水平井压裂砂卡钻具打捞初探

水平井压裂砂卡钻具打捞初探

随着水平井的大规模施工，压裂过程中砂卡在所难免，水平段打捞难度大。根据靖安项目部今年两口水平井砂卡钻具的打捞作业，结合水平井打捞难点分析，针对打捞工具的选择和工艺的完善进行了探讨，为以后的水平井打捞作业提供一些思路。

标签：水平井；打捞；探讨；砂卡

1 概述

随着长庆油田的迅速发展，水平井的数量不断增加，由于工具、操作等原因造成压裂钻具砂卡事故，受水平井打捞工具、工艺不健全的影响，其打捞难度大于之前直井打捞。靖安项目部今年通过对现有工艺的借鉴和打捞工具的加工完成了两口水平井的打捞，对水平井打捞技术进行了初步的探索。

2 打捞施工

2.1 采用套洗、倒扣、对扣打捞

2.1.1 关平22-5井：人工井底3290.48 m，水平段88

3.0m

事故经过：关平22-5井第二段（3038.0m、3058.0m）喷射后压裂时，排量3.0m3/min，最高油压在56.6MPa，排量降至1.6m3/min替砂，待套管砂子干净后，降排量至 1.4m3/min后压力稳定，关闭旋塞。破压正常，油管破裂压力35.9MPa，套管破裂压力17.8MPa。提油管排量至 2.0m3/min，提套管排量至4.0m3/min后，油管压力34.3MPa，套压压力33.1MPa。以5%的砂比打段塞，砂子进地层后压力正常。注完前置液后，正常开始加砂，加砂至48m3时，压力突然上涨造成砂堵。

图1 第二段压裂施工曲线图

落井钻具结构（图1）：TDY-118全闭式封隔器（集成导向丝堵+弹性扶正器+眼管+封隔器+单流阀+平衡阀）+伸缩补偿器+单流阀+下喷射器（4﹡6.3mm）+2 7/8”外加厚倒角油管（根据簇间距离而定）+上喷射器（4﹡6.3mm喷咀）+1根27/8外加厚倒角油管+KSLAJ-108液力式安全接头+27/8外加厚倒角油管（水平段）+2 7/8外加厚油管至井口。

图2 掉落钻具结构图

2.1.2 工具分析

前期采用倒闸阀正冲，油管注入液氮57.0m3遇阻，（悬重40-45kN）上提下放活动钻具近590次，均无效。该井压裂采用TDY-118全闭式封隔器，前几套钻具起出后出现胶皮基本上完好无损。考虑到下面已卡死，采用套洗、倒扣器将它倒开后分别打捞。

2.1.3 施工过程：采用φ116mm套洗筒+1m反扣钻杆短节+倒扣捞矛（进入井斜45°以下至水平段，采用可退式捞矛）进行打捞，要求带安全接头，进行大排量正冲，捞矛拉力不超过20吨条件下，短时间以内上下活动钻具，无效后采取动力水龙头进行倒扣。

套洗前进行了四次井筒内油管倒扣，累计倒出27/8〞油管146根。

①上提钻具负荷25kN，用液压钳倒扣43圈，钻具悬重由25kN降至14kN，起出27/8〞油管129根。使用27/8〞提放式倒扣捞矛+27/8〞反扣钻杆钻具，用地面动力水龙头进行倒扣3次，分别倒出27/8〞油管10根、3根、4根，共倒出27/8〞油管17根。

②进行油管对扣、正反冲、活动钻具解卡。第八次套洗过程中，返出液体无砂量后，在鱼头处进行油管对扣（下27/8〞油管243根）。采用连续套洗筒共进行了8次套洗，套洗完成后，使用27/8〞反扣钻杆+27/8〞倒扣捞矛分别进行了11次倒扣，上提钻具正常悬重24kN，下方拉力至12kN，正转管柱11圈，上提钻具悬重28kN，对扣成功；卸井口，起出井内油管，TDY水力喷射体积压裂钻具一套。（见图1）

图3 套洗、倒扣钻具入井图

2.2 采用内切割井口短节、倒扣打捞施工

2.2.1 庆平51井：人工井底2886.5m，水平段575.0m

事故经过：庆平51井对第二段（2756.0、2771.0m）进行重复压裂施工，油管破裂压力56.1MPa，工作压力31-34MPa，工作排量3000-6000L/min，停泵压力12.9MPa。压后整个放喷过程有少量砂子溢出。活性水65m3反冲，排量600L/min，泵压5MPa，返出水量65m3，冲至出液无砂粒，上提井口遇阻，拉力至40kN，井口上下法兰面基本不分离。

落井钻具结构（图1）：27/8”外加厚短节4m+27/8”外加厚油管4根至井口+油管变径接头+31/2”外加厚油管194根+油管变径接头+27/8”外加厚倒角油管81根+安全丢手+27/8”外加厚倒角油管1根+大通径K344-112封隔器+27/8”外加厚

短节3m +27/8”外加厚倒角油管5根+大通径K344封隔器+27/8”外加厚短节2m+27/8”外加厚倒角油管7根+大通径导压喷砂器+大通径K344封隔器+丝堵。

图4 井内钻具结构图

2.2.2 工具分析

前期采用上提井口悬重45kN，上提18次无效。活性水反冲，挤酸、套管打液氮、倒抽汲绳，用加重钻杆试通油管82m遇阻，判断油管变形，倒绳，等措施、管内钢丝作业打铅印至82m遇阻，起出铅印检查痕迹，铅印两侧内陷，底部无变形，分析油管变形。该井压裂采用双封单卡易导致下封隔器负压不解封，压裂施工前一直灌井筒，但由于地层能量亏空厉害，通过人工灌井筒的方式难以有效地补充地层能量。考虑到下面已卡死，采用倒扣器将它倒开后分别打捞。

图5 起出铅印图

2.2.3 施工过程

采用φ116mm套洗筒+1m反扣钻杆短节+倒扣捞矛（采用可退式捞矛）进行倒扣打捞。

倒扣：下φ73mm油管带倒扣工具组合至鱼头，施加1.5kN左右的负重，开泵，排量600L/min左右，泵压6.0MPa，历时50s。上提6根再下放重复一遍后，起钻验证。通过倒扣，成功打捞出起出加厚油管81根+安全接头+73mm油管1根+k344-112封隔器+短节1根+73mm油管5根+中封隔器+短节1根+73mm油管7根+导压喷砂器+下封隔器+丝堵。（图6）

针对压裂施工的水平井，瞬间砂堵，水平段砂子铺满较多、较快，入窗点以上直井段存在砂子堆实，正冲循环不通，无法将环空砂子（混砂液）返出地面。老井改造重复压裂的水平井，地层能量亏，压裂结束后产生负压，油套压力差不能很好的消除，导致下封隔器不能很好的解封，且受到封隔器胶皮的影响。采用公锥造扣抓获后无法上提，分析钻具下部已完全埋实，且油管严重变形，而造扣产生的2-4扣连接无法承担活动解卡时的上提力，只有将钻具进行倒扣拆分后分别捞获。

之前认为下井管柱在水平段和斜井段内贴靠在井壁底边，管柱与套管内壁发生多点接触，受摩擦面积大、管柱弯曲等因素影响，导致倒扣打捞等操作不能进行旋转，不容易加压等问题。我们使用螺杆钻和倒扣器搭配使用的组合，通过油管连接送入井中，由捞矛捞获落物，通过动力水龙头（转盘）先进行倒扣作业，倒扣前合理计算卡点，倒扣时上提拉力大于原管柱悬重3-5kN。根据每次起出油