元坝气田气藏埋深普遍在6 240.00～6 950.00 m^[1-2]，其三开陆相地层埋深一般在3 200.00～5 400.00 m，压力体系复杂，井控风险较高^[3]。三开封固段长达2 000.00 m以上，ϕ314.1 mm井眼中常下入ϕ273.1 mm+ϕ282.6/ϕ279.4 mm技术尾管，存在环空间隙小、循环摩阻大、井眼易失稳和易垮塌等问题^[4-6]，尾管难以安全下到设计位置。同时，三开尾管段长（大于2 000.00 m）、替浆量大，存在替浆量精确计量难度大、钻井液密度高（大于2.0 kg/L）、中途开泵循环压力高、尾管悬挂器提前坐挂风险大、尾管到位后开泵压力大和井漏风险大等难点。

对于元坝气田的这类固井技术难点，国外开发有旋转尾管悬挂器系统，通过旋转下入技术减小尾管下入摩阻，可保证尾管下到设计位置，如Baker Hughes、Weatherford和TIW等国外公司，都已成功应用了该技术^[7-8]。除此之外，Baker Hughes公司针对深井钻井液密度高、中途开泵难的问题研发了Control-Set尾管悬挂器系统，该系统允许尾管下入过程中大排量、高泵压循环解堵，且不会造成尾管悬挂器提前坐挂^[9]。但从成本和经济效益角度考虑，采用国外技术和系统非长久之计，国内应该自主研发相关技术。不过，与国外相比，目前国内在解决尾管安全下入问题时还停留在提高钻井液性能和井身质量上，专用下入工具研发方面相对落后。近些年，随着旋转尾管悬挂器的研发和推广，在一定程度上解决了尾管下入问题^[10-12]，但因中途开泵循环解阻可能造成尾管悬挂器提前坐挂，目前大多采用去掉卡瓦放弃尾管悬挂的方式。

为解决元坝气田三开ϕ273.1 mm尾管固井技术难点，笔者提出采用无限极循环尾管悬挂器解决该区域ϕ273.1 mm尾管固井难点，实现尾管安全下入。在此基础上，分析了ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器的特点，制定了相关技术措施，现场应用结果表明，效果显著。

1.   元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井难点

1）井眼条件差，尾管难以安全下入。元坝气田三开所经过的上沙溪庙组泥岩含量高，井眼稳定性差，井壁坍塌严重，尾管难以安全下入^[13]。由于需要防漏并避免进一步引起井控问题，尾管下入前未能充分循环或循环排量不足，井底不够清洁，导致尾管下入时沉砂逐渐堆积，易出现尾管遇阻问题。而且，三开多采用ϕ311.1—ϕ320.7 mm钻头钻进，尾管施工时下入ϕ273.1 mm+ϕ282.6 mm/ϕ279.4 mm 技术尾管，套管环空间隙小，即使套管完全居中，套管与井壁之间的理论间隙最小仅有14.25 mm，且采用无接箍的ϕ273.1 mm套管和薄接箍的ϕ279.4 mm套管，套管刚性强，套管无法安放扶正器，下入过程中套管易贴边、易粘卡，尾管难以顺利下至设计位置。另外，元坝气田三开尾管主要封固3 050.00～5 400.00 m井段，封固段长2 000.00 m以上，循环摩阻较大，中途开泵循环压力高，常规尾管悬挂器坐挂压力为9～10 MPa，下入过程中存在提前坐挂风险，需严格控制管内压力（小于6 MPa），极大地限制了循环排量，无法实现循环解阻的目的，因此常去掉卡瓦以避免提前坐挂。而尾管不悬挂直接下至井底固井，尾管管柱受力会增大，缩短建井寿命，且尾管下至井底固井时尾管贴边风险加大，注水泥环空摩阻增加，使固井作业难度增大，固井质量降低^[14]。

2）尾管悬挂载荷大，坐挂风险高。元坝气田三开井段尾管固井时主要采用聚磺防塌防卡钻井液，钻井液密度普遍高于2.0 kg/L，最高达2.5 kg/L。钻井液密度高、固相含量高、滤饼厚，循环摩阻大，循环过程中难以有效清洗，套管壁残留滤饼等的可能性高^[15]。封固段长循环摩阻大，限制了循环排量。钻井液进入钻具与上层套管环空后，因环空面积增大，钻井液的环空返速迅速降低，导致井底岩屑在尾管悬挂器位置堆积。三开所悬挂尾管段重量在1500 kN以上，坐挂时存在卡瓦打滑或胀破上层套管的风险，当前部分超长超重尾管固井常采用半坐半挂悬挂工艺^[16]。受钻井液密度、固相含量、滤饼厚度、沉沙堆积及悬挂载荷等的影响，尾管悬挂器坐挂失效风险较高。

