張 瑞

(中石化石油工程技術(shù)研究院有限公司)

0 引 言

我國深層、超深層油氣資源量達671億t油當(dāng)量，占資源總量的34%，正逐漸成為勘探開發(fā)的主陣地。然而，深層、超深層具有裸眼段長，存在多套壓力體系及油氣水之間關(guān)系復(fù)雜等特點，造成井眼穩(wěn)定性差、軌跡復(fù)雜，從而導(dǎo)致尾管下入困難、固井漏失等問題突出[1-6]。目前，Weatherford、Baker Hughes和國內(nèi)石油工程科研院所相繼研發(fā)了高性能的旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器，通過下入和固井期間旋轉(zhuǎn)整個管串的方式減小下入摩阻和提高水泥漿頂替效率，并在現(xiàn)場得到了應(yīng)用，有效地提高了大位移井和大斜度井的尾管下入成功率和固井質(zhì)量[7-12]。但超深井由于井深、井眼易坍塌等，導(dǎo)致尾管旋轉(zhuǎn)難度較大，且該技術(shù)無法有效降低固井漏失風(fēng)險，并未得到廣泛應(yīng)用。

中途循環(huán)是解決尾管下入困難和降低固井漏失風(fēng)險的一種有效手段[13]。然而，傳統(tǒng)的液壓尾管懸掛器多采用管內(nèi)憋壓坐掛的原理，為防止卡瓦提前坐掛，尾管下入過程中需嚴格控制管內(nèi)壓力，從而極大地限制了循環(huán)排量，無法達到中途循環(huán)洗井的要求和目的[14-16]。筆者開展了可中途大排量、高泵壓循環(huán)的壓力平衡式尾管懸掛器關(guān)鍵技術(shù)研究和現(xiàn)場適應(yīng)性評價，制定了分段循環(huán)、循環(huán)解阻和固井替漿等工藝措施，在西北超深井應(yīng)用58口井，有效解決超深井尾管下入困難和固井漏失等問題。

1 壓力平衡式尾管懸掛器

1.1 原理與特點

壓力平衡式尾管懸掛器主要由機械丟手、密封芯子、球座式膠塞和雙向牽制型坐掛機構(gòu)等部分組成，結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 壓力平衡式尾管懸掛器的結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Schematic structure of pressure balanced liner hanger

常規(guī)液壓尾管懸掛器的坐掛機構(gòu)只有1組液缸，通過管內(nèi)憋壓實現(xiàn)卡瓦坐掛。而壓力平衡式尾管懸掛器的坐掛機構(gòu)是基于壓力平衡原理的雙向牽制型液缸。當(dāng)中途循環(huán)管內(nèi)產(chǎn)生高壓時，由于雙向液缸處的壓力相等，且液缸作用面積相等，導(dǎo)致產(chǎn)生的液壓力F1和F2相互抵消。因此，坐掛機構(gòu)不會推動卡瓦實現(xiàn)坐掛，徹底消除了循環(huán)憋堵或異常高壓導(dǎo)致卡瓦提前坐掛的風(fēng)險，從而允許尾管下入過程中的大排量、高泵壓循環(huán)洗井或快速的上提下放等操作。

球座式膠塞集常規(guī)尾管膠塞和球座功能于一體，主要包括膠碗組件和球座機構(gòu)2部分，安裝于雙向牽制型坐掛機構(gòu)的2個傳壓孔之間[13]。一是作為尾管到位后的坐掛激發(fā)機構(gòu)，當(dāng)憋壓球達到球座處，由于膠碗組件的環(huán)空封隔效果，導(dǎo)致雙向液缸產(chǎn)生的液壓作用力F1>F2，從而驅(qū)動坐掛機構(gòu)實現(xiàn)尾管懸掛。二是作為尾管膠塞，能夠與鉆桿膠塞復(fù)合并憋壓剪脫，從而頂替套管內(nèi)的水泥漿，完成固井作業(yè)。另外，與常規(guī)尾管懸掛器相比，球座位于尾管懸掛器內(nèi)部，而不是尾管串底部。這樣一方面減小了憋壓球的下落距離，縮短了時間，提高了超深井憋壓球的到位可靠性；另一方面，在憋通球座時，尾管串能夠充分緩沖瞬間高壓(>20 MPa)，減輕了其對裸眼地層的沖擊，防止壓漏地層。

