中国能源网讯 【论文摘要】 面对目前常规系列尾管悬挂器难以满足超长超重尾管的悬挂问题，提出了一种特殊的半坐半挂方式尾管悬挂工艺。现场应用也表明，此工艺很好地满足了超长超重尾管“挂得住”的基本要求。
【论文关键词】 尾管，悬挂器，半坐半挂方式，套管柱1 工艺的提出随着油气勘探开发工作不断向深部地层扩展以及现代科学技术的进步,深井超深井钻井技术不断提高，应用规模日益扩大。而这类井大多采用了非常规钻头和非常规套管系列的多开井身结构，为适应其特殊的井身结构和复杂的井下条件，尾管固井技术以其低风险、工程经济效益高、注水泥环空阻力较低且有利于改善套管柱轴向设计和再钻进水力条件等优势而得到广泛应用。
有些井甚至采用大尺寸、超长段尾管进行封固，以致悬挂器坐挂的额定负荷难以满足尾管悬挂要求。在使用现有的悬挂器系列条件下，面对超长超重尾管难以悬挂的问题，提出了一种特殊的半坐半挂方式尾管悬挂工艺。
2 坐挂原理半坐半挂方式是通过下压送入钻具使井底承受一小部分尾管重量，绝大部分尾管重量作用于悬挂器上的一种特殊的尾管悬挂工艺。半坐半挂方式尾管悬挂工艺能够很好地解决目前常规系列尾管悬挂器的坐挂额定载荷难以满足超长超重尾管悬挂要求的问题。
为了能够承受住尾管坐在井底后不至于压破地层导致尾管悬空甚至下沉，在完钻层位上应选择坚硬地层。3 工艺设计要求3.1 下压吨位的选择选择一个合适的下压吨位是此工艺的关键之一。
因为井底承受尾管重量过大，可能会导致悬挂器坐挂不牢甚至无法坐挂；井底承受尾管重量过小，又会导致坐挂时卡瓦打滑甚至涨破上层套管。在这里根据钻柱的回缩距进行优化选择下压吨位。
坐挂时钻杆回缩距计算式中:K-接头影响系数, 一般取0.850.95；L-送入钻具长度，m；E-钢材弹性系数, 2.059105MPa；F-送入钻具截面积, cm2；W-送入钻具承受拉伸负荷, N；W= W1+ W2W1-尾管浮重, N；W2-投球憋压时钻具附加负荷, N；D-送入钻具内径, cm；P-投球坐挂时所憋压力,MPa下压 回缩距计算式中: -钻具下压负荷, N3.2 套管柱下部结构优化设计优化套管柱下部结构设计是确保半坐半挂方式悬挂尾管实现成功固井的又一关键。因为按照常规套管柱下部结构设计会导致尾管下到井底坐底后，出现无法建立正常循环的现象。
在第一根套管上，距浮鞋1米的距离处开始沿套管表面向上以螺旋线型旋转一周，均匀地打出5个直径为20mm的孔，每个孔轴向距离约为30cm。以至于不会过度的降低套管强度，同时用于套管下到井底后能够建立正常循环。
使浮鞋（Float shoe）和1#浮箍(1#Float collar)之间的间距达到30m，确保浮箍(Float collar)安全和固井质量。尾管柱结构（Casing string）：浮鞋（Float shoe）+套管(Casing距井底1m打孔)×1根+套管(Casing)×2根+1#浮箍(1#Float collar)+套管(Casing)×2根+2#浮箍(2#Float collar)+ 套管(Casing)×1根+球坐（Ball seat）+套管窜(Casing string)+悬挂器(Casing hanger)+送入工具（Running tool）
