馬開華， 谷 磊， 葉海超

（中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

近年來，我國(guó)深層油氣勘探開發(fā)在新疆、四川等地區(qū)陸續(xù)取得重大突破，深層油氣逐漸成為重要的接替能源。但是，深層油氣勘探開發(fā)中，井深超過7 000.00 m、井溫超過200 ℃、鉆井液密度超過2.0 kg/L的情況日益增多，尾管懸掛器作為深層鉆井完井的關(guān)鍵工具面臨新的挑戰(zhàn)[1-3]：深層、超深層存在多套壓力體系，油、氣、水之間關(guān)系復(fù)雜，造成鉆井中易垮塌、井眼軌跡控制及測(cè)量難度增大，采用非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)降低風(fēng)險(xiǎn)時(shí)，要求尾管懸掛器與井身結(jié)構(gòu)相匹配，但受空間限制，尾管懸掛器的設(shè)計(jì)難度增大并導(dǎo)致尾管規(guī)格大型化，尾管懸重超過2 000 kN的井越來越多，對(duì)懸掛器結(jié)構(gòu)及可靠性提出了更高要求；深層復(fù)雜水平井井眼軌跡復(fù)雜，尾管下入難度增大，并且尾管懸掛器外露部件貼近井壁，在下入過程中容易破壞；深層井底溫度高，要求懸掛器密封元件能在高溫環(huán)境下實(shí)現(xiàn)密封；高含腐蝕介質(zhì)的油氣井越來越多，要求尾管懸掛器材質(zhì)具有抗腐蝕性。

針對(duì)上述問題，十幾年來，我國(guó)進(jìn)行了相關(guān)的科研攻關(guān)，其中對(duì)尾管懸掛器關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)行了重點(diǎn)研究，并取得了一系列重大進(jìn)展，相繼突破了尾管旋轉(zhuǎn)、液壓丟手、高壓密封、無限級(jí)循環(huán)、適應(yīng)酸性介質(zhì)等多項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。尾管懸掛器的功能已經(jīng)從基本型、保險(xiǎn)型，發(fā)展到增強(qiáng)型，目前進(jìn)入到集成型階段，形成了一批具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的高端成熟產(chǎn)品，并在塔里木、四川和南海等地區(qū)的深層復(fù)雜油氣藏勘探開發(fā)中進(jìn)行了規(guī)模化應(yīng)用。同時(shí)，尾管懸掛器對(duì)深層鉆井完井的技術(shù)保障作用越來越突出，尾管懸掛器技術(shù)的創(chuàng)新和進(jìn)步有力支撐了深層復(fù)雜油氣藏的勘探開發(fā)[4]。筆者分析了深層油氣勘探開發(fā)的技術(shù)難點(diǎn)，闡述了深層油氣田勘探開發(fā)對(duì)尾管懸掛器技術(shù)的需求，介紹了尾管懸掛器新技術(shù)對(duì)深層勘探開發(fā)的支撐情況，并在此基礎(chǔ)上指出了尾管懸掛器技術(shù)的發(fā)展方向，以期為未來尾管固井技術(shù)的發(fā)展提供參考。

1 深層油氣勘探開發(fā)難點(diǎn)及對(duì)尾管固井技術(shù)的需求

1.1 深層油氣勘探開發(fā)技術(shù)難點(diǎn)

我國(guó)深層油氣藏主要分布在新疆、四川等地區(qū)。深層油氣藏地質(zhì)條件極為復(fù)雜，縱向分布多套壓力體系[5-7]，存在裂縫廣泛發(fā)育及特殊巖性不規(guī)則分布等問題，地層傾角非常大（多個(gè)地區(qū)高達(dá)30°～85°），而且具有高溫、高壓和高含硫的“三高”特征。以塔里木、四川盆地深層海相碳酸鹽巖油氣藏為例，其目的層埋深普遍在6 500.00～10 000.00 m，目的層上覆巖層巖性多變，既有堅(jiān)硬的石英砂巖，又有流動(dòng)性好的鹽膏層和高壓鹽水層，且地質(zhì)構(gòu)造條件復(fù)雜，巖層產(chǎn)狀變化快[8-10]。塔里木、四川盆地深層地質(zhì)特征見表1。

