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1、114解决深井复杂井尾管固井问题的新装备-特殊尾管悬挂器研制新进展与发展趋势摘要摘要 为适应水平井、分枝井、大位移井、小井眼井以及复杂井眼条件下的尾管固井要求，近几年在尾管悬挂器研制方面取得了许多成果。本文介绍了带封隔器的尾管悬挂器、水平井尾管悬挂系统、防腐型尾管悬挂器、新型尾管完井系统、分体复合胶塞系统等特殊尾管悬挂器和附件的研制及应用概况，并就其发展方向提出了建议。关键词 尾管悬挂器 水平井 完井 固井近十几年来，我国石油钻井不断向广度深度发展，钻井地域遍布海洋、滩海、沙漠、沼泽、高原，深井、超深井逐渐增多，水平井、分枝井、大位移井逐年增加。同时，对老区块、薄油藏的挖潜也越来越普遍。为适应
2、钻井领域的发展需求，我国在尾管悬挂器的研制方面取得了飞速发展，不仅陆上油田，海上油田也基本实现了尾管悬挂器国产化。一些有较高科技含金量的主导产品的主要性能达到或接近国外同类产品水平。尤其是近几年我们加大了特殊尾管悬挂器的研发力度，成效显著。本文就这一领域的最新研制与应用概况进行论述，并就其发展方向提出了建议。1、尾管封隔悬挂器及其回接装置、尾管封隔悬挂器及其回接装置长期以来，尾管固井后，重叠段封固质量差或根本无水泥导致地层油气水窜入套管内或井内流体侵入地层一直是困扰固井界的一个技术难题。在重叠段下入带封隔器的悬挂器是解决这一问题的一种有效的预防措施，下入封隔器坐挂后，可以在外层套管和尾管之间形
3、成一隔离层，从而阻止油气水运移。我们最新研制的 SYXAF 型尾管封隔悬挂器工作原理见图 1。使用时，先将尾管下入设计位置，按正常程序坐挂、倒扣、注水泥、替浆。碰压后上提送入工具，使其坐封机构从悬挂器中伸出，然后将其坐在回接筒顶端，当下压 35t 管柱重量时，固定销钉剪断，继续加压，胶筒在压力作用下发生挤压变形，当加压至 2025t 时，在外层套管尾管环空形胀封前 胀封图 1 尾管封隔悬挂器工作原理115成密封。由于活动套筒内设计有止退卡簧，一旦胶筒胀封即实现永久封隔。封隔式回接装置（回接插头）采用机械补救的办法在尾管悬挂器顶部形成高压密封，从而阻止环空油气水窜流。新型的 HCD 型封隔式回接
4、插头的工作原理见图 2。它的密封组件可在回接筒内形成可靠密封。当插头滑套坐于回接筒端面时，在 23t 压力作用下，剪钉剪断，滑套上行，并推动胶筒和锥套移动，当达到额定压力（约 4t）时，锥套剪钉剪断，卡瓦涨开。继续加压，胶筒进一步涨开，当压力达约 20t 时，即可在封隔器本体和套管之间形成密封。由于卡瓦和封隔器内锁紧机构的作用，胶筒一旦完全涨封，无论管柱上提下放，均不会解封。尾管封隔悬挂器及其回接装置承受压差可达 25MPa，具有很好的封堵油气水窜的作用。我们在胜利、中海油渤海、塔河、四川等油田已较多地推广应用这种工具。其中在四川新场气田使用，最大气层压力梯度达 0.023MPa/m，成功控制
5、住环空气窜。在胜利油田的郑 6平 6 井在大斜度井段利用尾管封隔悬挂器及回接固井，实现了水平井筛管完井的新方法。在中海油渤海油田BZ251D3 井应用封隔式回接插头，解决该井业已存在的重叠段环空泄漏问题，作业后分别在环空、管内和重叠段加压 21MPa，30min 均无压降。2、水平井尾管悬挂系统、水平井尾管悬挂系统水平井、大位移井、大斜度井需要采用尾管完井技术的越来越多，但是，由于液压尾管悬挂器需要投球憋压完成坐挂动作，而球座一般置于尾管串的底部，铜球在水平段无法自已前行，而泵送也难以使铜球到达球座，实现密封。因此，这一技术的应用受到了制约。为此，我们研制了一种 SQA 型水平井尾管悬挂系统。
