Eneva公司正在扩大其陆上钻井业务。该公司还持有亚马逊盆地几个勘探区块的经营特许权，经营着Azulão油田的业务，该油田于2021年9月开始了商业性生产。    Azulão油田的成功运营很大程度上受到了利用单孔小井眼技术的影响，这是Eneva公司于2016年底在Parnaiba盆地开发的一项技术。Eneva公司利用单井眼井实施了一项重大的跨越式变革，将天然气生产货币化，获得了巴西陆上能源开发前所未有的运营绩效和效率水平。在亚马逊盆地2021-2022年油井施工中，Eneva公司展示的一项关键技术就是半紧凑型井口系统。作者在此就描述一下该设备的主要设计特征，以及巴西陆上油井作业首次安装使用的应用效果。
机遇识别在经历了一段困难和预算有限的市场条件之后，巴西陆上石油和天然气市场前景有望利用新的增长机遇，这对运营商和服务公司来说都是一个有吸引力的转变。因此，为了保持竞争力，各公司通过利用创新技术和成本优化措施来追求新的绩效基准和运营效率，这对企业来说将是至关重要的。   

预见到亚马逊盆地油井建设活动的潜在增长，一家服务公司与Eneva公司密切合作，为一口三段制的单井眼井推荐了一种新的额定压力为5k级的井口系统。它并不是迄今为止被行业广泛使用的全紧凑型井口系统。更新后的设备更细小，更具成本效益。被称作RTO3井口，该井口最初在4口井进行了现场测试，以衡量与施工期间也在使用的传统的四通井口系统相比较的成本效益和收益。    此外，两家公司之间的合作是为了传授知识，以便Eneva公司的井场施工人员能够了解操作的复杂性，以最少的技术支持，安全执行RTO3井口的设备安装。

RTO3技术的设计与开发Eneva公司采用的单井眼结构由三段组成，见图1（亚马逊盆地Azulão油田单井眼井设计）。 鉴于地表位置的限制（迫于该地区偏远、独特的景观特征），设计为定向钻井，以 6 1/8-in.孔径柔性“S”形剖面结束生产井段，这是由整个区域已知的形成趋势自然提出的。图2（RT03井口组件）显示了单井眼井RTO3井口的堆叠组件，组件包括：1）着陆底座；2）11-in.的主井口壳体；3）7 1/16-in.的油管头四通。图1图2

顶部井眼施工一旦钻完12 1/4-in.井段后，拆除20-in.导体延长部分和泥浆返出管线，割掉圆井基底上方约5 ft的导管。然后，预先设置一个两段着陆的底座，见图3（着陆底座）。不过，在下9 5/8-in.表层套管时底座仍保持解锁或开着的位置，避免套管扶正器穿过时对上部12-in.的开口产生不必要的干扰。图3    为了更安全地进行作业，事先准备必不可少。11-in.主井口的外壳有一个下部扶壁螺纹盒连接，与按安装顺序下入的最上端的9 5/8-in.接头相连接。同样，井口壳体RT（running tool安装工具）与9 5/8-in.着陆接头相连接。之后，RT与井口外壳相连接，再将两个连接件拧紧。着陆接头与RT连接本身没有干扰，因为后者是一个由扭矩环固定的反扣连接，拧紧着陆接头后将扭矩环拆除。最后，两个接头在反扣RT连接处被拆解，然后放回管架。    

套管柱接近井底时，着陆接头回连到井口壳体，作业人员将着陆底座锁定在导管上，然后套管柱着陆，见图4左（井口壳体就位）。两个2-in.的LP公牛塞和闸阀连接到侧端口，固井作业返出的流体直接送至圆井。顶板有几个2-in.的孔，允许通心粉管通过，如果有必要执行顶部作业。  

此外，RTO3井口有一套应急机制，以防表层套管无法到底，见图 4右（井口壳体坐于应急滑锁适配器）。对于这种意外情况，在套管固井和水泥候凝结束后，9 5/8-in滑锁适配器与井口壳体下部扶壁螺纹相连接，落在底座上，进行压力测试和相应地固定。 图5    一个单独的11-in.顶部法兰快速连接件用来连接钻机的防喷器堆叠体，见图5（带防喷器的RT03井口快速连接）。该部件从关键路径连接到防喷器，是一个通过锁紧螺栓的下连接，将其固定在 RTO3 井口的壳体上。而且，由于防喷器在关键路径上也经过了功能和压力测试，因此在安装防喷器/快速连接组件之前，可以立即设定好磨损衬套，并将其锁定到位。

