馮麗瑩 敖竹青 段風海 曹海濤 宋兵

(中國石化石油工程技術研究院德州大陸架石油工程技術有限公司)

0 引 言

近年來，隨著鉆井技術的快速發(fā)展，鉆井深度在不斷增加，深井、超深井短尾管固井作業(yè)也不斷增加，常規(guī)尾管懸掛器坐掛及丟手的可靠性偏低[1]，已不能完全滿足日趨復雜的現場井況需求。目前國內通常通過改進下套管技術，采用尾管懸掛器不坐掛脫扣分離技術等一系列復雜固井技術來提高非常規(guī)短尾管固井作業(yè)可靠性[2]。這類技術通常采用尾管坐底，存在以下主要技術難題：①尾管坐底后難以開泵循環(huán)或泵壓很高，容易憋漏地層，固井質量差；②由于尾管懸掛器未坐掛，致使工具偏向一側無法居中，導致后期測井或完井工具下入困難[3]；③尾管較短，難以提供足夠的反扭矩，導致丟手困難[4-5]。

為解決深井、超深井短尾管丟手困難問題，筆者開展了安全丟手關鍵技術研究，通過分析深井、超深井短尾管固井中丟手困難的影響因素，提出了集成尾管牽制技術及尾管懸掛器卡瓦內嵌技術于一體的深井、超深井短尾管固井技術。該技術實現了短尾管安全丟手，并在塔河油田、青海油田及冀東油田等地區(qū)成功應用72井次，解決了短尾管固井技術難題。

1 尾管丟手面對的技術難題

(1)尾管懸掛器需要在中和點以下進行倒扣丟手，對于深井、超深井來說，送入鉆具與套管之間存在很大的摩擦阻力，該摩擦阻力可能會接近尾管重力甚至超過尾管重力。在尾管懸掛器丟手作業(yè)時，由于摩阻大和短尾管重力小，很難找準中和點位置，這給尾管懸掛器倒扣丟手作業(yè)施工造成很大的困阻。

(2)對于深井、超深井，特別是大斜度井和水平井，尾管固井作業(yè)結束后，環(huán)空充滿水泥漿，尾管浮重大，摩阻與浮重相當時，如順北某井，摩阻與浮重只差9 kN，增大了尾管懸掛器丟手作業(yè)成功與否的判斷難度。

(3)尾管懸掛器送入工具與套管在井內摩擦力比較大，上提下放測試摩阻大，如WZ12-1-B3S1井，采用?177.8 mm×?127.0 mm尾管固井作業(yè)，摩阻高達295 kN，丟手十分困難，且難以判斷是否成功丟手，存在尾管及尾管懸掛器隨送入工具提出井內的風險[6]。

(4)在深井、小間隙井中，環(huán)空間隙小，循環(huán)排量低，循環(huán)泵壓高，水泥漿頂替效率低，尾管固井質量難以保證，且容易導致井漏事故的發(fā)生。

(5)在大斜度井、水平井及大位移井中，尾管及尾管懸掛器難以順利下到設計位置，需反復上提下放，這一過程中容易碰掉卡瓦等外置件，造成井下故障[7-9]。

2 安全丟手關鍵技術及工藝措施

2.1 技術方案

針對深井、超深井及大斜度井小間隙短尾管固井對工具的技術要求，以“下得去、掛得住、鎖得牢、丟得開”為宗旨，在常規(guī)固井技術基礎上，結合固井技術特點，提出了采用特殊的固井管柱來充分發(fā)揮出尾管懸掛器牽制技術的優(yōu)勢。該工藝管柱結構自上而下為：送入工具+密封單元+內嵌尾管懸掛器單元+牽制單元+尾管膠塞+尾管串+球座+尾管+浮箍+尾管+浮鞋，如圖1所示。

