古 青，宋劍鳴，曹 博，馬 淼，蔣立坤，楊 旭，馮治鋒

(1.渤海鉆探工程有限公司 工程技術(shù)研究院，天津 300450；2.渤海鉆探工程有限公司 國際鉆采物資供應(yīng)分公司，天津 300450)

高溫高壓油氣井多具有井溫高、壓力大、井深深、小間隙、尾管長等特點，尾管固井風(fēng)險大、難度高，嚴(yán)重影響高溫高壓區(qū)塊鉆探工作的順利展開[1]。塔里木油田大北、順南、塔北等多個區(qū)塊的井深均在6 000～7 500 m，屬于超深高溫高壓井。青海的柴達(dá)木盆地以英西為代表的“高溫、高壓、高鹽”三高油氣井，地溫梯度達(dá)到4.3 ℃/100 m，井底溫度達(dá)到200 ℃以上。尾管懸掛器作為深層鉆井完井的關(guān)鍵工具面臨新的挑戰(zhàn)，需要其承受更大載荷，下得更深；能克服更為復(fù)雜的情況并順利下入；有更強的耐高溫、耐高壓能力；耐腐蝕、能適應(yīng)多變環(huán)境[2]。

1 技術(shù)分析

1) 抗高溫高壓能力。

塔里木油田的多數(shù)油氣井地溫梯度在1.4～2.5 ℃/100 m，井深在5 000～8 000 m，其井底最高溫度為200 ℃(懸掛器位置在井底上方，理論上懸掛處溫度低于200 ℃)。在高溫條件下實現(xiàn)高壓整體密封能力，才能保證尾管固井施工的順利進(jìn)行。

2) 高懸掛能力。

井深深、裸眼段長是多數(shù)高溫高壓油氣井的基本特點，對應(yīng)的尾管串長，載荷大，則懸掛器的懸掛能力必須得到大幅提高，才可保證高溫高壓油氣井尾管固井施工安全順利進(jìn)行。

3) 大流通面積。

高溫高壓井多伴隨井深、小間隙等特點，環(huán)空壓耗高，泥砂返出率低，井眼清潔效果差，嚴(yán)重影響固井質(zhì)量。尾管懸掛器必須具有足夠的過流面積，方能保證施工安全，否則會引起漏失、水泥返高不夠、環(huán)空氣侵等復(fù)雜情況的發(fā)生[3]。

4) 強膠塞復(fù)合率。

深井及超深井尾管固井過程中，送入鉆具多采用復(fù)合鉆具，鉆桿膠塞在經(jīng)過多種鉆具內(nèi)孔下行時易發(fā)生偏磨與歪斜，后與尾管膠塞復(fù)合時往往復(fù)合效果差[4]。

2 結(jié)構(gòu)設(shè)計與計算

2.1 結(jié)構(gòu)設(shè)計

高溫高壓尾管懸掛器由密封爪套、錐套和尾管膠塞總成組成，如圖1所示。

1-密封爪套；2-錐套；3-尾管膠塞總成。

2.1.1 雙向密封結(jié)構(gòu)的設(shè)計

創(chuàng)新設(shè)計的密封結(jié)構(gòu)(如圖2)。采用聚四氟

乙烯與正反向各2組V型密封圈組合密封的方式進(jìn)行密封，在高溫高壓條件下，密封效果更好。

圖2 V型雙向密封爪套結(jié)構(gòu)

2.1.2 錐套的結(jié)構(gòu)設(shè)計

針對常規(guī)懸掛器錐套流通面積偏小的特點，在

不影響坐掛的基礎(chǔ)上，設(shè)計了導(dǎo)流槽，相比改進(jìn)之前增加了29.7%過流面積(如圖3)。

圖3 大載荷、大流通錐套結(jié)構(gòu)