3）压力体系复杂，井控风险高。元坝气田三开陆相地层埋深一般在3 200.00～5 400.00 m，要封隔下沙溪庙组至雷口坡组，该段地层地质条件复杂，断层多，下沙溪庙组存在低压小气层，自流井组—须家河组有高压低渗裂缝性气藏，其异常高压层段压力梯度达1.50～2.15 MPa/100m，雷口坡组局部可能存在高压气层^[17]。井下复杂情况多，安全密度窗口窄，固井安全密度窗口一般在0.1～0.2 kg/L，漏、涌有时同层发生，井控风险高。三开气层分布广，气显示活跃，水泥浆在候凝过程中由于失重易导致气体上窜（如元坝3井、元坝204井尾管固井后循环均有气窜发生），影响水泥石的胶结质量。大排量循环排除后效，是降低作业井控风险、提高固井质量的有效手段。

4）地层承压能力低，井漏风险大。上沙溪庙组上部微出水层承压能力不高，钻井液密度大于1.90 kg/L时易漏失，如元坝102井、元坝22井和元坝204井均在沙溪庙组发生了漏失。三开钻遇的自流井组、须家河组和雷口坡组等地层裂缝发育，80%以上的井均发生过裂缝性漏失^[18]。三开钻井液密度高、黏度高、切力高，导致尾管下到设计位置顶通压力较高，致使敏感地层的井漏风险增大。尾管下入过程中分段循环降低钻井液切力，是降低顶通压力的有效手段。

5）替浆量大，顶替效率低，难以实现高效替浆。元坝气田三开尾管固井时，工具下入深度大（5 000.00 m左右）、尾管段长（大于2 000.00 m），累计替浆量大，替浆时间长，存在留塞段长或替空风险。而且，三开钻井液密度普遍偏高（大于2.0 kg/L），固相含量也高，加之尾管与井眼之间的间隙小、封固段长等，导致循环摩阻大，井眼难以实现高效清洗，常规尾管悬挂器坐挂后过流面积变小，导致循环压力升高，造成水泥浆顶替效率低^[19]，最终影响固井质量、甚至影响四开的正常钻进。

2.   ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器特点及关键技术

针对上述元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井技术难点，结合特殊的地质条件，并借鉴国内尾管固井作业经验，确定了该气田ϕ273.1 mm尾管固井施工主体思路及技术对策：研制ϕ365.1 mm×ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器，使尾管下入过程中不受井下复杂情况影响，可以在任何位置进行循环，降低钻井液切力、顶通压力和井漏风险，同时提高尾管下入的安全性和到位率。

2.1   尾管悬挂器特点

ϕ365.1 mm×ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器及其配套工具主要包括尾管悬挂器总成、送入工具、锁紧座、浮箍和浮鞋等，额定负荷3000 kN，密封能力35 MPa，设计坐挂压力7～8 MPa，球座剪切压力15～16 MPa，大小胶塞复合压力7～8 MPa。

其中，无限极循环尾管悬挂器主要由镜像坐挂动力单元、内嵌卡瓦悬挂单元、球座式胶塞和伸缩式送入单元组成。镜像坐挂动力单元能够防止提前坐挂，下入过程中可以任意排量开泵循环，遇阻时可开泵循环解阻。球座式胶塞集尾管胶塞与球座的功能于一体，能够实现憋压球到位后的憋压坐挂及替浆时的隔离顶替，缩短憋压球的下落距离，节省作业时间。伸缩式送入工具能够保证球座式胶塞在剪脱前不会移动，提高胶塞的可靠性，确保后期坐挂、憋通球座、替浆作业正常进行。

2.2   尾管悬挂器关键技术

2.2.1   镜像液缸坐挂技术

镜像液缸坐挂动力单元具有2组液缸，其作用面积相等。当管内产生压力时，会产生大小相等、方向相反的液压力，如图1所示（图1中：F₁和F₂为2组镜像液缸分别产生的拉力，kN；p₁和p₂为2组镜像液缸位置的压力，MPa）。坐挂机构不受排量、压力等因素影响，可避免尾管悬挂器提前坐挂。无限极循环尾管悬挂器在川西地区采用大排量（1.5 m³/min）、高泵压（11 MPa）循环解阻，下放到位以1.8～2.0 m³/min的排量进行坐挂前的循环洗井，均未发生提前坐挂现象^[20]，表明无限极循环尾管悬挂器能够允许通过大排量、高泵压循环解阻，实现分段循环，解决了尾管下入遇阻问题，降低了尾管下入风险。

