井下作业工高级技师论文

1、申报井下作业工高级技师技术论文XXXX 压裂后卡管柱原因分析及对策研究姓名： 工种：井下作业工 级别：技师 单位：XXXX 压裂后卡管柱原因分析及对策研究摘要：XXX在压裂开发中存在压后卡管柱现象，即压裂后由于种种原因导 致管柱无法用常规方法起出，只能大修解卡。这一问题严重制约着油田的开发， 我们通过管柱结构分析、压裂过程分析、作业过程分析、压后管理因素分析、新 老井情况对比等多个方面的分析总结，最后成功的解决了此项技术难题，为 XXXX的快速开发奠定了基础。关键词：压裂卡管柱一、概述XXXX隶属于XXXXXX油田，平均井深2900米，投产方式为射孔后压裂 投产，由于地层水敏严重，产量递减快，

2、年平均老井补压在30 口井以上，新井压裂投产60 口井。自2010年开发以来至今，共出现压后卡管柱8 口井，直接造 成经济损失300多万。由于受此问题的影响严重制约着 XXXX的开发动用。二、 压后卡管柱单井实例：XXXX1、基础数据：斜井，最大井斜15.77,对应井段1200米，钻井完井日期2009 年11月6日，人工井底2668.93米，联入4.8米；油层套管P110*139.7/121.36mm。该井于2010年2月8日投产，投产层位为93-95号层，射孔井段为2623米 2616.4米，射开6.6米，压裂前该井平均日产液 5.8吨，沉没度153米。本次压裂为补孔压裂，目的层段为68-7

3、2号层，射孔井段为2388.8米一2368 米，射开13.4米，设计加砂量50方。层位层号解释井段(m)厚度(m)孔隙度(%)渗透率(10-3 卩m2)含油饱和度(%)泥质含量(%)解释结果S2D 5722388.8-2385.43.415.0610.5055.6013.79油层S2D 5712380.4-2377.23.213.536.3754.9116.57油层S2D 5702373.4-2370.4312.254.1255.0021.64油层S2D 5692369.8-23681.815.6911.9454.4213.5油层S2D 5682365.8-2363.8212.264.3756

4、.2516.59油层S2W 4952623-2621.41.615.6911.9454.4211.89油层S2W 4942621.4-2620.21.20.000.000.0017.38干层S2W 4932620.2-2616.43.811.792.1843.0715.11油层2、施工过程描述压准作业单位：XXXX压准日期：2011.1.9压裂管柱：本井为老井补孔压裂，本次补孔层位为68-72号层，为上返层，压裂管柱采取双封单压管柱。水力锚为：K544-114,封隔器为：PSK344-107G。一封设计位置：2351 ± 0.5米，实际位置：2350.16米二封设计位置：2391 &

5、#177; 0.5米，实际位置：2390.1米套管接箍位置（m）: 2346.71、2357.53 2389.67井下管柱（由上至下）：©88.9mm*6.5mm N80平式油管高压圭寸隔器PSK344-107G （ 2350.16m）上接高压水力锚 高压封隔器 PSK344-107G（2390.1m）上接无滑套喷砂器 2根© 88.9mm*6.5mm平式N80油管+高压丝堵（2389.67 米）；井管柱结构示意图厂3封2350.16m'2363.8m :O 1补压层二二封2388.8m12390.1m '2316 4m已投产层2323m1套管接箍位置（m）

6、 : 2357.53、 2346.71、2389.67压裂单位：井下作业工程XXXX队压裂时间：XXXX.XX.XX13： 17开始压裂至压裂15： 18结束，前置液90方，携砂液236方，后置 液11.9方，平均排量4方/分钟，破裂压力45MPa,最高压力45 MPa,平均砂比 22.1%，最高砂比29.5%，加砂50方，停泵压力18 MPa。17:30开始采用3mm油嘴放喷，累计放喷液量24方。2011年1月19日作业上修，洗井，用液量40方，返出液40方，油套通，起压 裂管柱，上提吨位50吨，未提动，压裂管柱无伸长。3、大修解卡：起出封隔器后发现：水力锚收缩完好，一封胶筒靠近上台阶的部分

