“三超”气井永久式封隔器完井管柱处理工艺技术研究及实践.pdf

第41卷第3期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT|油气勘探与开发87“三超”气井永久式封隔器完井管柱处理工艺技术研究及实践马群张宏强徐鹏海郑如森张梁尹红卫刘汉广中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000摘要：克深气田埋藏超深（6 0 0 0 m）、地层压力超高（12 0 MPa）、地层温度超高（165），气井采用井下安全阀+THT永久式封隔器完井管柱投产。针对“三超”气井生产管柱断落、变形、腐蚀泄漏，严重影响气井正常生产问题，开展了井下管柱处理工艺技术研究，形成了包括压井、径向切割炬RCT(RadialCuttingTorch,RCT)切割、永久式封隔器处理、落鱼打捞及相应工具选择在内的配套工艺技术。2 0 15年至今已成功地对2 0 余口事故井进行了修复，取得了良好效果，研究为“三超”气井大修复杂处理提供了可借鉴的经验。关键词：“三超”气井；管柱失效；大修作业；永久封隔器；复杂处理;RCT切割D0I:10.3969/j.issn.1006-5539.2023.03.013Research and practice of completion string treatment technologywith permanent packer in Three Super gas wellMA Qun,ZHANG Hongqiang,XU Penghai,ZHENG Rusen,ZHANG Liang,YIN Hongwei,LIU HanguangCNPC Tarim Oilfield Branch Company,Korla,Xinjiang,841000,ChinaAbstract:In Keshen gas field,the reservoir is extremely deep(6000 m),the formation pressure isextremely high(120 MPa)and the formation temperature is extremely high(165).T h e g a s w e l lwas completed with a downhole safety valve THT permanent packer string.In view of the problems ofproduction string breakage,deformation and corrosion leakage in Three Super gas wells,which seriouslyaffect the normal production of gas wells,the downhole string treatment technology is studied.A completeset of technology including well killing,RCT(Radial Cutting Torch)cutting,permanent packer treatment,fishing and corresponding tool selection has been developed.Since 2015,more than 20 accident wells havebeen successfully repaired,and good results have been achieved,which provides reference for theultra-deep high temperature and high pressure gas wells.Keywords:“Three Super gas well;String failure;Overhaul operation;Permanent packer;Complextreatment;RCT cutting收稿日期：2 0 2 2-12-0 7基金项目：中国石油天然气股份有限公司重大专项“克拉一库车坳陷深层超深层天然气开发关键技术研究与应用”(2018E-1803)作者简介：马群（198 9-），男，黑龙江北安人，工程师，硕士，从事油气田开发研究及新能源管理工作。