大斜度井卡封压裂配套工具研究及应用
摘要：针对常规压裂卡封用RTTSY221型封隔器在井斜较大时，座封困难、座封后封隔器胶筒密封不严、斜度较大时无法卡封等难题，研究出适合于大斜度井卡封压裂的配套工具，解决了大斜度油井卡封压裂的技术难题。
关键词：大斜度卡封压裂工具应用
一、大斜度井卡封压裂常规封隔器存在的技术问题
1.能否顺利下井
若井斜过大，超过35度，封隔器一端紧贴套管壁，在锚体、支撑卡瓦的作用下，极有可能中途座封和遇阻，Φ114mm通井规和封隔器下井困难，或无法下井，Φ112mm封隔器可以下井，但要求套管内径不得大于Φ121mm。
2.封隔器在大斜度井上是否能够正常座封
常规直井卡封压裂用RTTSY221型封隔器采用上提、旋转、下放方式座封，由于受井斜的影响，旋转扭矩很难传递到封隔器上，不能正常换轨道座封，座封困难或难以座封。
3.封隔器座封后，密封是否可靠，能否满足压裂需要
封隔器在大斜度井的拐点附近座封，封隔器一端紧贴套管壁，封隔器座封后，胶筒胀开后直径变大，但有一定限度，这样就造成封隔器另一端密封差。而在一定的井段内井斜角度保持不变，在此种情况下，由于扶正块的扶正作用，封隔器与井筒保持平行，可以保证封隔器密封性能。
由于封隔器存在螺旋弯曲效应，一部分座封力分解到一侧的套管壁上，座封载荷不能完全作用在封隔器的胶筒上，导致胶筒不能完全张开，座封后有效密封压差低，不能满足压裂施工的需要。
4.压裂后，封隔器能否正常起出
直井卡封压裂后，上80t井架，解封负荷50t，超出正常负荷约10t，大斜度井解封负荷更大。在上提管柱时，在拐点处，油管与套管的摩擦力增大，易造成油管本体断裂。主要问题是井斜临介点是多少角度。
5.压裂施工中存在问题
大斜度井压裂必须控制压裂规模，平均砂比在25%以下，否则容易砂堵。坐封前不能磁定位校深，校深仪器在上行时，仪器紧帖套管壁的一端，上提至管脚
时，容易造成卡钻事故。
二、大斜度井卡封压裂配套工具结构及工作原理简介
1.Y241封隔器的结构特点和工作原理
1.1结构
1.1.1水力锚总成
锚体采用高强度不锈钢制造，锚爪咬合面在-15℃条件下镶嵌硬质合金牙，锚爪复位弹簧采用高弹力不锈钢弹簧，使其具有高强度，与套管锚定可靠，在井下长期工作不会出现因复位弹簧失效或锚爪与锚体密封配合面之间锈死导致水力锚爪不回位，而产生封隔器管柱卡阻事故。
1.1.2胶筒
胶筒材料为改性氟橡胶，72小时硫化、特殊的胶结工艺制作而成（改变传统的胶结方式同样的材料性能指标能提高30-50%），具有耐高温、耐腐蚀、抗高压差的特点，长期座封压胀后，解封后恢复原状性能好。
1.1.3卡瓦总成
在设计上用T型槽导向限位伸缩滑动六卡瓦结构，工作灵活可靠，卡瓦咬合面在-15℃条件下镶嵌硬质合金牙，使卡瓦可以轻易抓咬住任何钢级的套管而合金牙不受任何损坏，不会出现因卡瓦与套管咬合不牢靠使封隔器座封困难或中途解封。
Y241系列高温高压封隔器科学设计的先进之处，以及生产加工工艺上的严格控制，使其具有良好的使用性能。
1.2工作原理
Y241封隔器为单向卡瓦支撑，将该工具下至设计深度后，向油管内注入液体，当压力达到15-16MPa时，座封活塞推动卡瓦坐压缩胶筒迫使胶筒径向扩张，从而密封油套环形空间同时卡瓦咬合在套管壁上。由于该工具有单向锁紧装置，因而泄压后封隔器不会自行解封，上提管柱封隔器解封。
2.Y241封隔器的性能特征
2.1座封方式
该封隔器采用液压方式座封。
2.2适用范围
主要用于斜井或定向斜井的压裂、酸化等高温高压措施。
三、现场应用
1.选井情况
该封隔器首先在文79-169井引进应用。该井地质要求填砂3345m，卡封3300m，压裂S2下4，井段3334.8-3337.3m。经查最大井斜55.2°，采用常规Y221封隔器无法顺利实现座封，因此选用Y241封隔器。
2.方案设计
为了确保该井卡封压裂施工的顺利进行，对该井的小修方案进行了精心研究，并制定施工步骤如下：
2.1放压达到上修条件，起出目前井下管柱及附件，仔细检查记录发现问题。（起管柱装压力等级为21MPa的防喷器）。
2.2下φ114mm×2.0m通井规通至目前人工井底，通井规上接2根φ89mm加大油管，限速匀速下钻20-25根/h，在卡点3280-3310m附近反复通3次以上。起下管过程中装压力等级为21MPa的防喷器。
2.3填砂：下φ89mm喇叭口+φ73mm光油管填砂于3342m+3m，关井沉砂12小时，硬探砂面合格后起出填砂管柱检查（起下管柱装压力等级为21MPa的防喷器）。
2.4换1000型井口，装压力等级为35MPa的防喷器，按要求试压35MPa合格，并测算油补距。
2.5井口装压力等级为35MPa的防喷器，按附图要求下入压裂管柱。所下油管逐根过规，丝扣合格，连接前涂密封脂，保证管柱密封合格，油管丝扣连接扣余量及下油管速度按照技术要求进行，且下钻平稳，如遇阻通知现场施工监督采取措施。上扣时打好背钳，防止封隔器中途座封。磁定位校封合格，要求封隔器避开套管接箍。活性水洗井合格后打压座封、验封合格。
2.6座1000型井口，并用钢丝绳地锚呈十字形加固井口，连接放喷硬管线并用地锚固定。
2.7压裂严格按《压裂施工设计》进行施工。
3.现场施工
现场施工过程中，由技术人员24小时紧盯现场，保证作业队严格按规范进行施工。该井于2007年10月7日座封、验封合格，并于10月9日成功实施压裂。破裂压力62.1MPa，停泵压力45.3MPa，液量112.4m3，加砂9.6m3，砂比28.1%。
四、效果分析
