0 引 言

目前，Ø177.8 mm水平井筛管顶部固井免钻塞完井工艺得到了广泛应用，在保护套管、固井质量及缩短完井周期等方面显示出巨大优势，并且应用比例逐年增大。完井附件在作业过程中由于不受钻磨的影响，使用寿命大大延长^[1]；完井管柱内通径大且内表面光滑通畅，保障了酸洗及砾石充填作业工艺的顺利实施^[2]。单井平均减少作业时间24 h，大大节约了完井成本。现场已成功应用800余口井，满足了石油开发过程中长效开发和成本控制的需求。

然而，Ø139.7 mm筛管顶部注水泥工艺完井工具却因应用井深打捞力大、小尺寸打捞管柱抗拉能力有限、内通径小及结构尺寸受限等因素，成为完井工具研究的瓶颈。针对这一问题，胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院研制了Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具，完善了免钻塞完井技术，并对工具进行了现场应用。现场应用结果表明，Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具缩短了钻井周期，提高了工艺成功率，具有显著的经济效益和社会效益。

Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具主要由内管、外管以及下部封隔器总成3大部分组成，其结构如图 1所示。

1—上外套；2—锁块；3—碰压套；4—打捞筒；5—循环套；6—充填套；7—关闭套；8、10—剪钉；9—球座；11—内中心管；12—下接头。 图 1 Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具结构图 Fig.1 Structural schematic of free drilling plug tool for cementing at the top of Ø139.7 mm screen

图选项

内管由打捞筒、碰压套、充填套、球座和内中心管组成；外管由上外套、循环套和关闭套组成；内管与外管由锁块连接，固井替浆作业结束时，胶塞碰到碰压套上，推动碰压套下行，解除对锁块的束缚，内外管脱离。候凝结束后，内管用打捞矛打捞出来，外管与套管相连，和下部封隔器总成一起留在井里。

将Ø139.7 mm免钻塞工具按设计要求连接，下到井下预定位置，投球落到球座位置，升压10 MPa胀封下部封隔器，封隔器胀封完毕后，继续升压至18 MPa，球座与功能套连接的剪钉剪断，球座下移，打开循环孔，开始循环钻井液，循环完毕后固井。注完水泥浆后，投胶塞替浆，胶塞进入打捞筒后，带动碰压套下滑，直至充填套碰压，此时在压力的作用下关闭套与循环套间的剪钉剪断，关闭套下行关闭循环套上的循环孔。由于碰压套下行解除了对锁块的束缚，内、外管脱离，无附加打捞力，候凝结束后，下打捞矛至打捞筒位置，捞住打捞筒上提，连同内管一起捞出，实现Ø139.7 mm水平井筛管顶部固井免钻塞工艺。

(1)在球座设计上，下套管过程中若有遇阻或其他复杂情况，可以开泵循环，确保套管安全下入^{[3, 4]}，且下套管过程中不用灌浆，避免灌浆不及时反向压差引发的循环通道提前打开的风险。

(2)在工具设计上，碰压后工具内管和外管完全脱离，附加打捞力为0，减小了打捞力，满足Ø73.0 mm打捞管柱抗拉力小的特点。

(3)工具采用双封隔胶筒模块设计^[4]，可采用压缩金属笼式封隔胶筒或水力扩张式充填封隔胶筒，提高工具对井径和岩性的适应性，防止筛管内漏水泥事故。

(4)内管全为铝合金材料，可钻性强，而且内套具有防转结构^{[5, 6]}，打捞不成功可轻松下钻钻除。同时，打捞筒与内管下部结构为反扣连接，如打捞后无法脱手，可正转倒出打捞筒，然后下钻将下部结构钻除，降低施工风险。

Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具总长6 m，胶筒长1.2 m，最大外径190 mm，封隔器开启压力9 MPa，关闭压力10 MPa，循环孔打开压力14~16 MPa，循环孔关闭压力为套管外水泥浆压力与套管内钻井液压力差再外加7 MPa。

Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具内管的加工材料为铝合金，屈服强度为325 MPa。整个内管结构中最关键也是最薄弱的零件即为循环套，工具设计完成后，用Solidworks软件对循环套进行了应力分析，模拟将循环套底端固定，顶端分别施加600、700和800 kN的拉力，分析其应力，结果如图 2所示。

图 2 循环套受不同拉力下的应力云图 Fig.2 The stress distribution of the circulating sleeve under different tensions

图选项

由图 2可知，应力最大值在循环套上部螺纹底端的位置，施加700 kN拉力时，应力最大值为299 MPa，小于屈服强度；施加800 kN拉力时，应力最大值为341 MPa，大于屈服强度，因此Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具内管在打捞时，理论上可承受700 kN以内的拉力。

Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具设计完成后，按照现场工艺施工过程进行了室内试验，检验了该免钻塞工具的可行性及可靠性。具体的试验步骤如下：

(1)根据设计图纸，组装Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具；

(2)将组装好的工具放置在试压区域，连接好接头及试压管线，试压5 MPa；

(3)投球，开动试压泵，压力达到9 MPa时下部封隔器开始坐封，继续升压至10 MPa，稳压2 min，泄压，封隔器胶筒不回缩，证明封隔器进液孔已关闭；

(4)继续升压至16 MPa，循环通道开启；

(5)拆下试压接头，装入胶塞后安装好试压接头；

(6)开泵升压至7 MPa，关闭套上剪钉剪断，关闭套下行，循环通道关闭；

(7)利用打捞矛打捞内管。

试验结果显示，封隔器胀封可靠，循环通道开启和关闭压力均正常，室内试验结果符合设计要求，满足现应用要求。图 3为工具打开循环孔时的照片。

图 3 Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具试验照片 Fig.3 Photo of testing of free drilling plug tool for cementing at the top of Ø139.7 mm screen

图选项

根据Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具的技术特点，配套了完井工艺，设定了工艺流程。工艺流程具体如下：

(1)下钻通井，确保完井管柱安全下到位；

(2)下入完井管柱；

(3)管柱到位后，开泵循环；

(4)循环正常后投球；

(5)用水泥车加压，胀封封隔胶筒，稳压时间3 min；

(6)继续加压，打开注水泥循环通道，循环；

(7)按照设计要求固井；

(8)投胶塞顶替，碰压，压力比循环压力高7~8 MPa；

(9)关井口候凝3~4 h；

(10)下打捞矛打捞；

(11)打捞成功后，电测固井质量；

(12)下钻通井至人工井底。

胜利油田大81-平4井完钻井深2 778 m，水平位移456 m，最大井斜角92°，井身结构如图 4所示。按照油藏及地质设计要求，该井采用打孔筛管顶部固井、完井工艺，即筛管与顶部套管用封隔器分段，完井施工时，先胀开封隔器，然后打开分级箍对上部井段固井，候凝结束后，下钻头将碰压胶塞及盲板钻除。由于该井分段位置在水平段中部，钻盲板时极易出现钻塞时间长、钻穿套管和卡钻等问题，所以采用Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具来代替常规的分级箍、封隔器和盲板，施工结束后无需钻塞，直接将内管捞出即可，从而缩短钻井周期，保护套管，延长油井寿命。

图 4 大81-平4井井深结构图 Fig.4 Wellbore program of Well Da 81-Ping 4

图选项

管串结构：引鞋+套管1根+筛管串+套管1根+筛管串+套管1根+免钻工具+套管串，

免钻塞工具按设计要求下到位后，投球，开泵将球送到球座位置，升压到10 MPa，稳压3 min，继续升压至12 MPa，稳压3 min，确保封隔器胀封，继续升压至18 MPa，循环通道打开，循环2周后开始固井，固井过程顺利，泵入水泥50 m³。顶替时泵压10 MPa以内，碰压时压力达到20 MPa，泄压无回水，关井候凝。

下小钻杆打捞过程顺利，无遇阻显示，打捞矛下到打捞筒位置时扭矩变大，上提500 kN(正常悬重360 kN)未解，下压200 kN做好标记，继续上提600 kN拉力释放，确定已经捞住内管，随即起钻，起钻过程无遇阻显示，最终免钻内管完整打捞出来。

Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具下入、投球、胀封、固井和打捞等过程均按照设计完成，并达到了预期目标。这说明工具的结构设计以及施工工艺符合现场施工要求，但若要批量推广该工具，还需要进行多口井的试验，并及时对工具进行优化，使其更加成熟。

(1)Ø139.7 mm筛管顶部固井免钻塞工具的研制成功有效解决了常规Ø139.7 mm筛管顶部注水泥工艺中极易出现的钻塞时间长、钻穿套管及卡钻等诸多问题，缩短了钻井周期，提高了工艺成功率，具有显著的经济效益和社会效益。

(2)应用该工具时，下套管可循环，内管材料可钻，捞不出时可倒扣，提高了施工的安全性；且工具打捞时内、外管已脱离，大幅减小了打捞力，提高了打捞成功率，适应Ø139.7 mm套管打捞管柱抗拉力小的特点。

(3)工具在大81-平4井现场试验的成功，并不能说明工具即可成熟应用，建议继续进行现场试验，并对工具进行优化改进。