袁波 汪緒剛 任智基 解忠義 李榮

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院海外工程技術(shù)研究所（河北廊坊065007）

2.中國石油國際（烏茲別克斯坦）有限責(zé)任公司（北京100007）

烏茲別克斯坦吉達(dá)-3井井下復(fù)雜處理及啟示

袁波1汪緒剛1任智基2解忠義2李榮1

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院海外工程技術(shù)研究所（河北廊坊065007）

2.中國石油國際（烏茲別克斯坦）有限責(zé)任公司（北京100007）

吉達(dá)-3井是中油國際絲路公司在烏茲別克斯坦所鉆的第一口深探井，設(shè)計井深5 900m。2008年10月16日用密度為1.68g/cm3的泥漿鉆進(jìn)至井深5 792m。地質(zhì)循環(huán)發(fā)現(xiàn)氣測異常，并有溢流。壓井過程中，發(fā)生卡鉆，大大增加了壓井作業(yè)的難度。隨后的壓井及解卡過程中，由于鉆頭水眼被堵，被迫倒扣解卡。經(jīng)過多方努力，于12月1日第二次打水泥塞獲得成功。簡要分析了吉達(dá)-3井在處理事故中的一些做法及從中獲得的啟示，對日后深井井下復(fù)雜處理會有所借鑒。

深探井高壓油氣井井控

根據(jù)現(xiàn)場求得的地層壓力系數(shù)，隨后的處理過程中由于關(guān)井未能及時活動鉆具導(dǎo)致鉆具被卡。

1 發(fā)生卡鉆的原因及啟示

1.1 卡鉆經(jīng)過及原因

10月17日采用1.84g/cm3的鉆井液壓井，出口泥漿密度1.72～1.81g/cm3，未能將井壓住。10月17日18:00開始關(guān)井配備高密度泥漿，中途套壓升高至30MPa左右，節(jié)流泄壓將套壓降至15MPa。10月18日03:30套壓再次升至30MPa，泄壓。03：55開井活動鉆具，發(fā)現(xiàn)卡鉆。分析其主要原因是吉達(dá)-3井在關(guān)井期間，套壓基本維持在30MPa左右，根據(jù)SY/T 6426-2005《鉆井井控技術(shù)規(guī)程》規(guī)定:“4.3.1環(huán)形防噴器不得長時間關(guān)井，非特殊情況不用來封閉空井?！奔啊?.3.4環(huán)形防噴器或閘板防噴器關(guān)閉后，在關(guān)井套壓不超過14MPa情況下，允許以不大于0.2m/s的速度上下活動鉆具，但不準(zhǔn)轉(zhuǎn)動鉆具或過鉆具接頭”[1]。故吉達(dá)-3井關(guān)閉閘板防噴器，未活動鉆具,導(dǎo)致發(fā)生卡鉆。

1.2 得到的啟示

（1）深井發(fā)生井涌時，一旦泵入比原鉆井液密度高出0.1g/cm3的加重壓井液后，尤其要預(yù)防壓差卡鉆，不能長期關(guān)井不活動鉆具，即使關(guān)井套壓超過14MPa，也應(yīng)盡量降低套壓后，活動鉆具。

（2）雖然SY/T 6426-2005《鉆井井控技術(shù)規(guī)程》規(guī)定“環(huán)形防噴器不得長時間關(guān)井”，但由于需要活動鉆具，可以嘗試采在降低套壓后，交替式的在關(guān)閉閘板防噴器或環(huán)形防噴器的狀態(tài)下活動鉆具。單一使用閘板防噴器或環(huán)形防噴器會增加閘板的橡膠或環(huán)形防噴器的橡膠密封失效的風(fēng)險。

（3）不能完全生搬硬套井控技術(shù)規(guī)程，在明確風(fēng)險后做出合理井控動作，避免在壓井過程中再發(fā)生卡鉆事故，導(dǎo)致井下更加復(fù)雜。