文79-169井于2007年10月17日转抽，措施前日产液8.6吨，日产油1.6吨，日产气415m3，措施初期日产液36吨，日产油11.5吨，日产气1701m3，日增液27.4吨，日产油9.9吨，日产气1286m3。截至2007年12月底，累增油480吨，累增气36000m3，折合油气当量498吨。按油价3000元/吨计算，产值为149.4万元，该井投入60万元，创效89.4万元，投入产出比为1：2.5。
五、结论
与常规压裂封隔器相比，Y241封隔器避免了井斜的影响。该封隔器座封主要是通过液压传动，迫使胶筒径向扩张，从而密封油套环形空间同时卡瓦咬合在套管壁上。能够满足大斜度井的卡封压裂需要。
浅析钢丝作业井下工具堵塞器在深层气井的应用 随着这几年深层气井压裂完井一体化的广泛运用过程中，钢丝作业在井下封隔器座封起到了关键的作用。深层气井压裂完井一体化是压裂完井用一趟井下管柱完成的，这就需要井下封隔器打压座封，以便压裂后无需在换完井管柱而直接测气采气。深层气井井下封隔器加压坐封一般是投球加压或下堵塞器加压完成座封的。油管内下堵塞器加压座封就需要钢丝作业来完成。油管内任意封堵工艺在深层气井中用途多样、使用广泛，如不压井作业施工前需带压封堵油管，再进行起下作业以及油管内打电缆桥塞时，井口压力不降，需要任意位置封堵找井下管柱漏点;本文阐述钢丝作业下堵塞器施工过程中遇到问题，以及提高井下封隔器座封成功率。 标签：钢丝作业;堵塞器;任意位置封堵 以往深层气井对气层压裂后，起出压裂管柱后，在下完井管柱进行测气采气，这种工作模式浪费财力，人力，和时间。随着技术的发展压裂完井一体化就孕育而生了，在压裂完井一体化管柱中，井下封隔器座封就是最关键的工序。目前深层气井井下封隔器座封的方式多用于油管内打压座封，而打压座封一般采取投球式打压和下堵塞器打压。下堵塞器加压使井下封隔器封隔器座封就必须用钢丝作业。 当需配合不压井作业施工时，如井下管柱中无坐落短接，则钢丝作业无法进行封堵施工，影响施工进度，因此，需要钢丝作业油管内任意位置封堵工艺技术，以满足井下油管内任意位置封堵、不压井作业施工。 1 钢丝作业 1.1钢丝作业装备 钢丝作业包括防喷设备，动力设备，及井下工具。 1.2钢丝作业井下工具 钢丝作业井下工具有许多种类，根据作业需要，选择适应的井下工具，以下是使封隔器座封的井下工具堵塞器。 2 技术应用中的风险 2.1钢丝作业投坐落式堵塞器的风险 钢丝作业在投堵塞器作业时应按照鋼丝作业守则，要注意防喷和钢丝掉井。 2.2井下管柱的风险
1端部脱砂压裂技术（TSO） 随着油气田开采技术的发展和多种工艺技术的交叉综合运用，压裂技术应用范围已不再局限于低渗透地层，中高渗透地层也开始用该技术提高开发效果。当压裂技术应用于中高渗透性地层时，希望形成短而宽的裂缝，并尽可能地将裂缝控制在油气层范围内。为了适应这一特殊的要求，国外于20世纪80年代中期研制开发了端部脱砂压裂技术，并很快应用于现场，目前国内也开展了这方面的研究，并取得了很大的进展。 （1）端部脱砂压裂的基本原理 端部脱砂压裂就是在水力压裂的过程中，有意识地使支撑剂在裂缝的端部脱砂，形成砂堵，阻止裂缝进一步向前延伸；继续注入高浓度的砂浆后使裂缝内的净压力增加，迫使裂缝膨胀变宽，裂缝内填砂浓度变大，从而造出一条具有较宽和较高导流能力的裂缝。端部脱砂压裂成功的关键是裂缝的周边脱砂，裂缝的前端及上下边的任何部分不脱砂都不能完全达到预期的目的。 端部脱砂压裂分两个不同的阶段。第一阶段是造缝到端部脱砂，这实际上是一个常规的水力压裂过程，目前的二维或三维模型都可以应用。第二阶段是裂缝膨胀变宽和支撑剂充填阶段，这一阶段的设计是以物质平衡为基础，把第一阶段最后时刻的有关参数作为输入参数来完成的。 （2）端部脱砂压裂的技术特点 在端部脱砂压裂技术中，压裂液的粘度要满足两方面的要求：一是保证液体能悬砂，二是有利于脱砂。若压裂液的粘度过低，液体内不能保证悬砂，裂缝的上部就会出现无砂区，达不到周边脱砂的目的，在施工过程中也容易导致井筒内沉砂。若压裂液的粘度过高，滤失就会较慢，难以适时脱砂。所以端部脱砂压裂技术对压裂液的粘度要求比常规压裂液的要严格一些。 和常规压裂相比，端部脱砂压裂技术的泵注排量要小，这是为了减缓裂缝的延伸速度，控制缝高和便于脱砂。前置液的用量也比常规压裂少，目的是使砂浆前缘能在停泵之前到达裂缝周边。而端部脱砂压裂的加砂比通常高于常规压裂，以提高裂缝的支撑效率。 （3）端部脱砂压裂的适用范围 端部脱砂压裂技术的突出特点是靠裂缝周边脱砂憋压造成短宽缝，因此只能在一定的条件下使用。主要用于浅层或中深地层(能够憋压地层)、高渗透或松软地层以及必须严格限制缝高的地层。 2、重复压裂技术 重复压裂技术是改造失效井和产量已处于经济生产线以下的压裂井的有效措施。美国对重复压裂技术的理论研究、工艺技术和矿场应用都作了大量有成效的工作。如美国的Rangely油田在891口井上作业1700多次，许多井压裂达4次之多，重复压裂成功率达到70％～80％。North westbark unit油田在重复压裂作业时采用先进的强制闭合技术和端部脱砂技术，取得了很好的经济效益。重复压裂可用来改造低、中渗透地层；适用于常规直井、大斜度井和水平井。 (1)选井原则 根据油井生产史、地层评价结果及开发动态综合分析进行选井。 ①油井必须有足够的剩余可采储量和地层能量； ②前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败； ③前次压裂生产情况良好，压裂未能处理整个油层或规模不够； ④前次压裂后效果不错，但未给整个措施段提供有效支撑，采取重复改造措施，改善出油剖面。 (2)工艺技术 重复压裂一般要求比初次压裂有更高的导流能力。 ①采用高砂比压裂技术形成高导流能力裂缝； ②采用强制闭合技术使改造段达到最大充填。 使用的压裂液有各种类型(硼交联HPC、胍胶、钛交联HPC等)，一般用柴油(5％～50％)或能降解的聚合物作防滤失剂，支撑剂粒径从20／40目至12／18目不等。 3、裂缝检测技术