表1 塔里木、四川盆地深層地質(zhì)特征Table 1 Exploration geological characteristics of ultra-deep strata in Tarim and Sichuan Basins

具體而言，深層鉆井完井技術(shù)難點(diǎn)主要表現(xiàn)在以下4方面[11-15]：

1）地質(zhì)條件復(fù)雜?？v向分布多套壓力體系，安全密度窗口極窄，地層壓力高，經(jīng)常鉆遇高濃度H2S、CO2氣體。

2）地層堅(jiān)硬、研磨性強(qiáng)，導(dǎo)致可鉆性差、機(jī)械鉆速低。如元壩地區(qū)上部陸相地層自流井組和須家河組、西北麥蓋提地區(qū)開派茲雷克組玄武巖地層硬度大，可鉆性級(jí)值6～10。

3）井眼失穩(wěn)嚴(yán)重。部分地層為裂縫性地層，鉆井過程中極易發(fā)生坍塌。高溫條件下，鉆井液易發(fā)生黏土分散、絮凝、鈍化等問題，導(dǎo)致超高密度鉆井液的流變性和穩(wěn)定性變差，裂縫發(fā)育地層易引發(fā)漏失問題。

4）封固段長(zhǎng)，間隙小。深層鉆井往往鉆遇多套地層，致使井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，裸眼段長(zhǎng)，環(huán)空間隙小，井徑不規(guī)則。

1.2 深層油氣勘探開發(fā)對(duì)尾管固井技術(shù)的需求

與常規(guī)油氣井尾管固井相比，深層油氣勘探開發(fā)對(duì)尾管懸掛器提出了更高要求，需要其具有以下性能[16-17]：

1）能承受更大負(fù)荷，能下得更深。隨著油氣勘探開發(fā)向縱深發(fā)展，尾管串長(zhǎng)度越來越長(zhǎng)，尾管載荷不斷增大。但是，載荷過大容易發(fā)生坐掛失效，尾管下入時(shí)間過長(zhǎng)會(huì)增加卡瓦脫落的風(fēng)險(xiǎn)，尾管過長(zhǎng)容易導(dǎo)致環(huán)空循環(huán)不暢，造成憋泵、井漏。因此，需要能夠承受更大載荷、能順利下入更大井深的尾管懸掛器。

2）能克服更為復(fù)雜的情況順利下入。深井、超深井裸眼段較長(zhǎng)，地層穩(wěn)定性較差，如對(duì)鉆井液性能控制不當(dāng)，則砂泥巖井眼會(huì)吸水膨脹而垮塌，這種情況下容易使尾管下入遇阻；另外，鉆井液攜砂能力減弱時(shí)易形成巖屑床，影響水平段尾管固井循環(huán)，鉆井液固相含量也會(huì)降低尾管懸掛器的可靠性。如元壩地區(qū)為封隔下沙溪廟組—須家河組的陸相地層，常需要在φ314.3 mm井眼中下入φ273.1 mm技術(shù)尾管，封固段長(zhǎng)達(dá)2 000.00 m以上，環(huán)空間隙小、循環(huán)摩阻大，中途開泵循環(huán)壓力高，存在懸掛器提前坐掛風(fēng)險(xiǎn)，有的井為保證能順利下入尾管不得不去掉卡瓦。因此，需要綜合性能更好、能應(yīng)付各種復(fù)雜情況的尾管懸掛器。

3）有更強(qiáng)的耐高溫、耐高壓能力。深井的井底溫度常常超過200 ℃，地層壓力達(dá)到180 MPa。高溫、高壓使常規(guī)尾管固井工具的密封元件和坐掛機(jī)構(gòu)在井下失效風(fēng)險(xiǎn)增大。許多油氣井地層流體活躍、壓力系數(shù)大、多種壓力體系并存，容易影響尾管頂部重疊段的封固質(zhì)量，使環(huán)空出現(xiàn)油、氣、水竄，造成井口帶壓，井筒密封完整性得不到保障。因此，需要研制更耐高溫、耐高壓的尾管懸掛器。