1—送入工具；2—尾管膠塞；3—密封單元；4—內嵌尾管懸掛器單元；5—牽制單元；6—球座；7—浮箍；8—浮鞋。

2.1.1 反向牽制技術

該技術中的牽制單元位于內嵌尾管懸掛器單元的下方，與內嵌尾管懸掛器單元共同作用，實現尾管正反雙向的錨定。當尾管下入到設計位置后，通過投球憋壓坐掛內嵌尾管懸掛器單元卡瓦及牽制單元反向卡瓦，從而軸向鎖定尾管懸掛器和尾管串，為尾管懸掛器丟手提供足夠大的反扭矩，同時為尾管懸掛器提供一個向下的牽制力，相當于增大尾管重力，使其大于丟手阻力，有助于判斷丟手操作是否成功，降低尾管隨送入鉆具提出井口的風險。另外，牽制單元還具有解鎖功能，若井下出現異常情況或卡瓦提前鎖定，可通過上提一定噸位實現機械解鎖(解鎖噸位可根據現場實際情況進行調節(jié))，從而提出尾管串。

2.1.2 內嵌懸掛技術

通過采用尾管懸掛器卡瓦內嵌技術，卡瓦嵌入錐套中，卡瓦最大外徑小于錐套最大外徑，在尾管下入過程中，錐套可以有效保護卡瓦，在深井、超深井尾管懸掛器下入過程中卡瓦不會提前坐掛；同時內嵌卡瓦懸掛器可以增大懸掛器坐掛后的過流面積，降低循環(huán)及固井過程的循環(huán)壓力，避免井漏事故的發(fā)生，同時大排量固井操作可以有效提升固井質量。將尾管牽制技術及尾管懸掛器卡瓦內嵌技術有機地結合于一體，形成一套深井、超深井短尾管安全丟手關鍵技術。

2.2 牽制單元

深井、超深井和大斜度井起下管柱摩阻大，短尾管固井時因懸掛尾管短、重力小容易導致丟手不易判斷及丟手困難等問題，嚴重時還會導致尾管隨送入工具提出井眼，甚至在提出中途掉入井內的事故。為解決上述固井難題，研發(fā)了具有反向鎖定功能的牽制單元。

牽制單元連接在尾管懸掛器下方，具有反向卡瓦。當尾管下入到設計深度后，通過投球憋壓，坐掛尾管懸掛器卡瓦及牽制短節(jié)反向卡瓦，從而軸向鎖定尾管懸掛器和尾管串，給其提供一個向下的牽制力，相當于增大尾管重力，使其大于丟手阻力，利于丟手，并且通過指重表明確丟手是否成功。同時，它還具有鎖定和解鎖功能，鎖定剪釘剪斷壓力為13～14 MPa。若井下出現異常情況或卡瓦提前鎖定，可通過上提一定噸位實現機械解鎖，從而提出尾管串。牽制單元的工作原理如圖2所示。

牽制單元中最關鍵的技術是整體式卡瓦及錐套的設計?？ㄍ卟捎谜w式設計，結構簡單，去除了復雜的連接機構，利于后期解鎖，提高了下入的安全可靠性。同時卡瓦與錐套為平面接觸，提高了鎖定可靠性；采用補償角設計，這樣不僅可以提高鎖定的可靠性，還可以保證解鎖時卡瓦和錐套恢復之前的狀態(tài)；解鎖時，平面接觸受力面積大，可避免應力集中，而制約整體式卡瓦性能的就是卡瓦是否能夠在鎖定和解鎖過程中不出現損壞，且解鎖后能夠恢復初始狀態(tài)。筆者采用有限元分析方法，優(yōu)化了卡瓦的角度及結構尺寸，同時采用局部滲碳工藝，既保證了卡瓦齒部的硬度，又保證了卡瓦肋部的韌性。

此外，還開發(fā)了一種帶有旋轉功能的牽制單元，與旋轉尾管懸掛器單元配套使用，在旋轉時相對運動的關鍵零件之間設計有摩擦因數較低的特殊耐磨材質墊圈，將與其緊密接觸的調整環(huán)材質改為黃銅材質，可有效減小旋轉時產生的摩擦扭矩。該種帶有旋轉功能的牽制單元與旋轉內嵌尾管懸掛器單元組合已在巴基斯坦UEP油田成功應用[10]。

