川深1井非常规系列尾管悬挂器应用分析

张新亮，祁正玉，王晓强，侯越全

(中国石化石油工程技术研究院 德州大陆架石油工程技术有限公司，山东 德州 253000)

川深1井的完钻井深为8 420 m，垂深8 418.56 m，曾为亚洲第1垂深井。该井是陆相和海相多层系叠合的超深井，具有超高温、超高压、高含硫特征，又具有地质构造复杂、长裸眼、掉块多、小间隙、漏失等不利因素。因此，该井采用了非常规钻头和非常规套管系列的五开井身结构，井深结构参数如表1。针对复杂的井下条件和特殊的井身结构，研发了非常规系列尾管悬挂器，确保了该井尾管固井的成功，也为该井顺利完井提供了技术保障[1]。

表1 川深1井井身结构参数

1 主要技术难点

1.1 尾管重

三开悬挂ø273.1 mm+ø279.4 mm尾管,浮重2 648.9 kN；四开悬挂ø193.7 mm+ø206.4 mm尾管，浮重901.6 kN，需防止坐挂时卡瓦打滑或涨破上层套管。常规坐挂单元的承载能力有限，需改进坐挂单元结构,以达到高承载目的。

1.2 封固段长

三开封固段长2 908.44 m，四开封固段长1 536.78 m，裸眼段长且地质条件复杂，掉块多、间隙小、易漏失。常规悬挂器坐挂后过流面积急剧减小，个别型号悬挂器坐挂后过流面积减少50%以上，极易在悬挂器位置产生憋堵，进而导致漏失。因此，急需改变悬挂器坐挂单元结构，以增大坐挂后的过流面积。

1.3 井温高

地温梯度为2.0 ℃/100 m，三开井底静止温度154 ℃，四开井底静止温度178 ℃，五开井底静止温度高达186 ℃，对尾管悬挂器及附件的密封元件的抗高温性能要求极高。

1.4 高压

四开钻遇14个气层，且气层显示活跃。裸眼段气层最大压力达142 MPa，气层压力梯度达1.88 MPa/100 m。钻遇气层为碳酸盐岩储层，属裂缝和溶洞发育，环空中存在气液质量交换作用，静液柱压力难以有效压稳气层[2]。计算其潜气窜因子GFR为10.8，属于固井后环空气窜高危井。五开钻遇6个气层，其中8 151～8 173 m气层离四开套管鞋近，控制距离短，防气窜及层间有效封隔困难。因此，四开、五开的尾管固井对悬挂器整体耐压级别、固井后迅速及有效封隔环空的能力有较高要求，普通悬挂器难以满足。

1.5 钻具结构复杂

超深井的实施，带来了钻具结构的复杂，通常还需加多种变扣。以五开送入钻具为例，送入钻具规格为ø149.2 mm+ø101.6 mm 2种，水泥头规格为ø139.7 mm，悬挂器的提升短节规格为ø88.9 mm，需配备ø139.7 mm×149.2 mm变径接头、149.2 mm×ø101.6 mm变径接头及ø101.6 mm×ø88.9 mm 3种变径接头，ø149.2 mm钻具内径为123.8 mm，接头内径为95 mm；ø101.6 mm钻具内径为82.3 mm，接头内径为71.4 mm；ø139.7 mm×149.2 mm变径接头内径为88 mm，149.2 mm×ø101.6 mm变径接头内径70 mm；ø101.6 mm×ø88.9 mm变径接头内径为57 mm。常规钻杆胶塞对复合钻具适应性较差，需重新设计钻杆胶塞，以保障通过能力及较好的密封能力。