目前压裂常用的井下工具有那些？ 各有什么作用？ 目前压裂常用的井下工具主要有：封隔器、导压喷砂器、水力锚、 直嘴子及其它辅助工具。 它们的作用是： 封隔器：用于分层压裂，将其下入射孔段底部1.5米左右。 对于上部套管需要保护的井，要下入保护上部套管的封隔器， 使封隔器上部套管在压裂时不承受高压。 导压喷砂器：是与封隔器配套使用一次完成多层分压的喷砂工具。 作用：控制施工排量、产生压差。改变压裂液流动方向。 水力锚：用于压裂施工时，固定管柱，防止管柱由于高压断脱在井内 造成事故。 固定管柱，防止油管受压后上顶、产生弯曲、变形。 帮助封隔器工作，保护封隔器胶筒不因油管位移产生破裂失封，致使压裂失败。 直嘴子：控制施工排量。 产生压差，利于封隔器工作。 井下处常用压裂井下工具 压裂施工井下工具分类 ?封隔器 ?控制类工具 第一部分：封隔器 1、K344型封隔器 1）作用：该封隔器适用于中深井的合层、任意一层或分层的压裂与酸化作业，可以组成一次分压多层的压裂管柱和一次分酸多层的酸化施工管柱。 2）结构 主要有上接头、胶筒座、胶筒、中心管、“O”型胶圈、滤网、下接头等。（如图1所示） 图1 K344型封隔器结构图 3）工作原理 封隔器下入井下设计深度后，从油管内加液压，高压液体经过滤网、下接头的孔眼和中心管的水槽作用在胶筒的内腔。由于此压力大于油、套管环形空间的压力而形成压力差。在此压差的作用下，胶筒胀大将油套管环形空间封隔住。解封时只需泄掉油管内的高压，使油管与油套管环形空间的压力平衡，胶筒靠本身的弹力收回便可解封。 4）K344-115型封隔器主要技术参数（见表1） 表1 K344-115主要技术参数表 最大外径，mm φ115 最小通径，mm φ55 长度，mm 926 坐封压力，MPa 0.5~1.5 工作压力，MPa 35 工作温度，℃90
井下常用工具手册
2 一、封隔器部分： 封隔器型号的组成： 刚体最大外径 ①工作原理分类代号： 自封式—Z 压缩式—Y 楔入式—X 扩张式—K ②支撑方式代号： 尾管—1 单向支撑—2 无支撑—3 双向卡瓦—4 锚瓦—5 ③座封方式代号：
3 提放管柱—1 转管柱—2 自封—3 液压—4 下工具—5 ④解封方式代号： 提放管柱—1 转管柱—2 钻铣—3 液压—4 下工具—5
Y221封隔器 结构:上部接头、防松销钉、调节环、胶皮筒、垫片、中心管、锥体帽、锥体、卡瓦、卡瓦托、连接环、直接套、槽体、摩擦块、弹簧、托环、摩擦弹簧、轨道销钉、下部接头 用途：主要用于分层试油、采油。找水、堵水、压裂、酸化、防砂。 使用方法及工作原理：封隔器在下井过程中换向机构的转动销钉始终在短轨道上死点内，当封隔器下到设计位置后，上提座封所需高度，再连续进行不间断的正转管柱，此时中心管也不停的旋转（中心管带动轨道销钉和转动环也不停转动）。这时慢放管柱，转动销钉就进入长轨道然后停止转动油管，继续下放管柱，在扶正块与套管内壁摩擦力的作用下，托住卡瓦牙，椎体下移撑开卡瓦，卡在套管壁上，并且在油管的重量作用下使胶筒轴向压缩、径向扩张，从而封隔油套环空。解封时，上提油管，中心管上移，转动销钉沿轨道斜壁移至短轨道下死点，胶筒和卡瓦牙收回，从而解封。技术参数： 型号最大外径 （ｍｍ） 最小通径 （ｍｍ） 卡瓦牙张开 最大外径 （ｍｍ） 座封载荷 (ＫＮ) 适用套管内径 （ｍｍ） Y221-115 Φ115 Φ48 Φ136 60-80 Φ121-127 Y221-150 Φ150 Φ62 Φ168 80-100 Φ153-166
连续油管底封拖动压裂技术研究与应用 摘要：连续油管底封拖动压裂技术包括三项核心功能：精确定位、水力喷砂 射孔以及套管环空压裂。利用所配的套圈定位装置，可以实现对管柱的精确定位，使得水力喷枪的打孔位置尽可能地与设计打孔深度保持一致，并且偏差可以控制 在0.1米之内；水力喷枪在一定的压力及排水量下，可将所携带的钻井液以极快 的速度喷射出去，击穿钻井液及钻井液，并将钻井液抛向岩层深处，实现钻井液 的目的。水力喷砂射孔可以有效地克服射孔荷载的挤压效应，从而改善了孔眼的 穿透性，对于薄差岩层也具有良好的穿透性。同时由于其简单的拖拉操作和高的 工作效率，使得其适合于多层储层的改造，能够在最优的层位上形成最优的裂隙 组合，大大提升了储层的改造效果。本文从连续油管底封拖动压裂技术的应用出发，详细论述了现场施工存在问题及分析及其解决策略。 关键词：连续油管；带底封拖动；压裂技术 引言 由于采用了以短套管为基准的定位技术，连续油管底封拖动压裂技术相对于 传统的管压裂更加精确，可以在理论上进行无限制的层状/分段式压裂，从而有 效解决了直井多层、薄互层和多组压裂组之间不能一致地进行改造的问题。在此 项技术的实施过程中，利用成井的基础资料，可以对井壁的构造及储层的物理性 质进行有效评价；从射孔方案设计、压裂施工参数设计、设备选型、支撑剂和液 体的制备、管柱强度论证、流程安装设计、井下工具设计、放喷试验等方面，为 实际工程的实施奠定了坚实的基础。单组连续油管钻具在7-10个层位的情况下，通过“一趟钻”，实现了无压力、无喷射、无压力、安全、可靠的操作，有效减 少了起、下钻次数，提高了压裂井（尤其是压裂水平井）的工作效率。但是当前，在设备、工具、液体以及工艺执行等方面，仍然存在着一定的困难，因此，必须 对这些困难展开有针对性的优化和改进，并提出对应的优化和改进措施，从而让 这项工艺降本、增效、安全和环保的技术优势得到进一步的提高。