E-mail:控生产；对生产油压较高、井屏障失效的气井,若维持长天然气与石油882023年6 月NATURALGAS ANDOIL0育前言克深气田是塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带上的一个裂缝性致密砂岩气田,具有埋藏超深（6 0 0 0 m）、地层压力超高（12 0 MPa）、地层温度超高（16 5）的特点【1-3，为应对异常复杂的地质条件,完井井深结构多为塔标I、塔标结构尾管以外径51/2 （1=2 5.4mm）、7 套管为主，完井管柱多采用41/2+31/2+27/8复合油管组合，配套井下安全阀+THT永久式封隔器。近年来，随着气田的深入开发，部分气井生产运行期间陆续出现油管渗漏、断裂、变形失效等环空异常带压情况4-8,给气井的安全生产带来重大风险。实际生产中,对生产油压低、井屏障失效的气井可维持长期监表1“三超”气井油管柱常见的失效形式表Tab.1 Commonfailure forms of tubing string in“Three Super gas well井号井深/m失效形式KS2-2-126 807.0KS6055.731.0K.S9077 635.0K.S9057.720.0KS137 530.0KS1347 690.0K.S86.922.0KS246.300.0K.S2-2-46 753.9KS106.467.6KS2086 684.8K.S2-2-206 748.4期监控生产，套压可能超过套管承受的极限压力，甚至会引发天然气窜漏至地层、泄漏至井口等无法控制的灾难性事故9-13,要彻底解决此类高压气井的井控风险，开展气井大修是恢复井屏障保障安全生产的主要技术手段。1“三超”气井油管柱失效的主要形式“三超”气井油管失效的主要表现形式为油管变形、油管接头丝扣腐蚀、油管柱断裂和渗漏等，见表1及图1。其中油管柱断裂是气井最常见的失效形式，占比最高（6 6.7%），要保障该类气井平稳生产，开展气井大修是恢复井屏障失效的唯一手段。失效深度/m备注油管被挤扁6 199.42油管渗漏12.2784.03外径41/2 壁厚12.7 mm油管与4 SP井下安全阀之间存在漏点油管错断1 519.03油管错断1 311.70油管错断3922.56油管错断3 434.00井下安全阀失效，8 5.6 3油管柱存在漏点油管错断661.80油管错断86.65油管渗漏一油管错断6 093.50油管错断2.498.89外径31/2 壁厚7.34mm油管被挤变形外径41/2 壁厚12.7 mm油管与外径41/2 壁厚9.6 5mm油管变扣位置外径41/2 壁厚9.6 5mm油管本体外径31/2 壁厚7.34mm油管接箍位置外径4 1/2 壁厚 12.7 mm油管与外径4 1/2 壁厚9.6 5mm油管变扣位置井下安全阀异常关闭导致关井，控制管线泄压见天然气；多次打压、打压替气，井下安全阀均无法正常工作外径41/2 壁厚12.7 mm油管与41/2 壁厚9.6 5mm油管变扣位置下提升短节公扣腐蚀断裂，鱼头为41/2 壁厚12.7 mm油管接箍油套连通，油管柱渗漏外径31/2 壁厚6.45mm油管接箍位置外径41/2 壁厚9.6 5mm油管本体断裂a)KS905油管腐蚀断裂a)KS905 oil pipe corrosion and factureb)KS209油管丝抽腐蚀b)KS209 oil piple thread corrosionc)KS2-2-3油管断裂c)KS2-2-3 