图  1  无限极循环尾管悬挂器坐挂机构原理

Figure  1.  Principle of the setting mechanism of the infinite circulation liner hanger

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2.2.2   卡瓦内嵌技术

无限极循环尾管悬挂器采用卡瓦内嵌结构设计，充分利用卡瓦与锥套侧面承载技术，增大卡瓦与外层套管的接触面积，改变受力方式，减小与外层套管间的接触应力。与常规尾管悬挂器相比，内嵌卡瓦尾管悬挂器通过改变锥套受力方向、减小与外层套管接触应力提高其承载能力。当整体悬挂承载力一致时，内嵌卡瓦对套管圆周方向的作用力是常规卡瓦对套管圆周方向总作用力的50%，卡瓦内嵌技术可显著提高尾管悬挂器的承载能力^[21-23]。同时，卡瓦内嵌增大了悬挂器坐挂后的过流面积，ϕ365.1 mm×ϕ273.1 mm内嵌尾管悬挂器坐挂前后的过流面积（上层套管内径337.4 mm）分别为125和120 cm²，同规格常规尾管悬挂器坐挂前后的过流面积分别为125和89 cm²，内嵌尾管悬挂器坐挂后过流面积增大了35%，可有效降低循环压耗。由内嵌尾管悬挂器和常规尾管悬挂器在某区块的应用可知，在排量相同情况下坐挂后，内嵌尾管悬挂器的循环泵压比常规尾管悬挂器降低1～3 MPa（如图2所示），降低了高循环泵压导致漏失的风险。

图  2  内嵌尾管悬挂器与常规尾管悬挂器循环泵压对比

Figure  2.  Comparison of circulating pump pressure between the embedded hanger and the conventional hanger

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2.2.3   球座与尾管胶塞集成技术

无限极循环尾管悬挂器将球座集成在尾管胶塞中，缩短了憋压球下落的距离，缩短了作业时间，且尾管悬挂器多位于直井段或井斜角较小井段，可有效提高水平井尾管悬挂器的坐挂成功率。同时，该悬挂器防提前坐挂结构允许降低坐挂压力等级和憋通球座压力等级，与常规尾管悬挂器球座位于尾管串末端相比，其尾管串可充分缓冲憋通球座所产生的瞬间冲击力，减缓对裸眼地层的冲击，降低井漏风险。

2.2.4   整体硫化尾管胶塞技术

无限极循环尾管悬挂器尾管胶塞采用了特殊的肩部保护机构和耐高温橡胶材料及橡胶整体硫化工艺，可实现大间隙、高温高压密封。球座式胶塞整体耐温150 ℃，耐压35 MPa，密封间隙大于20 mm。该球座式胶塞在钻井液密度大于2.0 kg/L环境下以2.0 m³/min的排量循环5 h后，仍然密封可靠，且大小胶塞复合时具有明显的压力指示，可实现替浆过程中的二次校核，显著提高固井后期碰压的成功率。球座式胶塞系统既能够实现无限极循环尾管悬挂器的憋压坐挂，又能够保证固井替浆的可靠性。

3.   现场应用

大尺寸无限极循环尾管悬挂器已在元坝气田7口井进行了应用。应用井最大井深5 320.00 m，悬挂器最大下深3 622.00 m，尾管段最长2 735.00 m。5井次有明显胶塞复合压力指示，4井次替浆后期实现了碰压。其中，元坝104-1H井为ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器首次现场应用，且该井在井眼条件、压力体系等方面比较有代表性。因此，下面以元坝104-1H井为例说明现场应用情况。

3.1   元坝104-1H井概况

元坝104-1H井为一口超深水平开发井，位于川东北巴中低缓构造带，采用四开 井身结构，设计完钻井深7 540.00 m，其井身结构如图3所示。

图  3  元坝104-1H井的井身结构

Figure  3.  Casing program of Well Yuanba 104-1H

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该井三开完钻井深5 036.00 m，上层套管下深3 035.00 m，尾管长度2 248.00 m，尾管浮重1 650 kN，实测井径扩大率4.6%。通过分析决定在ϕ314.1 mm井眼中下入ϕ279.4 mm＋ϕ273.1 mm无接箍厚壁技术套管，采用先尾管固井封固裸眼段、再回接固井至井口的固井工艺。该井自流井组和须家河组共钻遇裂缝性气层8层，气层显示活跃，防气窜难度大；裸眼段长1 820.00 m，尾管环空间隙小，下套管及固井作业时存在套管难以下到设计位置、喷漏并存等作业风险，三开技术套管固井是全井固井工作的重点与难点。为此，三开使用钾基聚磺钻井液钻进，钾基聚磺钻井液的性能为：密度2.12 kg/L，动切力12 Pa，膨润土含量15%，初切力6 Pa，终切力22 Pa，滤失量2.8 mL，含砂量0.2%，塑性黏度35 mPa·s，固相含量39%。

