尾管懸掛器超高壓封隔及回接技術應用研究

阮臣良,李富平,李風雷,馬錦明

(中石化石油工程技術研究院，北京 100101)

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尾管懸掛器超高壓封隔及回接技術應用研究

阮臣良,李富平,李風雷,馬錦明

(中石化石油工程技術研究院，北京 100101)

為滿足后期的壓裂要求，頁巖氣井完井管串要求具有很好的密封完整性，目前國內頁巖氣井生產套管基本采用全井一次性固井的方式。為使湖南省的一口頁巖氣探井保頁1井達到回接管柱壓裂后回收、便于后期可能進行的開窗側鉆等要求，首次嘗試采用尾管固井再回接管柱不固井的完井方式。為此研發了實現70MPa超高壓封隔及回接的尾管懸掛器系統，核心技術主要包括超高壓尾管頂部封隔技術、超高壓回接密封技術和尾管懸掛器大過流技術。該技術在保頁1井順利實施，成功完成尾管固井、回接和回收上部生產套管串，工具整體密封性滿足后期的泵送橋塞壓裂要求。

回接；封隔；頁巖氣井；固井；尾管懸掛器

頁巖氣儲集層通常呈低孔、低滲透率，開采壽命長，生產周期長[1～4]，不同于常規天然氣的開采特點決定了頁巖氣開發具有其獨特的方式：水平井和分段壓裂技術是成功開發頁巖氣的關鍵技術[5，6]。我國頁巖氣開采相對美國難度更大[7]，頁巖埋藏相對更深，平均垂深在3000～3500m，水平段長約1000～1500m，部分井的完鉆井深超過5000m，給鉆井和完井作業帶來巨大挑戰。目前，為保證整個管串具有很好的密封完整性，大部分頁巖氣生產套管采用全井下入?139.7mm套管，一次性完成固井作業，極少采用尾管固井再回接的方案。分析其原因主要有以下2點：一是尾管固井再回接的方案在我國頁巖氣開發早期采用國外尾管固井工具并不順利，如中石化的泌頁1井出現膠塞未碰壓的問題，作業者擔心尾管固井的復雜性未再進一步嘗試；二是國產尾管固井工具承壓能力不能滿足整體密封要求，一般只能達到25MPa，國外工具采購周期長、價格昂貴等成本要求制約了該技術的推廣。全井套管固井雖為頁巖氣井保證管串的整體密封性，但施工過程中普遍存在套管下入困難、固井施工壓力高等難點。

另外，國內部分頁巖氣探井有其特殊工藝的要求，如湖南的頁巖探井保頁1井，針對頁巖勘探的不缺定性，要求采用直井勘探，完井時先尾管固井，再回接套管但不固井的方案。采用該方案的目的是盡可能的降低開發成本：當勘探無重大發現時，上部回接套管串可提出，套管重復利用；二是當測試后有重大發現時，回接管串同樣提出，直井段為?244.5mm套管，便于水平井開窗側鉆。為此，中石化石油工程技術研究院開展了具有超高壓密封能力的尾管懸掛器及回接裝置的技術研究，整體密封能力達到70MPa，并在湖南省頁巖探井保頁1井成功應用，順利完成尾管固井、回接、壓力測試及壓裂作業，施工結束后上部管串成功取出。

1　保頁1井概況及井身結構設計

保頁1井是一口頁巖氣預探井、直井，勘探目的層為下志留統龍馬溪組。勘探目的為該地區頁巖巖性及厚度識別，并對頁巖儲層壓裂，評價其商業開采價值。因是該區塊首次勘探，鉆井中不可預見的因素較多，地質情況可能與預計有一定差別，存在易漏、易塌、可能含有較高壓力水層等復雜情況，并有鉆遇H2S的可能性。因此，井身結構設計應充分考慮地層壓力可能的變化和壓裂工藝的要求：除生產套管整體氣密封性滿足基本的頁巖儲層勘探壓裂測試外，又要能夠回收上部套管，最大程度的降低生產成本。

最終該井井身結構設計為四開井身結構，見圖1。其中三開為?244.5mm套管下深至2250m；四開頁巖儲層為?139.7mm尾管固井，下深2635m，采用?244.5mm×?139.7mm超高壓密封型封隔尾管懸掛器，重疊段長度150～200m，固井后坐封封隔器，利用水泥環和封隔器共同封隔2層套管間環空；四開固井后上部回接?139.7mm套管，采用超高壓密封的回接裝置與尾管懸掛器間實現密封，為了實現上部管串的可回收，回接管串不進行固井作業；回接裝置上方設計?139.7mm水力錨，防止管內高壓時，回接管串上移。為保證管串密封效果，四開全井采用氣密封螺紋套管，并考慮到可能的儲層含H2S情況，套管材質為95SS鋼級。尾管固井管串及回接管串見圖2、圖3。