1.2 耐高溫高壓關(guān)鍵技術(shù)

超深井對壓力平衡式尾管懸掛器的耐溫耐壓能力提出了更高的要求，特別是雙向牽制型液缸和球座式膠塞系統(tǒng)。坐掛機構(gòu)的液缸需要承受中途循環(huán)和固井過程中的循環(huán)高壓，坐掛時還要滿足高壓滑動密封要求。為此，雙向牽制型坐掛驅(qū)動機構(gòu)的液缸采用多元組合密封方式，如圖2所示。上部液缸采用耐高溫橡膠材質(zhì)的O形密封圈和復(fù)合材料擋圈的組合密封組件；O形密封圈保證高溫密封效果，而擋圈則在液缸滑動過程中保護O形密封圈，防止其變形后導(dǎo)致密封失效。下部液缸采用O形密封圈和V形密封圈的組合密封方式。V形密封圈鏡像對稱安裝，且采用耐高溫橡膠和纖維夾織物的復(fù)合材質(zhì)，既實現(xiàn)了雙向高溫高壓密封，又提高了其耐磨性和可靠性。試驗表明，該多元組合密封方式使液缸密封能力達到35 MPa，耐溫能力>150 ℃。

圖2 雙向牽制型液缸密封組件結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Schematic structure of two-way pinning cylinder seal assembly

球座式膠塞的膠碗組件的密封能力必須達到施工所需的20～25 MPa，且單邊的密封間隙必須要達到20 mm以上。球座式膠塞膠碗組件示意圖如圖3所示。在圖3a中，球座式膠塞的膠碗組件通過優(yōu)化膠碗寬度d、前角α和后角β等參數(shù)，并增加肩部保護環(huán)，實現(xiàn)了大間隙高壓的密封；在圖3b中，當(dāng)密封壓力達到25 MPa時，?177.8 mm膠碗的最大應(yīng)力出現(xiàn)在與外層管壁接觸處，為1.39 MPa，遠小于橡膠材質(zhì)的撕裂強度(17～20 MPa)。地面試驗結(jié)果表明，該膠碗組件在150 ℃的導(dǎo)熱油環(huán)境中，密封間隙為28.5 mm時耐壓能力可達到25 MPa以上。

圖3 球座式膠塞膠碗組件示意圖Fig.3 Schematic diagram of ball seat rubber plug cup assembly

1.3 性能參數(shù)

根據(jù)西北地區(qū)超深井不同的井身結(jié)構(gòu)需求，研發(fā)了?244.5 mm×?177.8 mm、?237.1 mm×?193.7 mm、?219.1 mm×?168.3 mm和?365.1 mm×?273.1 mm等4種不同規(guī)格的壓力平衡式尾管懸掛器，其主要的性能參數(shù)見表1。從表1可以看出，該尾管懸掛器的承載能力和坐掛所需壓力均與常規(guī)內(nèi)嵌卡瓦尾管懸掛器相當(dāng)，最大承載能力達到3 400 kN，耐溫能力分別達到了120和150 ℃，能夠滿足西北地區(qū)超深井的應(yīng)用需求。

表1 壓力平衡式尾管懸掛器的規(guī)格和性能參數(shù)Table 1 Specification and performance parameters of pressure balanced liner hanger

2 現(xiàn)場適應(yīng)性評價

2.1 評價裝置及方法

球座式膠塞在實際工況下的膠碗密封能力、球座耐沖蝕性及膠塞剪脫可靠性是決定壓力平衡式尾管懸掛器施工質(zhì)量的關(guān)鍵，需要在現(xiàn)場應(yīng)用前進行適應(yīng)性評價。球座式膠塞現(xiàn)場適應(yīng)性評價裝置由上接頭、球座式膠塞、模擬套管、碰壓座和下接頭等零部件組成。球座式膠塞安裝在套管內(nèi)部，如圖4所示。將其連接在刮管器上端，采用鉆具送入到尾管懸掛器坐掛位置，然后大排量循環(huán)驗證球座式膠塞的耐沖蝕性能；循環(huán)一定時間后，投入憋壓球，憋壓驗證沖蝕后球座的密封效果和膠碗在實際井況下的密封能力；憋通球座后，投入鉆桿膠塞模擬固井時膠塞復(fù)合剪脫的性能。最終，通過該裝置系統(tǒng)地試驗井溫、鉆井液和鉆具組合等關(guān)鍵因素對壓力平衡式尾管懸掛器性能的影響。