2.1.3 直連式尾管膠塞總成的設(shè)計

設(shè)計的直連式尾管膠塞總成主要由中心管旋轉(zhuǎn)短節(jié)、空心短節(jié)與尾管膠塞3部分組成(如圖4)。在中心管轉(zhuǎn)動條件下不隨中心管一起轉(zhuǎn)動，使尾管膠塞保持良好狀態(tài)，空心短節(jié)做為扶正和容納鉆桿膠塞的專用短節(jié)，起到了良好的扶正居中作用，增加了復(fù)合成功率。

圖4 直連式尾管膠塞總成結(jié)構(gòu)

2.2 有限元分析計算

2.2.1 懸掛器坐掛系統(tǒng)坐掛力

對BH-XGH型尾管懸掛器單個坐封系統(tǒng)進(jìn)行

有限元分析，模擬加載1 200 kN載荷,分析結(jié)果如圖5所示，外層套管、卡瓦及錐套最大應(yīng)力值均小于材料屈服極限965 MPa，不會坐掛失效。

圖5 懸掛器座掛系統(tǒng)坐掛力有限元分析結(jié)果

2.2.2 懸掛器本體抗內(nèi)壓

BH-XGH型尾管懸掛器本體的材料為TP140V鋼級,其屈服極限為965 MPa, 由此計算出可承受的最大內(nèi)壓為110.9 MPa(如圖6)。實際最大承壓取89 MPa，則安全系數(shù)為1.25。

圖6 懸掛器本體抗內(nèi)壓有限元分析結(jié)果

2.2.3 懸掛器本體抗外擠

尾管懸掛器本體的材料為TP140V鋼級,其屈服極限為965 MPa, 由此計算出可承受的最大外擠壓力為104.8 MPa(如圖7)。實際最大承壓取95 MPa，安全系數(shù)為1.1。

圖7 懸掛器本體抗外擠有限元分析結(jié)果

3 室內(nèi)試驗

1) 高溫高壓整體密封試驗。將懸掛器置于充滿導(dǎo)熱油的高溫高壓試驗裝置內(nèi)加溫至202 ℃，保溫48 h后，整機試壓50.5 MPa，穩(wěn)壓15 min，壓降0.2 MPa。表明V型雙向密封爪套在200 ℃、50 MPa的高溫高壓條件下，可保證懸掛器整體的良好密封。

2) 懸掛器載荷試驗。將懸掛器置于對應(yīng)尺寸的外管內(nèi)加壓坐掛，外管連接拉拔試驗機一端，懸掛器尾部連接拉拔機另一端進(jìn)行拉拔試驗，懸掛器軸向加載至1 085 kN，懸掛器未發(fā)生打滑與損壞。表明懸掛器(錐套)載荷(或懸掛能力)達(dá)到了1 080 kN。

3) 尾管膠塞系統(tǒng)試驗。①尾管膠塞轉(zhuǎn)動試驗：室內(nèi)模擬懸掛器倒扣試驗，直連式尾管膠塞系統(tǒng)不隨中心管一起轉(zhuǎn)動，表明旋轉(zhuǎn)短節(jié)在倒扣過程中可有效保護(hù)尾管膠塞不被損壞。②尾管膠塞提拉力試驗：尾管膠塞在套管內(nèi)最大峰值提拉力為7 kN，最小峰值下放力為2 kN，表明懸掛器中心管在上提下放過程中不會損壞銷釘。③鉆桿膠塞、尾管膠塞與球座的復(fù)合試驗：室內(nèi)對懸掛器進(jìn)行模擬碰壓試驗，碰壓后，鉆桿膠塞、尾管膠塞和球座均全部到位，復(fù)合密封良好。試驗結(jié)果表明，直連式尾管膠塞系統(tǒng)轉(zhuǎn)動可有效保護(hù)尾管膠塞，上提下放不會對銷釘產(chǎn)生影響，復(fù)合密封效果良好。

