压力平衡式尾管悬挂器在西北超深井的应用*

张 瑞

(中石化石油工程技术研究院有限公司)

0 引 言

我国深层、超深层油气资源量达671亿t油当量，占资源总量的34%，正逐渐成为勘探开发的主阵地。然而，深层、超深层具有裸眼段长，存在多套压力体系及油气水之间关系复杂等特点，造成井眼稳定性差、轨迹复杂，从而导致尾管下入困难、固井漏失等问题突出[1-6]。目前，Weatherford、Baker Hughes和国内石油工程科研院所相继研发了高性能的旋转尾管悬挂器，通过下入和固井期间旋转整个管串的方式减小下入摩阻和提高水泥浆顶替效率，并在现场得到了应用，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质量[7-12]。但超深井由于井深、井眼易坍塌等，导致尾管旋转难度较大，且该技术无法有效降低固井漏失风险，并未得到广泛应用。

中途循环是解决尾管下入困难和降低固井漏失风险的一种有效手段[13]。然而，传统的液压尾管悬挂器多采用管内憋压坐挂的原理，为防止卡瓦提前坐挂，尾管下入过程中需严格控制管内压力，从而极大地限制了循环排量，无法达到中途循环洗井的要求和目的[14-16]。笔者开展了可中途大排量、高泵压循环的压力平衡式尾管悬挂器关键技术研究和现场适应性评价，制定了分段循环、循环解阻和固井替浆等工艺措施，在西北超深井应用58口井，有效解决超深井尾管下入困难和固井漏失等问题。

1 压力平衡式尾管悬挂器

1.1 原理与特点

压力平衡式尾管悬挂器主要由机械丢手、密封芯子、球座式胶塞和双向牵制型坐挂机构等部分组成，结构如图1所示。

图1 压力平衡式尾管悬挂器的结构示意图Fig.1 Schematic structure of pressure balanced liner hanger

常规液压尾管悬挂器的坐挂机构只有1组液缸，通过管内憋压实现卡瓦坐挂。而压力平衡式尾管悬挂器的坐挂机构是基于压力平衡原理的双向牵制型液缸。当中途循环管内产生高压时，由于双向液缸处的压力相等，且液缸作用面积相等，导致产生的液压力F1和F2相互抵消。因此，坐挂机构不会推动卡瓦实现坐挂，彻底消除了循环憋堵或异常高压导致卡瓦提前坐挂的风险，从而允许尾管下入过程中的大排量、高泵压循环洗井或快速的上提下放等操作。

球座式胶塞集常规尾管胶塞和球座功能于一体，主要包括胶碗组件和球座机构2部分，安装于双向牵制型坐挂机构的2个传压孔之间[13]。一是作为尾管到位后的坐挂激发机构，当憋压球达到球座处，由于胶碗组件的环空封隔效果，导致双向液缸产生的液压作用力F1>F2，从而驱动坐挂机构实现尾管悬挂。二是作为尾管胶塞，能够与钻杆胶塞复合并憋压剪脱，从而顶替套管内的水泥浆，完成固井作业。另外，与常规尾管悬挂器相比，球座位于尾管悬挂器内部，而不是尾管串底部。这样一方面减小了憋压球的下落距离，缩短了时间，提高了超深井憋压球的到位可靠性；另一方面，在憋通球座时，尾管串能够充分缓冲瞬间高压(>20 MPa)，减轻了其对裸眼地层的冲击，防止压漏地层。

1.2 耐高温高压关键技术

超深井对压力平衡式尾管悬挂器的耐温耐压能力提出了更高的要求，特别是双向牵制型液缸和球座式胶塞系统。坐挂机构的液缸需要承受中途循环和固井过程中的循环高压，坐挂时还要满足高压滑动密封要求。为此，双向牵制型坐挂驱动机构的液缸采用多元组合密封方式，如图2所示。上部液缸采用耐高温橡胶材质的O形密封圈和复合材料挡圈的组合密封组件；O形密封圈保证高温密封效果，而挡圈则在液缸滑动过程中保护O形密封圈，防止其变形后导致密封失效。下部液缸采用O形密封圈和V形密封圈的组合密封方式。V形密封圈镜像对称安装，且采用耐高温橡胶和纤维夹织物的复合材质，既实现了双向高温高压密封，又提高了其耐磨性和可靠性。试验表明，该多元组合密封方式使液缸密封能力达到35 MPa，耐温能力>150 ℃。

