压裂施工砂堵后管柱异常解卡技术

摘要：文XXX井压裂施工过程中发生砂堵工程复杂。起出压裂管柱后发现部分油管脱扣，φ88.9mm平式油管×64根+整套卡封压裂工具落井，鱼顶为φ88.9mm平式油管接箍，采用对扣、打捞、憋压、洗井解卡措施，顺利完成解卡施工。

关键词：压裂砂堵、打捞、对扣、解卡、憋压、洗井

1 前言

该井是XXX断块一口落实沙二段含油情况，挖掘潜力的一口油井。钻完井日期2024年4月5日，完钻井深3050.0m，人工井底3048.75m；套管射孔方式完井。油层套管组合φ139.7mm×φ121.36mm+φ143.3mm×118.60mm+φ139.7mm×121.36mm×3050m；水泥返高1771.0m。射孔井段2921.8-2981.8m；层厚/层数：9.5m/8层。

2024年4月17日投产，泵深2404.76m，日产液0.85吨，产油0.25吨，含水70.7%，动液面2396m；累计产液55.54吨，产油13.38吨，严重供液不足。

2 基本情况

研究认为，目的层与西部断层距离为72m，与南部断层距离为75m，与东部断层距离为27m，与北部断层距离为163m。需通过压裂改造，扩大泄油面积，提升产能。

2024年7月31日搬上作业队伍，起出原采油管柱，通井刮削至3007.85m；下压裂管柱（自下而上）：φ93mm喇叭口+Φ73mm加厚新油管1根+Y221-110封隔器+φ110mm反循环洗井阀+Φ73mm加厚新油管2根+φ108mm安全接头+φ73mm×88.9mm变扣+Φ88.9mm平式油管76根+Φ88.9mm外加厚油管220根，封深2841.70m，验封30MPa合格。

3 井下复杂经过

2024年8月7日现场采用HQ2000压裂车组施工，用压裂液177.3m³，破裂压力72.2MPa，设计砂量22.6m³，当加砂8.6m³时施工泵压由58.6MPa↗72.0MPa发生砂堵，停泵；通过两次放井口压力至17.0MPa；重启泵注两次，最高泵压至77.0MPa解堵无效。

油套泄压；油管返出压裂液4.0m³后油管、套管无液体返出。用清水套管注入反洗井，泵入0.3m3后泵压0↗17.0MPa，观察泵压15min压力不降。泄压，上提油管悬重至490kN↘270kN，套管返液，判断解封成功；下放管柱坐油管挂，打开套管观察30min，溢流量为1.68m3/h。起油管挂+Φ88.9mm外加厚油管220根+φ88.9mm平式油管12根，末根带出油管公扣，检查发现公扣有轻微损伤，其余油管脱扣落井，鱼顶为φ88.9mm平式油管接箍（φ108mm）深度2213.76m。

4 复杂原因分析

4.1 压裂施工现场操作配合不当

采用在现场调配干粉聚合物一体化可交联滑溜水体系，在高排量的状态下压裂施工，现场配液人员与指挥操作人员配合存在时间差，压裂砂比提高快，压裂液性能不稳定且携砂能力差，造成压裂砂进地层时堵塞。

4.2 反洗井不及时

压裂施工发生砂堵后，井口放压解除砂堵不成功，没有及时倒管线通过反洗阀将油管内的压裂砂彻底洗出，造成油管放压后，套管反洗不通，错失了最佳洗井时机。

4.3 管柱质量检查不到位

入井前存在对油管清洗检查不彻底，丝扣检查不认真，未按要求标准扭矩上扣是造成这次解封时，未达到管柱抗拉强度就脱扣的主要原因。

5 采取措施

5.1 处理复杂工具选择

该井在2194.13m～2776.39m套管内径为118.62mm，鱼顶位于2213.76m，根据井下落鱼位置，实施外捞困难；因此，优先选择内捞工具。

5.1.1可退式打捞矛

LM-T105×76可退式打捞矛，是专门从落物内圆孔下入的打捞工具，它既可打捞不卡的落井钻具，也可打捞砂埋及小件落物钻具；由引鞋头、释放圆环、芯轴、圆筒卡瓦牙组成，打捞范围76mm～89mm，接头螺纹NC31，最大需用拉力440kN。