1—懸掛單元；2—牽制單元；3—尾管串。

2.3 內嵌尾管懸掛器單元

針對小間隙設計空間小的難題及高承載需求，采用內嵌卡瓦承載技術，使更薄的卡瓦能夠承載足夠的載荷，且大幅度增大坐掛后的過流面積。該機構將傳統的尾管懸掛器卡瓦與錐體之間楔形受力方式改為軸向和周向復合受力方式，改變了卡瓦和上套管受力狀態(tài)，增大了卡瓦與上層套管的接觸面積，從而減小坐掛處應力，消除應力集中問題，懸掛載荷較常規(guī)尾管懸掛器提高50%以上，允許更多的空間用于增加過流面積。同時該機構坐掛后具有特殊的內過流通道，使坐掛后的過流面積比常規(guī)懸掛器增大30%以上，從而使固井時循環(huán)通道更為暢通，頂替效率更高，更加有效地提高固井質量[11-16]。

2.4 井下工具啟動剪釘控制技術

2.4.1 壓力系統級差的設定

工藝管柱包括多組剪釘，需要結合工具實際工作情況、井況及現場設備情況，合理地布局尾管牽制技術所涉及各組剪釘的啟動剪切壓力。該工具管串中，通過液壓實現的動作包括尾管懸掛器單元坐掛、牽制單元鎖定及球座剪脫。

因為剪釘剪切值誤差范圍一般在15%以內，3組壓力的級差設定在4～6 MPa較為安全。為防止尾管懸掛器在下入過程中開泵循環(huán)時提前坐掛，設定尾管懸掛器坐掛壓力為9～10 MPa。為確保牽制單元在尾管懸掛器坐掛后實現鎖定，且保障鎖定的可靠性，設定牽制單元鎖定壓力為13～14 MPa。為防止球座在牽制單元鎖定前剪脫，設定球座剪脫壓力為17～18 MPa。

2.4.2 機械剪釘剪切值的設定

牽制單元的解鎖機構中設計有機械剪釘，根據現場實際情況可通過剪釘數量來調節(jié)解鎖噸位，依據原則為解鎖噸位不得高于現場能夠提供的最大上提噸位，若高于最大上提噸位，則牽制單元在特殊情況需要解鎖時達不到足夠的上提噸位就會導致無法解鎖。解鎖功能的設計是該系統的一種安全保障手段。

3 工具性能評價及施工工藝

3.1 工具性能評價

根據整套工具“下得去、掛得住、鎖得牢、丟得開”的設計思路，進行了分單元與整機地面性能測試，制定了全面的工具地面性能評價體系，完成了內嵌卡瓦尾管懸掛器單元、牽制單元和送入工具單元的性能試驗及聯機試驗。其中，?193.7 mm×?139.7 mm尾管懸掛器單元承載能力達到900 kN；?177.8 mm×?127.0 mm尾管懸掛器單元承載能力超過500 kN；牽制單元鎖定壓力在13～14 MPa坐掛，機械解鎖力在200～300 kN之間，并可根據現場情況調整。工具整體性能指標均達到設計要求，能夠滿足現場需求。工具性能評價結果如表1所示。懸掛器單元承載能力測試曲線如圖3所示。

3.2 現場施工工藝

(1)尾管下入：按照預定管串(送入工具+密封單元+內嵌尾管懸掛器單元+牽制單元+尾管膠塞+尾管串+球座+尾管+浮箍+尾管+浮鞋)送入至設計位置。

(2)循環(huán)洗井：開泵頂通，控制循環(huán)壓力使其不超過尾管懸掛器坐掛壓力，逐步提高排量至固井設計排量，循環(huán)時間至少1個循環(huán)周。