2 关键技术分析

2.1 内嵌卡瓦结构

针对三开和四开悬挂尾管载荷大、坐挂后过流面积小的问题，坐挂单元采用内嵌卡瓦技术，充分应用卡瓦与锥套侧面承载技术，提高悬挂器的承载能力；通过增加内过流通道的方式，增大悬挂器坐挂后的过流面积，解决重载、过流面积小问题。具体结构为2套锥体×6片卡瓦，共双排12片卡瓦结构。经测试，承载能力较常规悬挂器提高50%，坐挂后过流面积提高30%以上。卡瓦侧面坐挂机构的结构如图1。常规坐挂与内嵌卡瓦坐挂截面对比如图2。

2.2 抗高温密封组件

针对井底温度高达186 ℃，且高含硫化氢、二氧化碳等酸性气体，应考虑密封材料耐腐蚀性，故优选氟橡胶作为密封圈、封隔胶筒的密封组件材料。经测试，五开139.7 mm尾管悬挂器抗温达200 ℃。常用橡胶材料性能如表2。

图1 卡瓦侧面坐挂机构

图2 尾管悬挂器截面对比

表2 常用橡胶材料性能对比

2.3 整体气密封和顶部封隔器

针对该井存在多套压力体系，油气层多且活跃，为满足固井施工和完井生产的要求，防止油气水窜，四开和五开采用整体气密封封隔式尾管悬挂器。本体采用整体气密封技术，内部所有连接全部采用气密封螺纹，液缸等薄弱点采用新型密封形式。经测试，整体密封压力70 MPa以上，顶部封隔器的封隔压力70 MPa，辅助水泥环能提高环空封隔效果，同时提高管串整体抗压级别。工具结构如图3。

图3 整体气密封封隔式尾管悬挂器结构

2.4 复合钻杆胶塞

针对五开复合送入钻具，全新设计钻杆胶塞，皮碗组合为ø70 mm+ø90 mm+ø90 mm+ø117 mm+ø136 mm+ø136 mm。为验证胶塞通过性和密封性，刮壁时进行试验，经测试，通过后胶塞皮碗褶皱完整且无破坏，胶塞整体通过性能良好，密封性能良好。复合钻杆胶塞试验前后照片如图4～5。

图4 复合钻杆胶塞

图5 井内试验后胶塞情况

2.5 尾管悬挂器主要性能参数

各开次尾管悬挂器主要性能参数如表3。

表3 尾管悬挂器主要性能参数

3 关键施工工艺

3.1 半坐半挂工艺

针对三开ø365.1 mm×ø273.1 mm尾管悬挂器悬挂载荷超2 000 kN的问题，采用“半坐半挂”的固井工艺，有效避免高载荷悬挂使得上层套管变形或破裂的风险。该固井工艺既能保证尾管坐挂成功，又不影响整个尾管固井施工[3]，已在塔河油田、顺北油田、元坝气田等区块的个别井应用，效果良好。

3.2 防气窜压稳工艺

针对四开、五开高压气层活跃的问题，使用带顶部封隔器的尾管悬挂器，固井结束后，将顶部封隔器坐封，阻断气体上窜通道。同时，考虑固井后水泥浆凝固过程的失重作用对环空液柱压力的影响，采用“预应力”固井工艺，替浆预留2 m3替液不碰压，坐封封隔器后，从井口向环空加压5 MPa候凝，以补偿水泥浆失重损失的液柱压力。

3.3 套管居中工艺

针对四开长裸眼、五开小间隙导致套管居中度难以保证的问题，同时为匹配薄接箍套管，全新设计了ø193.7 mm×ø241.3 mm的整体弹性扶正器和ø139.7 mm×ø165.1 mm整体冲压式刚性扶正器。整体弹性扶正器无焊点，强度高，无起动力，易于套管下入，复位力高于API标准要求2倍以上；整体冲压式刚性扶正器轴向抗压能力达1 000 kN，侧向抗压能力150～200 kN。合理设计安装位置，根据软件模拟，居中度达90%以上，扶正器结构如图6～7。