4) 懸掛器本體抗內(nèi)壓和外擠試驗。①抗內(nèi)壓試驗，清水打壓至90.8 MPa，穩(wěn)壓15 min，壓降0.2 MPa。②抗外擠試驗，置于試壓管內(nèi)進(jìn)行本體外壓試驗，清水打壓至100.7 MPa，穩(wěn)壓15 min，壓降0.3 MPa。試驗結(jié)果表明，懸掛器抗內(nèi)壓和抗外擠分別達(dá)到了90 MPa和100 MPa。

4 性能參數(shù)

研制的BH-XGH型尾管懸掛器經(jīng)過設(shè)計、計算與室內(nèi)試驗，各項性能均達(dá)到了設(shè)計要求，驗證了BH-XGH型尾管懸掛器具有耐高溫高壓、大載荷、大過流面積、高抗內(nèi)壓和外擠的性能特點，主要技術(shù)參數(shù)如表1。

表1 2種型號尾管懸掛器技術(shù)參數(shù)

通過密封爪套、錐套結(jié)構(gòu)、直連式尾管膠塞總成的創(chuàng)新設(shè)計與優(yōu)化改進(jìn)，使全系列尾管懸掛器的耐溫耐壓、載荷能力、抗內(nèi)壓外擠等性能得到大幅提升。

5 應(yīng)用情況

BH-XGH系列尾管懸掛器主要應(yīng)用于深井超深井及高溫高壓油氣井中。目前已在塔里木油田的RP3-1C1井、躍滿6C1井、HA702C井、HA601-8C井應(yīng)用 ，在松遼科探井(SK-2井)應(yīng)用1井次(如表2)。

5.1 RP3-1C1井

RP3-1C1井是一口側(cè)鉆定向井，井深7 201 m，坐掛位置6 150 m，使用BH-XGH 200×140-Y型尾

表2 BH-XGH型尾管懸掛器使用情況統(tǒng)計

管懸掛器，尾管為?140 mm與?127 mm復(fù)合套管，該井井底溫度142 ℃，尾管浮重294 kN。管串結(jié)構(gòu)為：?127 mm浮鞋+?127 mm套管1根+?127 mm浮箍+?127mm套管1根+?127 mm球座+?127 mm套管串+?127 mm×?140 mm變徑變扣短節(jié)+?140 mm套管串+BH-XGH 200×140-Y型尾管懸掛器+?127 mm鉆柱+?89 mm送入鉆柱。

按照施工預(yù)案檢查工具及附件均正常。開始下套管，按順序下管串，尾管懸掛器頂通循環(huán)稱重為410 kN，下鉆具到位稱重為1 500 kN，循環(huán)泥漿后投球，球到位后小排量開泵憋壓13 MPa穩(wěn)壓5 min，壓力不降。下放鉆具至1 400 kN，跟鉆具伸縮距一致，判斷已經(jīng)坐掛成功，下壓至1 350 kN憋壓至18 MPa球座憋脫泥漿從井口返出。調(diào)整懸重至1 390 kN倒扣，正轉(zhuǎn)5圈無回轉(zhuǎn)，后累計倒扣35圈，判斷反扣已經(jīng)倒開，試提高度1.5 m，懸重為1 450 kN，判斷丟手成功，調(diào)整懸掛器受壓100 kN，循環(huán)泥漿準(zhǔn)備固井。替漿35 m3空心膠塞與球座碰壓，壓力為18.5 MPa，壓力不降，泄壓，無倒返。起鉆懸重為1 380 kN恒重，無掛卡，直接起鉆，尾管懸掛器施工完畢。起出中心管，中心管及關(guān)鍵部位，提升短節(jié)、反扣、密封爪套均完好。本井坐掛、丟手、碰壓均正常，浮箍浮鞋工作正常，無倒返現(xiàn)象。

