一个实施例中，套管方案包括:
[0018]-管状的导管；
[0019]-地表套管柱，所述地表套管柱布置在导管中，其中，在所述地表套管柱与导管之间存在环形空间；和
[0020]-生产套管柱，所述生产套管柱布置在地表套管柱内，其中，在所述生产套管柱与所述地表套管柱之间存在环形空间，其中，所述生产套管柱是第一组合套管柱。
[0021]第一组合套管柱可从井口延伸到第一井下位置，而第二组合套管柱可从第二井内位置延伸到第三井下位置。至少一个组合套管柱可以包括至少第三套管柱层。可选地，第三套管柱层可装配在至少第四套管柱层内并且接合第四套管柱层的内表面。
[0022]在另一个实施例中，第一套管柱层与第二套管柱层之间的间隙小于临界间隙尺寸。
[0023]根据另一个方面，本发明提供了一种用于为井眼加设套管的方法，所述方法包括以下步骤:
[0024]-提供两根或更多根嵌套的套管柱；
[0025]-其中，所述嵌套的套管柱中的至少一个是组合套管柱，所述组合套管柱至少包括装配在第二套管柱层内并且接合第二套管柱层的内表面的第一套管柱层。
[0026]在一个实施例中，嵌套的套管柱中的至少两根或更多根是嵌套布置的组合的套管柱。第一套管柱层与第二套管柱层之间的间隙可以小于临界间隙尺寸。
[0027]根据另一个方面，本发明提供了一种使用具有预定负载能力的钻机来钻出井眼并且为井眼加设套管的方法，所述方法包括以下步骤:
[0028]使用如上所述的套管方案或者方法，其中，至少一个组合套管柱的重量超过钻井钻机的负载能力，并且所述组合套管柱的每一根套管柱层的重量均小于预定负载能力。
【专利附图】
【附图说明】
[0029]在下文，参照附图通过举例的方式将更加详细地描述本发明，其中:
[0030]图1示出了包括传统套管方案的井眼的横截面；
[0031]图2示出了另一个传统套管方案的横截面；
[0032]图3示出了根据本发明的套管系统的一个实施例的横截面；
[0033]图4示出了根据本发明的套管系统的另一个实施例的横截面；
[0034]图5A示出了根据本发明的组合套管的透视图；
[0035]图5B和图5C示出了管壁的横截面，其中，分别施加内压力或者外压力，其中，示意性示出了径向应力和周向应力；
[0036]图至图5F示出了根据本发明的双壁管的横截面，其中，示意性示出了径向应力和周向应力；
[0037]图6示出了表示用于在本发明的系统或者方法中使用的计算得出的单壁管的坍塌强度和测量得到的双壁管的坍塌强度的简图；
[0038]图7示出了管的横截面的平面图；
[0039]图8示出了一根管布置在另一根管内的横截面的平面图，其中，示出了间隙尺寸；
[0040]图9示出了表示取决于两根管之间的间隙尺寸的管中管的坍塌压力的示例的简图；
[0041]图1OA和IOB示出了包括根据本发明的方法的套管方案的参数的简图；和
[0042]图11至图27示意性示出了根据本发明的方法的实施例的相继步骤。
[0043]在附图和描述中，相同的附图标记表示相同的部件。
【具体实施方式】
[0044]图1示意性示出了传统的加设套管的井眼I的示例。井眼I包括井孔4，所述井孔4已经从地表3穿过多个地层5、6、7、8直到钻到生产层9，所述生产层9可以包括烃。用多根嵌套的套管12、32、42和衬管15为井眼I加设衬管，所述衬管15借助于衬管悬挂器13从内套管42悬挂下来。套管可以布置在导管套管44内，所述导管套管44具有相对大的内径。与对应的先前套管或者管相比，每根套管12、32、42均更远地延伸到井眼中。衬管15可以从内套管42延伸到生产层9并且已经设有穿孔11，以实现从储层层段9至井眼的流体连通。
[0045]外套管12还可以被称作地表套管。布置在地表套管内的套管柱32还可以被称作中间套管。井眼可以设置有一根或多根中间套管柱。内套管42还可以被称作生产套管。衬管15可以被称作生产衬管，因为横过储层层段9设置并且被穿孔以提供井眼与生产导管(未示出)的连通。典型地要求生产套管42能够承受储层9的压力。即，生产套管优选地具有爆裂强度和/或坍塌强度，所述爆裂强度和/或所述坍塌强度能够沿着生产套管的整个长度承受储层9中的(气体)压力。