圖4 壓力平衡式尾管懸掛器的現(xiàn)場適應(yīng)性評價方法及裝置Fig.4 Field adaptability evaluation method and device of pressure balanced liner hanger

2.2 現(xiàn)場評價試驗

采用該裝置和方法分別在塔河和順北油田進行了現(xiàn)場適應(yīng)性評價試驗3井次。其中，TP351井是塔河油田托普臺區(qū)塊的一口典型的超深直井，三開中完井深6 845 m，設(shè)計的尾管懸掛器坐掛位置在4 600 m；鉆井液為鉀胺基聚磺混油鉆井液，密度為1.35 g/cm3，固相體積分數(shù)14%，含油體積分數(shù)2%；井溫145 ℃。

圖5 TP351井現(xiàn)場評價試驗的施工參數(shù)曲線Fig.5 Operation parameter curve of field evaluation test of Well TP351

試驗評價裝置下入到設(shè)計深度后以排量1.4 m3/min、泵壓10.3 MPa循環(huán)沖蝕8 h，試驗結(jié)果如圖5所示。投入憋壓球后，管內(nèi)憋壓至16 MPa，球座瞬間剪脫，重新建立循環(huán)；停泵后，從井口投入鉆桿膠塞并以1.3 m3/min的排量泵送25 min后，降低排量至0.9 m3/min進行膠塞復(fù)合，管內(nèi)壓力從4 MPa迅速升高至11 MPa，然后又降低至3 MPa，說明鉆桿膠塞和球座式膠塞順利復(fù)合。試驗表明：在實際井況下，球座式膠塞膠碗在長時間高溫浸泡后仍然能夠密封16 MPa以上；經(jīng)過長時間、大排量沖蝕后，球座的密封效果良好；鉆桿膠塞與球座式膠塞復(fù)合剪脫順利，復(fù)合壓力顯示明顯。因此，壓力平衡式尾管懸掛器能夠滿足西北超深井的應(yīng)用要求。

3 施工工藝

3.1 管串結(jié)構(gòu)

超深井尾管下入過程中易出現(xiàn)遇阻遇卡、高壓氣侵和失返性漏失等問題。為更好地實現(xiàn)尾管下入中途循環(huán)，并保證尾管安全快速下放到位和尾管固井，采用壓力平衡式尾管懸掛器時推薦的管串組合為：送入鉆具+壓力平衡式尾管懸掛器(球座式膠塞)+尾管串(扶正器)+碰壓座+1～2根套管+浮箍+1～2根套管+浮箍+1根套管+1根短套管(約1～2 m)+浮鞋。扶正器的配置方案為：重疊段每隔2～3根套管安裝1支滑動摩阻較小的螺旋樹脂剛性扶正器；裸眼段每隔2～3根套管安裝1支高可靠性、復(fù)位力大的整體式彈性扶正器，這樣既可以保證管串居中效果，又能夠顯著減小下入摩阻。

3.2 分段循環(huán)

分段循環(huán)是指在尾管下入過程中通過多次的主動開泵循環(huán)活動鉆井液，一方面可以有效排出后效氣體降低高壓氣井的井控風(fēng)險；另一方面可以降低尾管到位后的頂通和循環(huán)壓力，預(yù)防循環(huán)和固井時漏失。圖6為分段循環(huán)技術(shù)示意圖。由圖6可知，結(jié)合壓力平衡式尾管懸掛器循環(huán)排量和泵壓不受限制的特點，當(dāng)尾管下入到上層套管鞋的位置時，開泵循環(huán)1～2 h，充分活動鉆井液或排除井內(nèi)的侵入氣體后再下放套管進入裸眼段；裸眼段若無特殊情況一般不再開泵循環(huán)，當(dāng)尾管下入到設(shè)計深度后，再頂通循環(huán)洗井。若下入過程中出現(xiàn)井漏或遇阻，則可繼續(xù)開泵循環(huán)堵漏或解阻。對于有高壓氣體侵入的井，可根據(jù)氣體侵入量適時地進行分段循環(huán)。推薦的操作為：在尾管下入到上層套管鞋位置時循環(huán)一個環(huán)空容積，將后效氣排出后再送鉆進入裸眼。若后效氣體量較大時，可根據(jù)現(xiàn)場實際情況采取每300～500 m循環(huán)一次的方式，分多次循環(huán)排出后效氣體，進入裸眼后每次循環(huán)時間控制在30 min以內(nèi)，并間歇活動管串防止套管黏卡。