图2 双向牵制型液缸密封组件结构示意图Fig.2 Schematic structure of two-way pinning cylinder seal assembly

球座式胶塞的胶碗组件的密封能力必须达到施工所需的20～25 MPa，且单边的密封间隙必须要达到20 mm以上。球座式胶塞胶碗组件示意图如图3所示。在图3a中，球座式胶塞的胶碗组件通过优化胶碗宽度d、前角α和后角β等参数，并增加肩部保护环，实现了大间隙高压的密封；在图3b中，当密封压力达到25 MPa时，ø177.8 mm胶碗的最大应力出现在与外层管壁接触处，为1.39 MPa，远小于橡胶材质的撕裂强度(17～20 MPa)。地面试验结果表明，该胶碗组件在150 ℃的导热油环境中，密封间隙为28.5 mm时耐压能力可达到25 MPa以上。

图3 球座式胶塞胶碗组件示意图Fig.3 Schematic diagram of ball seat rubber plug cup assembly

1.3 性能参数

根据西北地区超深井不同的井身结构需求，研发了ø244.5 mm×ø177.8 mm、ø237.1 mm×ø193.7 mm、ø219.1 mm×ø168.3 mm和ø365.1 mm×ø273.1 mm等4种不同规格的压力平衡式尾管悬挂器，其主要的性能参数见表1。从表1可以看出，该尾管悬挂器的承载能力和坐挂所需压力均与常规内嵌卡瓦尾管悬挂器相当，最大承载能力达到3 400 kN，耐温能力分别达到了120和150 ℃，能够满足西北地区超深井的应用需求。

表1 压力平衡式尾管悬挂器的规格和性能参数Table 1 Specification and performance parameters of pressure balanced liner hanger

2 现场适应性评价

2.1 评价装置及方法

球座式胶塞在实际工况下的胶碗密封能力、球座耐冲蚀性及胶塞剪脱可靠性是决定压力平衡式尾管悬挂器施工质量的关键，需要在现场应用前进行适应性评价。球座式胶塞现场适应性评价装置由上接头、球座式胶塞、模拟套管、碰压座和下接头等零部件组成。球座式胶塞安装在套管内部，如图4所示。将其连接在刮管器上端，采用钻具送入到尾管悬挂器坐挂位置，然后大排量循环验证球座式胶塞的耐冲蚀性能；循环一定时间后，投入憋压球，憋压验证冲蚀后球座的密封效果和胶碗在实际井况下的密封能力；憋通球座后，投入钻杆胶塞模拟固井时胶塞复合剪脱的性能。最终，通过该装置系统地试验井温、钻井液和钻具组合等关键因素对压力平衡式尾管悬挂器性能的影响。

图4 压力平衡式尾管悬挂器的现场适应性评价方法及装置Fig.4 Field adaptability evaluation method and device of pressure balanced liner hanger

2.2 现场评价试验

采用该装置和方法分别在塔河和顺北油田进行了现场适应性评价试验3井次。其中，TP351井是塔河油田托普台区块的一口典型的超深直井，三开中完井深6 845 m，设计的尾管悬挂器坐挂位置在4 600 m；钻井液为钾胺基聚磺混油钻井液，密度为1.35 g/cm3，固相体积分数14%，含油体积分数2%；井温145 ℃。

图5 TP351井现场评价试验的施工参数曲线Fig.5 Operation parameter curve of field evaluation test of Well TP351

试验评价装置下入到设计深度后以排量1.4 m3/min、泵压10.3 MPa循环冲蚀8 h，试验结果如图5所示。投入憋压球后，管内憋压至16 MPa，球座瞬间剪脱，重新建立循环；停泵后，从井口投入钻杆胶塞并以1.3 m3/min的排量泵送25 min后，降低排量至0.9 m3/min进行胶塞复合，管内压力从4 MPa迅速升高至11 MPa，然后又降低至3 MPa，说明钻杆胶塞和球座式胶塞顺利复合。试验表明：在实际井况下，球座式胶塞胶碗在长时间高温浸泡后仍然能够密封16 MPa以上；经过长时间、大排量冲蚀后，球座的密封效果良好；钻杆胶塞与球座式胶塞复合剪脱顺利，复合压力显示明显。因此，压力平衡式尾管悬挂器能够满足西北超深井的应用要求。