[0046]衬管悬挂器13是用于从先前套管柱的内壁附接或者悬挂衬管的设备。
[0047]衬管悬挂器13可以设计成将衬管15固定在合适位置中并且基本使生产套管42的内空间25与生产衬管15的环形空间15隔离开。例如，衬管悬挂器13包括:用于将其自身固定在套管42的壁上的装置，诸如，滑动布置方案；和一种用于例如借助于可膨胀弹性体元件建立可靠的液压密封以隔离环形空间25的装置。通常，衬管悬挂器因其应当满足的严苛要求而成本相对高。
[0048]导管套管44、套管12、32、42和衬管15都可以设置有对应的套管鞋34。相应的套管与先前套管之间的环空典型地由诸如水泥的材料36部分地填充或者完全填充。
[0049]井口或者套管头部2可以覆盖套管12、32、42和导管套管44的地表端部。在钻井期间，防喷器(BOP) 16安装在井口 2上，以使得能够控制井眼并且用于使得流体能够流入或者流出井眼。防喷器可以设置有一块或多块闸板(诸如，全封闭防喷器闸板46和管子闸板47)、环形防喷器41和连接到管路的一个或多个阀48。所述管路典型地包括节流管线、压井管线(kill line)49、生产管线51中的一条或者多条。
[0050]图2示出了用于井眼I的传统套管方案52的示例。该套管方案围绕中线50环形对称。图2示出了套管方案52的井下部分，而管线54上方的上部部分可以与如图1所示的套管方案类似。
[0051]套管方案包括中间套管柱32、42。套管32可以设置有第一衬管56和第二衬管58，所述第一称管56和所述第二衬管58都从对应的衬管悬挂器13悬挂下来。内套管42可以设置有第三衬管60，所述第三衬管60从对应的衬管悬挂器13悬挂下来。第三衬管60设置有第四衬管62，所述第四衬管62同样从对应的衬管悬挂器13悬挂下来。
[0052]作为一个示例，套管32可以具有22英寸的外径(OD)。第一衬管56可以具有18英寸的外径，第二衬管58可以具有16英寸的外径。套管42可以具有14英寸的外径。第三衬管60可以具有11又3/4英寸的外径，第四衬管62可以具有9又5/8英寸的外径。
[0053]井眼I可以具有相对大的总深度，所述总深度例如大于15，000英尺或者甚至大于25，000英尺。近期，井眼可以具有大约为30，000英尺或者更大的总深度。在此，总深度指的是井眼的计划端部与起始点或者基准面之间的距离。所述基准面可以例如定位在地平面(GL)、钻井钻机钻台(DF)或者平均海平面(MSL)处。可通过抵达井眼末端所需的管的长度来测量总深度。井眼的深度通常表示基准面与井眼中一位置之间的距离。
[0054]生产套管和一根或多根中间套管将不得不在总深度的大部分上延伸，并且因此当总深度增加时不得不在更长的距离上延伸。同时，每根套管或者衬管都将不得不能够从外侧或从内侧承受预期的井下压力。在此，套管能够承受的最大压力例如与管的壁厚度和材料强度有关。通常，增加总长度、增加壁厚度或者使用更坚固的材料都将增加相应套管或者衬管的总重量。
[0055]本发明公开了一种系统和一种方法，其中，套管方案包括一根或多根套管或者衬管，所述套管或者所述衬管包括两层或者更多层的组合。在此，两层或者更多层的组合的坍塌强度和爆裂强度超过井眼的压力要求，但是各层单独地没有超过井眼的压力要求。本发明的方法和系统使得能够使用具有更薄的壁的套管层和衬管层，通过目前可获得的钻机可操纵所述套管层和衬管层。另外，本发明的套管方案允许使用具有较小生产力的钻机，与需要具有较大生产力的钻机的套管方案相比，这可削减成本。尽管具备上述优势，但是套管层的组件即使对于较深的井眼、苛刻的限制或者高压力也可提供足够的强度。由于套管层的组合，因此针对同一井眼，与传统套管方案相比，本发明的套管方案可由于更为有效地使用井眼中的套管钢而减小所需钢的总体积。本发明与传统套管方案的不同之处主要在于:其在先前安装的套管上进行构造，而不是替换先前安装的套管。
[0056]图3示出了图2的井眼，但包括根据本发明的套管方案。井眼I包括套管32，所述套管32设置有衬管56，所述衬管56从衬管悬挂器13悬挂下来。