圖1　保頁1井井身結構圖　　　　　　　　　　　圖2　尾管固井管串　　　　　　圖3　回接工具管串

2　關鍵技術

頁巖氣井尾管固井對配套工具提出嚴格要求，因頁巖儲層距重疊段較近，為提高壓裂時的安全，要求尾管頂部封隔器具有70MPa超高壓密封能力。另外，為保證回接管串取出，外部環空不進行固井作業，回接管柱與尾管串的密封全部取決于回接裝置的密封效果，而達到70MPa的回接裝置在國內尚屬空白。另外，頁巖氣井需要高壓、大排量壓裂施工作業，防止各層頁巖氣氣竄，對固井質量要求比較高，尾管固井時必須允許更大的頂替排量來提高頂替效率。

針對頁巖氣井中尾管固井技術的難點，研制了一套由內嵌卡瓦尾管懸掛器[8，9]、單膠筒尾管頂部封隔器等核心機構組成的尾管懸掛器，能夠提供更大密封能力及過流面積，并配套了超高壓回接裝置，實現尾管固井再回接管串的整體密封性。其關鍵技術主要包括以下幾點：

1)尾管頂部超高壓封隔技術。尾管頂部封隔器是設計在尾管懸掛器上方，在尾管固井結束后，利用機械方式坐封，在尾管與上層套管間形成密封，輔助水泥環提高密封效果。新研制的尾管頂部封隔器的密封能力達到70MPa，采用單膠筒及兩端膨脹支撐環結構。工作時，膠筒受軸向力壓縮，因膠筒內隔環的作用，膠筒中間最先向外膨脹與外層套管接觸，兩端分別被壓環作用壓緊芯軸。當下壓載荷達到80～100kN時，膠筒兩端四個膨脹支撐環預制缺口斷開，膨脹至內壁尺寸，為膨脹后的膠筒提供支撐，阻止高壓時膠筒向兩端流動，從而大幅提高密封能力。單膠筒封隔器地面測試?139.7mm規格超高壓封隔器最高升壓至75MPa，穩壓60min，壓降小于0.5MPa。該型超高壓封隔器除具有很高的密封能力外，還具有較好的耐沖蝕性能，膠筒、兩端膨脹支撐環在膨脹前均為同一直徑，循環時受到流體沖擊小，有效防止頁巖氣井中施工時大排量循環造成提前漲封。

2)大過流通道技術。尾管懸掛器坐掛后的過流面積是其關鍵參數之一，較大的過流通道能夠提高頂替排量，有助于提高尾管固井質量。頁巖氣井尾管懸掛器所采用的大過流通道技術是在內嵌卡瓦坐掛機構基礎上進一步改進。頁巖氣井尾管固井存在尾管載荷小的特點，在滿足水平井懸掛尾管載荷足夠的情況下，縮小尾管懸掛器外部直徑，特別是坐掛機構外徑，并充分利用尾管懸掛器本體與卡瓦間形成內過流通道，見圖4和圖5，相對常規技術增大過流面積40%以上。為測試改進后尾管懸掛器大過流通道技術的效果，將該技術在塔河油田現場應用20余井次，通過與臨近區塊常規技術對比，相同排量時坐掛后循環壓力平均降低約0.75MPa；相同循環壓力條件下，排量提高約0.15m3/min。

圖4　座掛前后卡瓦處截面圖　　　　　　　　　　圖5　懸掛器坐掛后內(黑色箭頭)、外(藍色箭頭)過流通道示意圖

3)超高壓回接密封技術。常規尾管回接一般采用固井作業，回接裝置與尾管懸掛器回接筒間額定密封能力為25MPa。保頁1井回接時采用不固井工藝，后期壓裂作業壓力高，常規回接技術無法滿足70MPa密封等級要求。常規回接密封技術采用O形密封圈與回接筒內壁實現密封，對配合間隙要求較嚴格，金屬件間的配合間隙為直徑0.2～0.4mm為宜，而固井作業后需要下入專用工具磨銑回接筒，造成回接筒內徑增大，影響常規密封技術的密封能力。另外，常規回接工具在插入回接筒時，O形密封圈容易被可能存在的異物刮壞，影響密封效果。為此研發了帶金屬基環的新型橡膠組件，該密封組件由金屬基環、O形密封圈、硫化矩形圈組成，矩形橡膠圈硫化在金屬環上，粘接好，耐刮擦，可進行多次插拔作業[10]。因有金屬基環的支撐，且與對應密封面接觸面積大，硫化矩形圈能夠密封更高的壓力，經地面性能試驗驗證，在重復插拔10次后密封能力仍能達到70MPa以上。通過控制矩形橡膠環在金屬基環上的突出量，可在直徑間隙0.2～0.75mm情況下密封。