3 施工工艺

3.1 管串结构

超深井尾管下入过程中易出现遇阻遇卡、高压气侵和失返性漏失等问题。为更好地实现尾管下入中途循环，并保证尾管安全快速下放到位和尾管固井，采用压力平衡式尾管悬挂器时推荐的管串组合为：送入钻具+压力平衡式尾管悬挂器(球座式胶塞)+尾管串(扶正器)+碰压座+1～2根套管+浮箍+1～2根套管+浮箍+1根套管+1根短套管(约1～2 m)+浮鞋。扶正器的配置方案为：重叠段每隔2～3根套管安装1支滑动摩阻较小的螺旋树脂刚性扶正器；裸眼段每隔2～3根套管安装1支高可靠性、复位力大的整体式弹性扶正器，这样既可以保证管串居中效果，又能够显著减小下入摩阻。

3.2 分段循环

分段循环是指在尾管下入过程中通过多次的主动开泵循环活动钻井液，一方面可以有效排出后效气体降低高压气井的井控风险；另一方面可以降低尾管到位后的顶通和循环压力，预防循环和固井时漏失。图6为分段循环技术示意图。由图6可知，结合压力平衡式尾管悬挂器循环排量和泵压不受限制的特点，当尾管下入到上层套管鞋的位置时，开泵循环1～2 h，充分活动钻井液或排除井内的侵入气体后再下放套管进入裸眼段；裸眼段若无特殊情况一般不再开泵循环，当尾管下入到设计深度后，再顶通循环洗井。若下入过程中出现井漏或遇阻，则可继续开泵循环堵漏或解阻。对于有高压气体侵入的井，可根据气体侵入量适时地进行分段循环。推荐的操作为：在尾管下入到上层套管鞋位置时循环一个环空容积，将后效气排出后再送钻进入裸眼。若后效气体量较大时，可根据现场实际情况采取每300～500 m循环一次的方式，分多次循环排出后效气体，进入裸眼后每次循环时间控制在30 min以内，并间歇活动管串防止套管黏卡。

图6 分段循环技术工艺示意图Fig.6 Schematic diagram of staged circulation process

3.3 循环解阻

在充分进行井眼准备后，尾管下入遇阻最可能的原因是井壁失稳坍塌或压差黏卡，而井壁坍塌导致的遇阻也分为套管中段卡钻和套管前端井眼坍塌遇阻2种不同的类型。因此，当尾管下入遇阻时，首先可以根据上提下放的管串悬重、管柱回缩距和循环泵压变化等现象综合判断遇阻的类型[17]。当判断为套管前端井眼坍塌导致的遇阻时，首先开泵顶通并逐步提高排量至1.0 m3/min左右(可根据泵压适当调整)，然后缓慢下放管串。若泵压迅速升高或悬重快速下降，则停止下放，继续循环10～15 min，然后再缓慢下放管串。如此反复，直到通过遇阻点。当判断为套管中部遇阻时，则就地开泵顶通后逐步提高循环排量，同时每隔3～5 min上提、下放活动管柱1次，防止套管静止过长导致黏卡。一般每次循环30 min，或者直到循环泵压无明显变化后，尝试下放管柱通过遇阻点。若判断为压差黏卡导致的遇阻，则要开泵充分清洗井眼，然后注入解卡剂，期间可采用上提、下放管柱的方式配合解卡。

3.4 固井替浆

超深井由于井深、尾管段长等导致替浆的准确性难以保障。而压力平衡式尾管悬挂器特殊的球座式胶塞剪脱机构，与钻杆胶塞复合时井口往往能观察到明显的压力变化，从而可以及时校核替浆量；同时胶碗良好的大间隙高压密封性能，又能保证其在套管内具有较好的隔离和刮拭效果，从而为超深井长尾管的固井替浆提供了良好的保障。固井替浆时一般推荐的施工工艺为：在投入钻杆胶塞后，以正常的固井替浆排量进行钻具内的水泥浆顶替；当距离胶塞复合还有2～3 m3时，降低排量至1 m3/min以下，观察胶塞复合的压力显示，当观察到泵压先迅速升高后又瞬间降低到复合前泵压时，说明胶塞复合完成；此时校核替浆量，并迅速提高替浆排量至正常的固井排量；再附加顶替一个套管容积并观察碰压情况，若到量无碰压显示则立即停止顶替。

