开窗侧钻井、小间隙井尾管固井后通常还需要进行下一开次钻进。常规悬挂器由于本体外壁存在液缸、卡瓦等结构，导致悬挂器本体内径较小，可能影响钻具下入。相对于常规悬挂器，可旋转膨胀尾管悬挂器通过金属本体膨胀与套管间形成足够大的摩擦力而悬挂尾管^[1-2]，由于没有卡瓦、液缸等机构，外露零件少、结构得到简化，膨胀后可获得较大的内通径，便于后续钻具下入，适合在开窗侧钻井、小间隙井中应用。可旋转膨胀尾管悬挂器在尾管下入、注水泥和顶替过程中能够旋转管串，可显著提高环空顶替效率及固井质量，并有效解决尾管下入遇阻问题，因此可旋转膨胀尾管悬挂器近年来得到较快发展和应用^[3-6]。但是，可旋转膨胀尾管悬挂器结构复杂，现场试验难度大，施工工艺不同于常规悬挂器。为此，笔者采用整机地面试验、模拟入井试验和现场入井试验的方法，对φ177.8 mm×φ139.7 mm可旋转膨胀尾管悬挂器开展了性能试验研究，并制定了现场施工工艺，进行了现场试验。

φ177.8 mm×φ139.7 mm可旋转膨胀尾管悬挂器由提拉短节、多级液缸驱动机构、膨胀机构、膨胀本体机构和旋转丢手机构组成，提拉短节、尾管短节分别与钻具、尾管串连接，结构如图 1所示。其中，多级液缸驱动机构为动力单元，通过憋压产生推力，传递到膨胀机构驱动本体膨胀；旋转丢手机构集成了旋转、丢手功能，尾管下入和固井过程中旋转丢手机构将钻具扭矩传递给尾管使其转动，膨胀结束后丢手机构采用机械丢手方式完成送入钻具与本体及尾管串的分离。

图1 可旋转膨胀尾管悬挂器总体结构 Fig.1 Overall structure of rotary expandable liner hanger

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可旋转膨胀尾管悬挂器的工作原理如图 2所示。尾管串入井到位后泵送钻杆胶塞，钻杆胶塞与尾管胶塞复合后运行至碰压座碰压，送入工具管内憋压产生推力，驱动膨胀锥在本体内运动使本体发生塑性变形、膨胀。膨胀结束后，提出送入工具。本体膨胀后紧贴于上层套管内壁，并与其产生足够大的摩擦力悬挂尾管串。与常规悬挂器相比，坐挂后的可旋转膨胀尾管悬挂器内通径较大，后续钻具更容易通过^[6]。

图2 可旋转膨胀尾管悬挂器工作原理 Fig.2 Operation principles of the rotary expandable liner hanger

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可旋转膨胀尾管悬挂器采用多级液缸驱动机构产生推力，多个液缸串联可使其产生的推力叠加。单级液缸的工作原理为：中心管内液体压力增加时，通过传压孔A将压力传递给挡圈和活塞；挡圈、活塞的内壁和外壁分别通过密封圈与液缸密封，形成高压区；活塞右端与前液缸连接，通过传压孔B与环空连通，形成低压区；挡圈左端与后液缸配合，通过后液缸上的传压孔C与环孔连通，也形成低压区；因此，中心管内压力增加使挡圈、活塞两端产生压差，挡圈向左运动、活塞将向右运动，由于中心管台阶阻止挡圈向左运动，而活塞能够向右运动使液缸产生推力(见图 3)。3个单级液缸串联后所产生的推力为25.4 kN/MPa。

图3 可旋转膨胀尾管悬挂器单级液缸的结构 Fig.3 Structure of single-stage liquid cylinder for the rotary expandable liner hanger