oil pipe factured)KS2-2-12油管变形d)KS2-2-12 oil pipe depormation图1油管失效形式的部分照片Fig.1 Pactical photos of oil pipe failare forms第41卷第3期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT|油气探与开发在破坏上卡瓦以及胶筒时可能造成封隔器抽芯等次生复2“三超”气井修井作业技术难题2.1压井作业难度大井口压力高（7 0 MPa）,地层压力窗口窄,压井难度大，井控风险高。部分高压气井存在油管柱被挤扁或者油管被堵死的情况，压井通道不通畅，无法实施直接压井施工；部分高压气井油管柱在较浅部位存在断裂，压井短路导致无法有效建立液柱压力；油套窜通、套管破损,形成两套及以上压力系统；管柱有两处及以上漏点，压井作业时无法进行有效置换，给压井作业带来较大困难。压井作业采用油基泥浆作为压井液，泥浆密度高（1.3g/cm）,因压井短路或多套压力系统,致使油基泥浆与井筒内地层水混合，导致泥浆稠化沉淀，增加了压井难度和管柱后期复杂处理难度。2.2油管柱打捞处理难度大气井较深，起下钻时间长，打捞效率低；泥浆密度高，地层温度高，泥浆容易老化沉淀，井下管柱“埋卡”风险高；井下安全阀最小内径6 5.0 8 mm，完井油管最小内径59mm，常规切割弹难以通过,无法对管柱实施精准切割，采用传统倒扣打捞方式，不确定因素多；“三超”气井井身结构相对复杂，环空可操作间隙小，外捞可选择工具少,内捞受限因素较多14-16，对打捞工具材质、性能、加工精度提出巨大挑战17-18 1；井下复杂情况多，落鱼卡点位置不明确，制订整套详细的打捞方案困难。2.3封隔器处理难度大库车山前“三超”气井完井封隔器使用THT永久式封隔器，见图2，当压力作用到活塞上时，坐封销钉剪断，随着销钉剪断，一级、二级活塞开始逐次向上运动。压力增加,活塞推动下卡瓦和楔型块整体上移。当达到最小坐封压力时，上卡瓦锚定，胶筒充分膨胀，下卡瓦锁定位移,系统完全达到工作压差。自锁卡瓦可将活塞锁定,防止泄压后活塞自行退回19-2 0。永久封隔器一经坐封,破坏掉上卡瓦以及胶筒是封隔器失封的唯一手段，级活塞工作筒二级活塞工作筒图2 永久封隔器结构简图Fig.2 Structurediagram of permanent packer89杂,因此封隔器处理也是气井大修中难啃的“硬骨头”。3“三超”气井修井配套工艺技术库车山前“三超”气井修井作业已成功开展了2 0 余口，经过多年的技术沉淀，已形成一套行之有效的大修作业配套工艺技术。针对压井作业难度大,形成了一套完善的高压气井复杂工况下压井配套工艺：油管和套管近井口位置失效，挤压井环空超压，无法有效建立液柱压力，采用连续油管辅助压井；油管失效,压井短路,井筒无堵塞,采用反循环+正挤压井；油管渗漏,井筒无堵塞,采取正挤压井；油管渗漏，套管失效，井筒无堵塞,采取正挤压井+梭镖投堵；油管和套管均失效，AB环空窜通,井筒无堵塞，根据B环空压力是否可控，采取正/反循环压井+正挤压井；油管失效,井筒堵塞，反循环压井+挤压井无效,若漏点以上压井液比重满足压井，则提高压井比重压井，若压井液比重无法满足压井，则采用带压作业机处理上部管柱。传统的“三超”气井原井管柱处理可简单分为三部分，永久封隔器上部油管柱、永久封隔器和永久封隔器下部油管柱。永久封隔器上部油管柱的传统处理方式为倒扣和钻磨；永久封隔器的传统处理方式为单一的钻磨；永久封隔器下部油管柱的处理方式主要有捞矛（捞筒）打捞或钻磨等。永久封隔器及上部油管柱采用传统的处理方式起下钻频次高，周期长，容易造成次生复杂，甚至导致气井报废；为保障大修井的顺利进行，针对永久封隔器上部管柱处理，攻关形成了径向切割炬RCT（Ra d i a l Cu t t i n gTorch,RCT)切割技术,外径尺寸满足通过井下安全阀和缩径处的要求，可切割31/2 和2 7/8 油管，最高耐压140MPa，最高耐温2 6 0。