7、损坏，二封胶筒全部脱落，2根尾管内全是压裂砂三、压后卡管柱原因分析1、压裂后卡管柱井共有以下4个共性特点：（1）全部是老井，XXXX有老井补压和新井压裂，对于新井压裂从未发生过压 后卡管柱的现象，已经发生的8 口井全部是老井进行二次压裂时发生的。（2）压裂放喷结束后打开井口上提压裂管柱时， 强拔至50吨管柱没有任何伸长，井口蘑菇头纹丝不动。（正常起压裂管柱时吨位一般为30吨左右）（3）反循环洗井时，没有憋泵现象，均能正常洗通，井内有一定的循环通道。（4） 发生压后卡管柱的井管柱结构全部是双封单压，对于单封单压和双封双压， 从未发生过压后卡管柱现象。2、压裂施工因素分析X 口压裂后卡井的老井，压

8、裂施工过程中基本平稳，均未出现砂堵现象，后置液用量采用等量顶替，可能造成二封以上有少量沉砂，但卡井的8 口井在洗井 过程中均可洗通，说明喷砂器以上通道是畅通的，压后卡井与压裂施工质量关系 不大。3、压裂管柱结构与卡井的关系伊通地区压裂延用近两年成熟做法：采用双锚定式水力锚（ K544-114B ）， 封隔器采用PSK344-107G扩张式封隔器（耐压 70MPa,耐温120C），油管采 用3寸平式油管，同时为了避免井眼轨迹不直造成压裂工具串卡井， 封间距全部 保持在20米以上，为了避免因压裂过程中沉砂，尾管采用20米。分析认为压后 卡井与管柱结构无关。4、二封距离油层底界过远是否可以导致卡井从

9、 8 口正常起出的双封单压井来看二封距离油层底界的距离有长有短，在 0.45-2.86m之间。8 口卡管柱井二封距离油层底界的距离在 0.68-2.73m之间，可 以排除二封距离油层底界过远引起砂卡的可能。5、新老井对比2010 年至今新井已完成压裂施工 60 口井/81 层，其中单封缩径管压裂施工 39 口井，双封双压 21 口井 /42 层，均未出现压后卡井现象。而老井施工 38 口井 /49层，单封缩径管压裂 8口井均未出现卡井， 双封压裂 30口/38层，卡井 8口， 卡井比例高达 26%。分析认为卡井与新老井有直接关系， 老井一方面受井内流体 影响可以导致封隔器胶筒性能的变化， 但最

10、重要的一点是补孔压裂的层压后与已 投产层存在压力差，目前伊通地区压裂停泵压力多数在 20MPa 左右，而已生产 层地层压力小的仅 6MPa 左右，层间压差大势必造成压后高压层向低压层倒灌， 造成在二封上部形成砂桥卡井。6、压后卡管柱综合原因分析要彻底的弄清楚压后卡管柱的具体原因，必须首先弄清楚以下几个问题。（ 1）只考虑压裂砂， 不考虑其他因素， 压后出砂砂埋封隔器会不会导致卡管柱？ 砂埋封隔器肯定能卡管柱， 这毫无疑问。 在单一压裂砂砂埋封隔器的前提下肯定 会卡管柱，但是管柱仍然有一定的活动能力，不会被卡死。从大修和强拔解卡后起出的压裂管看，二封下两根尾管内均发现大量压裂 砂，可以肯定，压后

11、出砂造成二封上部形成砂桥是压后卡管柱的主要原因之一。（2）补孔压裂的层压后与已投产层存在压力差，层间压差大势必造成压后高压 层向低压层倒灌， 一是造成在二封上部形成砂桥卡井， 二是引起封隔器胶筒变形 不易收缩卡井。四、结论与建议1、砂卡时砂子来源分析和预防措施以下 6 种情况都有可能在二封上形成砂桥引起压后卡管柱 （1）压裂时后置液顶替不足（2）压裂时尾追水化剂量不足（ 3）放喷时存在停停放放的情况 （4）停喷后长时间等作业（ 5）洗井时泵罐不干净有砂子 （6）敞口放喷，毫无控制 预防措施： （1）根据管柱内容积，适当的增加后置液量 1-3 方。 （2）重点监督水化剂泵入量，严格执行设计。（3）加强压后放喷管理。（4）停喷后及时上作业，起出井内管柱。（5）接液罐和洗井罐车严格区分，不能混用。（6）放喷时用油嘴控制。2、防止水力锚、封隔器下入位置不准引起卡管柱1）压准时丈量误差旁站监督2）压准时上扣误差旁站监督3）油管自重引起的伸长做压准时考虑油管伸长