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可旋转膨胀尾管悬挂器的膨胀机构与膨胀本体机构如图 4所示。膨胀机构由膨胀锥座和膨胀锥组成，膨胀本体机构包括膨胀本体和支撑套，膨胀本体外壁的硫化橡胶与本体同时膨胀，膨胀后夹在本体与上层套管之间，增大本体与套管之间的摩擦力，本体左端内壁与膨胀锥配合，右端与尾管套筒连接，多级液缸驱动机构产生的推力由传压筒传递给膨胀锥座，膨胀锥座带动膨胀锥沿中心管运动使膨胀本体发生膨胀，依靠橡胶与上层套管内壁之间的摩擦力来悬挂尾管。

图4 可旋转膨胀尾管悬挂器膨胀机构与膨胀本体机构 Fig.4 Expansion mechanism and body of the rotary expandable liner hanger

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可旋转膨胀尾管悬挂器的旋转丢手机构(如图 5所示)由连接套筒、传动键、扭矩套筒、尾管套筒等组成，扭矩套筒与中心管连接，尾管套筒前端与膨胀本体连接，后端通过尾管短节连接尾管，旋转丢手机构具有旋转和丢手2个功能。旋转功能依靠扭矩套筒上的传动键与尾管套筒内壁的凹槽配合实现。传动键装配在扭矩套筒上的键槽内，底端有弹簧，传动键可弹入尾管套筒内壁凹槽内，扭矩套旋转时通过传动键带动尾管套筒转动^[7-8]。丢手功能由中心管卡簧槽、花瓣套筒和下接头等机构实现，丢手方式为机械下压式丢手，先下压一定距离再上提钻具实现丢手^[9-12]。

图5 可旋转膨胀尾管悬挂器旋转丢手机构 Fig.5 Spinning and releasing mechanism of the rotary expandable liner hanger

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为了解可旋转膨胀尾管悬挂器的膨胀性能，进行了地面膨胀试验。将提拉短节与压力泵连接，尾管短节与接头连接，通过压力泵增加中心管压力使液缸产生推力驱动本体膨胀，使膨胀本体在φ177.8 mm套管内膨胀。膨胀本体在套管内膨胀过程中的压力曲线见图 6。

图6 可旋转膨胀尾管悬挂器地面膨胀试验压力曲线 Fig.6 Pressure curves of ground expansion experiment of the rotary expandable liner hanger

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由图 6可知，最大压力为16.0 MPa，该压力是启动压力，超过该压力后启动剪钉就会被剪断，膨胀锥开始在本体内运动，随后压力降至8.5 MPa左右，本体开始膨胀，膨胀过程中压力发生波动，膨胀锥经过橡胶位置时压力略微升高，由于液压泵排量较小(仅为0.000 2 m³/min)，因此膨胀过程持续20 min，最后压力升至约13 MPa后瞬间下降，表明本体膨胀完成。地面膨胀试验说明，可旋转膨胀尾管悬挂器能够顺利实现本体膨胀^[13]。

为进一步了解可旋转膨胀悬挂器的悬挂性能，进行了悬挂性能测试。采用压力试验机测试本体与套管间的摩擦力(即悬挂力)，即本体与套管发生位移的最小力，试验加载曲线如图 7所示。

图7 可旋转膨胀尾管悬挂器悬挂力加载曲线 Fig.7 Loading curve of hanging forces

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由图 7可知，初始加载100 kN，此后每稳定约200 s后载荷增加100 kN，最终加载至500 kN，本体与套管未发生位移；然后卸载，结束测试。试验结果表明，该悬挂器的悬挂力超过设计指标400 kN，悬挂性能优异。

可旋转膨胀尾管悬挂器的施工工艺为：

1) 井筒准备，下入φ177.8 mm套管刮管器对上层套管进行刮管、冲洗，确保可旋转膨胀尾管悬挂器坐挂位置套管内壁清洁。

2) 排列管串，计算尾管重量、回缩距，管串结构通常为浮鞋+2根套管+浮箍+2根套管+碰压座+套管串+可旋转膨胀尾管悬挂器+送入钻具+钻杆水泥头。

3) 下套管，使用通径规对入井套管和接头进行通径，按照管串要求下尾管并及时灌浆，下完附件后通过上提下放检查浮箍、浮鞋是否正常，套管下完后灌满钻井液并核对套管数量。