可溶压裂球座在石油开采过程中的应用摘要 目前，石油工业中的压裂球座基体大多数是采用有利于钻除的球墨铸铁材料，因在压裂工序结束后，压裂球座会受到冲蚀和挤压变形，需要对其进行钻除。钻 除过程中所耗费的时间较长，所需成本比较高，其操作更是繁琐，严重影响石油 工业的产量。因此，在水平井分段压裂技术的不断进步情况下，井下压裂工具的 材料已经从可钻性转向可溶性，可溶性材料制作的压裂工具可在压裂完成后自行 溶解，省略了钻除工序，节省时间的同时大大提高油田的产量。 关键词：石油开采，压裂球座，技术 引言 近年来，水平井分段压裂技术在石油开采过程中被广泛的应用，该技术促进 了石油的高效生产。在压裂过程中，井下石油压裂工具起着至关重要的作用，影 响着石油的生产效率。压裂球座作为压裂工具之一更是不容忽视，传统的压裂球 座是多为可钻的球墨铸铁制作而成，压裂后需对其进行钻除，耗费时间长，成本高，操作复杂，对石油的生产造成了一定的影响。因此，压裂球座已经从可钻除 发展为可溶解，可溶压裂球座在完成工作后会自行溶解，无需钻除，节约时间， 降低成本的同时提高了石油生产效率。目前，可溶压裂球应用较为广泛，而可溶 球座的发展较为缓慢，因此研究可溶性压裂球座有着极其重要的作用。 1可溶压裂球座的工作原理 由于井下环境复杂，球座需要承受大的压力和流体的冲蚀磨损，所以利用可 溶材料制作的球座首先要满足施工所要求的支撑强度和硬度，在达到施工要求的 时间后又能自行溶解至完全溶解。目前，可溶压裂球应用较为广泛，可溶材料制 作的井下工具已满足施工要求的支撑强度，而由可溶材料制作的球座还需要研究 其受到流体冲蚀磨损的规律。
煤矿井下水力压裂技术的发展现状与前 景 基金项目：重庆科技学院研究生科技创新计划项目，编号：YKJCX***-***** 目前我国煤炭行业的形势依然严峻，由于煤层透气性低、瓦斯难以有效抽放导致的瓦斯突出、爆炸等事故屡见不鲜，造成了巨大的人员伤亡和经济损失，因此，加强瓦斯抽放、增加煤层透气性势在必行。水力压裂技术已成为增加煤层透气性最有效方法之一，本文通过介绍水力压裂机理、封孔技术及工艺设备的研究现状，指出水力压裂技术研究的必要性与可行性，以期为工程应用提供参考。 1.水力压裂机理研究 水力压裂技术1947年始于美国，起初主要用于低渗透油、气田的开发中，在地面水力压裂方面的研究仅仅局限在石油、油气藏以及地热资源的地面钻井开采过程中。前苏联科学家在20世纪60年代开始在卡拉甘达和顿巴斯矿区进行井下水力压裂的试验研究。目前针对井下煤层水力压裂增透技术的研究已取得了明显发展，国内学者郭启文、张文勇等经过试验与现场应用研究了煤层的压裂分解机理，指出水力压裂技术只能够在煤层内产生 1/ 5
很少的裂缝，并会在裂缝周围产生应力集中区，存在一定局限性。李安启等将理论与实践相结合，研究了煤层性质对水力裂缝的影响，还在煤层压裂裂缝监测基础上提出了煤层水力裂缝的几何模型。 在水力压裂机理方面的研究，国内外学者对水力压裂在油气系统地面钻井压裂、煤炭行业井下增加煤层透气性方面都进行了较为深入的研究，但其压裂机理方面仍存在一定分歧，不能很好的控制水力压裂的效果。随着我国煤炭安全生产逐步发展和穿煤隧道等工程的逐步建设，水力压裂技术将大范围推广应用，因此加强水力压裂技术理论研究势在必行。 2.压裂钻孔封孔技术研究 煤层水力压裂钻孔封孔是有效实施水力压裂技术的关键，而封孔质量的好坏取决于两个主要因素：①封孔材料，需要选择性能良好、价格适中、易于操作的材料；②封孔的长度，封孔长度太短会导致高压水的渗漏，太长会造成人力、材料、时间的浪费。因此，要使水力压裂技术能够有效开展，必须在选取“物美价廉”的封孔材料的同时，研究材料承载能力与封孔长度之间应满足的关系，因此有关水力压裂过程中钻孔封孔问题的研究主要集中在封孔材料、封孔方法方面的研究。 倪冠华等采用无缝钢管模拟钻孔的方法，对PD复合材料的脉动水力压裂钻孔密封参数进行了研究，确定了一定注水压力下 2/ 5
关于水平井分段压裂的研究及探讨 【摘要】能源作为现代社会的稀缺资源，直接影响着人们的生产生活，对能源的开发也是极为重要的工程。在石油储存量较小且渗透性较差的油 田内，水平井是较为有效的开发方式。如果遇到油气层渗流阻力较大、渗 透率极低的情况，则需要将其压开数量不等的裂缝，加强油气的渗透性及 减少渗流阻力。本文简单阐述了水平井分段压力技术的原理，各种类型的 分段压裂技术，包括封隔器分段压裂、段塞分段压裂、封隔器配合滑套喷 砂器分段压裂、水力喷射分段压裂、TAP分段压裂技术等，为从事能源行 业的人员提供一定的技术参考。 【关键词】水平井分段压裂技术研究 由于各个油田的地质情况不一样，在开发的过程中许多特殊情况，如 低渗透油气藏、稠油油气藏、储量较小、渗透阻力大等情况，需要采用水 平井，其优势在于生产效率高、泄油面积大、储量的动用度较高。为了达 到进一步提高水平井的产量，需要对水平井进行压裂，从而形成数量较多 的裂缝，提高油气的产量，提升生产效率，但是由于水平井的跨度较大， 要达到理想的压裂效果要求分段工具具有性能良好、体积合适、操作性强 等特征，才能有效的提高单位油井的油气产量，实现经济效益及资源的充 分开发[1]。 1水平井分段压裂工艺的基本原理 水平井压裂后，其裂缝的形状、性能均有所区别，主要和水平井筒轴 线方向及地层的主要应力的方向有着较为密切的关系。该项工艺能够提高 产量的原理为压裂使石油的渗流方式发生了改变。进行压裂处理之前，石 油的径向流流线主要处于井底的位置，渗透受到较大的阻力，压裂完成后，
