D12-P27井连续油管带底封拖动压裂工具问题分析.docx

D12-P27井连续油管带底封拖动压裂工具问题分析 摘要：连续油管带底封拖动压裂技术兼具水力喷砂射孔、环空加砂压裂、底部封隔和机械精确定位等技术特点,能够实现一趟管柱多段压裂改造，具有转层灵活、施工时效高、施工后井筒清洁等优点，为水平井分段压裂改造提供了一种安全可靠的技术手段目前该工艺已经应用在大牛地气田及东胜气田诸多水平井压裂作业中，取得了较好的效果，同时也暴露出压裂工具存在的一些问题本文主要针对D12-P27井拖动压裂工具落井问题进行分析，旨在防范该类情况的再次发生，为后续的开发项目提供指导关键词：大牛地气田；水平井；连续油管；拖动压裂；底封工具；问题分析Analysis of coiled tubing drag fracturing tool with bottom packer in Well D12-P27Wang GuodongDownhole Operation Branch of Sinopec Huabei Oilfield Service Corporation,Zhengzhou 450042,He’nan,ChinaAbstract: The coiled tubing drag fracturing technology with bottom packer has the technical characteristics of hydraulic sand blasting perforation, annular sand fracturing, bottom sealing and mechanical precise positioning. It can realize the multi-stage fracturing reconstruction of one string, and has the advantages of flexible layer transfer, high construction efficiency and clean wellbore after construction. It provides a safe and reliable technical means for staged fracturing reconstruction of horizontal wells. At present, the technology has been applied to many horizontal wells in Daniudi Gas field and Dongsheng Gas field, and has achieved good results, but also exposed some problems of fracturing tools. This paper mainly analyzes the problem of drag fracturing tool falling in D12-P27 well, aiming to prevent the recurrence of this kind of situation and provide guidance for the follow-up development projects.Key words: Daniudi Gas field, horizontal well, coiled tubing, drag fracturing, bottom packer, problem analysis通过开展连续油管分层压裂先导试验项目研究，了解了国内外连续油管压裂技术现状，结合大牛地气田储层地质特征，认为在大牛地气田采用连续油管分层压裂是可行的，确定了连续油管喷砂射孔环空加砂压裂作为大牛地气田连续油管分层压裂工艺技术[1]。

1 连续油管拖动压裂技术1.1 工艺原理连续油管带底封拖动压裂工具利用机械式接箍定位器能实现快速精确定位射孔及压裂位置，封隔器实现套管内封隔，采用喷枪水力喷砂射孔射开套管，通过连续油管与套管之间的环空注入压裂液和支撑剂，加入支撑剂数量不受限制完成一段压裂解封封隔器后，拖动压裂工具串至下一压裂位置，即可以实现无限级的压裂改造[2]1.2 工艺流程工艺流程为:①连续油管带套管接箍定位器进行定位；②通过连续油管循环射孔液，达到一定的排量后开始加入石英砂进行喷砂射孔；③射开套管后，正循环洗井，将石英砂碎屑顶替至直井段或洗出井口；④对该层进行环空加砂压裂施工；⑤压完后，上提连续油管解封封隔器，定位至下一层，下放坐封封隔器，开始第二层施工以此步骤完成所有层施工后，上提连续油管出井口[3]1.3工具组成连续油管拖动压裂工具串组成（自下而上）：引鞋、机械接箍定位器、底部封隔器总成、反循环阀、水力喷枪、扶正器、机械液压双作用丢手、CT接头图1 底封拖动压裂工具组成示意图Fig. 1 Composition of bottom seal drag fracturing toolCT接头：实现连续油管与井下工具的可靠连接，一般采用抗拉强度较高的外卡瓦式连接器。