5.2 SK-2井

SK-2井是一口直井，四開井深5 798 m，懸掛器座掛位置4 350 m，使用BH-XGH 245×178-Y型尾管懸掛器。該井井底溫度達(dá)到219.4 ℃，懸掛器位置溫度達(dá)到181.2 ℃，尾管懸重689 kN，浮重588 kN。管串結(jié)構(gòu)為：?178 mm浮鞋+?178 mm套管1根+?178 mm浮箍+?178 mm套管1根+?178 mm浮箍+?178 mm套管1根+?178 mm球座+?178 mm套管串+BH-XGH 245×178-Y型尾管懸掛器+?127 mm送入鉆柱。

按照現(xiàn)場施工預(yù)案，工具入井前進(jìn)行尺寸丈量與檢查。按照管串順序依次下入附件及懸掛器。尾管到位后，開泵0.3 m3/min小排量頂通，后逐步提高排量至1.2 m3/min，待井眼循環(huán)干凈并達(dá)到固井條件后，投球憋壓11 MPa，穩(wěn)壓3 min，下放鉆柱，觀察懸重變化，指重表懸重下降值(尾管浮重)與相應(yīng)下放回縮距一致，判斷坐掛成功。 坐掛、下放回距縮的同時，使懸掛器受壓在50 kN范圍內(nèi)。坐掛好后，加壓70 kN，緩慢開泵，蹩壓至20 MPa，蹩脫球座，壓力突降，井口有返漿，調(diào)整懸重保持懸掛器處受壓30 kN，緩慢開泵小排量循環(huán)泥漿。停泵先試行正轉(zhuǎn)鉆具5圈， 觀察鉆具無回轉(zhuǎn)，一次性轉(zhuǎn)動10圈，后累計轉(zhuǎn)動30圈。上提鉆柱1.5 m，懸重與送入鉆柱浮重相當(dāng)，說明尾管已甩掉，坐掛、倒扣成功。下放送入鉆具，扣吊卡，卸方鉆桿，接127 mm(5英寸)鉆桿水泥頭，循環(huán)處理泥漿14 d，并注意觀察漏失情況，待泥漿處理好后，準(zhǔn)備固井施工。注水泥完畢，壓入鉆桿膠塞，注鉆井液。膠塞復(fù)合時，觀察泵壓有波動，判斷膠塞復(fù)合正常。當(dāng)碰壓時，壓力急速升高至19 MPa，停泵，放掉壓力，無倒返，證明浮箍、浮鞋的工作正常。緩慢上提鉆具，指重表懸重恒重，確定中心管已拔出下部尾管，上提送入鉆具，循環(huán)出井內(nèi)多余的水泥漿。起出送入鉆柱，候凝。本井坐掛、丟手均1次成功，膠塞復(fù)合、碰壓過程均正常，浮箍浮鞋無倒返。

6 結(jié)論

1) 通過V型雙向密封套的設(shè)計，實現(xiàn)了懸掛器在48 h內(nèi)200 ℃高溫條件下保證了50 MPa的整機密封能力；通過三瓣式帶流通槽錐套的結(jié)構(gòu)優(yōu)化，可使懸掛器流通面積大幅增加29.7%，懸掛能力達(dá)到1 080 kN，有效地提高了懸掛器的負(fù)載能力，降低了坐掛后的循環(huán)壓力，減少蹩堵發(fā)生；通過直連式尾管膠塞總成的設(shè)計，有效地保護(hù)了尾管膠塞，提高了碰壓成功率。

2) 在5井次深井、超深井中進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，應(yīng)用最高溫度181.2 ℃，下入最深6 150 m，坐掛深度壓力68.6 MPa，最高尾管浮重588 kN，懸掛器座掛、丟手均一次成功，碰壓成功率100%。后續(xù)可對BH-XGH型尾管懸掛器性能的穩(wěn)定性做進(jìn)一步驗證。

3) BH-XGH型尾管懸掛器解決了深井、超深井高溫高壓尾管固井的耐高溫高壓、小間隙、載荷能力、碰壓成功率等系列技術(shù)難題，為國產(chǎn)工具在高端市場的推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。