径向流流线与裂缝壁面呈平行关系，渗流受到的阻力较小。裂缝的主要形 态有以下几种：①横向裂缝：当水平井筒和主要应力的方向为呈垂直关系时，即会形成横向裂缝；②纵向裂缝：当水平井筒与主要应力的方向呈平 行关系时，即会形成纵向裂缝；③扭曲裂缝：当水平井筒和主要应力有一 定的角度时，即会构成扭曲裂缝。压裂后形成的横向裂缝适用于渗透性较 差储藏层，其可以明显的促进油井改造。而渗透性好、裂缝性的储藏层则 需要利用纵向裂缝来提升改造效果[2]。 2各种类型的分段压裂工艺2.1段塞分段压裂 段塞分段压裂工艺是在水平井施工进入尾声时，采用年度较高的物质 植入井筒中，使之形成堵塞现象，在利用其它材料，如浓度较高的支撑剂、填砂液体胶塞或者超粘完井液等，进行填充性裂缝。该工艺的优势在于对 于工具的要求较低，不需要特殊工具即可以安全设计方案进行施工活动， 但是其缺陷在于施工时间较长，在进行冲胶塞施工时容易出现损伤，且由 于胶塞强度的限制，在深度较大的水平井中不能达到理想的封隔效果，因 此逐渐被新的分段压裂技术所取代[3]。2.2TAP分段压裂工艺 TAP分段压裂技术的使用范围较为狭窄，对于管柱的规格要求高，仅 仅适用于规格为114.3mm套管，且需要配合相关的套管施工，并在套管、 套管头及其他部件的耐压性有一定的要求，进行压裂时，遇到特殊情况， 还需要置入生产管柱，存在伤害到储存层的可能性。但是该工艺却完全不 受到压力层级的影响，反而是层级越多，其特点越显著。该技术作为水平 井分段压裂技术未来发展的方向，还需要在实践中反复探索、改进、完善。 2.3封隔器分段压裂
完善配套压裂工艺，改善低渗透油藏开发效果 摘要：滨南油田多为复杂断块油藏，构造复杂，渗透率低，储层连通性差。压裂改造是改善储层物性的有效方法，但对于不同的井层井况，应使用不同的压裂工艺。近年来对新建及扩边的滨660、滨685、滨659等区块，针对储层跨度、隔层应力差异、隔层厚度等方面的差异，通过优化压裂施工，实现技术突破，以及成功开展“井工厂”式压裂施工，完善配套压裂工艺，有效改善了低渗透油藏的开发效果。 关键词：完善配套；压裂工艺；技术突破；改善效果 x3640.45×104t，占滨南油田总地质储量44.5%，目前采出程度为14.8%，注水困难，单井采油能力低，储量动用难度大，开发效果较差，但剩余储量丰富，是滨南油田下步稳产挖潜的重要阵地。 一、目前压裂施工的主要难点 1、单井斜度大，压裂工具、工艺配套难 如滨660块方案，部署新钻井18口，受地面条件限制，井位部署以定向井为主，且井斜角较大。 2、储层泥质含量高，形成裂缝窄加砂难，对压裂液要求高 如滨660、滨659块各井储层泥质含量一般在20%左右，但滨660块S4上2组、滨685扩边部泥质含量均较高，最高至51.4%，物性较差。 3）油层跨度大储层均衡改造难，分层压裂工具要求高 滨660、滨659块，4#、5#砂体叠合在一起，实施一套井网开发，4口井均穿2个砂体，因此需实施机械分层压裂改造工艺，既要控制缝高，保证上下层系分得开，又要确保压裂改造效果。 二、完善配套工艺及效果 1、压裂工艺优化 1）优化压裂液防膨性能，降低储层伤害：针对储层不同的泥质含量，从压裂液入手，优化防膨剂种类及用量，加强储层保护；针对储层温度较低的井，优选清洁压裂液，减小储层伤害。 2）优选支撑剂，确保加得进：储层泥质含量过高，压裂过程中裂缝张开难度大，因此针对泥质含量高于20%的井，优选30/50目小陶粒，泥质含量位于
油井堵水技术在大斜度油井中的研究与应用 引言： 随着石油资源的逐渐枯竭，油井堵水技术在油气勘探和开发中扮演着至关重要的角色。大斜度油井作为一种新型的油气勘探开发手段，其独特的地质条件和工程特征对油井堵水技术提出了更高的要求。本文将重点研究与讨论油井堵水技术在大斜度油井中的研究与应用。 一、大斜度油井的特点 大斜度油井是指井斜度在70度以上，达到垂深井的一种井型。相较于传统的垂直井和水平井，大斜度油井具有以下几个特点： 1.储层连通性好：由于斜井具有较长的水平井段，可在多个层位上进行油气开采，提高了储层的利用率。 2.工程风险高：斜井的建井工程十分复杂，需要充分考虑井斜角度、稳定井壁、方位控制等问题，增加了工程难度。 3.支撑液失控易发生：由于斜井井壁稳定性差、压力控制难度大，使得支撑液失控的风险增大。 4.水平段堵水困难：大斜度油井的水平段由于井径小、井斜大且曲率较大，使得堵水难度增加。 二、大斜度油井堵水技术研究的主要内容 为了解决大斜度油井开采过程中的堵水问题，需要在以下几个方面进行研究：
