复杂落物打捞工艺在中1H井的应用

【摘要】2005年2月钻至5851.00m完钻，完钻层位：奥陶系鹰山组。水平段长：467m，最大井斜：87.74°，方位：299.97°，水平位移547.85m°中1H井井身结构为：244.5min×3899.82m+悬挂177.8mmx3375...

摘要：中1h井是中石化西部新区在塔里木盆地部署的一口重点评价井。在酸化时，RTrS封隔器被卡不能解封，倒扣丢入井内，打丢手投产。作业打捞丢手时导致钻杆5根2-7/8落井，注灰封井。由于勘探开发部署需要修复中IH井，对周边探井提供试油资料。在修井过程中，采取钻塞、连续套铣打捞、震击解卡、冲洗等工序，捞出井内全部落物。为该区块的勘探、试油资料的录取打开了通道。

关键词：中IH井；打耢钻杆；打捞RTTS封隔器；震击解卡

中图分类号：TE28　文献标识码：A　文章编号：1009-8631(2010)05-0046-02

中1H井位于塔克拉玛干沙漠腹地塔中隆起塔中10构造带西段卡塔克1区块5号断背斜构造高点。钻探目的是利用水平井技术探测奥陶系鹰山组碳酸岩储层横向变化规律，落实储层的液性及产能，为储量计算和经济开发中1井区油藏取得依据。中1H井是在中1井基础上部署的开窗侧钻的水平井。

一、基础数据

2005年2月钻至5851.00m完钻，完钻层位：奥陶系鹰山组。水平段长：467m，最大井斜：87.74°，方位：299.97°，水平位移547.85m°中1H井井身结构为：244.5min×3899.82m+悬挂177.8mmx3375.26-5269.37m+悬挂127.0mm×5118.61-5190m+裸眼段5428-5851m。

中IH井的修复，为卡塔克1区块下一步目标评价资料录取开辟了通道。打开中原油田西部新区油气勘探的道路，为中原油田区块勘探战略接替区创造了条件。

二、井下情况简介及分析

该井在前期酸压、打捞中，共落人井内二级落物：一级为RTI'S封隔器酸压管柱；一级为2―7/8反扣钻杆5根+丢手封隔器。

1，RTTS封隔器酸压管柱

具体井下落鱼(自上而下1为：变扣+油管2根+7"RTI'S封隔器+油管33根+筛管2根+电子压力计2只+φ100mm导向头。落物长度342.58m，鱼顶深度为5071.23m。

卡钻原因及风险分析：本次酸压管柱解封时遇卡，①井口瞬间出口压力过高107.8Mpa，致使水力锚受力过大，造成牙块嵌入套管壁内。无法正常回收。②封隔器在井下时间座封时间过长。在井下高温高压的作用致使封隔器胶皮炭化无法回收，从而导致卡钻。③压井液不干净，封隔器长时间在井内，杂质沉淀至封隔器上部，造成无法解封。

RTIS封隔器酸化后上提1300KN不能解封。是水力锚矛牙不能回收或胶皮在井内时间过长碳化造成卡钻，打捞倒扣时尾管可能脱扣落人裸眼内造成下步打捞困难或无法打捞。只能采取用高效磨鞋把矛牙、胶皮部位磨掉后，再下工具进行打捞。

2.2-7/8反扣钻杆5根+丢手封隔器

具体井下落鱼f自上而下)为：2-7/8反扣钻杆5根+5-1/2”沉淀杯+5”变扣接头+双滑块捞矛+丢手+Y441-150封隔器+2-7/8”油管2根+筛管+丝堵+压力计托筒。鱼顶深度为4994.67m。落鱼总长，79.56m。鱼顶为2-7/8反扣钻杆接箍外径中φ112mm。

卡钻原因及风险分析：Y441-150封隔器虽然解封。但卡瓦牙未完全回收，造成现场打捞过程中始终有遇卡显示。打捞时下双滑块捞矛，造成打捞住落物后，无法脱手，只有倒扣起钻，致使井内落物增加5根钻杆。

落物可能是沉淀杯卡或封隔器上脏物卡，沉淀杯卡需套铣处理，封隔器卡无法内捞仍需套铣处理。但采取连续套铣管7”套管内套铣存在套铣管过长且与套管内壁间隙小，泵排量达不到碎屑上返速度而导致再次卡钻的危险。

3.注灰塞周期超过180天，井内有可能存在一定的含有H2S的，压缩气体，钻塞期间可能会发生突然井涌或井喷。钻塞施工时应注意做好防喷、防顶、防硫化氢中毒等工作。

4.井斜大、井径结构复杂；最大井斜87.74°，井深5851m，组合钻具悬重达到100吨，增加了施工难度，本井生产套管结构为9-5/8”套管+7”套管+5”套管+裸眼井段，给磨套铣产生的碎屑上返带来难度。极易造成卡钻事故。

5.井内含H2S有毒气体，给正常施工带来危险。

6.冲洗水平裸眼段，在冲洗过程中容易发生井壁坍塌，埋管柱，导致冲洗管住被卡而无法处理，使井报废，无法修复。

三、设计施工方案

1.工艺思路

修井准备一钻水泥塞2个一磨铣S135钻杆接箍一套铣打捞5根钻杆一套、磨铣丢手一清理RTS封隔器鱼顶一麓击解卡一磨、套铣RTTS封隔器一打捞油管一水平裸眼段冲砂一洗井完井

