膨胀尾管悬空固井技术与应用

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　　摘 要：随着油气钻采工艺技术的进步，尾管完井技术以其低成本高效率的优势逐渐在各大油田推广应用，同时悬空固井工艺也得到了一定的发展。本文就悬空固井系统技术进行介绍，该技术可以提高完井的可靠性、缩短安装时间、提高通用性，有很大的推广空间。本文结合了德克萨斯州南部油区的应用例子，说明膨胀尾管悬空固井技术在对目的层上部干扰层进行有效封堵的同时，能够节约成本，获得了更大的渗流面积，并且为后期生产开发提供便利。
　　关键词：膨胀尾管悬挂器；悬空固井；注水泥器
　　德克萨斯州南部油区目的层为奥斯汀白垩纪地层的油井，在产量下降到经济开采效益以下时停产，随后针对白垩层和伊格尔福特层下方的布达组下部进行了二次开发。这些井原本都是定向井，上部为10 3/4”和7”套管，上部7”套管柱尺寸限制了新的侧钻井眼尺寸，新开井眼尺寸为6 1/8”[1]。
　　1 完井方案优化
　　1.1 3 1/2”裸眼完井
　　原设计在钻到布达组后，上部井眼直接用5”套管进行固井（见图1），套管至地面，固井时注水泥上返至7”套管鞋以上位置，最后以3 1/2”钻头钻至目的层，目的层以3 1/2”裸眼方式完井，上部5”套管内挂2 3/8”油管的方式进行开发。
　　1.2 4 1/2”割缝衬管完井
　　根据相关地质材料显示，布达组天然裂缝发育，油气流通通道丰富，无需额外的压裂或增产措施，因此生产层采用割缝衬管方式完井。后来发现石灰岩性能能够满足裸眼完井要求，将新钻井眼和原先上部的7”套管进行封固可以实现横向封隔，并且能够满足新井眼钻进要求，所以更改设计为在7”套管的基础上向下开窗钻进6 1/8”井眼，利用尾管膨胀悬挂器直接在7”套管内悬挂4 1/2”尾管管串代替原设计的5”套管柱，然后进行悬空固井操作（见图2）。悬空固井系统包括一个注水泥器、管外封隔器和膨胀尾管悬挂器，尾管下部目的层配有引鞋和割缝衬管，该方式尾管不需要返至地面，可以有效节省4 1/2”尾管。
　　2 膨胀尾管悬空固井技术
　　悬空固井技术管串从下至上依次是引鞋、割缝衬管、管外封隔器、注水泥器、尾管串、膨胀尾管悬挂器（见圖3）[2]。
　　2.1 工作流程
　　通过注水泥器建立循环通道来沟通尾管内腔和外环空实现水泥浆顶替，下部生产层配有引鞋和割缝衬管，用于引导管串下入和后期开发工艺的实施，本文不做描述。管外封隔器安装在注水泥器下部，用来封隔环空，然后激活注水泥器，使管内与环空连通，进行固井注水泥作业，水泥浆顶替结束后，固井胶塞碰压，同时关闭注水泥器，继续打压使膨胀尾管悬挂器坐挂封隔，随着尾管悬挂器的膨胀封隔，以上工具组件作为生产管串留在井底[3]。
　　2.2 管外封隔器
　　管外封隔器可以在管外环形空间形成密封，但是不能承受轴向力，通过投球憋压，迫使流体流经封隔器的内部通道推动外部锥体移动，对预置元件施加作用力，并使环空密封元件产生膨胀，进而封闭环空。管外封隔器设计的剪切销开启压力较小，以降低过早打开注水泥器的风险。为了在钻台上实现清晰的显示，并考虑不同工具之间的安全阈值，不同工具启动压力之间需要1000 psi（6.89MPa）的压力差。注水泥器在2600psi（17.93MPa）时打开，通过减少管外封隔器销钉数量控制其启动压力为800 psi（5.52MPa）。
　　2.3 注水泥器
　　一旦管外封隔器成功封隔注水泥器下方的环空，继续憋压至2600psi（17.93MPa），该压力作用于注水泥器内的活塞，剪断销钉使带孔内滑套向下移动，滑套下落至注水泥器内的台肩上，内部滑套循环孔随后与工具外壁循环孔对齐，形成内外通道建立循环，之后进行替水泥浆作业，顶替到设计替量后，投放固井胶塞随水泥一起泵送，胶塞能够将钻杆和尾管内壁刮拭干净，固井胶塞配有一个金属引导头，当胶塞下行到注水泥器中时，金属引导头头会卡在带孔内滑套的顶部，形成憋压，剪断带孔滑内套销钉并使套筒再次向下移动，从而使滑套循环孔和工具外壁循环孔错位，实现注水泥器关闭操作[4]。
　　2.4 膨胀尾管悬挂器
　　该工具在水泥浆顶替完成后通过憋压启动，启动后膨胀塞在内压力的作用下胀封关闭环空，实现密封，与其他常规悬挂器相比，该工具具有更大的过流面积，循环压耗较低。
　　3 应用情况
　　在得克萨斯州南部油区，该系统目前用于生产层和非生产层的层间隔离，这使得开发生产层位中的水平段得以进行裸眼完井和割缝衬管等方式完井。应用该系统可以有效封固布达组上部地层，这将使布达组的裸眼井眼由3 1/2”增加至6 1/8”，并且能够使用4 1/2”割缝衬管完井或者裸眼完井方式代替原先的2 3/8”生产油管裸眼完井方式，因此能够增加井眼表面积，有效提高生产流量，并且能够下入更大尺寸增产工具已获得更大的横向波及系数，具有更大的后期开发优势。
　　该油区先期四口井都使用了注水泥器、管外封隔器和膨胀尾管悬挂器，皆未出现异常施工状况。膨胀尾管悬空固井技术有以下优势：6 1/8”裸眼接触面积比3 1/2”提高了335 in3/ft；如果新开井眼另行钻进，单口井钻井成本比采用悬空固井技术要高75万美元；受到上部井段7”井眼尺寸限制，如果不采用悬空固井技术，利用4 1/2”或者5”定向动力钻具钻穿白垩纪和伊格尔福特地层非常困难。总的来说，悬空固井技术有效提高了侧钻井的经济性、可钻性、井眼尺寸和其他增产工具的可实施性。
　　4 结 论
　　膨胀尾管悬空固井技术在得克萨斯州南部油区封固布达组上部井段时得到新的成功应用，节约了钻井成本，获得了更大的渗流面积，并且以较大的完井井径为后期生产开发提供了便利，为其他油区提供了参考。
　　参考文献：
　　[1] Daniel Hayward，John McCormick and Marilyn Matice.Expandable Liner Hangers in Off-Bottom Cementing Applications Reduce Cost and Increase Reliability：Regional Case History，SPE-169202-MS
　　[2] 郭锋，孙星云. Z3034 小井眼侧钻水平井完井技术[J].石 油钻采工艺，2013，35（3）：34-36
　　[3] 刘志雄，高果成，沈明华，等. 靖边气田水平井尾管固井技术[J]. 西部探矿工程，2013.
　　[4] 石崇东，杨胜军，等.小井眼水平井裸眼悬空侧钻技术在靖平 33-13井的应用[J].钻采工艺，2012，35（5）：107-110.
　　作者简介：任宪忠，男，1982年08月生，2006年7月毕业于大庆石油学院石油工程专业，学士学位，现工作于辽河油田公司锦州采油厂钻井管理科，工程师。
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