1.堵塞机理研究：研究大斜度油井中的堵水机理，包括固相溶解、沉积、沉浸和物理堵塞等多种机制。 2.优化堵水材料：针对大斜度井段特点，改进传统堵水材料的性能，提高堵水效果和稳定性。 3.研究堵水剂的输送与释放机制：研究在大斜度油井中堵水剂的输送和释放机制，提高堵水剂的使用效率。 4.井身改造技术：通过井身改造，提高大斜度井段的井壁稳定性，减少压裂导致的支撑液失控风险。 5.水平段堵水技术研究：研究大斜度油井水平段中的堵水技术，包括超重浆体、水性聚合物和酸石蜡等新型堵水材料的应用。 三、大斜度油井堵水技术研究的应用案例 1.新型堵水材料的应用：利用超重浆体和水性聚合物等新材料，在大斜度井段中进行堵水实验，并比较不同堵水材料的性能和效果。 2.井身改造技术的应用：通过高强度支撑液的使用和井身加固技术，改善大斜度井段的井壁稳定性，减少漏失风险。 3.水平段堵水技术的应用：通过酸石蜡和纳米粒子等新型堵水材料的应用，有效堵塞大斜度油井水平段中的渗漏通道。 结论： 大斜度油井作为一种新型的油气勘探开发手段，其特殊的地质条件和工程特征对油井堵水技术提出了更高的要求。通过对大斜度井中堵水机理的研究，优化堵水材料，研究堵水剂的输送与释放机制，进行井身改造技
大港油田大斜度大位移井固井技术难点 及对策 摘要：针对大港油田大斜度大位移井固井存在的地层压力系统复杂、储层密 集且油水间距小、界面冲洗效率低和后期储层改造易破坏水泥环完整性等技术难题，通过强化井眼准备与提高顶替效率技术、高效冲洗隔离液技术、高强度韧性 水泥浆技术和配套固井技术措施等技术集成，形成了适用于大港油田大斜度大位 移井固井的成套技术，保证了固井施工安全，改善了界面胶结质量，为大港油田 大斜度大位移井固井质量的提高提供了技术支撑。 关键词：韧性水泥浆大斜度大位移井固井配套措施 大港油田经历50多年的大规模开发，油田老区已经进入高含水开发阶段， 稳产增产难度极大。为稳住产能规模，进一步挖掘增产潜力，目前主要以加密定 向大斜度大位移、分层开采、注水开发、酸化压裂改造的方式提高产能。油田老 区随着复杂断块油藏的深入开发，地质构造复杂化（主要是油气水层多、层间隔小，层间压力系统差别大、地层压力动态变化，固井候凝过程易发生水侵），钻 井液膨润土含量高、触变性强及虚泥饼厚等一系列的固井难题日益突出，严重制 约着大斜度大位移井固井质量的提高。多年来油田大斜度大位移井，特别是当井 斜角大于50°且位移大于800m，固井优质率不理想，直接影响了油田产能建设。 1.主要固井技术难点 1.1地质条件复杂，多压力系统并存 区块先期注水，导致地层压力体系发生变化，形成局部高压圈闭，同一区块 地层压力截然不同，钻井遭遇复杂，油气水侵较多。如大港油田官16-3井，设 计钻井液密度1.15g/cm3，见后效提至1.65g/cm3后继续钻进。 1.2储层密集、层间距小、油水关系复杂
储层油气水层分布广且间距小，存在油气水窜风险，层间不易有效封隔。如 小5-23-1L井储层段共36个油气层显示；在港西、王官屯和枣园等区块，层间 距在1-5m之间，层间压力系数不均衡。 1.3钻井液性能不匹配，影响界面胶结质量 大港油田大斜度大位移井使用的钻井液体系主要以硅基钻井液、聚合物钻井 液为主。虽然两种体系具有良好的携砂能力，但也普遍存在因坂土含量高而引起 的造壁护壁性能差、热滚后流动性差等问题，直接导致井壁泥饼虚厚、二界面不 易冲净，影响界面胶结质量。 1.4大斜度大位移井，套管安全下入及居中度难以保证 井斜角大（在60-90°之间），位移长（1000m以上），安全下套管风险大；同时，如何在套管顺利下入前提下，兼顾套管居中度对提高固井质量至关重要。 1.5水泥浆综合性能要求高，防水窜水侵性能、水泥石力学性能尤为关键 地层流体以“溶解迁移”方式破坏水泥环的结构完整性，造成二界面固井质 量不理想。流体的“侵蚀”比气侵所造成的危害更为严重。因此，需要严格控制 水泥浆体系失水量，提高浆体稳定性；同时，缩短水泥浆静胶凝过渡时间和稠化 过渡时间，降低窜槽风险。常规水泥石力学性能不匹配储层后期改造需求（最高 压裂压力可达80MPa），难以保证水泥石的结构密封完整性。储层段固井水泥浆（石）力学性能应根据实际作业工况，进行优化设计。 2.关键技术对策 2.1洗油型冲洗隔离液技术 2.1.1体系组分 冲洗隔离液体系主要由悬浮剂DRY-S1、高温悬浮剂DRY-S3、洗油型冲洗剂DRY-1L及加重材料等组成。其中悬浮剂DRY-S1及DRY-S3是保证体系具有良好的 悬浮稳定性能，冲洗剂DRY-1L中含有表面活性剂、有机溶剂等成分，提高对含 油钻井液的清洗能力。
井下封隔器新技术发展分析与展望 摘要：随着油气田发展方向以深井超深井为主，对封隔器等传统完井工具的 实用性、耐用性都提出了更高的要求。该文主要研究了当前国内外封隔器发展现状，重点介绍了近年来最新研发的几种新型封隔器，分析了国内外在该技术领域 的研究与应用上的差距，提出了今后井下封隔器新技术研究的方向与重点。 关键词：封隔器；发展现状 引言 目前石油开采技术日趋成熟，完井工具不仅要适合各种复杂的井下环境，还 需要耐温耐压，对封隔器等井下工具的设计与开发也提出了更高的要求。 1.封隔器概述 封隔器指连接于井下管柱之上，用于封隔油管与油气井套管或裸眼井壁环形 空间的井下工具。当需要封隔油管与油气井套管或裸眼井壁环形空间时，连接封 隔器于井下管柱之上，下到设计深度后，通过液压驱动等方式使封隔器上的封隔 件发生膨胀封隔油套环空。不同形式的封隔器，其启动方式和解封方式有所不同。目前石油开采技术日趋成熟，完井工具不仅要适合各种复杂的井下环境，还需要 耐温耐压，对封隔器等井下工具的设计与开发也提出了更高的要求。目前封隔器 的种类主要有自封式、压缩式、楔入式、扩张式、自膨胀式和组合式等多种类型。自封式是靠封隔件外径与内管壁的过盈和工作压差实现密封的封隔器；压缩式靠 轴向力压缩封隔件使封隔件外径变大实现密封的封隔器；楔入式靠楔入件楔入封 隔件使封隔器直径变大实现密封的封隔器；扩张式靠径向力作用于封隔件内腔使 封隔件外径扩大实现密封的封隔器；自膨胀式靠介质作用使封隔件的体积发生膨 胀变形实现密封的封隔器；组合式是由扩张式、压缩式、自封式、自膨胀式等任 意组合实现密封的封隔器。压缩式封隔器下到设计深度后，从油管内加压，高压 液体通过封隔器内部的传压孔隙作用于活塞机构，节流压差作用下，压缩胶筒发 生膨胀封隔油套环空。当油压释放，油套压力平衡后，胶筒靠自身的回弹力恢复