3　現場應用

3.1管串組合

1)尾管固井管串組合：?139.7mm加長浮鞋+1根?139.7mm套管+?139.7mm浮箍+1根?139.7mm套管+?139.7mm浮箍+1根?139.7mm套管+?139.7mm球座+?139.7mm套管串+?244.5mm×?139.7mm尾管懸掛器+?127mm送入鉆具。

2)尾管回接管串組合：?139.7mm高壓回接插頭+2根?139.7mm套管+?139.7mm水力錨+?139.7mm套管串+?139.7mm芯軸式套管懸掛器+?139.7mm聯頂節。

3.2施工過程

1)尾管固井施工。按照管串設計依次下入尾管串、尾管懸掛器和送入鉆具至井深2329m。以1.5m3/min的排量進行循環約2h，循環泵壓7MPa，后投球，懸掛器坐掛壓力12MPa，球座剪切壓力18MPa，丟手正轉30圈，工具各項操作一次成功。固井作業共泵入水泥漿10m3，替漿到量成功碰壓。泄壓后坐封封隔器，上提鉆具3m，下壓400kN，封隔器剪釘剪切現象明顯，關防噴器，環空試壓15MPa，壓力5min無壓降，封隔器坐封成功。

2)掃上塞。候凝48h后，下?215.9mm三牙輪鉆頭進行掃塞，轉速40～60rpm，鉆壓2～4t，至回接筒頂0.2m停止。

3)磨銑回接筒。下入專用銑鞋，至回接筒頂，轉速50r/min，扭矩3kN·m，到底后磨銑鉆壓3t，排量1.8m3/min，泵壓5MPa。

4)回接管柱。按照回接管串依次下入超高壓回接插頭、水力錨及高鋼級防腐套管至2010m。首先進行試插，緩慢下放套管，直至觀察到產生2t鉆壓，停止下放，開泵憋壓5MPa，穩壓3min無壓降。上提超高壓回接插頭，更換上部數根套管，調整管串長度，接入芯軸式套管懸掛器。調整好后進行下插操作，緩慢下放套管，將回接插頭插入回接筒，回接筒受壓15t。壓裂前管串憋壓至66MPa，穩壓30min，無壓降。配合環空憋壓30MPa，可滿足管內密封95MPa壓裂要求。

5)壓裂施工及起出回接管串。壓裂為泵送橋塞壓裂，最高施工壓力81.9MPa，壓裂施工順利。起出回接管串時，上提懸重超過正常套管懸重500kN左右，起出超高壓回接插頭及水力錨等工具觀察無異常，考慮可能原因是回接管柱外部環空鉆井液長時間靜止沉淀，阻力及抽吸作用造成載荷過大。

3.3效果評價

尾管固井施工時，尾管懸掛器坐掛、球座剪切、丟手全部順利實現，封隔器坐封效果良好，固井結束懸掛器送入工具提出順利。掃上塞過程中采取有效措施，避免了鉆頭對回接筒的損傷，回接管串下入順利，管串密封能力現場測試達到66.04MPa。壓裂施工最高井口壓力達到81.9MPa，壓裂施工過程順利，回接管串能夠實現回收。因壓裂后頁巖氣儲層未達到商業開發條件，后續未進行側鉆水平井作業。

4　結論

1)頁巖氣井尾管固井及回接工藝在保頁1井成功應用，該工藝能夠滿足頁巖氣壓裂要求，壓裂結束后可回收上部套管，節約鉆井成本、便于水平井側鉆。

2)尾管頂部封隔技術、大過流通道技術和超高壓回接技術是頁巖氣井尾管固井工具的關鍵技術，使管串整體滿足70MPa密封要求。

3)在現場使用過程中，針對因鉆井液沉淀造成回接管柱起出困難的問題，建議用完井液替換回接管柱外環空的鉆井液。

4)建議將超高壓尾管懸掛及回接技術在頁巖氣水平井中進一步現場試驗，可在尾管固井后，采用回接并固井的工藝，具有利于套管下入到位、降低固井作業壓力、降低壓裂后因水泥環破裂造成井口帶壓幾率等優勢。

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[編輯]洪云飛

2016-04-27

國家科技重大專項(2016ZX0521005);中國石油化工集團公司科技攻關項目(P14113)。

阮臣良(1982-)，男，碩士，高級工程師，現主要從事石油井下工具方面的設計與研究工作；E-mail:rcl@shelfoil.com。

TE925.2

A

1673-1409(2016)19-0042-04

[引著格式]阮臣良,李富平,李風雷,等.尾管懸掛器超高壓封隔及回接技術應用研究[J].長江大學學報(自科版)，2016,13(19)：42～45.