2 投球打開旁通閥失敗的原因及啟示

在井下鉆具被卡的狀態(tài)下，又對吉達(dá)-3井進(jìn)行了多次壓井作業(yè)，壓井液密度也由1.68g/cm3逐步提高到2.30g/cm3，但溢流仍未得到控制。

壓井過程中出口壓井液的氯離子含量逐漸由4.5%升高到19.7%，達(dá)到了飽和狀態(tài)。通過取樣分析得知侵入物主要是含有少量伴生氣的高壓鹽水，處理井下復(fù)雜的重點也由壓井轉(zhuǎn)變?yōu)榱讼冉饪āＯ群髧L試了解卡劑解卡和原油解卡。10月30日，采用原油浸泡解卡。關(guān)井浸泡時，發(fā)現(xiàn)鉆頭水眼被堵，被迫倒扣起鉆，在井內(nèi)留下長度為75.7m的一條落魚。隨即進(jìn)行打撈作業(yè)。撈魚鉆具組合為：接頭(0.92m)+超級振擊器(3.87m)+165.1mm鉆鋌(37.3m)+接頭(0.5m)+158.75mm鉆鋌(18.8m)+接頭(0.5m)+液壓加速器(4.3m)+旁通閥(0.4m)+127mm(5in)鉆桿。

2.1 打撈落魚經(jīng)過

11月2日12:10～12:46沖洗魚頭，探得魚頂深度：5 708.5m，對扣成功（鉤載由156t上升至166t），使用超級震擊器多次震擊，未能解卡。為了防止震擊過程中井壁跨塌，掩埋井筒，決定投球憋開旁通閥，先建立井下循環(huán)清洗井筒之后，再繼續(xù)震擊解卡。

由于鉆頭水眼堵塞，鉆具內(nèi)的流體無法循環(huán)出鉆頭，且鉆井液為不可壓縮體，導(dǎo)致即使投球到達(dá)球座，球座也無法下移，也就無法剪斷銷釘。只能再次倒開鉆具，確保球座可以下行剪斷銷釘。倒開鉆具后立即進(jìn)行投球作業(yè)，同時開泵循環(huán)，未見泵壓突然升高，投球失敗。

2.2 投球失敗的原因分析

（1）小球在運行過程中，沒有到球座，卡在中間某個位置。導(dǎo)致最后無法剪切銷釘打開旁通閥。

（2）由于是5 700m的深井，可能在第二次倒開鉆具時，未在旁通閥以下倒開，而是在旁通閥以上倒開，導(dǎo)致投球循環(huán)出井。

2.3 得到啟示

（1）投球作業(yè)存在“球無法運移到球座”的風(fēng)險。在進(jìn)行投球作業(yè)時，建議先進(jìn)行鉆具通徑檢查，確保投球可以順利運移至球座。

（2）由于深井井下摩阻較大，加之指重表也可能存在誤差。若井下存在跨塌，借助指重表來預(yù)測鉆具倒開位置時就可能存在較大誤差，鉆具倒扣位置可能存在較大不確定性。

（3）打撈鉆具時一般是靠下放鉆具至魚頂后，發(fā)現(xiàn)泵壓明顯增加或懸重降低（鉆壓增加時）說明接觸到魚頂。這時應(yīng)先投球憋開旁通閥，確?？梢越⒕卵h(huán)后，再對接魚頂。這點對于鉆頭水眼已堵的落魚，顯得尤為重要。

3 兩次打水泥塞過程分析及啟示

在投球失敗后，只能勉強繼續(xù)采用震擊器震擊解卡。11月3日8：49震擊器中心管滑扣斷裂。至此，震擊器入井后共震擊40余次，震擊解卡失敗。項目公司在采取一系列的事故處理措施均未奏效之后，決定打水泥塞側(cè)鉆，以降低事故損失。