3.2   现场施工工艺

为保证ϕ365.1 mm×ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器成功坐挂，尾管固井前进行了以下准备工作：通井，以确保套管顺利下至设计位置；刮管，以提高尾管悬挂器的坐挂成功率。同时，施工过程中进行分段循环，以降低钻井液的切力和尾管到位后的顶通压力，实现尾管安全下放。

球座式胶塞作为无限极循环尾管悬挂器的核心单元，其性能直接影响整体施工的进程。因此，专门设计了球座胶塞冲蚀评价装置，能够系统评价井温、钻井液、井斜角和钻具组合等关键因素对无限极循环尾管悬挂器性能的影响。将球座胶塞冲蚀评价装置下至设计位置后，以2.5 m³/min排量累计循环6 h，井口投憋压球，憋压至18 MPa憋通球座建立循环，投掷并泵送钻杆胶塞，累计替浆31.2 m³时，压力由1.8 MPa升至9.0 MPa立即降至1.8 MPa，钻杆胶塞与尾管胶塞复合成功，胶塞冲蚀测试结束。测试录井曲线如图4所示。

图  4  胶塞冲蚀测试录井曲线

Figure  4.  Logging curves of the rubber plug erosion test

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钻杆胶塞与球座式胶塞复合压力设计为6.48 MPa，设计替浆量为31.46 m³。各项测试值与设计接近，各项动作正常。评价结果表明，球座式胶塞在高密度钻井液环境下循环冲蚀360 min后，胶碗和球座的密封效果良好，可顺利剪脱，钻杆胶塞刮拭、隔离效果良好，替浆准确度高，满足无限极循环尾管悬挂器的现场应用条件。

3.3   应用效果

元坝104-1H井现场施工时，顺利将ϕ273.1 mm尾管下至设计井深，下入过程中无井漏等异常情况出现。下钻过程中，开泵循环处理钻井液，循环排量2.0 m³/min，最大循环压力8 MPa，尾管悬挂器未提前坐挂，下钻用时12.5 h，较之前ϕ273.1 mm尾管下放速度提高了40%。顺利完成了尾管悬挂器坐挂、送入工具丢手。固井过程中，观察到明显的钻杆胶塞与尾管胶塞复合现象，复合压力由4 MPa升至6 MPa后瞬间降至4 MPa，替浆量与设计接近。元坝104-1H井固井作业后期，按照钻井液罐计量替浆到量后未附加。根据后期扫下塞显示，球座式胶塞距离锁紧座位置30 m，且无混浆产生，尾管段长2 300.00 m，换算套管容积为1.5 m³，留塞占比1.3%，钻杆胶塞与尾管胶塞的隔离、刮拭效果良好。坐挂压力、球座憋通压力、钻杆胶塞与尾管胶塞复合压力均与设计一致，进一步验证了无限极循环尾管悬挂器各项压力设计的准确性。扫水泥塞时，采用了ϕ241.3 mm牙轮钻头，转速55 r/min，钻压70 N，排量2.1 m³/min，钻除时间为1.5 h。采用声幅测井评价该井三开尾管固井质量，显示固井质量整体合格，优质率达到了98.5%。

4.   结论与建议

1）为解决元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井时尾管难以下到设计位置、中途开泵受限和替浆量计量困难等技术难点，应用了无限极循环尾管悬挂器，针对性制定了尾管下入措施，包括井眼准备、循环解阻工艺等，形成了元坝气田大尺寸、长裸眼的尾管安全下入关键技术。

2）无限极循环尾管悬挂器下入过程中可大排量、高泵压循环，能有效防止提前坐挂，实现尾管快速安全下入，可以解决元坝地区ϕ273.1 mm尾管的安全下入问题。

3）ϕ273.1 mm无限极循环尾管悬挂器在元坝气田7口井进行了应用，取得了较好的应用效果。建议在深井、易漏失井、大位移井和易坍塌井等复杂井尾管固井中进行推广应用。