圖6 分段循環(huán)技術(shù)工藝示意圖Fig.6 Schematic diagram of staged circulation process

3.3 循環(huán)解阻

在充分進行井眼準備后，尾管下入遇阻最可能的原因是井壁失穩(wěn)坍塌或壓差黏卡，而井壁坍塌導(dǎo)致的遇阻也分為套管中段卡鉆和套管前端井眼坍塌遇阻2種不同的類型。因此，當(dāng)尾管下入遇阻時，首先可以根據(jù)上提下放的管串懸重、管柱回縮距和循環(huán)泵壓變化等現(xiàn)象綜合判斷遇阻的類型[17]。當(dāng)判斷為套管前端井眼坍塌導(dǎo)致的遇阻時，首先開泵頂通并逐步提高排量至1.0 m3/min左右(可根據(jù)泵壓適當(dāng)調(diào)整)，然后緩慢下放管串。若泵壓迅速升高或懸重快速下降，則停止下放，繼續(xù)循環(huán)10～15 min，然后再緩慢下放管串。如此反復(fù)，直到通過遇阻點。當(dāng)判斷為套管中部遇阻時，則就地開泵頂通后逐步提高循環(huán)排量，同時每隔3～5 min上提、下放活動管柱1次，防止套管靜止過長導(dǎo)致黏卡。一般每次循環(huán)30 min，或者直到循環(huán)泵壓無明顯變化后，嘗試下放管柱通過遇阻點。若判斷為壓差黏卡導(dǎo)致的遇阻，則要開泵充分清洗井眼，然后注入解卡劑，期間可采用上提、下放管柱的方式配合解卡。

3.4 固井替漿

超深井由于井深、尾管段長等導(dǎo)致替漿的準確性難以保障。而壓力平衡式尾管懸掛器特殊的球座式膠塞剪脫機構(gòu)，與鉆桿膠塞復(fù)合時井口往往能觀察到明顯的壓力變化，從而可以及時校核替漿量；同時膠碗良好的大間隙高壓密封性能，又能保證其在套管內(nèi)具有較好的隔離和刮拭效果，從而為超深井長尾管的固井替漿提供了良好的保障。固井替漿時一般推薦的施工工藝為：在投入鉆桿膠塞后，以正常的固井替漿排量進行鉆具內(nèi)的水泥漿頂替；當(dāng)距離膠塞復(fù)合還有2～3 m3時，降低排量至1 m3/min以下，觀察膠塞復(fù)合的壓力顯示，當(dāng)觀察到泵壓先迅速升高后又瞬間降低到復(fù)合前泵壓時，說明膠塞復(fù)合完成；此時校核替漿量，并迅速提高替漿排量至正常的固井排量；再附加頂替一個套管容積并觀察碰壓情況，若到量無碰壓顯示則立即停止頂替。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

壓力平衡式尾管懸掛器在西北地區(qū)的塔河、順北、青海和吐哈等油田的超深井累計現(xiàn)場應(yīng)用58口井，最大應(yīng)用井深7 849 m，尾管最長3 509 m，并通過分段循環(huán)工藝和循環(huán)解阻工藝解決了超深井下尾管遇阻和固井漏失等問題。

