原钻具直接倒扣操作要点：将上部钻具分段紧扣, 上提钻具直至悬重与待倒扣钻具的重量相当, 再用转盘反转进行倒扣。

此方法存在5个方面的不足：一是受井斜、井深的影响, 导致扭矩传递不到位, 达不到倒扣的目的; 二是井下钻具组合中, 如果上扣扭矩达不到或出现其他问题, 易松开井下工具, 发生工程事故; 三是正扣钻具倒扣必须扭矩传递通畅, 操作起来较为困难; 四是实际倒扣位置与预计倒扣位置存在较大误差, 导致井下落鱼长度增加, 需要对扣后再次实施倒扣作业; 五是当方钻杆高出转盘面, 转盘无法带动钻具转动时, 需要通过拉绳固定, 存在脱落、断裂等风险^{[2, 3]}。

爆炸松扣一般分为两个步骤：一是测卡点, 利用专用测量卡点的工具— — 测卡仪器, 通过钻具水眼由电缆将测卡仪器送入至被卡部位, 通过反复上提和下放钻具或给钻具施加扭矩产生弹性变形, 由测卡仪器的振荡器和应变仪在卡点附近测得几组应力变化数据, 然后通过分析才可以准确地给出钻具卡点的位置; 二是雷管和导爆索的配合使用得当, 在测卡点的接箍处精准实施爆炸处理, 达到松扣的目的。

此方法存在4个方面的不足：一是费用昂贵, 单次费用为20万元; 二是整个过程所需时间长, 容易造成其他井下事故; 三是成功率不能达到100%, 往往需要多次爆炸松扣; 四是爆炸松扣存在易爆品运输、使用和管理等安全风险^{[4, 5, 6]}。

自锁式钻具倒扣装置包括倒扣总成和倒扣堵球两个部分。

2.1.1 倒扣总成设计

倒扣总成包含堵漏短节、活塞总成、弹簧、花键套、倒扣短节和钻具接头（图1）。

图1

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	图1 倒扣总成结构图 注:①堵漏短节[12]; ②+⑤活塞总成; ③弹簧; ④花键套; ⑥倒扣短节; ⑦钻具接头

堵漏短节下端与倒扣短节上端通过螺纹固定连接为一体, 堵漏短节内部与倒扣短节内部上下连通, 堵漏短节上端设有内外连通的旁通孔, 倒扣短节上端内部安装有呈上下方向布置的活塞总成, 其内部设有上下连通的主水眼。活塞总成包括：自下而上固定在一起的活塞芯轴和能够封堵旁通孔的活塞头; 活塞芯轴下端设有花键套, 活塞芯轴通过花键套分别与堵漏短节下端和倒扣短节上端连接在一起; 倒扣短节下端由上至下依次设有弹簧和限位环台, 弹簧上端抵在活塞芯轴下端, 弹簧下端位于限位环台上端; 对应活塞头下端位置的堵漏短节内部设有能对活塞头起到限位作用的限位环台; 对应活塞头上端位置的堵漏短节内部设有呈上下方向布置的倒扣件, 倒扣件下端设有能够封堵主水眼的堵球, 上端外部设有弹性限位件, 对应弹性限位件下端位置的堵漏短节固定安装有能够实现弹性限位件上行限位的挡圈, 弹性限位件能够下行穿过挡圈并位于挡圈下侧^{[7, 8, 9, 10, 11, 12]}。

为满足不同尺寸钻具配套使用, 在不影响功能正常发挥情况下, 对应常用钻具直径203、178、165 mm分别设计3种规格的自锁式钻具倒扣装置。

2.1.2 倒扣堵球设计

倒扣堵球采用铝合金、不锈钢材料加工, 倒扣堵球体上有捞矛装置用于打捞, 底部呈半球形, 中部固定安装有3个耐高温橡胶制成的扶正装置, 如在钻井液中受到压力或引力作用, 扶正器带动倒扣堵球整体自转, 防止粘连或卡阻在钻具水眼中（图2）。为了满足活塞主水眼的不同型号, 研制了3种规格的倒扣堵球, 直径分别为68、62、52 mm。

图2

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	图2 倒扣堵球外观图

正常钻井作业时, 首先将倒扣短节连接在钻具组合中外径较大钻具的上部, 当发生卡钻需进行倒扣作业时, 将倒扣堵球从井口钻具的水眼内下投, 投入后连接方钻杆, 如果能建立循环则说明水眼畅通, 直接开泵下送倒扣堵球到达活塞主水眼将其封堵; 如果卡钻水眼不畅通, 则无法建立循环, 下投倒扣堵球后需等待其自由下行。通过试验得出倒扣堵球下行速度平均为200.00 m/min, 以倒扣短节到地面深度除以下行速度来判断倒扣堵球到达活塞主水眼位置所需时间。堵球到位后开泵憋压, 在泵压的作用下倒扣堵球推动活塞下行, 活塞上端面到达旁通孔时泵压开始下降, 当旁通孔完全贯通后泵压会下降4~5 MPa, 活塞在泵压的作用下继续下行, 进而活塞芯轴外侧的花键套均与对应的堵漏短节和倒扣短节脱离, 此时倒扣堵球弹性限位件穿过挡圈位置并位于挡圈下方。由于挡圈对弹性限位件具有限位作用, 使倒扣堵球弹性限位件无法上行, 以便防止活塞在弹簧的作用下上行, 由此实现活塞的定位, 使活塞芯轴与堵漏短节和倒扣短节完全解除花键套连接, 然后通过转盘带动堵漏短节转动使其与倒扣短节分离（二者为反扣螺纹连接, 可通过正转将二者分离）, 完成卡钻后的倒扣作业^{[7, 8, 9, 10, 11, 12]}。