探究水平井套管固井关井工具的原理和应用 为了对水平井的套管固井关井工具进行分析，要予以整体构造的详细探究，明确其具体原理，并按照一定的技术指标，予以实践的充分应用，在保证关井工具充分应用的条件下，也能避免水泥塞存留问题的增加。下文中，对水平井套管固井关井工具做出探讨。 标签：水平井;套管;固井;关井工具 开发致密油藏过程中，使用水平井压裂为其中的主要方式，该技术在当前被广泛应用，但是，套管固井存在一定特殊性，在完成固井工作后，无法促使浮箍浮鞋的有效应用，达不到断流，常常引起水泥塞存留现象，不利于后期施工。所以，为其提供一套完善的关井工具，能加强问题的充分解决。 1 水平井套管固井关井工具的构造 水平井的套管固井关井滑套组成部分为本体、外壳、内壳和胶塞。其中，本体结构中的接头螺纹的使用，其型号需要和套管型号匹配，一般情况下，主体的壁厚为总尺寸的两倍，保证具备较强的抗压力。在内部，还需要增加预留孔，使其与外壳的螺纹连接。在外壳上，和本体连接的螺纹也增加了密封环和循环孔。对于内壳，在与外壳进行连接中，是利用稍钉来实现的，也会和密封环相互配合，这样不仅会发挥良好的密封性，也具有一定的整体性。对于胶塞的前部分，还存有专门使用的碰压头，其与内壳能够有效完成碰压[1]。 2 固井关井工具的基本原理 对于水平井的套管固井关井工具原理，是在下套管完成后，结合具体的工作要求，将关井阀安装在人工井的底部位置，随着固井作业的实施，前置液和水泥都会通过关井阀的循环孔，维持在循环状态，当水泥全部进入后，增加胶塞完成工作。 3 固井关井工具的技术指标和评价 对于水平井的套管固井关井工具的各个技术指标，其多为金属构件，在本体构件选择中，其抗压水平不能在70MPa以下。如果是稍钉材质，多选择为45#号钢。还需要选择橡胶构件，剪切压差在5-10MPa。对于循环孔的截面尺寸，也要按照一定的标准进行选择。在关井工作完成后，抗压水平要控制在30MPa以上[2]。 对于固井关井工具的评价。为了使工具实际使用期间获得良好效果，需要在室内增加对工具的评价工作，并对其结果进行详细评价。第一，试验管柱，多选择为不含有胶塞的水泥头、套管以及关井工具。期间，予以70MPa的压力，并进行五次试验，在试验中发现，所有的关井工具都可以实现70MPa的压力。第
定向井下套管配套技术措施的研究及应用 定向井下套管配套技术是在钻井技术的研究和应用基础上实施的，能够有效的提高定向井的质量，为后续的施工奠定坚实的基础。对定向井下套管配套技术的不断完善和优化，就能不断的提高定向井的施工质量标准，更好的保障油田的生产需求。 标签：定向井;下套管配套技术 大斜度定向井钻井施工过程中，经常发生卡钻的现象，因此结合配套技术，对定向井下套管技术进行不断的分析和研究，使用下套管扶正技术，避免施工过程中出现卡钻的事故，保障下套管质量，保障套管和井筒的中心在同一位置，为后续的固井施工工作奠定坚实的基础。 1 定向井下套管配套技术措施概述 1.1 定向井下套管技术措施 定向井下套管技术多种多样，常规的下套管技术为在下套管的同时，对井下灌注钻井液，避免井喷的事故发生，保障套管和井筒处在同一中心。常规漂浮下套管技术为将钻井液灌入井段的下部分，上部分采取掏空的方式，下套管时因为下部钻井液使套管漂浮，保持套管和井筒在同一中心位置。 1.2 旋转导向钻井中的下套管技术 旋转导向钻井常规的下套管技术主要应用吊卡吊起套管，然后将套管和井眼中心的位置进行对正，然后对扣操作，将顶部套管使用液压钳进行接单根操作，套管上部卡瓦和下部卡瓦进行拆除，保障套管顺利的进入到井筒中，保障下套管施工的顺利完成。同时套管的扭矩因为旋扣的操作比较复杂，控制起来比较困难。如果井眼内的套管不能顺利的旋转，就会造成水泥浆体系的参数不能及时的调整，井筒的安全得不到保障，容易引发井喷事故，井下施工的风险就会加大，安全隐患事故发生的概率就会提高，直接影响定向井的施工质量和施工安全。 旋转导向定定向井配套技术一般需要和弯钻头、螺杆泵钻井施工技术相结合应用，在直径较小的套管中应用时，钻井施工成本比较高，钻井的效率有所下降。但是旋转导向下套管配套技术的应用消除了大部分的滑动现象，对钻井的效率又有所提升，所以我们需要根据实际情况，将旋转导向钻井技术与定向井下套管技术有机结合，才能保障定向井施工的顺利进行。 1.3 下套管遇阻的原因 一旦遇到下套管遇阻的问题，一定要对遇阻的原因进行分析，制定科学合理的解决措施，保障下套管施工的顺利进行，为后续的固井施工奠定坚实基础。套