[0057]随后，套管方案包括套管158。尽管中管158与套管58具有大体相同的长度，但是套管158比套管58轻。例如，套管158的壁(图3)可以比套管58的壁薄(图2)。井眼的后续分段设置有套管160。套管160在井眼中可以延伸与图2中的套管42相同的深度。在将套管160引入到计划深度之后，套管160可以在其整个长度上膨胀。在此，套管160膨胀成在其整个长度上抵靠套管158的内表面。一个或多个套管覆层(诸如第一套管覆层162和第二套管覆层164)可以被引入到井眼中并且膨胀成抵靠已膨胀的套管160的内表面。在此，套管覆层162、164延伸与套管160大致相同的深度，并且在其整个长度上膨胀成抵靠套管160以形成组合的套管166。
[0058]井眼I的后续分段设置有衬管168。在引入到井眼中之后，衬管168在其整个长度上膨胀。衬管168叠置在组合的套管166的内表面的至少一部分上。叠置段170的长度对于已膨胀的衬管168与组合的套管166之间的力而言足够将衬管168保持在预定位置中。一个或多个衬管覆层(诸如第一覆层172)可以被引入到井眼中，并且此后膨胀成抵靠衬管168。衬管168和衬管覆层172 —起形成组合衬管174。
[0059]井眼I的后续分段设置有衬管178。在引入到井眼中之后，衬管178在其整个长度上膨胀。衬管178叠置在组合衬管174的内表面的至少一部分上。叠置段175的长度对于已膨胀的衬管178与组合的套管174之间的力而言足够将衬管178保持在预定位置中。一个或多个衬管覆层(诸如第二衬管覆层182)可以被引入到井眼中，并且此后膨胀成抵靠衬管178。衬管178和衬管覆层182 —起形成组合的衬管184。
[0060]在另一个实施例中，如图4所示，井眼I设置有套管32。衬管56和58从对应的衬管悬挂器13悬挂下来。套管260被引入到井眼中。套管覆层262随着套管260 —起被引入并且在其整个长度上膨胀成抵靠套管260的内表面。套管260和套管覆层262 —起形成组合的套管266。衬管268布置在组合的套管266内并且从衬管悬挂器13悬挂下来。衬管覆层272布置在衬管268内并且在其整个长度上膨胀成抵靠衬管268的内表面。衬管覆层272和衬管268 —起形成组合的衬管274。第二衬管278布置在组合的衬管274内并且从衬管悬挂器13悬挂下来。第二衬管覆层282布置在衬管278内并且在其整个长度上膨胀成抵靠衬管278的内表面。第二衬管覆层282和衬管278 —起形成组合的衬管284。
[0061]可能使一个或者多个管状元件在井眼中的期望深度处径向膨胀，例如以形成抵靠现有套管或者衬管的已膨胀的套管、已膨胀的衬管或者覆层。再者，已经提出使得每根后续套管径向膨胀到与先前套管基本相同的直径，以形成单一直径井眼。与传统嵌套布置方案相反地，单一直径井眼的有效内径沿着其深度(或者深度的一段)保持基本恒定。
[0062]EP-1438483-B1公开了一种使管状元件在井眼中径向膨胀的方法。在此，在钻出新井眼分段期间，处于非膨胀状态的管状元件初始附接到钻柱。此后，管状元件径向膨胀并且从钻柱上释放。
[0063]可以使用圆锥膨胀器使得管状元件膨胀，所述圆锥膨胀器具有最大的外径，所述最大外径基本等于管状元件膨胀后所需的内径。膨胀器可以被泵送、推压或者牵拉通过管状元件。
[0064]W0-2008/006841公开了一种用于使管状元件在井眼中径向膨胀的井眼系统。致使管状元件的壁径向向外并且沿着轴向反向弯曲，以便形成围绕管状元件的非膨胀段延伸的膨胀段。通过将非膨胀段推入到膨胀段中来增加膨胀管状段的长度。在此，膨胀段在翻转之后仍然保持膨胀的管状形状。在其顶端部处，通过添加管段或者通过将材料片展开、折叠或者焊接成管状而使得非膨胀段延伸。
[0065]上述方法和系统可以与本发明组合使用，以使得覆层膨胀并且例如制造组合的套管166、266或者组合的衬管174、184、274、284。