4 现场应用

压力平衡式尾管悬挂器在西北地区的塔河、顺北、青海和吐哈等油田的超深井累计现场应用58口井，最大应用井深7 849 m，尾管最长3 509 m，并通过分段循环工艺和循环解阻工艺解决了超深井下尾管遇阻和固井漏失等问题。

4.1 顺北5-6井

顺北5-6井是压力平衡式尾管悬挂器在顺北油气田应用的第一口井，其井身结构见图7。该井三开中完井深7 251 m，钻井液密度1.39 g/cm3，井底温度为150 ℃。尾管悬挂器坐挂位置4 998 m，井温106 ℃，ø177.8 mm尾管段长2 251 m。本开志留系钻井过程中共发生漏失14次，累计漏失量达824.18 m3，且5 700 m井深存在高压盐水侵入、井壁坍塌严重等问题，导致尾管下入过程和固井期间的漏失风险极大。为此，采用了压力平衡式尾管悬挂器，当尾管下入到5 000 m时，以0.5 m3/min的排量循环2 h，到位后的顶通压力仅为4 MPa。压力平衡式尾管悬挂器坐挂成功后，憋压19 MPa瞬间剪脱球座，未出现压漏地层的情况。然后以0.7～0.9 m3/min的排量循环共计8 h，也未发生漏失。固井期间观察到了明显的钻杆胶塞和尾管胶塞的复合压力显示，并及时校核替浆量，最终实现到量碰压，且固井质量达到优秀。

图7 顺北5-6井的井身结构Fig.7 Wellbore stucture of Well Shunbei 5-6

4.2 顺北11井

顺北11井是中石化部署在顺托果勒区块11号断裂带上的第一口超深探井，三开中完井深7 084 m，尾管悬挂器坐挂位置5 153 m，ø273.1 mm尾管段长1 930 m，钻井液密度1.85 g/cm3。由于该井井眼扩大率仅有5.2%，且套管需要穿过多个盐水层。第1次采用常规尾管悬挂器下入时，在尾管进入裸眼仅200 m后就严重遇阻，最终只能起套管。第2次改用压力平衡式尾管悬挂器送入尾管，在下入到上层套管鞋处开泵顶通后，以1.4～1.6 m3/min的排量循环0.5 h，活动钻井液。随后进入裸眼，在5 855～6 720 m的泥岩段累计遇阻61次，最终通过8次大排量循环顺利解阻，将尾管下入到设计深度，最大循环泵压达到16 MPa，最大循环排量为2.4 m3/min。图8为6 174～6 203 m 井段循环解阻施工参数曲线。在发生遇阻且上提下放无法通过后，首先开泵建立循环，并逐步提高排量至1.9 m3/min，期间反复上提下放活动管串防止黏卡；循环25 min后，泵压稳定在12 MPa左右，此时缓慢下放管串，顺利通过了遇阻点，期间最大摩阻为600 kN。在完成充分循环洗井后，压力平衡式尾管悬挂器坐挂、憋通球座、丢手操作一次成功，顺利完成固井作业并实现碰压。

图8 6 174～6 203 m井段循环解阻施工参数曲线图Fig.8 Operation parameter curve of sticking removal by circulation at the well section of 6 174-6 203 m

5 结论与建议

(1)压力平衡式尾管悬挂器可以避免激荡压力或循环憋堵导致的液压坐挂机构提前动作风险，从而能够允许在尾管下入过程中大排量、高泵压的循环洗井，多元组合密封的双向牵制型液缸和大间隙高压密封技术使其耐温达150 ℃，密封能力达35 MPa。现场适应性评价试验表明，该压力平衡式尾管悬挂器满足超深井高温和中途长时间循环的需求。

(2)针对性地制定了分段循环、循环解阻和固井替浆等施工工艺措施，形成了一套适用于超深井的压力平衡式尾管悬挂器应用技术，在西北地区的顺北、塔河、青海等油田累计现场应用58口井，最大应用井深7 849 m，尾管最长3 509 m。

(3)压力平衡式尾管悬挂器能够有效解决超深井尾管下入遇阻和固井漏失等问题，对超深井的高效开发具有重要意义。建议继续开展小尺寸工具的系列化和耐温耐压性能提升研究，以满足超深井小尾管固井需求。