高温高压尾管悬挂器研制与应用

古 青，宋剑鸣，曹 博，马 淼，蒋立坤，杨 旭，冯治锋

(1.渤海钻探工程有限公司 工程技术研究院，天津 300450；2.渤海钻探工程有限公司 国际钻采物资供应分公司，天津 300450)

高温高压油气井多具有井温高、压力大、井深深、小间隙、尾管长等特点，尾管固井风险大、难度高，严重影响高温高压区块钻探工作的顺利展开[1]。塔里木油田大北、顺南、塔北等多个区块的井深均在6 000～7 500 m，属于超深高温高压井。青海的柴达木盆地以英西为代表的“高温、高压、高盐”三高油气井，地温梯度达到4.3 ℃/100 m，井底温度达到200 ℃以上。尾管悬挂器作为深层钻井完井的关键工具面临新的挑战，需要其承受更大载荷，下得更深；能克服更为复杂的情况并顺利下入；有更强的耐高温、耐高压能力；耐腐蚀、能适应多变环境[2]。

1 技术分析

1) 抗高温高压能力。

塔里木油田的多数油气井地温梯度在1.4～2.5 ℃/100 m，井深在5 000～8 000 m，其井底最高温度为200 ℃(悬挂器位置在井底上方，理论上悬挂处温度低于200 ℃)。在高温条件下实现高压整体密封能力，才能保证尾管固井施工的顺利进行。

2) 高悬挂能力。

井深深、裸眼段长是多数高温高压油气井的基本特点，对应的尾管串长，载荷大，则悬挂器的悬挂能力必须得到大幅提高，才可保证高温高压油气井尾管固井施工安全顺利进行。

3) 大流通面积。

高温高压井多伴随井深、小间隙等特点，环空压耗高，泥砂返出率低，井眼清洁效果差，严重影响固井质量。尾管悬挂器必须具有足够的过流面积，方能保证施工安全，否则会引起漏失、水泥返高不够、环空气侵等复杂情况的发生[3]。

4) 强胶塞复合率。

深井及超深井尾管固井过程中，送入钻具多采用复合钻具，钻杆胶塞在经过多种钻具内孔下行时易发生偏磨与歪斜，后与尾管胶塞复合时往往复合效果差[4]。

2 结构设计与计算

2.1 结构设计

高温高压尾管悬挂器由密封爪套、锥套和尾管胶塞总成组成，如图1所示。

1-密封爪套；2-锥套；3-尾管胶塞总成。

2.1.1 双向密封结构的设计

创新设计的密封结构(如图2)。采用聚四氟

乙烯与正反向各2组V型密封圈组合密封的方式进行密封，在高温高压条件下，密封效果更好。

图2 V型双向密封爪套结构

2.1.2 锥套的结构设计

针对常规悬挂器锥套流通面积偏小的特点，在

不影响坐挂的基础上，设计了导流槽，相比改进之前增加了29.7%过流面积(如图3)。

图3 大载荷、大流通锥套结构

2.1.3 直连式尾管胶塞总成的设计

设计的直连式尾管胶塞总成主要由中心管旋转短节、空心短节与尾管胶塞3部分组成(如图4)。在中心管转动条件下不随中心管一起转动，使尾管胶塞保持良好状态，空心短节做为扶正和容纳钻杆胶塞的专用短节，起到了良好的扶正居中作用，增加了复合成功率。

图4 直连式尾管胶塞总成结构

2.2 有限元分析计算

2.2.1 悬挂器坐挂系统坐挂力

对BH-XGH型尾管悬挂器单个坐封系统进行

有限元分析，模拟加载1 200 kN载荷,分析结果如图5所示，外层套管、卡瓦及锥套最大应力值均小于材料屈服极限965 MPa，不会坐挂失效。

图5 悬挂器座挂系统坐挂力有限元分析结果

2.2.2 悬挂器本体抗内压

BH-XGH型尾管悬挂器本体的材料为TP140V钢级,其屈服极限为965 MPa, 由此计算出可承受的最大内压为110.9 MPa(如图6)。实际最大承压取89 MPa，则安全系数为1.25。