RCT井下工具短节装有专利燃料（铝热剂），在6 48.8 9下被点燃，发生剧烈但可控的氧化还原反应，释放巨大热量（330 0 C）的同时，产生内置自锁卡等离子体，等离子体通过喷嘴通道，形成径向聚焦等离子射流,射流在靶管上产生高温融物，将切割头附近的下楔上卡型胶瓦瓦块筒瓦mm138dmm 138dmm 114d管子软化，生成的氧化铝类似高速喷砂，最终切断靶管，靶管切口规整，并实现精准切割，极大提升了原井管柱处理效率。针对永久封隔器处理困难，探索出了“磨、套、捞”的永久式封隔器处理方式。采用RCT切割技术在永久封隔器上提升短接中间位置切割后，起出切割点以上管柱，采用磨鞋钻磨剩余的上提升短接至永久封隔器本体，采用铣鞋破坏掉永久封隔器上卡瓦以及胶筒，使永久封隔器失封，在下部管柱无埋卡的情况下，使用捞矛/捞筒等打捞封隔器残体天然气与石油902023年6 月NATURALGAS ANDOIL和下部油管柱。针对下部油管柱存在砂卡、井径小打捞人鱼困难等难题,攻关形成了以“磨铣+倒扣或套铣+倒扣”打捞处理方式。通过优选高效磨鞋、铣鞋、高强度公锥、母锥以及小尺寸高强度倒扣捞矛等井下工具，有效提升了小井起出切割点以上油管柱否切割点是否在封隔器上提升短接位置是钻磨至封隔器上接头套铣封隔器眼复杂打捞的效率。通过不断探索，形成了“切、磨、套、捞”的原井管柱处理方式，平均单井封隔器处理周期缩短45.8 3%，平均单井复杂处理周期缩短34.48%；在此基础上，固化形成了大修作业两条技术路线，见图3。压井是电缆通井，是否通至切割深度RCT切割原井管柱泥浆压井、换装油口否泥浆压井、换装井口起出遇阻点以上管柱下打捞密封捞筒回接遇阻点浅，电缆通井遇阻点较深否是否通井至切割深度是RCT切割倒扣、钻磨等处理永久封隔器上部剩余管柱钻磨、套铣永久封隔器打捞封隔器残体及其下部落鱼通井、刮壁、工程测井二次完井图3大修作业技术路线图Fig.3 Technical route of overhaul operation一是(半)压井作业后进行电缆通井作业，若能通井至井底或具备RCT切割条件,采取RCT切割，切割后进行泥浆压井及换装井口，起出切割点以上油管柱，若切割点为永久封隔器上提升短接位置，选择磨鞋钻磨至封隔器上接头；若切割位置距封隔器位置较远，采取倒扣、钻磨等方式处理至封隔器上接头，选取铣鞋破坏掉永久封隔器上卡瓦及胶筒，选用捞矛等打捞工具打捞永久封隔器残体和下部管柱。二是（半)压井作业后电缆通井遇阻不具备RCT切割条件，泥浆压井换装井口，起出遇阻点以上油管柱，若鱼头规整，下打捞密封捞筒回接；若鱼头不规整，下小引子磨鞋或套子磨鞋等工具处理鱼头，鱼头规整后再下打捞密封筒回接；若回接点靠近永久封隔器，则可采取传统倒扣、钻磨等方式处理永久封隔器上部剩余油管柱；若回接点靠近井口位置，可先选择进行电缆通井，通井至永久封隔器位置或相应切割深度进行RCT切割；若通井遇阻或不具备切割条件，采取传统倒扣、钻磨方式处理原井管柱。4王现场应用实例本文选取了两口典型大修井，详细论述了不同技术路线下大修复杂处理工艺，以及井下不同鱼头状态下打捞工具的选择及选择依据，为高压气井大修井下复杂处理提供借鉴。4.1KS605 大修井基本情况KS605井是库车坳陷克拉苏构造带KS6号构造的一口评价井，完钻井深57 31m，完钻层位白垩系巴什基奇克组巴二段（未穿），人工井底57 16 m。用4mm油嘴生产，油压7 9.8 MPa,产气量18.8 910*m/d,生产过程中油套突然窜通，采油树关井，目前该井压力系数为 1.6 9。4.1.1打捞封隔器上部管柱完成半压井作业后，下55mm0.2m通井规电缆通井至558 7 m,因而选择第一条技术路线，下RCT切割第41卷第3期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT|油气勘探与开发管柱：5.6mm电缆+38mm电缆帽0.4m+43mm钻杆45根+变扣+4 浮阀+4 钻杆至井口（全井反扣）。