6、这种系统主要由尾管悬挂器总成及送球器、锁紧座、孔板三大部分组成。其中送球器主要由挡球器、送球胶塞及剪切套等组成。下尾管时，将送球器本体接在悬挂器下面，将锁紧座接在预定的阻位，而将孔板置于锁紧座和浮箍之间的套管接箍中。由于送球器能在直井段捕获憋压球，因此，当铜球到达送球器后，可实现憋压剪断悬挂器液缸剪钉，完成坐挂。继续憋压，将送球器剪掉，泵送送球器胶塞至锁紧座，再次憋压，剪掉挡球器，使其落到孔板上，建立正常循环，并完成整个尾管固井作业。其作业原理见图 3。水平井尾管悬挂系统已经申请专利，它的问世，使我国水平井尾管完井技术图 2 封隔式回接 插头的工作原理a.投球 b.憋压座挂 c.送球器脱离短节
7、后 d.剪脱挡球器 与锁紧座碰压 建立循环 图 3 水平井尾管悬挂系统作业原理116得以全面推广。目前国内大多数油田如胜利、大庆、中原、大港、塔河、中海油南海、渤海都应用了水平井尾管悬挂器系统。其中，中原油田文 92平 1 井创造了井斜达 95的记录。3液压机械双作用尾管悬挂器液压机械双作用尾管悬挂器尾管固井中，常常遇到以下问题：受井下复杂条件（如井深、井斜、井温、泥浆性能、井眼稳定性）的影响，坐挂成功率并不能达到 100%；在下钻过程中，由于操作不当，卡瓦受到损伤，影响坐挂实施；井内有掉块，岩屑排出不净，在悬挂器部位造成环空桥堵。基于以上原因，我们研制了一种具有超大过水面积的 YJSA 型内
8、藏卡瓦式液压机械双作用尾管悬挂器（其送入工具见图 4） 。倒扣装置 液缸图 4 YJX-A 型送入工具与常规悬挂器相比，它具有以下几个特点：1）液压坐挂机构全部设计在送入工具上，可多次使用；2）一旦液压装置失效，可以借助机械转动来释放卡瓦实现坐挂，具有双保险功能；3）卡瓦位于本体的凹槽内，下入过程中卡瓦不会受到管柱的碰撞，非常适合在定向井和水平井中使用；4）它增设有内循环通道，过水面积较常规悬挂器提高 35%，可有效地防止岩屑在环空（尤其是悬挂器部位）发生桥堵。当液压坐挂机构失效，需要采用机械方式坐挂时，先将整个尾管下放至井底，下压510t 重量以确保浮鞋与井底没有滑动，之后正转，液缸剪钉相继
9、剪断（由于剪钉为非均匀周向分布，因而纯剪切转动扭矩只需 1000Nm） 。继续正转，当累计倒扣距离满足“既保证卡瓦完全张开，又保证下接头的台肩接触到倒扣螺母的下端面”条件（1017 圈）时，上提尾管至设计坐挂位置。一经下放整个尾管串便坐在外层套管上。双作用尾管悬挂器的研制成功，解决了尾管固井中的诸多复杂技术难题，并且由于它的双保险性能，大大提高了坐挂成功率。现在国内如大庆、胜利、中国石化南方海相地区等许多复杂深井应用了这种装备，成功率始终保持在 100%。4、特殊尺寸尾管悬挂器、特殊尺寸尾管悬挂器随着我国东西部向深层勘探开发步伐的加快，深井钻井数量日趋增多。在深井中尤其送入工具示意图117是深
10、井上部井段，采用尾管固井是降低作业风险减少生产成本的重要途径。现在，一种SSYA 型 339.7244.5 超大尺寸尾管悬挂器（悬挂钻井尾管）已经研制成功并投入应用。实验和应用证明，这种悬挂器具有以下优越性：采用双锥体、双液缸结构，双排卡瓦均匀分布，悬挂负荷可达 240t，而且保险性好。采用 W 形双向密封组合，耐压 25MPa，且密封装置可以回收，不用钻除。送入工具设计有滚珠轴承，不需找中和点，丢手方便。有足够大的过流面积，较国外同类产品提高 18%以上。设计有独特的回接装置，必要时可将尾管回接至井口。超大尺寸尾管悬挂器在新疆塔河油田应用，最大悬挂长度达 2571m，悬挂重量近190t，很好
11、地解决了这一地区盐层蠕动速度太快，技术套管不能下到位的技术问题。这种悬挂器在胜利海上油田应用也取得很好效果。针对老井加深、套管开窗侧钻对尾管固井要求，我们研制的小尺寸尾管悬挂器也取得突破。XGS 型小尺寸悬挂器一改传统的本体活塞液缸结构模式，只有两层结构，确保了几何尺寸排列，见示意图 5。它有足够的过流面积，而且密封装置可随送入工具提出井口，不需再下钻钻除。这种悬挂器主要规格有：177.8101.6 139.7101.6 139.788.9图 5 XGS 型小尺寸尾管悬挂器国内应用小尺寸悬挂器较多的是中原油田和胜利油田，每年各使用近百套。其中文72163 井是悬挂尾管最短、最轻的井，分别只有