大斜度井压裂改造的难点与对策 大斜度井开发方式是低渗透油田开发的重要手段，此类井的压裂改造越来越多;但是压裂改造和直井差异较大：由于井斜不同导致裂缝的形态有别于直井，在近井筒处出现裂缝弯曲、微裂缝、裂缝窄以及施工压力异常等现象，影响施工的顺利进行。文章分析了HQ区块压裂井资料，发现大斜度井容易出现脱砂的支撑剂浓度，针对井斜对裂缝起裂、裂缝形态以及施工压力影响大的等难题，并提出提高施工排量、加入支撑剂段塞、增大前置液量等工艺措施，在现场应用中取得良好效果。 标签：大斜度井;压裂;裂缝 1 引言 水力压裂作为常用的措施改造工艺，在油田特别是低渗透油田上产开发中做出了重要贡献，随着大斜度井数量的增多，压裂措施工艺在这种类型井中的应用也会更加普遍和广泛。和直井压裂工艺相比，井段斜度大于30°的斜井在进行压裂改造中施工成功率较低。最开始人们对斜井特别是大斜度井没有获得正确的压裂認识，也未开展系统性的研究工作，石油工作者一直以为在斜井压裂中，沿着井筒产生一条裂缝施工与直井比较没有什么不同。但后来许多实验室研究揭示出在斜井或水平井井眼的邻近区域中有更复杂的破裂结构，来自现场的经验也表明了斜井更易于减少各种施工异常情况[1]。 2大斜度井压裂与直井压裂的区别 2.1 裂缝形态 在水力压裂过程中，裂缝一般垂直最小主应力方向。在一定深度下地层的最小主应力是一水平应力，因此压裂处理所形成的裂缝将在一垂直平面内。鉴于大斜度井如果井筒方位与最小水平应力方向一致，施工时将形成与井筒方位垂直的多条裂缝;若井筒方位与最小主应力垂直，那么将形成与井筒方位平行的裂缝;当斜井井筒方位与最大应力方位成一定夹角时，压裂产生的裂缝则相当复杂，不同的井斜角及方位角所产生的裂缝不尽相同，有可能存在近井多裂缝，出现裂缝弯曲等现象。 2.2施工压力出现异常 在直井压裂施工时裂缝与最大主应力方向一致，而且通常认为裂缝较平滑，但在斜井压裂中在近井地带存在多条微裂缝，在远井处可能合并为一条裂缝或一条裂缝较为发育。另外，因井斜的影响造成裂缝起裂方向与最大主应力方向不一致，而裂缝延伸趋于最大主应力方向，这样造成裂缝在近井地带产生弯曲，裂缝宽度变窄，增加了近井地带摩阻，因此，斜井压裂施工压力应高于直井压裂，在加砂阶段易出现异常现象[2]。
大斜度井固井质量评价大斜度井固井质量评价 近年来，随着我国石油勘探和开发工作的不断深入，越来越多的大斜度井被投入使用。然而，尽管大斜度井可以有效地提高采油效率和储油量，但是井口因为受到外力的影响，井壁施工难度大，导致固井质量难以保证。因此，大斜度井固井质量评价显得非常重要。 一、大斜度井固井质量评价的意义 1、保障井身的完整性 固井质量影响着井身的完整性，如果固井不牢固，会形成井眼和地层的联系，导致深层地层对于水、油、气等的流动和储存影响，从而影响油气井的产能和经济效益。 2、提高采油效率 固井质量也是影响采油效率的重要因素之一，如果井固不好，会导致井眼和管柱产生间隙，进而导致漏失泥浆和排水液，让井壁受到侵蚀，从而影响油气井的产能和经济效益。 3、保障环境安全 固井质量评价的重要意义还在于保障环境安全。如果井固不好，泥浆可能会从井壁后侧洩出，造成环境污染，甚至出现井口瘤，极易对周围生态环境和水源造成污染。 二、大斜度井固井质量评价的方法
1、固井道根据斜段井的垂向、宽度等条件，选择合适的固井方法。最常用的固井方法是标准宽度压裂（SWF），标准宽度固井（SWS）和高压水泥固井（HCP）。 2、固井阻力计（IRC）是一种用于确定固井质量的工具，通过连续测量固井过程中的泥浆活性和固井阻力，实时监测固井过程中的各项参数，保证固井质量。 3、泥浆性能参数监测，包括泥浆密度、粘度、流动能力、过渡时间和膜厚等参数。这些参数是反映固井质量的关键指标，必须在固井过程中监测并及时反馈到施工现场，及时调整施工方案。 4、完整性测试是确定井壁封闭性和完整性的最常用方法。通过对井固的质量进行测试和评估，可以确定井固的强度、封堵性和完整性是否符合要求。 三、大斜度井固井质量评价的难点 1、施工难度大 大斜度井施工难度大，因为井身的曲率半径比较小，是直井的3-10倍，因此井内空间相对较小，施工方案执行难度也相对较大。 2、固井压力 大斜度井的难点之一是固井压力，这是由于施工的复杂性和地层的多变性所引起的。如果固井压力不够，可能
浅谈压裂施工中管柱砂卡及组合解卡工艺技术 摘要：目前采用压裂对地层进行改造是行之有效的手段之一，达到疏通地层，解除堵塞，增大过流截面，提高渗透率，提高油井产量。但在压裂施工中经常出现因各种原因造成管柱砂卡，分析压裂管柱砂卡原因，结合现场实际，采用组合解卡工艺技术，有效地解决了现场生产难题，同时缩短修井时间，降低生产成本。实践证明该方法可行、有效。 关键词：压裂管柱砂卡组合解卡工艺技术 在过去的作业施工中，处理管柱砂埋卡钻事故通常采用大力上提、倒扣+套铣等作业手段来进行解除，不但处理事故的周期长，难以奏效，而且投入的人力、物力和费用也很大。针对现场作业中出现的压裂管柱砂卡问题，采用在油管内下小直径管柱冲砂，加破胶剂浸泡，并配合采用抽汲工艺，经现场应用取得了良好的效果。 1常规砂卡原因分析 常规油水井管柱砂卡主要有以下几个方面的原因； （1）油井生产时，油层中的砂子随着油流进入套管，随压力降低逐渐沉淀，使砂面上升埋住封隔器或一部分油管造成砂卡。注水井在注水过程中，由于压力不稳定或停注造成倒流现象，使砂子进入套管，也会造成砂卡。 （2）压裂时所用管柱的尾管过长，含砂比大，排量小，压裂后放压过猛等，均能造成砂卡。 （3）使用封隔器进行分层或选层压裂时，固井质量不好、油层薄造成压裂时管外窜或压裂砂窜入封隔器、水力锚等大直径井下工具之上，造成砂卡。 （4）压裂后，大斜度定向井探砂面，操作方法和负荷控制不当，管柱擦人砂面，易造成砂卡。 （5）冲砂时泵的排量不够，使液体上返速度过小，携砂能力差。不能将砂子完全携带到地面造成砂卡。井口倒灌或接单根时间过长，砂子下沉造成砂卡。 2常规砂卡解卡方法 常规的解除管柱砂卡的方法主要有以下几种： （1）活动管柱解卡：对于卡钻时间不长或卡钻不严重的井，可上提或下放管柱，使砂子疏松解除卡钻事故。