5.1.2倒扣打捞矛

DLM-105×76倒扣捞矛，综合了各种公锥、捞矛的优点；用于打捞解卡、无法解卡时倒扣，能安全脱开落物，还能进行循环洗井的一种内捞工具。由圆卡瓦牙、定位螺钉、限位块、花键槽、矛杆本体、上接头等零件组成。打捞范围76mm～89mm，最大需用拉力450kN，接头螺纹NC31。

5.2处理复杂方案

考虑压裂砂堵后井口溢流，管柱脱扣后，部分井筒内压裂砂随液体上返，由于密度差关系，在液体上升的过程，因上返速度小不能到达地面，造成压裂砂下沉或悬浮，沉淀压裂砂落入鱼顶以下油套环空，填埋压裂管柱及工具串。

根据以上判断，制定得出两种处理复杂方案：

（1）选用内捞工具打捞，若管柱不卡，则打捞成功后，直接起出井内落鱼；若管柱遇卡，可能存在捞上落鱼不能解卡或操作不当造成新的复杂，且施工周期不可预测；因此选用可捞可退式工具，避免事故复杂化的原则。

（2）卡封压裂管柱工具串，带有安全接头（投球液压脱手），虽起出最后1根管柱的丝扣有轻微损伤，但对扣可操作性成功率占90%以上；原管柱对扣能保证管柱内通径一致，也能在对紧扣成功后，通过活动管柱解卡、连续油管冲砂，油管投球丢手等多种措施，最大化起出井内卡点以上管柱，降低施工劳动强度；若顺利解卡可利用原管柱进行洗压井确保井控安全。

5.3 处理复杂经过

5.3.1下可退式打捞矛

下可退捞矛，至鱼顶2m～3m处冲洗鱼顶打捞成功，上提最大负荷500kN活动解卡，历时24h未解卡。因该工具无法倒扣，管柱下击，旋转退出工具，起出检查工具完好。

5.3.2下倒扣打捞矛

下倒扣捞矛，捞获落鱼后，最大上提负荷活动解卡500kN，历时22h多次操作未解卡；根据洗井返出液情况及测出卡点判断，鱼顶附近无沉沙，为减少倒扣带来的下部鱼顶复杂，退出工具，决定采取原管柱对扣方案。

5.3.3下短节原管柱对扣

下φ88.9mm×0.53m平式油管短节+φ88.9mm平式油管10根+φ88.9mm加厚油管223根，方入1.45m对扣成功，试提管柱负荷250kN↗500kN，洗井油套不连通。

反复活动管柱，水泥泵车配合套管憋压18～20MPa。活动历时12小时，期间管柱整体上移25m后，成功解卡，洗压井，起出全部压裂管柱及工具。

6 结论与建议

6.1结论

（1）压裂施工中，砂堵现象是常见的一种井下复杂类型。在遇到井下复杂故障时，预防砂堵预案十分重要，能正确应对施工中发生的各种异常情况。处理井下复杂过程中，应在可控范围内，采用“先易后难”的处理原则。

（2）该井用对扣方式处理井下复杂。工艺简单，能够采取多种配套解卡措施，如套管憋压渗流迫使反循环阀打开、油管内连续油管冲砂、射工程孔清理油套环空、投球丢手安全接头等一系列措施。相比倒扣、套铣、打捞减少了处理复杂施工周期10-15天，也降低了各种工序带来的安全风险和施工费用。

6.2建议：

（1） 进一步加强压裂现场操作人员的沟通默契程度，做好各种异常应急预案，针对不同的异常故障，应对措施得当，从技术方面降低复杂事故的发生率。

（2）要认真检查入井工具、油管及附件，做好探伤、试压工作。不合格的管材及附件，严禁入井。

（3）在今后的工作中遇到类似鱼顶完好复杂故障井，优先选用原管柱对扣的方法进行处理，不仅能够降低施工风险还能进行多措施实施。

参考文献

[1]白玉，王俊亮主编，井下作业实用数据手册，北京：石油工业出版社，2007

[2]万仁博，罗英俊主编，采油技术手册（第五分册）[M]，北京：石油工业出版社，1988.9

[3]聂海光，王新河主编，油气田井下作业修井工程[M]，北京：石油工业出版社，2002

作者简介：

李志超，男，助理工程师，2021年毕业于中国石油大学（华东）油气开采专业，长期从事研究采油管理及井下作业修井工程技术工作。