4）耐腐蝕、能適應(yīng)多變環(huán)境。一些地區(qū)縱向上存在幾個(gè)甚至十幾個(gè)壓力體系，壓力窗口窄，經(jīng)常出現(xiàn)噴、漏、塌、卡等嚴(yán)重情況。如普光氣田劍門關(guān)組—沙溪廟組屬于正常壓力地層，須家河組—龍?zhí)督M則常會(huì)鉆遇異常超高壓，嘉陵江組二段地層含有異常高壓鹽水層，井眼條件不穩(wěn)定。而且，鉆井中常常鉆遇H2S、CO2等酸性介質(zhì)（普光氣田儲(chǔ)層的H2S和CO2含量分別達(dá)到15%和8%）。惡劣的井下環(huán)境會(huì)使常規(guī)尾管懸掛器失去基本功能。因此，需要研制耐腐蝕和能適應(yīng)多變環(huán)境的尾管懸掛器。

2 尾管懸掛器技術(shù)進(jìn)展及對(duì)深層油氣勘探開發(fā)的支撐

2.1 尾管懸掛器技術(shù)進(jìn)展

針對(duì)油氣勘探開發(fā)技術(shù)的需求，以解決固井關(guān)鍵技術(shù)瓶頸為目標(biāo)，對(duì)尾管懸掛器技術(shù)進(jìn)行了持續(xù)攻關(guān)和創(chuàng)新，取得了一系列重要進(jìn)展。從功能上講，尾管懸掛器已經(jīng)從20世紀(jì)80年代的第一代（基本功能型，包括液壓式、軌道式、J形槽式，滿足掛得住、丟得開、封得嚴(yán)、提得出的基本要求），90年代的第二代（功能保險(xiǎn)型，具有雙錐雙液缸、液壓-機(jī)械雙保險(xiǎn)），2000年后的第三代（功能增強(qiáng)型，帶頂部封隔裝置，可旋轉(zhuǎn)管柱，具有頂部牽制等功能），發(fā)展到了目前的第四代（功能集成型，集多種功能于一體）[17-22]。近10年來，尾管懸掛器技術(shù)最突出的進(jìn)步主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

1）研制出內(nèi)嵌卡瓦式尾管懸掛器，提升了尾管懸掛能力[17-19]。內(nèi)嵌卡瓦式尾管懸掛器，通過錐套側(cè)面承載改變卡瓦與錐套間擠壓力的方向，使錐套所受徑向力大大減??；側(cè)面承載結(jié)構(gòu)使卡瓦長(zhǎng)度增大，降低了與外層套管的接觸應(yīng)力、避免了套管應(yīng)力集中；承載能力提高50%以上，其中φ177.8 mm尾管懸掛器懸掛負(fù)荷可達(dá)2 520 kN。這種獨(dú)特的設(shè)計(jì)，坐掛前可使卡瓦藏于錐套內(nèi)，避免下入過程中損傷卡瓦；坐掛后卡瓦被錐套托起，與尾管懸掛器本體形成內(nèi)過流通道，可使坐掛后的過流面積增大30%。同時(shí)，該尾管懸掛器可降低循環(huán)摩阻，一般可降低循環(huán)壓力1～2 MPa。

2）設(shè)計(jì)了液壓丟手和旋轉(zhuǎn)軸承結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)了尾管下入和固井過程中管串的旋轉(zhuǎn)[17，21]。采用液壓丟手方式（而不是正轉(zhuǎn)丟手）解決鉆具帶動(dòng)尾管旋轉(zhuǎn)的技術(shù)瓶頸，使水泥漿頂替效率大大提高。液壓丟手裝置中的扭矩套傳遞扭矩，扭矩套和上接頭各扭矩齒相嚙合，通過扭矩齒間的接觸力傳遞扭矩。丟手過程中，當(dāng)達(dá)到額定壓力時(shí)，扭矩套上行，彈性承載爪自動(dòng)丟手。獨(dú)特的具有密封能力的對(duì)數(shù)滾子軸承設(shè)計(jì)，防止了介質(zhì)中的固相及巖屑進(jìn)入，實(shí)現(xiàn)了對(duì)滾動(dòng)體和軌道的保護(hù)。同時(shí)使用高強(qiáng)度耐磨材料和特種熱處理工藝，可使軸承抗拉強(qiáng)度達(dá)到2 100 MPa，壽命達(dá)到55 h。

