2、国内研究现状
　　国内对膨胀套管及相关技术的研究起步较晚。随着对国外膨胀套管技术的不断发展进步和大量成功商业化应用展现出的诸多无可比拟优势的相关报道，国内直至2001年才开始引起注意，之后长期停留在跟踪国外技术阶段。2003年美国Enventure公司首次在中石化胜利油田安装膨胀套管，对外保密封闭施工，每米卖出1万元天价，两口侧钻井800m，花费800万元，折合每吨钢管近60万元。如此高昂的服务费，国内一般油田难以承受。为缩短与世界先进水平的差距，争取早日实现国产化，最终实现深井、超深井的等井径钻进，国内石油公司和相关科研单位相继进行了大量的专项研究，在膨胀套管基础理论、产品和作业工具开发及应用技术研究等方面均取得了长足的进步。　　中国石油勘探开发研究院从2001年开始膨胀套管及相关技术的跟踪研究工作，2002年5月完成了首次概念性试验，随后通过对10余种材质的钢管的膨胀性能评价试验，优选出20G和00Cr19Ni10奥氏体不锈钢两种管材，实现了预定膨胀率，膨胀变形后基本达到API Spec 5CT标准的55钢级水平，并于2003年底在大庆油田采油四厂成功实施了两口井套损段的单根小规格膨胀套管（10m以内）补贴作业。00Cr19Ni10奥氏体不锈钢无缝钢管的总伸长率可高达50%，但由于价格昂贵，限制了使用范围；而20G无缝钢管原始力学性能偏低（其主要化学成分及力学性能见表5-6），且以大量晶粒粗大的多边形铁素体加少量珠光体为主（图1），虽然膨胀性能良好但膨胀后的抗挤强度较低，因此仅局限于承压要求较低的套损补贴应用。2006年对膨胀管材选取等又进行了深入研究、试验和改进，形成了较为成熟的膨胀套管补贴技术。截至目前，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。2010年9月中国石油集团钻井工程技术研究院在哈萨克斯坦北布扎奇油田NB1068井，成功进行了膨胀式尾管悬挂器现场试验，并获得了海外10口井的商业服务合同。　　         表5：国产20G无缝钢管的主要化学成分（质量分数）%

C	Si	Mn	P	S
0.17~0.23	0.17~0.37	0.35~0.65	≤0.025	≤0.015

　　         表6：国产20G无缝钢管的主要力学性能

屈服强度/MPa	抗拉强度/MPa	屈强比	伸长率/%
290~340	450~490	0.60~0.70	31~35

 　　图1：国产20G无缝钢管典型的金相组织　　相关研究发现套管膨胀时会发生应变集中，引起套管的壁厚不均度在原基础上恶化，所以壁厚不均度常被当作膨胀套管的一个重要控制指标。由于ERW焊管的尺寸精度控制优于无缝钢管，且经后续全管体热处理可以缩小焊缝与母材的组织性能差异，因此国内开始研制ERW膨胀套管。2006年，中国石化集团胜利石油管理局钻井工艺研究院与胜利油田孚瑞特石油钢管有限公司合作开发出55钢级Ф108mm、Ф139.7mm的小规格ERW膨胀套管产品，在套管补贴作业领域进行推广应用，取得了阶段性成果；2009年9月，在胜利油田东辛采油厂“永66-侧2井”首次成功实施了国内侧钻井膨胀套管完井作业。目前，正在进行更大规格（如Ф152.4mm、Ф193.7mm等）膨胀套管产品开发及等井径钻井用膨胀套管的选材研究工作。　　国内的民营石油设备公司相继开发的ZP05、ZP06、ZP08等系列膨胀套管的主要力学性能见表7，其在中原油田等油田的套损修复中得到应用，其中，ZP08为碳钢材质的双相ERW焊管，具有较高的壁厚均匀度且成本相对低廉；ZP05和ZP06为奥氏体不锈钢无缝钢管，具有较高的强塑积和优良的膨胀性能，在管柱径向膨胀的过程中，奥氏体晶粒沿管体周向被整体拉长，晶粒由多边形变为扁平形或长条形的纤维组织，同时由于不锈钢形变诱导效应的影响，随着这类管材塑性变形量的增大，形变诱导马氏体的体积分数增多而且也呈类纤维状分布，形成长条状应力集中区，容易产生微裂纹，成为腐蚀裂纹源和扩展源，反而可能影响了此类膨胀套管在腐蚀工况环境下的服役寿命。　　           表7：国产ZP系列膨胀套管的主要力学性能