[0066]图5示出了根据本发明的组合的套管166的一部分的横截面。组合的套管166包括布置在第三外管160中的第一管162和第二管164。使第一管162和第二管164膨胀。在此，第一管162的外表面压抵在外管160的内表面上。第二管164的外表面压抵在已膨胀的第一管的内表面上。
[0067]第一管162和第二管164可以膨胀，以在相应的管状件之间产生干涉配合。在此，第二管164膨胀成使得其外径超过第三管160的内径。第一管162随后膨胀，使得其外径超过膨胀的第二管164的内径。在此，两根毗邻的管相互占用空间地干涉。结果是它们轻微弹性变形，从而每根管被压缩，并且它们之间的接触面是具有极其高摩擦力的接触面。
[0068]由于所述干涉配合，外管状件将处于周向拉伸状态中而内管状件将处于周向压缩状态中。参照图5的带有三层壁的管组件166，外管状件160处于周向拉伸状态中并且中间管状件162相对于外管状件160处于周向压缩状态中。同样地，中间管状件162相对于内管状件164处于周向拉伸状态中而内管状件164相对于中间管状件162处于周向压缩状态中。
[0069]通过在相应管状件的叠置段处使用干涉配合，消除了使用衬管悬挂件。就这一方面，例如见图3中的叠置段170和175。
[0070]图5B至图5F示出了图释干涉配合的简图。
[0071]图5B和图5C示出了单壁管290的壁的横截面，所述单壁管290具有预定的壁厚tl。每张附图的左侧均示出了管的内部而右侧示出了外部。叠加在附图上的简图针对一种情况示出了径向应力Or和周向应力O e，在所述情况中，或内压力Pint(图5Β)或者外压力Pex (图5C)均施加到管壁上。
[0072]图示出了双壁管，例如，如图5A所示的管状件160和162，所述管状件160和162的壁厚分别为t2和t3。假设两个管状件160和162均由与管290相同的材料制成。在此，(t2+t3) =tl。以干涉配合方式布置管状件。结果，在不存在内压力或者外压力的情况中，壁彼此压抵，从而导致在管160、162的壁中产生径向预应力和周向预应力(图OT)。
[0073]当内压力Pint(图5E)或者外压力Pex施加到复合管壁上时，预应力有效减小了在管160的内表面处的周向应力和径向应力之差。后者相对于具有同样壁厚的单壁管有效地增加了双壁管的坍塌强度和/或爆裂强度。
[0074]图6的曲线图示出了多个样本的坍塌压力的测试数据。在此，y轴表示压力P [bar]，X轴表示比值OD/t，即，外径OD (若有的话，膨胀之后)与壁厚t之比。线320表示使用有限元分析(FEA)计算得出的单壁管的坍塌压力的预测值。线322表示美国石油学会(API)规定的单壁管的坍塌压力等级。
[0075]单壁管的测试结果324-330基本上处于线320和322的预测值的百分之几的范围内。样本334、336涉及双壁管，其中，使用上述干涉配合(即，膨胀之后内管的外径略微大于外管的内径)一根管在另一根管内膨胀。双壁管的测试结果334和336表示使用干涉配合的双壁管的坍塌压力至少等于具有同样壁厚的单壁管的理论坍塌压力，但是例如可以略微在样本334的2-10%或甚至更高的范围内。样本336的坍塌强度超过线320、322的预测值20%以上，例如大约为30%至40%。
[0076]关于管的爆裂强度获得类似结果。即，使用干涉配合的双壁管的爆裂压力至少等于但是典型地可超过具有同样壁厚的单壁管的理论爆裂压力。爆裂压力可略大，例如在2-10%的范围内，或者设置超过20%或者30%。
[0077]图7提供了本发明的一些其它背景。管中管(PIP)构造是一种第一管布置在第二管内的构造。对于这种类型的应用而言，坍塌故障是主要关注点。当一根管在另一根管内膨胀时，在膨胀之后，在两根管之间可能存在间隙或者距离。所述间隙的尺寸可能影响PIP结构的坍塌强度。实施实验室测试和有限元分析(FEA)来评估在PIP坍塌中的FEA的预测能力。
[0078]可定义临界间隙尺寸(CGS)。可以用以下表达式来表示当处于外压力Ptj影响下时厚壁管300的内径&的位移μ r:
【权利要求】