3）研制出平衡式雙液缸，確保了無限級(jí)大排量循環(huán)?；趬毫ζ胶庠?，研制出具有平衡式雙液缸結(jié)構(gòu)的尾管懸掛器，突破了常規(guī)尾管固井工具尾管下入速度慢和中途循環(huán)泵壓受限的技術(shù)壁壘，實(shí)現(xiàn)了尾管在復(fù)雜條件下的快速下入，如果中途遇阻，也可通過大排量、高泵壓循環(huán)解阻，而又不致尾管懸掛器提前坐掛。其關(guān)鍵技術(shù)是平衡式雙液缸結(jié)構(gòu)，工作原理如圖1所示：尾管下入及循環(huán)過程中，2個(gè)液缸進(jìn)液孔與管內(nèi)連通，液缸壓力p1與p2相等，即液缸產(chǎn)生的推力F1與F2相等，由于作用力方向相反，液缸不發(fā)生運(yùn)動(dòng)，因此尾管下入遇阻而進(jìn)行大排量循環(huán)時(shí)懸掛器不受管內(nèi)壓力影響，從而實(shí)現(xiàn)無限級(jí)排量循環(huán)并避免提前坐掛；循環(huán)結(jié)束后，尾管進(jìn)行坐掛時(shí)，膠塞將2個(gè)液缸進(jìn)液孔隔離，管內(nèi)加壓使上液缸壓力p1高于下液缸壓力p2，即F1大于F2，上液缸推動(dòng)卡瓦運(yùn)動(dòng)完成坐掛。由于該尾管懸掛器在發(fā)生遇阻情況時(shí)，能夠?qū)崿F(xiàn)大排量循環(huán)解阻，尾管的下入速度提高50%以上。

圖1 平衡式液缸的工作原理Fig.1 The working principle of balanced cylinder

4）開發(fā)出高壓封隔器，保證了環(huán)空密封性能[17，21]。開發(fā)的膠筒組合型和金屬膨脹型頂部封隔器，大大提升了尾管懸掛器頂部封隔器的密封能力和長(zhǎng)期穩(wěn)定性。2類封隔器的密封壓力超過70 MPa，達(dá)到美國(guó)石油學(xué)會(huì)（API）V0級(jí)標(biāo)準(zhǔn)；同時(shí)，適用于腐蝕介質(zhì)環(huán)境。其中，金屬膨脹型頂部封隔器的膨脹套筒骨架采用可膨脹金屬材料，骨架硫化橡膠并采用支撐齒固定。坐封時(shí)，該封隔器膨脹錐體下行擠壓膨脹套筒骨架使其膨脹發(fā)生塑性變形，骨架橡膠隨之膨脹并密封環(huán)空；而且，該封隔器設(shè)計(jì)了鎖緊機(jī)構(gòu)，防止橡膠回退保證密封可靠性。橡膠材料耐溫達(dá)到204 ℃并耐H2S和CO2腐蝕。相比常規(guī)封隔器，頂部封隔器顯著提升了密封性能，并允許快速下入和大排量循環(huán)。