项目		屈服强度/MPa	抗拉强度/MPa	伸长率/%	壁厚不均度/mm
ZP05	膨胀前	365	950	61	≤1.0
ZP05	膨胀后	560	960	-	-
ZP06	膨胀前	345	650	55	≤1.0
ZP06	膨胀后	550	660	-	-
ZP08	膨胀前	460	610	30	≤0.3
ZP08	膨胀后	580	650	-	-

　　此外，国内高校及相关科研院所也为新型膨胀管材的开发进行了许多有益的探索：研制了不锈钢膨胀合金和低碳马氏体双相钢膨胀材料；提出了一种新型膨胀管材——低碳双相合金钢，并开展了热处理工艺试验及组织性能研究；对APIX52直缝焊管不同热处理工艺后的膨胀性能及残余应力进行了评价分析。　　我国膨胀套管研究已有10多年，虽取得了一些成果，但与国外相比尚有较大差距。国外技术垄断严重制约了我国膨胀套管的发展，产品钢级较低且长期局限于套损补贴作业方面的简单应用，其内径膨胀率仅8%~15%，膨胀后管体的抗外挤强度较低，勉强达到API Spec 5CT标准55钢级套管水平，难以达到内径膨胀率要求在20%~30%的裸眼地层封隔使用，更无法应用于长井段、全井段甚至海洋井等有战略意义的等井径膨胀套管钻井系统。　　3、膨胀管材性能探讨　　膨胀套管的性能要求主要包括膨胀的难易性和膨胀后的使用性能两个方面，且应以后者为首要考虑闪素.为满足工程应用要求，首先必须确保膨胀后的力学性能达到API Spec 5CT标准相应钢级套管水平，同时还必须满足承压和抗腐蚀等要求。例如，应用于套损补贴时，由于膨胀管柱外壁有一层基础套管，所以对膨胀后的承压要求不高；应用于裸眼系统时，套管膨胀后直接与井壁接触，此时需要较高的扰外压挤毁强度；应用于腐蚀工况严重的环境下.则优先选用耐蚀合金材质的膨胀套管；而等井径钻井一般应用于深井、超深井或海洋作业，不但要承受巨大外力，而且施工环境恶劣，要求延性更好及内径膨胀率更大，因此管柱膨胀后需要具有高抗挤、高韧性、高强度、耐蚀性和耐磨损等能力。另外，为兼顾膨胀工艺要求，使管柱易于膨胀且避免膨胀过程的集中变形破坏和壁厚减薄量大，管材应具备高的壁厚均匀度、均一的机械性能、无屈服平台特征的应力-应变曲线、良好的强度延性匹配、高的形变强化指数（n值）、高的塑性应变比（r值）、低的屈服点和时效指数等。　　由于膨胀套管应用范围广、作业种类多，其具体性能要求也不尽相同，因此难以形成统一的产品规范。一般而言，膨胀套管材料组织中的软相可以是铁素体或奥氏体，硬相可以是马氏体、贝氏体或碳化物颗粒等，甚至可以有过渡相残余奥氏体；软硬相的种类、配比、形貌及分布状况等直接决定了材料的强塑性。根据不同作业要求，需要进行专门的膨胀套管成分设计及组织目标控制。如应用于承压要求较低的服役环境，可以设计以大量铁素体或奥氏体为主的组织特征，确保膨胀套管优良的塑性变形能力；若膨胀后需要较高的抗内外压要求，其组织形貌可由多边形铁索体加大量铁素体基体上弥散分布的细小硬相颗粒构成，以削弱因膨胀过程导致的壁厚减薄和包辛格效应共同作用带来的抗外挤强度显著下降的不利影响，同时还能兼顾良好的膨胀性能；此外，相变诱导塑性钢（TRIP）、孪生诱发塑性钢（TWip）及Q&P（淬火-碳分配）钢等先进材料的发展成熟和广泛应用，为等井径钻井用高端膨胀套管的开发提供了诸多有益的启示。　　4、结语　　目前我国大多数油田开发进入中后期，套损井数量众多，已成为影响产量的重大难题之一；国内封井总数已超过2万口，用传统技术可修复的漏井不到封井总数的1/3，其余老大难井段需用膨胀套管才可修复，且能把修复率由不到50%提高至80%。据不完全统计，海洋石油储量至少是内陆的3倍，而我国深海技术基本处于空白。因此，尽快实现高端膨胀套管的国产化，为我国深海钻井和勘探开发西部油气藏急需的膨胀套管钻井关键技术提供装备支持，具有非常重要的战略意义。（来源：钢铁产业）

备注：数据仅供参考，不作为投资依据。