12、99m 和 1.5t。除此之外，我们还开发并应用成功了其他非常规尺寸的尾管悬挂器，包括：273.1177.8 219.1127 193.71275、防腐型尾管悬挂器、防腐型尾管悬挂器随着石油勘探开发领域的拓展，地层中含 H2S 和 CO2气体的井越来越多，为了减少这些地层有害气体对套管侵蚀，必须使用特殊合金套管（特殊钢级）及其附件。我们开发了具有良好抗 CO2气体腐蚀性能 13Cr 材质的尾管悬挂器。研究结果表明，在 CO2气体环境中，环境的温度和压力不是腐蚀的主要因素，起决定作用的是 CO2气体浓度。13Cr 钢具有良好的抗 CO2腐蚀性能。13Cr 不锈钢在化学成份（见表 1） 、组织结构
13、方面较普通合金钢存在较大差异。经过研究，在制造工艺方面取得了以下突破，保证了尾管悬挂器综合性能满足工程要求：118采用特殊处理工艺，使其机械性能达到了设计要求（见表 2） 。对加工丝扣扣型进行了微调，降低了单扣受载峰值。对丝扣采用双金属电镀，防止了高扭矩下的丝扣粘扣。表 1 13Cr 不锈钢化学成份（%）CMnSiPSCrNCu0.150.220.251.001.000.0250.0212.014.00.500.25表 2 13Cr 不锈钢尾管悬挂器机械性能材质屈服极限MPa强度极限MPa延伸率%硬度HB备注13Cr67583015239防 CO 2H2S 腐蚀通常以氢脆断裂为主，发生应力开裂
14、、氢诱发裂纹、氢鼓泡。目前对于但H2S 环境下的油气井，国内外普遍采用 C90 等低硬度的材质；对于高浓度 H2S 井，国外采用 Ni 基高合金钢取得很好的防腐效果，但由于这种合金钢的价格是一般管材的 20 倍以上，如此的价格使其难于应用推广。在广泛调研的基础上我们与钢厂商合作开发用于 H2S环境下使用的固井工具管材，其成分和机械性能相当于 API 套管的 C90 级材质（见表 3） 。表 3 防 H2S 材质尾管悬挂器机械性能屈服极限MPa强度极限MPa延伸率%硬度HB备注65076524219防 H2S为检测该材质的抗 H2S 腐蚀能力，我们委托西安管材研究所对与实际应用同样热处理过的材质
15、进行了饱和 H2S 环境下的腐蚀实验研究。试验采用美国腐蚀工程协会标准，分别进行 SCC 试验（抗应力腐蚀试验）和 HIC 试验（氢起泡实验） 。其中应力腐蚀试验方法是在应力环上给拉伸试样施加载荷量为 72%、80%最小屈服应力，溶液为饱和人工合成海水用蒸馏水和分析醇化学药品配置而成，通 H2S 后的 PH 值为4.9。试样在经过 H2S 酸性溶液浸泡 720 小时（30 天） ，试样表面未发现裂纹。也就是说在特定的拉应力作用下，试样不发生应力开裂。HIC 试验采用管线钢抗阶梯型破裂试验方法进行评价，通 H2S 后溶液 PH 值为 5.1。试验结果显示：试样在经过 H2S 酸性溶液浸泡 96
16、小时（4 天）,表面在放大 50 倍的情况下，119未发现氢鼓泡现象；其断面在放大 200 倍的情况下，也未发现氢鼓泡现象。即材料在饱和H2S 人工海水浸泡，不产生氢致裂纹。以上两种试验表明在苛刻的条件下，开发的材料具有良好的抗 H2S 腐蚀能力，完全满足目前国内含 H2S 腐蚀条件下的完井应用。为保证工具的防腐性能，工具的可能与腐蚀介质接触的部分均采用防腐材料，使工具的保持整体有效性。防 CO2型尾管悬挂器在四川、塔河、南海等油田应用较多。其中，中海油南海涠北项目开发全部使用了 13Cr 悬挂器。防腐型悬挂器使用最高记录为普光 1 井，177.8 尾管下深 5700m，悬挂尾管长 2356m，悬挂重量 122.7t。在四川、西北地区的近 30 口开发井和探井推广应用抗 H2S 腐蚀悬挂器;在南海北部湾W111 区块也使用了这种防 H2S 型悬挂器，使用