5）研制出牽制短節(jié)，實(shí)現(xiàn)了短尾管錨定[22]?；阱^定機(jī)構(gòu)的工作原理研制了牽制短節(jié)，解決了短尾管固井存在的丟手困難和丟手狀態(tài)不易判斷的問題。牽制短節(jié)位于懸掛器下端，懸掛器丟手后上提鉆具時(shí)牽制短節(jié)給懸掛器及尾管施加向下的牽制力，相當(dāng)于增大尾管重力，有利于丟手動(dòng)作的實(shí)現(xiàn)，并能通過指重表明確判斷丟手狀態(tài)。牽制短節(jié)依靠憋壓使其液缸產(chǎn)生下行運(yùn)動(dòng)，推動(dòng)其卡瓦下行楔緊在錐套與上層套管間隙，實(shí)現(xiàn)鎖定功能，從而限制尾管懸掛器及尾管向上移動(dòng)。牽制短節(jié)實(shí)現(xiàn)鎖定功能后，可再進(jìn)行正常懸掛器丟手、循環(huán)、固井作業(yè)。該牽制短節(jié)已進(jìn)行規(guī)?；瘧?yīng)用，極大地降低了短尾管固井的風(fēng)險(xiǎn)。

6）采用鎳基合金材料，提高了懸掛器在酸性介質(zhì)環(huán)境中的適應(yīng)能力。針對(duì)川東北地區(qū)、塔里木盆地油氣井富含H2S和CO2等酸性腐蝕介質(zhì)而對(duì)尾管懸掛器造成嚴(yán)重腐蝕破壞的問題，研制了具有抗腐蝕功能的雙防尾管懸掛器。該懸掛器本體采用鎳基合金，鎳含量超過50%并含有高比例的Cr和Mo，能夠有效抗H2S和CO2腐蝕，同時(shí)具有較高的機(jī)械強(qiáng)度，H2S和CO2的分壓均可達(dá)到3.5 MPa，耐溫205 ℃。該懸掛器的密封元件采用改性四丙氟橡膠，不但解決了腐蝕問題還降低了成本。四丙氟橡膠由于分子鏈飽和且不含活潑氰基，具有較好的耐H2S腐蝕特性，改性后機(jī)械強(qiáng)度得到提高，H2S分壓3.5 MPa、CO2分壓3.0 MPa，耐溫177 ℃，滿足了現(xiàn)場(chǎng)需求。雙防懸掛器的研制，突破了鎳基合金由于熱穩(wěn)定性好、硬度高、抗磨損等特性所帶來的加工難題，并研究出專用制造工具和配套加工工藝，形成了完整的抗腐蝕尾管懸掛器技術(shù)。

7）通過單元集成，實(shí)現(xiàn)了功能擴(kuò)展[17，21]。深層復(fù)雜井多種復(fù)雜工況同時(shí)存在，在解決重載尾管懸掛、復(fù)雜井眼尾管下入問題時(shí)，還要使尾管懸掛器適應(yīng)高溫、高壓、高含腐蝕介質(zhì)等工況條件。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)需求，對(duì)上述功能增強(qiáng)型懸掛器進(jìn)行組合，形成了具有2種或多種功能的懸掛器（功能集成型懸掛器）。通過模塊化設(shè)計(jì)，開展了內(nèi)嵌卡瓦、旋轉(zhuǎn)液壓丟手工具、耐高溫高壓尾管頂部封隔和高承載軸承等功能單元的集成研究，解決了多機(jī)構(gòu)耦合問題，創(chuàng)新設(shè)計(jì)了本體、丟手機(jī)構(gòu)和施工工藝，研制了多功能懸掛器（結(jié)構(gòu)如圖2所示）。同時(shí)，具備重載荷、大過流、旋轉(zhuǎn)下入、旋轉(zhuǎn)固井和超高壓環(huán)空封隔等功能。此外，可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)不同需求進(jìn)行機(jī)構(gòu)組合形成具有復(fù)合功能的懸掛器，如組合內(nèi)嵌卡瓦、旋轉(zhuǎn)丟手、軸承機(jī)構(gòu)形成內(nèi)嵌旋轉(zhuǎn)懸掛器，適應(yīng)深層、復(fù)雜軌跡井眼需求；組合內(nèi)嵌卡瓦、頂部封隔器機(jī)構(gòu)形成內(nèi)嵌封隔尾管懸掛器，解決了高壓地層尾管固井難題。