加重杆6 m+43mm万向节0.3m+43mm扶正器下钻至井深556 9.0 1m遇阻，加压30 kN，上提管柱由原0.6m+43mm加重杆1.5m+45mm锚定仪悬重118 0 kN上升至12 8 0 kN,抓住落鱼；下放管柱加压1.27m+43mm扶正器0.6 m+35mm磁定位60kN,逐级上提管柱至悬重158 0 kN未解卡；上提下放0.5m+43mmRCT切割工具0.7 6 m+43mm平衡锚管柱活动、悬吊解卡，活动范围10 0 0 158 0 kN,活动起0.77m+43mm扶正器0.4m，至永久封隔器上提升短出钻杆2 1.6 9m后悬重下降至12 2 0 kN,循环测后效，无接中间位置557 0.0 6 m处。校深完成后，点火切割，切明显后效，起打捞管柱，捞获剩余落鱼，共计10 3.1m。割后油压保持41MPa不变，套压19上升至2 5MPa，初4.2KS13大修井基本情况步判断油管已切开。KS13井是塔里木盆地库车坳陷克深区带KS13号构采用1.8 4g/cm油基泥浆进行节流循环压井，循环造的一口预探井，完钻井深7 530 m；完井层位白垩系巴深度557 0.6 m（切割点位置），充分循环使进出口液性什基奇克组巴二段,射孔井段7 311 7 430 m；完井方式一致，井观察，不溢不漏，换装井口后起出切割点以上为套管射孔完井，环空保护液体为1.4g/cmHWJZ-1；油管柱。2015年9月8 日开始试采，油压90.9MPa，产气量4.1.2打捞封隔器及下部油管柱19.510*m/d,A环空压力33.8 MPa,B、D 环空压力均落鱼结构（自上而下）：8 8.9mm7.34mm上提升短接为0 MPa，C 环空压力8.2 4MPa。试采结束后用残体0.7 3m+51/2THT封隔器2.0 1m+变扣0.55m+变1.40g/cm的有机盐压井,在压井过程中发现套压异常扣0.53m+93.2mm10mmBT-S13Cr110直连油管2升高，由16 MPa升至7 2 MPa，油压为7 0 MPa，放套压验根19.35m+变扣0.58 m+投捞式堵塞器0.45m+双公短证出口见气，判断油套连通，目前该井压力系数为1.8 0。节0.36 m+变扣0.53m+93.2mm10mm直连油管4根4.2.1打捞封隔器上部油管柱37.81m+变扣0.58 m+全通径压裂滑套0.6 7 m+变扣完成半压井作业后，采用电缆通井工具（5.6mm0.53m+93.2mm10mm直连油管4根38.3m+变扣电缆+38mm电缆帽0.3m+44mm磁定位仪0.58m+POP球座0.2 7 m,落鱼总长10 3.8 3m。0.35m+44mm变扣0.2 6 m+54mm加重杆4.1.2.1磨铣51./2 THT封隔器上提升短节7.2m+54mm通径规0.41m）通井至井深39 2 2.56 m磨铣工具组合：111mm进口高效小引子合金磨遇阻，根据循环压井、通井遇阻等情况,判断管柱在遇阻鞋+107mm随钻捞杯+31/2 钻链1根+110mm扶点断脱或被挤扁，不具备RCT切割条件，选择第二条技正器+31/2 钻链17 根+变扣+2 7/8 钻杆+变扣+术路线，使用1.8 9g/cm油基泥浆正循环压井，待进出4钻杆至井口（全井反扣）。下钻至深度556 7.91m（理口液性一致，井观察，不溢不漏。完成换装井口，试提论鱼顶深度556 9.7 4m）遇阻2 0 kN,复探3次位置不变。并提脱，起出断点以上管柱。磨铣上提升短节，钻压5 40 kN,转速6 0 7 0 r/min，4.2.1.1修整鱼头排量7 8 L/s,泵压14 16 MPa,磨铣井段556 7.9 1图4为KS13井捞获的鱼尾，根据鱼尾知，鱼头为5569.01m,进尺1.1m。出口返出物有无磁性材质铁屑，88.9mm7.34mm油管接箍，鱼头不规整，为便于打捞，判断已磨铣至封隔器上接头。4.1.2.2套铣封隔器套铣管柱组合：112mm进口合金铣鞋+107mm随钻捞杯+31/2 钻1根+110mm扶正器+31/2 钻17 根+变扣+2 7/8 钻杆+变扣+4 钻杆至井口（全井反扣）。