图6 悬挂器本体抗内压有限元分析结果

2.2.3 悬挂器本体抗外挤

尾管悬挂器本体的材料为TP140V钢级,其屈服极限为965 MPa, 由此计算出可承受的最大外挤压力为104.8 MPa(如图7)。实际最大承压取95 MPa，安全系数为1.1。

图7 悬挂器本体抗外挤有限元分析结果

3 室内试验

1) 高温高压整体密封试验。将悬挂器置于充满导热油的高温高压试验装置内加温至202 ℃，保温48 h后，整机试压50.5 MPa，稳压15 min，压降0.2 MPa。表明V型双向密封爪套在200 ℃、50 MPa的高温高压条件下，可保证悬挂器整体的良好密封。

2) 悬挂器载荷试验。将悬挂器置于对应尺寸的外管内加压坐挂，外管连接拉拔试验机一端，悬挂器尾部连接拉拔机另一端进行拉拔试验，悬挂器轴向加载至1 085 kN，悬挂器未发生打滑与损坏。表明悬挂器(锥套)载荷(或悬挂能力)达到了1 080 kN。

3) 尾管胶塞系统试验。①尾管胶塞转动试验：室内模拟悬挂器倒扣试验，直连式尾管胶塞系统不随中心管一起转动，表明旋转短节在倒扣过程中可有效保护尾管胶塞不被损坏。②尾管胶塞提拉力试验：尾管胶塞在套管内最大峰值提拉力为7 kN，最小峰值下放力为2 kN，表明悬挂器中心管在上提下放过程中不会损坏销钉。③钻杆胶塞、尾管胶塞与球座的复合试验：室内对悬挂器进行模拟碰压试验，碰压后，钻杆胶塞、尾管胶塞和球座均全部到位，复合密封良好。试验结果表明，直连式尾管胶塞系统转动可有效保护尾管胶塞，上提下放不会对销钉产生影响，复合密封效果良好。

4) 悬挂器本体抗内压和外挤试验。①抗内压试验，清水打压至90.8 MPa，稳压15 min，压降0.2 MPa。②抗外挤试验，置于试压管内进行本体外压试验，清水打压至100.7 MPa，稳压15 min，压降0.3 MPa。试验结果表明，悬挂器抗内压和抗外挤分别达到了90 MPa和100 MPa。

4 性能参数

研制的BH-XGH型尾管悬挂器经过设计、计算与室内试验，各项性能均达到了设计要求，验证了BH-XGH型尾管悬挂器具有耐高温高压、大载荷、大过流面积、高抗内压和外挤的性能特点，主要技术参数如表1。

表1 2种型号尾管悬挂器技术参数

通过密封爪套、锥套结构、直连式尾管胶塞总成的创新设计与优化改进，使全系列尾管悬挂器的耐温耐压、载荷能力、抗内压外挤等性能得到大幅提升。

5 应用情况

BH-XGH系列尾管悬挂器主要应用于深井超深井及高温高压油气井中。目前已在塔里木油田的RP3-1C1井、跃满6C1井、HA702C井、HA601-8C井应用 ，在松辽科探井(SK-2井)应用1井次(如表2)。

5.1 RP3-1C1井

RP3-1C1井是一口侧钻定向井，井深7 201 m，坐挂位置6 150 m，使用BH-XGH 200×140-Y型尾

表2 BH-XGH型尾管悬挂器使用情况统计

管悬挂器，尾管为ø140 mm与ø127 mm复合套管，该井井底温度142 ℃，尾管浮重294 kN。管串结构为：ø127 mm浮鞋+ø127 mm套管1根+ø127 mm浮箍+ø127mm套管1根+ø127 mm球座+ø127 mm套管串+ø127 mm×ø140 mm变径变扣短节+ø140 mm套管串+BH-XGH 200×140-Y型尾管悬挂器+ø127 mm钻柱+ø89 mm送入钻柱。