2.2 尾管固井技術(shù)對(duì)深層油氣勘探開發(fā)的支撐

尾管懸掛器技術(shù)的創(chuàng)新和發(fā)展，大大促進(jìn)了超深油氣藏和高溫高壓、高含硫化氫等復(fù)雜條件下尾管固井技術(shù)的進(jìn)步，保障了重點(diǎn)地區(qū)深層油氣勘探開發(fā)[22-26]：

圖2 多功能懸掛器的結(jié)構(gòu)Fig.2 The structure of multi-function hanger

1）助力順北油氣田開發(fā)建設(shè)。順北油氣田是中國(guó)石化在海相碳酸鹽巖油氣勘探的新發(fā)現(xiàn)，油氣儲(chǔ)量達(dá)到17×108t。進(jìn)入開發(fā)階段后采用了簡(jiǎn)化的井身結(jié)構(gòu)，二開井段需連續(xù)鉆穿新生界、中生界和古生界多個(gè)地層，給固井施工帶來極大挑戰(zhàn)。如順北1-6H井鉆遇厚度為414.00 m的火成巖發(fā)育的二疊系地層，裸眼段長(zhǎng)達(dá)4 469.59 m，下套管和注水泥過程中極易發(fā)生惡性漏失；并且，“大肚子”井段較長(zhǎng)，擴(kuò)徑率最大達(dá)到52.2%，嚴(yán)重影響頂替效率。順北油氣田采用了多規(guī)格不同型號(hào)內(nèi)嵌尾管懸掛器，并配套了耐溫180 ℃以上的固井附件，解決了超高溫條件下套管遇阻、環(huán)空憋堵等問題，為順北油田實(shí)現(xiàn)50×104t級(jí)產(chǎn)能提供了技術(shù)保障。

2）保障元壩氣田開發(fā)。元壩氣田是目前世界上氣藏埋深最深的海相酸性氣田，以超深水平井、超深大斜度定向井為主，垂深 6 600.00～6 900.00 m，完鉆井深7 500.00～8 000.00 m，井底溫度高達(dá)150 ℃。元壩氣田地層復(fù)雜，多壓力系統(tǒng)并存且存在異常高壓、超高壓；長(zhǎng)興組CO2平均含量7.5%，H2S平均含量5.14%；縱向上氣層分布眾多、氣水分布關(guān)系復(fù)雜；鉆井液安全密度窗口窄，漏失嚴(yán)重并且井壁穩(wěn)定性差，塌、卡、漏、噴嚴(yán)重，給尾管固井帶來極大挑戰(zhàn)。元壩氣田廣泛使用了封隔內(nèi)嵌卡瓦懸掛器，該懸掛器采用耐高溫橡膠密封組件、結(jié)構(gòu)可靠的坐封機(jī)構(gòu)，解決了使用常規(guī)懸掛器時(shí)易在固井重疊段發(fā)生的氣竄問題。封隔內(nèi)嵌卡瓦懸掛尾管封隔壓力70 MPa、耐溫超過150 ℃，實(shí)現(xiàn)了對(duì)重疊斷層的有效封隔，解決了重大固井難題。

3）推進(jìn)川西深層天然氣開發(fā)。川西地區(qū)中江、高廟區(qū)塊氣藏儲(chǔ)量豐富，但這些區(qū)塊構(gòu)造復(fù)雜，目的層埋藏深，斷層多，地層破碎，泥頁(yè)巖易坍塌、掉塊，井徑擴(kuò)大嚴(yán)重，“糖葫蘆”井眼普遍存在，地層壓力當(dāng)量密度達(dá)2.0 g/cm3以上。該地區(qū)尾管下入水平段后阻力非常大，曾發(fā)生了嚴(yán)重遇阻情況，部分井尾管未下至設(shè)計(jì)井深導(dǎo)致目的層漏封。該地區(qū)依靠平衡式雙液缸尾管懸掛器實(shí)現(xiàn)了尾管下入過程中的大排量循環(huán)解阻，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，尾管平均下入速度由常規(guī)懸掛器的250.0 m/h提高至426.9 m/h，提速超過70%。