2.工具准备

5-1/2连续套铣筒60m，高效领眼磨鞋3只，套铣头6个，震击器，冲砂导向头，组合钻具3+2-7/8+2-3/8内扣钻杆φ105mm钻铤。φ140mm沉淀杯2个。

3.制定防H2S应急预案、HSE管理措施、井控预案。

四、修井施工过程

(一)钻水泥塞

由于在完井时在203.3m、4799.8m打了2个水泥塞，在203.3m处的水泥塞位于9-5/8管内，采用φ215mm磨鞋钻塞，由于磨鞋底面积较大，钻压分布作用在磨鞋铣齿上产生压力较小，钻塞进尺较慢，现场改进磨鞋结构，改变钻柱组合，顺利钻穿了灰塞。钻4799.8m灰塞时，分析地层可能有H2S析出。在洗井液中加入了碱式碳酸锌进行中和，顺利钻穿了灰塞。

(二)套铣打捞丢手

下人~116ram领眼磨鞋磨铣鱼顶，为连续套铣筒顺利引入钻杆创造条件，然后采用特制的高效套铣头套铣处理变换接头、5-1/2"沉淀杯和丢手封隔器，清理环空，处理卡点；同时配合沉淀杯组合，来收集大块的铁屑。在连续套铣环空时，顺利的捞出了5根钻杆、沉淀杯和捞矛。继续磨铣、套铣。将Y441封隔器下接头。油管、筛管等第一级落物捞出。

1.磨铣钻杆接箍

清水200m3正循环磨铣2-7/8反扣钻杆及加厚部位，磨铣进尺：1.0m，至深度：4996，12m。起出领眼磨鞋。沉淀杯杯桶内有金属碎屑，领眼磨鞋的端部有大约直径中116-45mm两个明显圆环磨痕，分析已磨至钻杆本体。

2.连续套铣筒套铣

下φ140mm套铣管5根+套铣管短节+φ148mm套铣头。深度：4996.12m-5041.70m，进尺47.2m，核实深度遇阻位置为沉淀杯上接头深度。用清水100m3正循环套铣，钻压15-20KN，转盘转速60转，min.泵压12MPa.进尺5m后套铣2小时无进尺，深度5045.2m。起钻检查钻具，发现捞出5根2-7/8反扣钻杆，沉淀杯1只、双滑块捞矛1个及封隔器上接头中心管0.14m。

3.套铣Y441-150封隔器

下φ140mm套铣管+φ148mm套铣头，套铣至深度5045.55m时钻具下放4m无遏阻现象。起钻带出Y441封隔器下接头、油管、压力计托筒1只。压力计托筒下端劈裂，丝堵和压力计落在井内。

(三)打捞RTrs封隔器：

首先套铣清理RTrs封隔器上部2根油管外部环空，然后采用震击器与捞筒组合，打捞震击进行解卡，顺利的捞出了全部落物。

1，套铣清理鱼顶

下φ140mm套铣管2根+φ148mm套铣头，清理油管与套管环空至深度5091.27m。

2.打捞RTIX3封隔器

下φ148mm篮式捞筒，加压20KN，打捞深度5071.77m。上提钻具悬重增至800KN，在570KN-800KN范围内活动震击解卡，震击数次后，悬重恢复降至630kN解卡成功，捞出变扣1只，加厚油管2根、RTrS封隔器一套，接球器一个，φ73mm外加厚油管33根。

(四)洗井

下φb85mm导向冲砂头，探至人工井底5847.3m，从5428m进入裸眼段至井底无遇阻现象，清水正循环洗井两周起钴完井。

五、认识及创新

本次修井施工严格按照设计要求进行施工，每道工序严把质量关，使得本井修井任务顺利完工。通过修井施工有以下几点认识：

(1)超深、水平井段长、裸眼段是修井的几个难点。在施工中优化修井方案、设计，准备充分，保证了本井按要求顺利完工。

(2)深、斜井修井打捞工艺重点在于制定适用方案选用合适的工具，才能使井下的打捞工作安全实施。通过施工，我们认识到深井修井的人井工具必须选用可退式的或有安全接头、震击器等防护措施，来降低施工风险。

(3)采用震击器震击解卡是深井施工十分必要的技术措施。由于井深，钻具结构需要两级组合，即3-1/2-x2-7/8钻杆按照一定比例配置，上提解卡时悬重较高，由于受修井机动力限制，上提作用在落物上的负荷空间相对减少，给大力活动解卡井内落物带来了困难。

(4)该井是9-5/8套管+7套管组合，所以磨、套铣时产生的大块碎屑很难在大的环空中上返4000m-5000m。容易直接导致卡钻事故的发生。施工中采取大排量冲洗、沉淀杯收集相结合，解决了碎屑卡钻事故。碎屑较多时，采用反洗井，也起到了较好的效果。

(5)由于中1H井身结构复杂，并属超深水平井，该井的修复，创造了中原油田修井的新纪录，恢复了中原西部新区的正常勘探开发，同时也为中石化西部新区的开发提供了较强的技术保障。