(3)投球坐掛：井口投球，待球到達球座位置時，憋壓至懸掛器坐掛壓力。

表1 工具性能評價試驗一覽表Table 1 List of tool performance evaluation tests

圖3 懸掛器單元承載能力測試曲線Fig.3 Test curve of load capacity of liner hanger unit

(4)牽制單元鎖定：待尾管懸掛器成功坐掛后繼續(xù)憋壓至牽制單元鎖定壓力，牽制單元實現鎖定，將尾管懸掛器及尾管串牢牢鎖定在上層套管內壁上。

(5)倒扣丟手驗證：牽制單元完成鎖定后進行倒扣，將送入鉆具與尾管串分離，丟手成功后，繼續(xù)憋壓至球座剪脫，球下落到套管底部的承托座上，循環(huán)通道暢通。

(6)注水泥作業(yè)：當注水泥量達到設計值時，從井口壓入鉆桿膠塞，待鉆桿膠塞與尾管膠塞復合并運行至球座位置時，即實現碰壓。

(7)提出送入工具：待注水泥和替漿作業(yè)完成后上提送入鉆具，密封單元內密封組件與密封外殼脫離，解除密封，循環(huán)出多余的水泥漿，起鉆，候凝。

4 現場應用統計及效果分析

深井、超深井短尾管安全丟手關鍵技術先后在塔河油田、青海油田及冀東油田等地區(qū)累計應用了72井次，成功率100%，最深井深7 271 m，最小規(guī)格為?177.8 mm×?101.6 mm，尾管質量最輕僅為4.4 t。表2中僅列舉了11口井的應用情況。其中，順北1-3井，尾管浮重89 kN，摩阻80 kN，尾管浮重與摩阻幾乎相同，牽制單元鎖定前套管串上提稱重1 760 kN，鎖定后上提至1 860 kN，未提活，更進一步地驗證了工具的牽制作用。

順北1井是風險探井，上層套管外徑193.7 mm，內徑168.3 mm，尾管懸掛器懸掛位置6 795 m。完鉆井深7 271 m，首先進行?193.7 mm尾管懸掛，然后再進行?139.7 mm尾管懸掛進行固井，其中?139.7 mm尾管十分輕，套管入井后稱重僅有85 kN，鉆具在上提下放過程中稱重時摩阻180 kN。該井存在以下固井難點：①該井為超深井小井眼固井，井眼環(huán)空間隙小，套管到位后開泵困難且泵壓較高，容易在懸掛處發(fā)生憋堵，精確碰壓困難；②鉆井液密度高，其值為1.86 g/cm3；封固段短，封固段長度只有377 m；對固井尾管懸掛器的坐掛、丟手及過流面積等要求高；③摩擦阻力大，丟手十分困難。因此確定采用安全丟手關鍵技術來進行尾管固井作業(yè)。

現場施工中尾管懸掛器坐掛壓力10 MPa，牽制單元鎖定壓力14 MPa，坐掛、鎖定和丟手操作一次性成功。丟手過程中，可明顯指示丟手判斷，驗證了整套工具的綜合性能。采用安全丟手關鍵技術成功地解決了深井、超深井坐掛及丟手等固井難題，形成了較為完善的安全丟手現場施工工藝技術，并初步實現了工業(yè)化應用。

表2 部分工具應用情況統計Table 2 Statistics of application of some tools

5 結論與建議

(1)深井、超深井短尾管固井的安全丟手關鍵技術成功實現了坐掛、鎖定及丟手功能，有效解決了深井、超深井和大斜度井等出現的丟手困難及丟手不易判斷難題，有效避免了尾管懸掛器及尾管串隨送入工具提出事故的發(fā)生，提高了短尾管固井施工的可靠性。

(2)帶有旋轉功能的牽制單元與旋轉內嵌尾管懸掛器單元組合形成的旋轉安全丟手關鍵技術，能夠解決復雜井況下短尾管固井安全施工的可靠性難題。

(3)建議開展工具系列化工作，并增加多規(guī)格旋轉工具，加大在深井、超深井以及大斜度井的應用范圍，充分發(fā)揮其旋轉、高承載和過流面積大的優(yōu)勢。