4) 连接可旋转膨胀尾管悬挂器，膨胀本体内部灌注机油，入井过程中需防止悬挂器通过防喷器时受损。

5) 循环，尾管串到位后，在井口坐卡瓦，通过上提下放确定膨胀本体避开上层套管接箍并记录悬重，开泵循环，泵压不超过10 MPa，循环稳定后可提高泵压，但是要注意防漏。

6) 固井施工，按固井设计注入前置液、水泥浆，至钻杆胶塞与尾管胶塞复合前两者之间有1 m³水泥浆时，将排量降至0.8 m³/min左右，观察压力变化，胶塞复合过程中压力上升，此时进行替浆量校核并继续泵送，复合后的胶塞与碰压座碰压前两者之间有1 m³水泥浆时，将排量降至0.2 m³/min，并注意观察压力。

7) 膨胀丢手，碰压后继续以0.2 m³/min的排量憋压至17 MPa左右剪断启动剪钉，压力下降，继续憋压使压力上升并稳定在10 MPa左右，膨胀本体开始膨胀，膨胀过程中膨胀锥经过橡胶时压力会波动(变化幅度1～3 MPa)，临近膨胀结束时压力升高5 MPa左右后瞬间降低，表明膨胀完成，停泵。

8) 丢手，下压钻具(下压距离为回缩距)，该过程中悬重不变，根据现场情况再下压一定重量验证是否坐挂，随后上提送入钻具验证是否丢手，完成丢手后起钻，提出送入钻具^[14]。

对可旋转膨胀尾管悬挂器进行模拟入井试验，以验证该悬挂器的膨胀、坐挂和丢手功能。试验井为水平井，井深1 445.00 m，垂深1 137.00 m，入井管串结构如图 8所示，膨胀悬挂器在φ177.8 mm套管(壁厚10.36 mm)内坐挂，坐挂位置在井深936.00 m处，尾管总重量50 kN。

图8 可旋转膨胀尾管悬挂器入井试验管串结构 Fig.8 Structure of the pipe string deployed for downhole experiments

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可旋转膨胀尾管悬挂器到位后进行替浆作业，膨胀过程中的压力曲线如图 9所示。以0.5 m³/min的排量泵送钻杆胶塞，压力在1 MPa内波动，钻杆胶塞与尾管胶塞之间有3 m³水泥浆时，将排量隆至0.2 m³/min，继续泵送，压力突然升至5 MPa后下降，判断钻杆胶塞与尾管复合，胶塞复合后排量降至0.1 m³/min继续泵送复合胶塞；压力突然持续增升高，判断胶塞碰压，压力升至15 MPa后降低，判断启动剪钉被剪断本体开始膨胀，膨胀过程持续50 s，压力6～7 MPa，随后压力瞬间降低，替浆总量超过计算值且继续替浆压力不再增加，判断膨胀完成；释放悬重、验证坐挂后，释放全部钻具，指重表显示为0 kN，即测试悬挂力310 kN；最后完成丢手作业，提出送入钻具，由于排量远高于地面膨胀试验排量，本体膨胀时间较短。入井试验表明，可旋转膨胀尾管悬挂器悬挂力可达310 kN，膨胀过程中排量0.1 m³/min，具备现场应用条件。