技套井段施工一旦钻完8 1/2-in.井眼，就需要事先对井口部件做一些准备。首先，带有下部扶壁螺纹盒连接的心轴式套管悬挂器，与按安装顺序下入的最上端的7-in.接头相连接。同样，套管悬挂器安装工具与7-in.着陆接头相连接，见图6左（套管悬挂器着陆）。在套管悬挂器上方放置了一个扭矩工具，RT着陆接头与扭矩工具相连接，两个连接件都按规格进行扭矩上紧。着陆接头与RT连接本身没有干扰，因为后者是一个由扭矩工具固定的反扣连接，在上紧着陆接头后将其拆除。    

最后，两个连接件在反扣RT连接处被拆开，然后放回管架。套管柱接近井底时，着陆接头回连到套管悬挂器，落在主井口的壳体内。计划有足够大的大鼠洞，使7-in.套管能安全放置。一旦套管悬挂器安装工具被回收后，下一步就是设置11-in.套管悬挂器的封装，见图 6中（套管悬挂器封装设置）。采用与紧凑型井口设备类似的程序，包括清洗封装设定区域和设置封装，使用5-in.厚壁钻杆上的专用安装工具。作为应急，如果7-in.套管未能到达预期的设定深度，那么在固井候凝之后，利用一个滑动式套管悬挂器，RTO3井口能提供设定套管的替代方案，见图6右（滑动式套管悬挂器应急装置）。下一步就是安装油管头四通 ，采用一个 7 1/16-in.5k级额定压力的顶部法兰连接。油管头四通坐在11-in.的主井口壳体内，通过上紧法兰螺母固定到位，图7左（安装油管头四通）。

图6生产井段施工一个与Eneva公司单井眼井井口设计相关的内容就是在钻6 1/8-in.生产井段之前需要安装7 1/16-in.油管头四通。因此，Web NE服务公司还必须加工出合适的耐磨衬套以及安装/回收工具。一旦完成裸眼段测井程序，下一步就是包紧3 1/2-in.生产油管，并用水泥将其固定到位，见图7右（生产油管套件）。除了考虑安装一个地面控制的地下安全阀外，还有一些与井口相关的施工活动，直到常规的采油树安装完毕。

图7实施和效果与传统的四通型井口相比，RTO3半紧凑型井口系统所获得的关键的时间缩短主要是省去了7-in.套管施工作业后固井水泥候凝的时间、圆井层面的人工作业（如：安置套管在滑道上、减少人员暴露和确保安全操作等），以及利用快速适配器灵活快速地进行防喷器操作。    

图8（采用RT03井口缩短作业时间）描述了每口井井口和防喷器相关作业与时间的关系。从2号井开始，RTO3井口连续安装完成了4口井，与传统的采用四通型井口的1号井相比，平均时间缩短了约9小时，后者可以从现有的材料库存中获得。时间的缩短足以抵消RTO3井口最初的较高成本，抵消率达27%。图8    对于未来RT03井口的应用，该团队将采取一些额外的措施，更好地做好设备准备。例如，在设备准备阶段，Web NE服务公司将交付所有RTO3井口的配套组件以及心轴式套管悬挂器，完全组装好各自的套管接头，为每个组件提供两套安装工具，已经准备好的定制长度的着陆接头，见图9（RTO3井口壳体组件：基础系统，左图单井眼井配置；右图多系统配置）。这些措施将减少每口井4至5小时的钻机时间。

图9机遇和前进的道路Eneva公司通过引入适合用途的技术方案和运营效率，接受了亚马逊盆地技术和后勤的挑战。相关的建井优化仍将是进一步促进其油藏对线模型的实际应用，也是实现巴西最北部地区能源增长和效益价值的重点工作。从一开始，半紧凑型RTO3井口系统的开发就是运营商与Web NE服务公司之间合作努力的结果，证明其为单井眼井采用的井口系统是合理的，最终降低了施工成本。因此，双方又签署了一项新的合作协议，意在扩大整个2023年油井施工的供应范围。这个成功的案例无疑引起了当地陆上油井施工其他参与者的关注。因此，Web NE服务公司 RTO3概念开始演变为一个完全可配置的系统，以满足其他油井施工架构和应用的需求，从而为其广泛的推广使用铺平道路。