按照施工预案检查工具及附件均正常。开始下套管，按顺序下管串，尾管悬挂器顶通循环称重为410 kN，下钻具到位称重为1 500 kN，循环泥浆后投球，球到位后小排量开泵憋压13 MPa稳压5 min，压力不降。下放钻具至1 400 kN，跟钻具伸缩距一致，判断已经坐挂成功，下压至1 350 kN憋压至18 MPa球座憋脱泥浆从井口返出。调整悬重至1 390 kN倒扣，正转5圈无回转，后累计倒扣35圈，判断反扣已经倒开，试提高度1.5 m，悬重为1 450 kN，判断丢手成功，调整悬挂器受压100 kN，循环泥浆准备固井。替浆35 m3空心胶塞与球座碰压，压力为18.5 MPa，压力不降，泄压，无倒返。起钻悬重为1 380 kN恒重，无挂卡，直接起钻，尾管悬挂器施工完毕。起出中心管，中心管及关键部位，提升短节、反扣、密封爪套均完好。本井坐挂、丢手、碰压均正常，浮箍浮鞋工作正常，无倒返现象。

5.2 SK-2井

SK-2井是一口直井，四开井深5 798 m，悬挂器座挂位置4 350 m，使用BH-XGH 245×178-Y型尾管悬挂器。该井井底温度达到219.4 ℃，悬挂器位置温度达到181.2 ℃，尾管悬重689 kN，浮重588 kN。管串结构为：ø178 mm浮鞋+ø178 mm套管1根+ø178 mm浮箍+ø178 mm套管1根+ø178 mm浮箍+ø178 mm套管1根+ø178 mm球座+ø178 mm套管串+BH-XGH 245×178-Y型尾管悬挂器+ø127 mm送入钻柱。

按照现场施工预案，工具入井前进行尺寸丈量与检查。按照管串顺序依次下入附件及悬挂器。尾管到位后，开泵0.3 m3/min小排量顶通，后逐步提高排量至1.2 m3/min，待井眼循环干净并达到固井条件后，投球憋压11 MPa，稳压3 min，下放钻柱，观察悬重变化，指重表悬重下降值(尾管浮重)与相应下放回缩距一致，判断坐挂成功。 坐挂、下放回距缩的同时，使悬挂器受压在50 kN范围内。坐挂好后，加压70 kN，缓慢开泵，蹩压至20 MPa，蹩脱球座，压力突降，井口有返浆，调整悬重保持悬挂器处受压30 kN，缓慢开泵小排量循环泥浆。停泵先试行正转钻具5圈， 观察钻具无回转，一次性转动10圈，后累计转动30圈。上提钻柱1.5 m，悬重与送入钻柱浮重相当，说明尾管已甩掉，坐挂、倒扣成功。下放送入钻具，扣吊卡，卸方钻杆，接127 mm(5英寸)钻杆水泥头，循环处理泥浆14 d，并注意观察漏失情况，待泥浆处理好后，准备固井施工。注水泥完毕，压入钻杆胶塞，注钻井液。胶塞复合时，观察泵压有波动，判断胶塞复合正常。当碰压时，压力急速升高至19 MPa，停泵，放掉压力，无倒返，证明浮箍、浮鞋的工作正常。缓慢上提钻具，指重表悬重恒重，确定中心管已拔出下部尾管，上提送入钻具，循环出井内多余的水泥浆。起出送入钻柱，候凝。本井坐挂、丢手均1次成功，胶塞复合、碰压过程均正常，浮箍浮鞋无倒返。

6 结论

1) 通过V型双向密封套的设计，实现了悬挂器在48 h内200 ℃高温条件下保证了50 MPa的整机密封能力；通过三瓣式带流通槽锥套的结构优化，可使悬挂器流通面积大幅增加29.7%，悬挂能力达到1 080 kN，有效地提高了悬挂器的负载能力，降低了坐挂后的循环压力，减少蹩堵发生；通过直连式尾管胶塞总成的设计，有效地保护了尾管胶塞，提高了碰压成功率。

2) 在5井次深井、超深井中进行了现场应用，应用最高温度181.2 ℃，下入最深6 150 m，坐挂深度压力68.6 MPa，最高尾管浮重588 kN，悬挂器座挂、丢手均一次成功，碰压成功率100%。后续可对BH-XGH型尾管悬挂器性能的稳定性做进一步验证。

3) BH-XGH型尾管悬挂器解决了深井、超深井高温高压尾管固井的耐高温高压、小间隙、载荷能力、碰压成功率等系列技术难题，为国产工具在高端市场的推广应用奠定了基础。