4）實(shí)現(xiàn)潿洲WZ12-2油田降本增效。潿洲WZ12-2油田位于南海北部灣盆地潿西南凹陷東南斜坡帶潿洲12-8構(gòu)造脊上，斷層多、斷距長(zhǎng)，存在潿洲組泥巖井段和目的層段流沙港組二段的井眼失穩(wěn)問題，鉆井過程中常常遇阻和發(fā)生漏失。尾管下入遇阻、開泵循環(huán)壓力和排量受限、固井質(zhì)量不高是困擾該油田尾管固井作業(yè)的主要難題。該油田井眼軌跡復(fù)雜（如A平臺(tái)11口井，其井眼軌跡見文獻(xiàn)[24]），具有井斜角大、斜井段長(zhǎng)、尾管長(zhǎng)和狗腿度大等特點(diǎn)，進(jìn)一步增大了尾管固井作業(yè)難度。為此，采用了多功能旋轉(zhuǎn)懸掛器，尾管下入過程中通過旋轉(zhuǎn)管柱和循環(huán)解決了尾管遇阻和漏失問題，注水泥過程中實(shí)現(xiàn)尾管連續(xù)旋轉(zhuǎn)，最長(zhǎng)旋轉(zhuǎn)時(shí)間達(dá)60 h，有效提高了頂替效率。旋轉(zhuǎn)下尾管和旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)在潿洲WZ12-2油田累計(jì)應(yīng)用近60口井，成功率100%。

5）解決重點(diǎn)復(fù)雜井固井難題。研究開發(fā)的系列高性能尾管懸掛器，在川深1井、馬深1井、松科2井等高難度復(fù)雜井進(jìn)行了應(yīng)用，經(jīng)受住了井下復(fù)雜、惡劣工況條件的考驗(yàn)，表現(xiàn)出結(jié)構(gòu)可靠、性能穩(wěn)定的特點(diǎn)，并創(chuàng)造了多項(xiàng)施工紀(jì)錄，取得顯著的應(yīng)用效果和巨大的經(jīng)濟(jì)效益。如：防硫內(nèi)嵌封隔懸掛器在川深1井成功完成了三個(gè)開次的尾管固井，該井井深8 690.00 m、井底溫度186 ℃，是當(dāng)時(shí)亞洲陸上垂深最深井，懸掛器密封壓力達(dá)到70 MPa，創(chuàng)造了尾管空重2 767 kN的紀(jì)錄；耐高溫內(nèi)嵌尾管懸掛器解決了松科2井240 ℃環(huán)境下固井工具耐高溫、耐高壓的技術(shù)難題，松科2井是全球以白堊系為目的層的首口大陸科學(xué)鉆探井，完鉆井深7 018.00 m、井底溫度高達(dá)241 ℃，為國(guó)內(nèi)目前尾管懸掛器的最高應(yīng)用溫度。

3 尾管懸掛器技術(shù)發(fā)展方向

我國(guó)深層油氣資源主要分布于碳酸鹽巖、碎屑巖和火山巖。其中，深層、超深層碳酸鹽巖儲(chǔ)層主要位于塔里木盆地、鄂爾多斯盆地和四川盆地，是我國(guó)目前勘探開發(fā)的重要接替領(lǐng)域；深層碎屑巖資源也是深層油氣勘探的重要領(lǐng)域，當(dāng)前有庫(kù)車坳陷深層天然氣、四川盆地須家河組天然氣、準(zhǔn)噶爾盆地腹部巖性地層油氣等；深層火山巖具備規(guī)模成藏的基礎(chǔ)和條件，具有較好的油氣勘探前景，分布于準(zhǔn)噶爾盆地石炭系—二疊系、松遼盆地侏羅系—白至系、三塘湖盆地石炭系—二疊系、渤海灣盆地侏羅系—古近系等。