下套铣管柱至井深556 9.0 1m，遇阻加压20kN,复探3次位置不变。套铣封隔器上卡瓦及胶筒，钻压5 50 kN，转速60r/min,排量45L/s，泵压10 12 MPa，累计进尺0.3m,出口累计返出铁屑约1kg及少量胶皮。4.1.2.3打捞封隔器残体及下部尾管打捞工具组合：105mm可退式加长捞矛2 10（配装61mm矛瓦）+循环接头（2 112 10 双反）+2 7/8 91图4KS13井捞获的鱼尾照片Fig.4Photo of fish tail caught in KS13 well天然气与石油922023年6 月NATURALGAS ANDOIL需进行修鱼。管柱组合：165/64mm小引子磨鞋+140mm捞杯+43/4 反扣钻1根+165mm扶正器+43/4 反扣钻链8 根+变扣（311HT40母双反）+4反扣钻杆至井口。下钻至井深39 2 3.51m遇阻30 kN。钻磨31/2 油管节箍残体，钻压515kN，转速40 6 0 r/min，排量78L/s,泵压11.4 13.8 MPa,进尺0.5m,出口返出铁屑3.5kg,判断已钻磨至31/2 油管本体。4.2.1.2打捞31/2 油管管柱组合：147mm可退式捞筒+变扣（311HT40母双反）+4 反扣钻杆至井口。循环下放油管柱至井深39 2 4.0 1m遇阻0.5t,开转盘、下放加压2 0 kN打捞，泵压由3MPa升至5MPa，停泵、停转盘，上提至110 0 kN；下放管柱逐步加压至50kN,逐级上提油管柱至16 0 0 kN，下放至悬重1530 kN坐吊卡（打捞管柱原悬重10 7 0 kN；封隔器以上落鱼悬重455kN）。下RCT模拟切割电缆通井工具至井深3926.62m遇阻，复探3次无位移，不具备RCT切割条件，采取传统倒扣打捞。上提油管柱至1550 kN，反转2 9.5圈，扭矩由4kNm上升至10.2 kNm下降至4kNm,悬重由1550kN下降至140 0 kN，上提管柱，悬重140 0 kN上升至150 0 kN下降至140 0 kN。捞获落鱼2 191.57 m，鱼尾为8 8.96.45mm油管残体，成纵向撕裂喇叭口状，最大缺口长46 mm，宽6 8 mm,最大外径111mm，裂缝长0.42m，上下撕裂处肉眼可见多道裂纹，见图5。图5捞获鱼尾油管残体照片Fig.5 Photo of catching fish tail oil pipe residues为便于打捞，需进行修鱼，修鱼管柱组合：165143mm套子磨鞋+140mm随钻捞杯+43/4 钻1根+165mm扶正器+43/4 钻链8 根+31/2 钻杆+变扣+4 钻杆至井口（全井反扣）。钻压2 0 40 kN,转速50 7 0 r/min，扭矩4.44.6kNm,排量7 8 L/s,泵压19 2 1MPa,钻磨累计返出铁屑2 4kg，钻磨井段6 117.8 2 6 119.8 9 m，累计进尺8.2 1m。根据累计进尺及磨鞋痕迹判断已经钻磨至下个油管节箍。4.2.1.3打捞31/2 油管接箍选择可退式捞筒打捞31/2 油管接箍，管柱组合：147mm可退式捞筒+31/2 反扣钻杆+变扣+4 反扣钻杆至井口。循环下放管柱至井深6 119.8 9 m，遇阻5kN,开转盘、循环下放加压40 kN打捞，泵压由10.7 MPa上升至12.18MPa，停泵、停转盘，由原悬重1450 kN上提至1500kN，下放管柱加压至8 0 kN,逐级上提管柱至16 0 0 kN（封隔器以上油管线重150 kN），分别反转30、30、35、40圈，扭矩由3.7 8 kNm上升至6.6 kNm，释放扭矩分别回旋4、4、1、1圈，上提管柱，悬重16 50 kN。捞获油管节箍残体0.115m+油管10 9 根10 7 0.6 9 m+变扣0.94m+提升短节1.47 m+封隔器上接头+外筒+芯轴1.31m,总计捞获落鱼长度10 7 4.417 m。