图6 整体弹性扶正器

图7 冲压式刚性扶正器

4 应用效果

4.1 三开尾管固井

管串结构自下而上为ø273.1 mm浮鞋+2根套管+ø273.1 mm浮箍(1#)+2根套管+ø273.1 mm浮箍(2#)+3根套管+ø273.1 mm球座+ø273.1 mm套管串+ø279.4 mm套管串+ø273.1 mm防硫内嵌尾管悬挂器+ø149.2 mm送入钻具。针对尾管悬挂重载问题，采用半坐半挂工艺，管串总悬重3 547.6 kN，尾管悬重1 979.6 kN，坐底重力529.2 kN，悬挂尾管重力1 450.4 kN，憋压13.8 MPa，坐挂成功；累计正转27圈，丢手成功。固井施工顺利。三开尾管固井声幅测井质量：优质率为32.81%；良好率为58.47%；合格率为7.27%；不合格率为1.45%。三开固井质量声幅测井数据如表4。

4.2 四开尾管固井

管串结构自下而上为ø206.4 mm浮鞋+2根套管+ø206.4 mm浮箍(1#)+2根套管+ø206.4 mm浮箍(2#)+2根套管+ø206.4 mm球座+ø206.4 mm套管串+ø193.7 mm套管串+ø206.4 mm防硫内嵌封隔尾管悬挂器+ø127 mm送放钻具×ø149.2 mm送入钻具。管串总悬重3 204.6 kN，悬挂尾管重力901.6 kN，憋压12.5 MPa，坐挂成功；累计正转29圈，丢手成功。顶部封隔配合预应力固井：替浆后期留2 m3不碰压，下压500 kN力坐封封隔器。正向憋压5 MPa，稳压3 min，压降0 MPa，封隔器密封良好，起钻15柱循环出固井液后憋压5 MPa侯凝。四开尾管固井声幅测井质量：优质率为47%；良好率为32.36%；不合格率为20.64%。四开固井质量声幅测井数据如表5。

表5 四开固井质量声幅测井解释结果

4.3 五开尾管固井

管串结构自下而上为ø139.7 mm浮鞋+2根套管+ø139.7 mm浮箍(1#)+1根套管+ø139.7 mm浮箍(2#)+1根套管+ø139.7 mm球座+ø139.7 mm套管串+ø139.7 mm防硫内嵌封隔尾管悬挂器+ø101.6 mm送放钻具×ø149.2 mm送入钻具。管串总悬重2 783.2 kN，悬挂尾管重力176.2 kN，憋压13 MPa，坐挂成功；累计正转30圈，丢手成功。顶部封隔配合预应力固井：替浆后期留2 m3不碰压，下压载荷400 kN，坐封封隔器。正向憋压8 MPa，稳压3 min，压降0 MPa，封隔器密封良好。起钻15柱，循环出固井液后憋压5 MPa侯凝。五开尾管固井声幅测井质量：优质率为52.43%；良好率为34.69%；合格率为12.88%。五开固井质量声幅测井数据如表6。

表6 五开固井质量声幅测井解释结果

小结：三层尾管安全下入，悬挂器坐挂、丢手、碰压、坐封封隔器等均符合设计要求，圆满完成尾管固井作业，固井质量优良。

5 结论

1)研发的非常规系列尾管悬挂器，结合针对性的施工工艺，满足西南地区超深、超高温、超高压、高含硫井的固井需求。

2)内嵌卡瓦结构较常规坐挂结构在重载、大过流方面优势明显；半坐半挂工艺具有易操作、低风险的优点，是对超长、超重尾管固井技术的有效补充；整体气密封悬挂器配合顶部封隔器是解决环空油气水窜的有效办法。

3)川深1井储层位置较深，含有多个气层，并且对于气层的温度、运移模式等了解较少。建议针对此情况展开顶部封隔器密封效果的科研攻关[4-15]，进一步提高密封能力。

4)随着勘探开发向超深、致密储层迈进，对固井工具的耐压要求越来越高，现有悬挂器整体密封能力有限。建议开展新型超高压悬挂器的科研攻关，以期消除管串薄弱点。