但正如上文所述，深層油氣勘探開發(fā)中的各種固井難題對(duì)尾管懸掛器技術(shù)提出了更高要求。盡管經(jīng)過這些年的科研攻關(guān)，取得了一系列重大進(jìn)展，但還存在很大的提高和發(fā)展空間，而且隨著油氣勘探開發(fā)不斷向深層、超深層發(fā)展，遇到的固井技術(shù)問題會(huì)越來越多、越來越難，因此尾管懸掛器技術(shù)還需要繼續(xù)研究、發(fā)展。筆者認(rèn)為，尾管懸掛器未來發(fā)展需要在完善目前功能增強(qiáng)型、功能集成型懸掛器技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合新材料、新工藝等新技術(shù)的發(fā)展，向結(jié)構(gòu)高可靠性、操作智能化和廣泛適應(yīng)性方向發(fā)展。

1）結(jié)構(gòu)可靠性更高。未來深層油氣勘探對(duì)尾管懸掛器抗高溫高壓性能、長(zhǎng)期有效密封性及結(jié)構(gòu)和性能可靠性方面提出了更高要求。獨(dú)立驅(qū)動(dòng)整體式懸掛器將是未來發(fā)展方向，該尾管懸掛器可將坐掛驅(qū)動(dòng)機(jī)構(gòu)與送入工具集成在一起，不再擁有液缸、密封通道和密封元件，懸掛器本體通過整體式結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)獨(dú)立于液缸的驅(qū)動(dòng)機(jī)構(gòu)，并采用整體金屬密封消除泄漏風(fēng)險(xiǎn)，能夠避免大排量、高泵壓下發(fā)生提前坐掛和提前丟手的風(fēng)險(xiǎn)，并且可以在后期高壓改造作業(yè)中正常使用。

2）操作更智能化。智能儀表技術(shù)的發(fā)展為提高尾管懸掛器操作可靠性提供了基礎(chǔ)，可將高性能傳感器、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)應(yīng)用到固井過程中，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)記錄懸掛器膠塞復(fù)合、碰壓等過程中的流量、壓力信息；微納米傳感器有望實(shí)現(xiàn)尾管下入和懸掛器坐掛、坐封、丟手等全過程的監(jiān)測(cè)。未來信息技術(shù)的應(yīng)用，將有效降低現(xiàn)場(chǎng)施工風(fēng)險(xiǎn)、提高智能化水平。

3）具有更廣泛的適應(yīng)性。深井、超深井尾管固井需要同時(shí)面對(duì)高溫、高壓、高含H2S和CO2的復(fù)雜情況，以及井眼不穩(wěn)定、固相含量高引起尾管下入困難等多重難題，單一功能的尾管懸掛器已不能滿足深井、超深井需求，尾管懸掛器需要向功能集成型和廣泛適應(yīng)性方面發(fā)展，以解決多種復(fù)雜井況并存的尾管固井問題。

4 結(jié)束語(yǔ)

我國(guó)尾管懸掛器技術(shù)經(jīng)過近40年的發(fā)展，歷經(jīng)了從無到有、從低端到高端、從中淺層向超深層和特深層、從實(shí)現(xiàn)基本功能向提高尾管固井質(zhì)量、從吸收引進(jìn)到走向技術(shù)創(chuàng)新的方向發(fā)展，目前已占據(jù)國(guó)內(nèi)市場(chǎng)并逐步擴(kuò)大國(guó)際市場(chǎng)，為保障我國(guó)深層、深海、海外復(fù)雜區(qū)塊的勘探開發(fā)做出了卓越貢獻(xiàn)。當(dāng)前，新材料、新工藝、新技術(shù)不斷涌現(xiàn)，為石油工程技術(shù)的發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。不斷吸收和融合制造、材料、信息和控制等方面的技術(shù)成果，并將其應(yīng)用于尾管懸掛器等井下工具，使其向集成化、智能化、信息化和實(shí)時(shí)化發(fā)展，是接下來努力的方向。期待通過這樣的努力和發(fā)展，滿足未來深層油氣勘探開發(fā)中更高的需求，從而支撐石油天然氣工業(yè)持續(xù)、健康、快速發(fā)展。