4.1 順北5-6井

順北5-6井是壓力平衡式尾管懸掛器在順北油氣田應(yīng)用的第一口井，其井身結(jié)構(gòu)見圖7。該井三開中完井深7 251 m，鉆井液密度1.39 g/cm3，井底溫度為150 ℃。尾管懸掛器坐掛位置4 998 m，井溫106 ℃，?177.8 mm尾管段長2 251 m。本開志留系鉆井過程中共發(fā)生漏失14次，累計漏失量達824.18 m3，且5 700 m井深存在高壓鹽水侵入、井壁坍塌嚴重等問題，導(dǎo)致尾管下入過程和固井期間的漏失風(fēng)險極大。為此，采用了壓力平衡式尾管懸掛器，當(dāng)尾管下入到5 000 m時，以0.5 m3/min的排量循環(huán)2 h，到位后的頂通壓力僅為4 MPa。壓力平衡式尾管懸掛器坐掛成功后，憋壓19 MPa瞬間剪脫球座，未出現(xiàn)壓漏地層的情況。然后以0.7～0.9 m3/min的排量循環(huán)共計8 h，也未發(fā)生漏失。固井期間觀察到了明顯的鉆桿膠塞和尾管膠塞的復(fù)合壓力顯示，并及時校核替漿量，最終實現(xiàn)到量碰壓，且固井質(zhì)量達到優(yōu)秀。

圖7 順北5-6井的井身結(jié)構(gòu)Fig.7 Wellbore stucture of Well Shunbei 5-6

4.2 順北11井

順北11井是中石化部署在順托果勒區(qū)塊11號斷裂帶上的第一口超深探井，三開中完井深7 084 m，尾管懸掛器坐掛位置5 153 m，?273.1 mm尾管段長1 930 m，鉆井液密度1.85 g/cm3。由于該井井眼擴大率僅有5.2%，且套管需要穿過多個鹽水層。第1次采用常規(guī)尾管懸掛器下入時，在尾管進入裸眼僅200 m后就嚴重遇阻，最終只能起套管。第2次改用壓力平衡式尾管懸掛器送入尾管，在下入到上層套管鞋處開泵頂通后，以1.4～1.6 m3/min的排量循環(huán)0.5 h，活動鉆井液。隨后進入裸眼，在5 855～6 720 m的泥巖段累計遇阻61次，最終通過8次大排量循環(huán)順利解阻，將尾管下入到設(shè)計深度，最大循環(huán)泵壓達到16 MPa，最大循環(huán)排量為2.4 m3/min。圖8為6 174～6 203 m 井段循環(huán)解阻施工參數(shù)曲線。在發(fā)生遇阻且上提下放無法通過后，首先開泵建立循環(huán)，并逐步提高排量至1.9 m3/min，期間反復(fù)上提下放活動管串防止黏卡；循環(huán)25 min后，泵壓穩(wěn)定在12 MPa左右，此時緩慢下放管串，順利通過了遇阻點，期間最大摩阻為600 kN。在完成充分循環(huán)洗井后，壓力平衡式尾管懸掛器坐掛、憋通球座、丟手操作一次成功，順利完成固井作業(yè)并實現(xiàn)碰壓。

圖8 6 174～6 203 m井段循環(huán)解阻施工參數(shù)曲線圖Fig.8 Operation parameter curve of sticking removal by circulation at the well section of 6 174-6 203 m

5 結(jié)論與建議

(1)壓力平衡式尾管懸掛器可以避免激蕩壓力或循環(huán)憋堵導(dǎo)致的液壓坐掛機構(gòu)提前動作風(fēng)險，從而能夠允許在尾管下入過程中大排量、高泵壓的循環(huán)洗井，多元組合密封的雙向牽制型液缸和大間隙高壓密封技術(shù)使其耐溫達150 ℃，密封能力達35 MPa。現(xiàn)場適應(yīng)性評價試驗表明，該壓力平衡式尾管懸掛器滿足超深井高溫和中途長時間循環(huán)的需求。

(2)針對性地制定了分段循環(huán)、循環(huán)解阻和固井替漿等施工工藝措施，形成了一套適用于超深井的壓力平衡式尾管懸掛器應(yīng)用技術(shù)，在西北地區(qū)的順北、塔河、青海等油田累計現(xiàn)場應(yīng)用58口井，最大應(yīng)用井深7 849 m，尾管最長3 509 m。

(3)壓力平衡式尾管懸掛器能夠有效解決超深井尾管下入遇阻和固井漏失等問題，對超深井的高效開發(fā)具有重要意義。建議繼續(xù)開展小尺寸工具的系列化和耐溫耐壓性能提升研究，以滿足超深井小尾管固井需求。