花键套的设置保证了在钻井过程中堵漏短节和倒扣短节的扭矩传递, 防止因钻进中的倒转、纵向振动、横向振动或其他原因造成堵漏短节和倒扣短节的连接螺纹松动而发生脱扣现象; 弹簧的设置为活塞的定位提供了有力支撑, 倒扣堵球弹性限位件的设置可保证活塞下行后的定位, 避免了活塞在弹簧的作用下上行而无法解除活塞芯轴与堵漏短节和倒扣短节的花键套连接; 限位环台的设置有效避免了在倒扣作业过程中活塞下行从堵漏短节中脱离。挡圈可通过螺纹连接的方式与堵漏短节固定安装在一起; 弹性限位件是能够发生形变并能下行穿过挡圈而不可上行穿过挡圈的橡胶件或弹簧件; 活塞头与堵漏短节的安装间隙应满足钻井液不会从二者间隙泄漏的作业要求; 活塞芯轴的长度应满足弹性限位件过挡圈后能够实现脱键（即活塞芯轴与堵漏短节和倒扣短节之间花键套连接的解除）; 活塞芯轴与堵漏短节和倒扣短节之间的连接花键套参数一致^{[7, 8, 9, 10, 11, 12]}。

第一次现场实验选择在J 3801H井。该井是位于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷北斜坡构造的一口评价井, 当该井钻进至井深2 659.00 m时发生卡钻事故, 钻井液密度为1.18 g/cm³, 粘度为65 s。在本次入井钻具结构中连接了自锁式钻具倒扣装置, 为卡钻后的倒扣做好了充分的准备, 以进一步验证其倒扣功能。首先采用地面震击无法解卡^[13], 需要倒扣解除事故, 经现场事故处理专家及主管领导研究决定, 采用自锁式钻具倒扣装置进行倒扣作业。倒扣堵球投入井口钻具, 双凡尔开泵后, 泵压从12 MPa下降至8 MPa, 打开水眼, 继续开泵后泵压恢复至12 MPa, 依据泵压变化, 确定倒扣堵球打开旁通孔后, 活塞继续下行, 旁通孔再次关闭, 倒扣装置的花键套已充分分离, 随后上提钻具, 经计算并确认钻具中和点在倒扣装置位置后, 逆时针旋转上提钻具, 悬重下降量与落鱼钻具重量等同, 确认倒扣成功。起出钻具从倒扣装置部位分离, 再次确定倒扣作业成功。

第二次现场实验选择在HD 1井。该井是位于三塘湖盆地汉水泉凹陷汉东构造的一口预探井。当该井钻至井深3 030.00 m时发生卡钻事故, 通过地面震击无法解卡^[13], 需要倒扣解除事故, 启用随钻下入的自锁式钻具倒扣装置, 成功将上部钻具倒扣后提出, 避免了测卡点和爆炸松扣所带来的风险及高额的费用。自锁式钻具倒扣装置在该井累计入井413 h, 最大井深为3 150.00 m, 井下未出现刺漏。

通过实验, 自主研制的自锁式钻具倒扣装置一次性倒扣成功率高, 各部件及密封件间隙设计合理, 均符合井下作业需求。

研制的自锁式钻具倒扣装置在实验成功后, 加工完成了3套, 先后在吐哈、三塘湖、西南等油气田21口井应用, 其中发生卡钻11口井, 在9口井启动自锁式钻具倒扣装置, 其应用情况见表1, 成功率达100%, 平均单次倒扣节约爆炸松扣时间为58.6 h, 节约生产直接成本20万元。

表1

表1

表1 9口井自锁式钻具倒扣装置现场应用情况统计 井名 卡钻深度/m 倒扣情况 钻井液密度/（g· cm-³ ） 钻井液粘度/s 运行情况 J 3801H 2 659.00 成功 1.18 65 正常 HD 1 3 030.00 成功 1.20 66 正常 Y 14-161 3 315.68 成功 1.19 58 正常 J 9H 5 879.31 成功 1.25 72 正常 YB 9-19 4 338.50 成功 1.23 68 正常 J 10H 5 215.30 成功 1.28 65 正常 J 703H 4 768.33 成功 1.26 80 正常 J 704H 4 895.71 成功 1.26 82 正常 J 7-2-3H 5 122.05 成功 1.25 77 正常

表1 9口井自锁式钻具倒扣装置现场应用情况统计

现场应用表明, 自锁式钻具倒扣装置结构简单、实用性强、易拆卸保养、水眼畅通。

直接经济效益：自锁式钻具倒扣装置直接经济效益是以节约工时和爆炸松扣费用计算, 等待爆炸松扣工程车、卡点测试及爆炸松扣等工序需要耗时平均为58.6 h, 一次爆炸费用20万元。自锁式钻具倒扣装置只需投入倒扣赌球耗时约为0.5 h, 钻机每天实际成本费用5.5万元, 截至目前已完成9井次, 共计节约成本：[（58.6-0.5）/24× 5.5+20]× 9=299.83（万元）。

间接经济效益：自锁式钻具倒扣装置实现了无直接倒扣装置, 缩短了钻井工期、降低了员工劳动强度, 完成9井次倒扣作业所产生的间接经济效益达1000万元。