机械液压双作用丢手：预防压裂工具串在井下卡死等情况，可以依靠注入头过度提拉形成的机械剪切力，亦可投球憋压剪切掉全部销钉，使下部工具串与连续油管脱开，起出连续油管，后进行打捞作业扶正器：保证压裂工具串在套管内居中，防止射孔孔眼不规则，影响射孔效果保证喷嘴与套管壁的距离，以达到射孔液射流能够射开套管及水泥环的目的水力喷枪：内置高硬度合金喷嘴，完成对套管及水泥环的穿射反循环阀：喷砂射孔完成后，通过反循环将连续油管内残余射孔液替出；使工具串具有“自清洁”作用，解封时平衡封隔器上下压差，将封隔器上部的沉砂通过工具串内通道携至封隔器以下封隔器总成: 下入时工具处于短轨位置，工具不会提前工作，切换到长轨时卡瓦才会进入坐封状态，靠卡瓦和套管内壁的摩擦力，芯轴和卡瓦产生相对移动来坐封机械接箍定位器：精确定位射孔段的位置表1 连续油管及喷砂射孔工具串参数Table 1 Parameters of coiled tubing and sand blasting perforation tool string封隔器最大外径96mm射孔器最大外径73mm最小内径38.1mm最小内径38mm长度1400mm长度220mm橡胶耐温150℃孔眼直径4.75mm座封方式上提下放孔眼数量4最大承受压差55MPa射孔砂要求40/70目石英砂扶正器最大外径96mm射孔液砂浓度100kg/m最小内径47.5mm连续油管最大外径50.8mm过砂通数4个最小内径40.4mm备注：本井射孔器射孔排量满足0.85m3/min，过砂能力大于12m3，射孔时间大于210min。

2 现场应用情况2018年，华北井下实现连续油管拖动压裂工具自主化施工，前期共购买4套41/2＂工具，1套51/2＂工具，累计施工18井166段，其中第一套工具施工10井66段，施工较为顺利；第二套工具施工5井45段，工具反循环阀以下断裂落井；第三套工具目前正在使用，第四套备用表2 底封拖动压裂施工井统计Table 2 Statistics of bottom seal drag fracturing wells序号井号压裂时间段数完井工艺尺寸使用工具1JPH-3972018.03.276尾管固井41/2＂第一套2JPH-3992018.04.1810尾管固井41/2＂第一套3JPH-4072018.05.154裸眼封隔器+连油拖动41/2＂第一套4JPH-4062018.06.0610裸眼封隔器+连油拖动41/2＂第一套5J72P18H2018.07.128裸眼封隔器+连油拖动41/2＂第一套6锦平探12018.06.057尾管固井41/2＂第一套7JPH-4212018.10.119尾管固井41/2＂第一套8JPH-4242018.10.1812尾管固井41/2＂第一套9JPH-4272018.11.019尾管固井41/2＂第二套10JPH-4112018.10.258裸眼封隔器+连油拖动41/2＂第二套11J58P41H2019.03.296尾管固井41/2＂第二套12D12-P32019.07.2212尾管固井41/2＂第二套13D12-P272019.08.2614尾管固井41/2＂第二套+第三套14JPH-4432019.10.0811尾管固井41/2＂第三套15JPH-4512019.10.2214尾管固井41/2＂第三套16J66-9-P12019.11.035尾管固井41/2＂第三套17J72-5-P32019.11.289尾管固井51/2＂第一套18J72-5-P42019.11.2312尾管固井41/2＂第三套3 D12-P27井问题分析就目前现场施工统计来看，底封拖动压裂工具在压裂过程中偶尔会出现解封不畅，上提吨位过大，射孔不完善，试挤压力高等问题，尤其是第二套工具在D12-P27井发生工具落井事件，为防范此事件再次发生，就该井情况进行分析如下。

3.1 D12-P27井基本情况D12-P27井完钻井深4274.0m（斜深）/2648.90m(垂深)，采用尾管悬挂方式固井完井，采用连续油管带底封拖动压裂工艺分14段压裂改造该井在压裂10段后，在第11段施工时发现工具坐封不严，环空验封不合格，提出工具检查，发现封隔器下部工具刺断落井3.2 工具落井原因分析3.2.1 喷砂射孔数据分析表3 D12-P27井喷砂射孔数据统计Table 3 Statistics of sand blasting perforation data of well D12-P27段数泵压（MPa）排量（m3/min）入井液量（m3）加砂量（m3）最高砂比（%）套管压力（MPa）146-510.8-0.85141.070255-620.8-0.85141.0711-13350-590.8-0.85141.579-14454-600.8-0.85141.5711-13551-590.8-0.85141.5711-12656-580.8-0.85141.5712-13753-580.8-0.85141.5712-13850-560.8-0.85141.5712-13950-560.8-0.85141.5711-131055-600.8-0.85141.57。