1．基本情况

    1)概况

    葡北4-10井2003年7月25日注汽，9月1日注不进关井，井口注汽压力28MPa，该井累计注汽1.11×10⁶m³。2004年4月14日试注水，发现压力波动大，注入量小(0.3m³/h)。4月15日下流量测试仪器遇阻，用加重杆下探在井口1m遇阻，经分析为水合物冻堵。

    用相对密度为1.2的盐水挤入化冻无效，挤入300L压力急升至30MPa。4月22日进行连续油管车热洗解堵无效。

    4月24~ 25日下D56mm刮刀+D43mm螺杆钻+连续油管，钻至444m处时，连续油管车折断。6月12酸浸解堵无效。判断井下油管内深度444m处井筒堵塞，下有高压气体。

    2)基础数据

    油层套管：D139. 7mm×3609. 08m；套管壁厚：9.17mm；完井方式：射孔；生产井段：3499.7~3505. 6m；厚度：5.9m；人工井底：3586. 0m。井下管柱结构如图1-52所示。

    图1-52    井下管柱结构

    3)作业目的

    为了恢复该井注水能力，决定上修进行井筒解堵，换管柱作业。

    2．监督要点

    (1)在堵塞段以下气体压力高，预计至少在30~35MPa，高压气体瞬间释放，易造成顶钻，井喷着火等事故，施工风险大。在葡北3-9井施工中曾经发生过顶钻现象，有40根钻杆从井内顶出，方钻杆被顶断，钻杆在地面呈麻花状，井口着火。

    (2)由于在堵塞段上下存在压差(30~35MPa)，堵塞段以下油管很难倒开，如果倒出少的话，很容易造成顶钻。如果倒出油管少于200kN（即倒出油管的重量小于压力对管柱的上顶力），钻具就会上顶，造成钻具从井口飞出，施工中必须要解决施工安全的问题。

    (3)倒扣点较浅造成钻具上顶，如果倒扣点较深，管柱内的气体无法释放（即油管内气柱在死胡同内），施工中必须解决好这一对矛盾，必须较准确把握倒扣深度，既能将油管内的气体有控制的释放，又保证管柱不上顶。

    3．技术对策

    (1)对地面设施的配套，预防顶钻。

    为确保万无一失，一旦有险情出现，能迅速关井，配备远程控制房，手动半封防喷器2套，液压防喷器半封1套，全封一套，缩短关井时间。

    对防喷器用钢丝绳固定在钻台，利用防喷器的闸板卡住调整短节，既能起到关井作用又能很好地控制油管上顶。井口这样安装，实现了在井口对井底压力三道防线，预防压力在井底释放不成功时，确保在井口能安全控制。

    (2)完善工艺技术，最大限度地降低施工风险。

    由于管柱一般在300~ 800m堵塞，在油管堵塞段上下存在压差，在堵塞段上部油套之间也存在内外压差，再者井内为TM扣油管，油管上扣的扭矩基本一样，所以按常规倒扣作业必然将堵塞段以上倒开，我们采用在环空内打平衡压力，使得在倒扣点（中和点位置）油套环空压力差为零，而在其他部位都存在压差的情况下，按设计的位置倒开。在施工中制订了环空加压平衡，分段倒扣、分段泄压的工艺措施。

    4．过程监督

    (1)灌液：从套管用相对密度1.45的压井液，将油套环空灌满。

    (2)活动解卡：上提管柱，并在悬重为350~ 550kN之间，多次上下活动解卡，解卡无效。

    (3)第一次倒扣泄压。

    第一次准备在3000m倒开，将3000~ 3500m井段的气体排放出来。

    ①紧扣：上提管柱至悬重为280kN，顺时针旋转管柱8圈对中和点以上油管进行紧扣。

    ②倒扣：上提管柱至悬重为300kN，关封井器，套管反憋压10MPa，逆时针旋转管柱20圈倒扣，悬重降至250kN，扭矩落零，判断倒扣成功；根据悬重计算，倒出油管有3000m以上。

    ③关井观察12h，套管有少量的气体返出，实现了对油管内气体的首次释放，同时套管有少量溢流，溢流量0.1m³/h，油管无反应。

    ④挤注法压井：从套管挤入相对密度为1. 45的压井液7m³，使泵压由0升至12MPa，停泵观察，6min压力下降至4MPa。

    ⑤循环洗井：开套管阀门，从油管正打压25 MPa，憋压观察2h，套管出口无溢流，分析油套不连通。

    开油管阀门，从套管反打压20MPa，观察1h，套管压力下降至6MPa，油管出口无溢流；油套不通，证实为油管堵塞。

    ⑥软探油管内堵塞位置，深度449. 0m，与前期施工时深度相同。堵塞段以下约有2500m井筒内的气体无法释放，如果直接起钻，一旦气体在井口释放，后果不堪设想。如何释放堵塞段以下的高压气体，成了下一步的施工关键。

    (4)第二次倒扣泄压。

    第二次准备在2000m倒开，将3000~ 2000m井段的气体排放出来。

    ①挤注法压井：从套管挤入相对密度为1. 45的压井液12m³，使泵压由0升至14MPa，停泵观察2h，无溢流显示。

    ②对扣：下放管柱至鱼顶，加压20kN，顺时针旋转管柱12圈对扣，上提管柱，悬重增加至350kN，对扣成功。

    ③倒扣：上提管柱至悬重200kN，关封井器，套管憋压15MPa，逆时针旋转管柱16圈倒扣，悬重降至160kN，倒扣成功，预计倒扣位置在2000m左右；套管有气体返出，放喷5min无显示，返出液量2m³，实现了对油管内气体的第二次释放。

    (5)第三次倒扣泄压。

    第三次准备在1500m倒开，将2000 ~1500m井段的气体排放出来。

    ①挤注法压井：从套管挤入相对密度为1. 45的压井液4m³，使泵压由0升至15MPa，停泵观察2h，无溢流显示。

    ②对扣：下放管柱至鱼顶，加压20kN，顺时针旋转管柱12圈对扣，上提管柱，悬重增加至340kN，对扣成功。

    ③倒扣：上提管柱至悬重150kN，关封井器，套管憋压25 MPa，逆时针旋转管柱15圈倒扣，悬重降至110kN，扭矩落零，倒扣成功，预计倒扣位置在1500m左右。

    ④放喷：倒扣成功后，因井内释放压力过高，管柱上顶10cm，迅速关闭液压半封，从套管返出大量气体及黑色垢污、盐水，历时12min。这次返出的气体比较多，估计已释放完。

    ⑤循环脱气：用相对密度为1. 20的压井液从套管反循环脱气，泵压8~10MPa，排量400~500l/min，历时1h，循环至进出口一致、排量一致。

    经过几次的倒扣、对扣，三次倒扣对井底气体的快速放压，油管堵塞物经强烈的冲刷作用，堵塞物被冲开、解除，井下高压气体全部释放完毕。

    (6)循环压井起钻，下入倒扣捞矛打捞出封隔器以上全部的管柱，然后下高效凹底磨鞋，磨掉封隔器，再下公锥打捞出井下剩余管柱及工具。最后通井，下完井管柱完工。

    5．案例提示

    (1)全面了解井下情况，认真分析存在问题，结合现有的工艺技术，制订的环空加压平衡、分段倒扣、分段泄压的措施是合理的。

    (2)施工中准确把握倒扣深度，严格实施井控措施，把风险降到最低。

    (3)监督人员在主要工序进行时，应在现场监督。

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