1.一种用于井眼的套管方案，所述套管方案包括: -第一套管柱； -第二套管柱，所述第二套管柱嵌套在所述第一套管柱内； -其中，所述第一套管柱和所述第二套管柱中的至少一根是组合的套管柱，所述组合的套管柱包括装配在第二套管柱层内并且接合所述第二套管柱层的内表面的至少第一套管柱层。
2.根据权利要求1所述的套管方案，所述套管方案包括至少第三套管柱，所述第三套管柱嵌套在所述第二套管柱内，所述第三套管柱是组合的套管柱，该组合的套管柱包括装配在第二套管柱层内并且接合所述第二套管柱层的内表面的至少第一套管柱层。
3.根据权利要求2所述的套管方案， 所述第三套管柱在叠置段处叠置在所述第二套管柱上； 所述第二套管柱从井口延伸到第一井下位置，所述第二套管柱是组合的套管柱，并且 所述第三套管柱从第二井下位置延伸到第三井下位置。
4.根据前述权利要求中的任意一项所述的套管方案，每个套管柱层均是闭合的管状元件。
5.根据权利要求5所述的套管方案，其中，所述闭合的管状元件具有连续的圆筒形壁，所述圆筒形壁没有开口并且是不透流体的。
6.根据前述权利要求中的任意一项所述的套管方案，所述套管方案至少包括: -管状的导管； -地表套管柱，所述地表套管柱布置在所述导管内，其中，在所述地表套管柱与所述导管之间存在环形空间；和 -生产套管柱，所述生产套管柱布置在所述地表套管柱内，所述生产套管柱是组合的套管柱。
7.根据权利要求3所述的套管方案，其中，所述第三套管柱在所述叠置段中膨胀成抵靠所述第二套管柱并且接合所述第二套管柱的内表面。
8.根据前述权利要求中的一项所述的套管方案，其中，所述至少一根组合的套管柱的所述第二套管柱层装配在所述至少第三套管柱层内并且接合所述至少第三套管柱层的内表面。
9.根据权利要求8所述的套管方案，其中，所述第三套管柱层装配在至少第四套管柱层内并且接合所述至少第四套管柱层的内表面。
10.根据前述权利要求中的一项所述的套管方案，其中，所述第一套管柱层与所述第二套管柱层之间的间隙小于临界间隙尺寸。
11.根据权利要求10所述的套管方案，其中，所述临界间隙尺寸(CGS)由以下公式计算得出: COS =ri/E(g2pcro2/r2o-r2i) 其中，^是外部的第二套管柱层的内径，E是杨氏模量，r。是第二套管柱层的外径，P。是第二套管柱层的坍塌压力。
12.根据前述权利要求中的一项所述的套管方案，其中，所述第一套管柱层沿着所述第二套管柱层的大致整个长度延伸。
13.根据前述权利要求中的一项所述的套管方案，其中，所述组合的套管柱从所述井眼的井口延伸到一井下位置。
14.根据前述权利要求中的一项所述的套管方案，其中，所述组合的套管柱沿着所述井眼的总深度的至少50%延伸，或者优选地沿着所述井眼的总深度的80%延伸。
15.一种利用根据权利要求1所述的套管方案设置的井眼。
16.一种用于为井眼加设套管的方法，所述方法包括以下步骤: -在所述井眼中设置第一套管柱； -将第二套管柱设置成嵌套在所述第一套管柱内； -其中，所述第一套管柱和所述第二套管柱中的至少一个是组合的套管柱，所述组合的套管柱包括装配在第二套管柱层内并且接合所述第二套管柱层的内表面的至少第一套管柱层。
17.根据权利要求16所述的方法，所述方法包括下述步骤:将第二组合套管柱布置成嵌套在所述组合的套管柱内。
18.根据权利要求16所述的方法，其中，所述第一套管柱层与所述第二套管柱层之间的间隙小于临界间隙尺寸，其中，所述临界间隙尺寸(CGS)由以下公式计算得出:
19.一种使用具有预定负载能力的钻机钻出井眼和为井眼加设套管的方法，所述方法包括以下步骤: 使用根据权利要求1所述的套管方案或者根据权利要求16所述的方法， 其中，所述至少一根组合的套管柱的重量超过所述钻机的所述预定负载能力，并且所述组合的套管柱的每一个套管柱层的重量小于所述预定负载能力。
【文档编号】E21B43/10GK103906889SQ201280052470
【公开日】2014年7月2日 申请日期:2012年10月23日 优先权日:2011年10月25日
【发明者】W·R·波塔斯, D·H·泽斯林, D·S·科斯塔 申请人:国际壳牌研究有限公司