图9 可旋转膨胀尾管悬挂器入井试验膨胀压力曲线 Fig.9 Expansion curve of downhole experiments

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在完成模拟入井试验的基础上，在GSS-036LR井进行了可旋转膨胀尾管悬挂器现场试验。GSS-036LR井是一口煤层气开窗侧钻井，侧钻点(井深500.00 m)位于φ177.8 mm套管内，实际完钻井深870.00 m，下入φ139.7 mm无接箍尾管，裸眼段长约370.00 m，使用φ177.8 mm×φ139.7 mm可旋转膨胀尾管悬挂器,在φ177.8 mm套管内悬挂φ139.7 mm尾管，膨胀悬挂器坐挂位置在井深451.65 m处。该井井身结构及开窗侧钻位置如图 10所示。

图10 GSS-036LR井井身结构 Fig.10 Structure of the Well GSS-036LR

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管串结构为：浮鞋(下深868.00 m)+尾管(下深867.11 m)+尾管(下深857.16 m)+浮箍(下深847.20 m)+尾管(下深846.90 m)+碰压座(下深844.99 m)+尾 管(下深844.77 m)+可旋转膨胀尾管悬挂器(下深451.65 m)+φ88.9 mm钻具(下深444.25 m)。

GSS-036LR井虽然井深较浅，但仍存在以下施工难点：1)该井经过3年的生产，φ177.8 mm套管内壁发生了腐蚀，增大了悬挂器的坐挂难度；2)新井眼侧钻点附近方位调整较大，最大井斜角达到62.2°，下入时可能遇阻。为顺利完成尾管固井，采取了相应的技术措施：1)进行多次通井，使尾管容易下入；2)对悬挂器坐挂位置处的上层套管进行刮管，去除套管内壁锈蚀、水泥、毛刺等杂物，提高膨胀坐挂的成功率；3)正常下入尾管遇阻时，改为旋转方式下入。

首先下入管串，管串在井深835.00 m处遇阻严重，利用可旋转尾管悬挂器使尾管旋转下至预定位置，然后以0.5 m³/min的排量循环3 h，循环压力3 MPa，连接管线，试压30 MPa；然后进行替浆及膨胀坐挂，以排量0.4 m³/min泵送胶塞，压力在2～4 MPa内波动，压力突然升至6 MPa后下降，判断胶塞复合；复合后将排量降至0.2 m³/min继续泵送胶塞，压力突然持续升高，判断胶塞碰压，压力升至15.2 MPa降低，判断启动剪钉被剪断、膨胀本体开始膨胀，压力在10 MPa左右波动，升至12 MPa后瞬间降低，判断膨胀完成，通过泄流孔循环出悬挂器位置的水泥浆；释放悬重、验证丢手，先释放尾管重量80 kN后再释放钻具重量100 kN，悬挂器承载180 kN，判断丢手后循环出悬挂器位置的水泥浆，最后提出送入钻具，完成整个可旋转膨胀尾管悬挂器的固井施工。

GSS-036LR井固井作业从尾管下入到送入钻具从井内起出，历时24 h，最终成功完成尾管固井施工，旋转、膨胀、坐挂、丢手均一次性成功，悬挂器承载180 kN；尾管下入过程中遇阻严重，通过旋转解阻，累计旋转时间达到70 min，最大扭矩3 000 N·m；膨胀过程中胶塞复合、启动膨胀、膨胀结束压力变化明显，完全实现了预期功能。

1) 采用地面整机试验、模拟入井试验和现场试验等研究方法，测试了可旋转膨胀尾管悬挂器的各项性能参数，为后续研究提供了重要依据。

2) 可旋转膨胀尾管悬挂器采用的多级液缸驱动机构，能够以较低的压力 (20 MPa内)使膨胀本体膨胀完成坐挂，降低了对现场施工条件的要求，提高了操作的安全性。

3) 可旋转膨胀尾管悬挂器的旋转机构能够通过旋转管串解决尾管下入遇阻问题，悬挂器坐挂后悬挂力达到500 kN，可满足开窗侧钻井的尾管悬挂需求，所制定的现场施工工艺和不高于0.2 m³/min的施工排量能够满足现场施工要求。