4.2.2打捞封隔器及下部管柱根据上趟钻捞获情况知，永久封隔器抽芯，目前井下落鱼结构（自上而下）:51/2 THT封隔器上卡瓦0.0 7 2 m+隔环0.0 46 m+胶桶0.2 6 m+隔环0.0 46 m+下卡瓦0.072+封隔器下部外附件1.19 2 m+变扣0.52 m+31/26.45mmBGT1油管2 根18.9 3m+变扣0.53m+投捞式堵塞器0.45m+双公0.45m+变扣0.53m+直连油管6 根58.6 5m+变扣0.54m+短油管2.0 3m+球座0.2 7 m,落鱼总长:8 4.58 m。4.2.2.1钻磨封隔器及打捞附件磨铣封隔器上卡瓦管柱组合：112mm小引子磨鞋+108mm捞杯+108mm扶正器+89mm强磁+31/2 反扣钻9 根+变扣+2 7/8 反扣钻杆51根+变扣+31/2 反扣钻杆3根+31/2 反扣浮阀+31/2反扣钻杆56 7 根+变扣+4 反扣钻杆至井口。下钻至井深7 2 0 1.42 m遇阻，钻压5 10 kN,转速5060r/min,扭矩4.4 5.5kNm,排量5L/s,泵压1819MPa。钻磨井段7 2 0 1.42 7 2 0 1.47 m，进尺0.05m，捞杯及强磁捞获少量铁屑和几块不规则卡瓦牙块，判断封隔器上卡瓦已被破坏。下78mm鱼刺捞矛组合管柱打捞封隔器上卡瓦与下卡瓦之间的附件，捞获51/2 THT封隔器下椎体和隔环,部分胶筒。4.2.2.2打捞封隔器残体及下部尾管目前鱼头为51/2 THT封隔器残体，卡瓦可能落在中心管水眼上或封隔器残体上，阻挡打捞工具人鱼，为提高打捞效率及成功率，下101mm磨铣通径杆疏通封隔器下部中心管的水眼空间，根据领眼磨鞋引杆带出封隔器下芯轴末端残体，判断鱼头为封隔器下液缸外筒，长0.50 m，外径110mm，内装芯轴残体0.2 0 m，内径第41卷第3期OIL&GASEXPLORATIONANDDEVELOPMENT|油气勘探与开发58.6mm。综合考虑该井生产时出砂、长时间关井有机盐结晶沉淀等因素，落鱼管柱与环空存在埋卡情况，选用高度公锥打捞封隔器残体及下部尾管。打捞管柱组合：105mm公锥（538 4mm）+105mm安全接头+105mm循环接头+变扣+2 7/8 非标反扣钻杆+变扣+31/2 反扣钻杆1根+浮阀+31/2反扣钻杆+变扣+4 反扣钻杆至井口。下放油管柱至井深7 2 34.16 m遇阻，分别加压10、20、30 k N，分别反转15、15、15、15圈，释放扭矩回旋4、10.5、12、0 圈，上提油管柱至悬重16 8 0 kN下降至1550kN（原悬重1530 kN），捞获落鱼。5结论1)库车山前“三超”气井生产工况极为复杂，随着开发的不断深人，油管失效日趋严重，主要表现形势有油管断裂、油管柱渗漏、油管变形、油管接头丝扣腐蚀等，其中油管断裂是“三超”气井最常见的失效形式。2)针对压井作业难度大,探索形成了连续油管辅助压井、反循环+正挤压井等压井方式；针对油管柱打捞处理难度大,攻关形成RCT切割技术；针对永久封隔器处理困难，固化形成了“切、磨、套、捞”的永久式封隔器处理方式，总结形成两条大修复杂处理技术路线。3)结合两口典型大修井，详细论述了两条技术路线下大修复杂处理工艺，通过对两条技术路线下大修井作业工序、作业周期（KS605用时6 3d、K S13用时7 3d)等对比,采取RCT切割方式处理原井管柱效率更高、更精准,在具备切割条件时，优选RCT切割方式;同时对井下不同鱼头状态下打捞工具的选择及选择依据进行了论述，为高压气井大修井下复杂处理提供可借鉴、可复制的经验。参考文献：1江同文,孙雄伟.库车前陆盆地克深气田超深超高压气藏开发认识与技术对策J.天然气工业,2 0 18,38(6：1-9JIANG Tongwen,SUN Xiongwei.Development of ultra deepand 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