表1 兩次打水泥塞技術(shù)參數(shù)對比

3.1 打水泥塞經(jīng)過

11月5日，為確保打水泥塞質(zhì)量，決定先打入重晶石漿8.4m3,沉降封堵水層，重晶石塞面為5 667m。11月6日，打入2.37g/cm3水泥漿9m3，憋壓20MPa候凝72h。8日開井觀察時并無溢流，11月9日下鉆探塞過程中溢流仍在發(fā)生，溢速1.43m3/h，第一次打水泥塞未獲成功。

12月1日，第二次打水泥塞。泵入密度2.26～2.33g/cm3的水泥漿23m3，節(jié)流循環(huán)替漿45m3，設(shè)計封固井段5 685～5 285m，憋壓20MPa候凝72h。12月4日，下鉆探塞面5 218m，無溢流。至此，吉達(dá)-3井下部高壓水層被徹底封住。兩次打水泥塞數(shù)據(jù)如表1所示。

3.2 11月7日第一次打入水泥失敗原因分析

（1）水泥漿用量偏低。

（2）井壁虛泥餅較厚。

（3）替漿時未節(jié)流循環(huán)，未能平衡地層壓力，造成地層水?dāng)y帶著水泥漿上竄，導(dǎo)致打水泥塞未獲成功。

3.3 12月1日第二次打水泥塞成功原因分析

（1）加大了水泥漿的使用量。水泥漿的使用量由9.1m3增加至23m3。

（2）替漿時采用節(jié)流循環(huán)，保持一定套管壓力提高頂替效率、抑制地層水?dāng)y帶著水泥漿上竄。

（3）最后鉆具起至套管鞋內(nèi)后，維持關(guān)井套壓在20MPa。

3.4 得到啟示

（1）深井在井涌狀態(tài)下實施打水泥塞作業(yè)，打水泥塞失敗的可能性較高；

（2）若受條件限制只能在井涌的狀態(tài)下實施打水泥塞作業(yè)，建議采用節(jié)流循環(huán)的方式進(jìn)行替漿，以增加替漿時的井底壓力，阻止在替漿過程中侵入物對水泥漿的污染和攜帶著水泥漿上竄[2]。

（3）保證打入足量的水泥漿，有利于提高打水泥塞質(zhì)量；

（4）建議采用憋壓候凝方式，以防止侵入物繼續(xù)侵入井筒，有利于水泥漿稠化形成強度。

4 結(jié)論

（1）地層壓力預(yù)測特別是進(jìn)入儲層后的地層壓力預(yù)測對深探井的井控安全有至關(guān)重要的作用。

（2）深探井在發(fā)生井涌后，若迅速提高鉆井液密度實施壓井時，務(wù)必及時活動鉆具避免發(fā)生壓差卡鉆。

（3）若需對水眼堵塞的落魚進(jìn)行震擊解卡，在對魚之前，應(yīng)先投球打開旁通閥，再進(jìn)行對魚。避免對魚以及震擊之后，再進(jìn)行投球時球可能無法到達(dá)球座。

（4）投球作業(yè)前盡量對鉆具進(jìn)行通徑檢查，確保投球可以順利到達(dá)球座。

（5）若只能在井涌狀態(tài)下實施打水泥塞作業(yè)時，建議采用節(jié)流循環(huán)方式進(jìn)行替漿。井口套壓和井筒內(nèi)液柱壓力之和應(yīng)不小于井底壓力。替漿完畢后采用憋壓候凝，以阻止侵入物繼續(xù)侵入。

[1]SY/T 6426-2005鉆井井控技術(shù)規(guī)程[S].

[2]劉景成.深井超深井新技術(shù)與復(fù)雜鉆井新工藝及鉆井質(zhì)量全過程控制手冊[M].北京,中國知識出版社,2006.

Jidda well 3 is the first deep well that International Silk Company of CNPC drilled in Uzbekistan,the design depth of which is 5 900 meters.On Oct.16,2008,when the drilling mud with the density of 1.68g/cm3was drilled into the 5 792m depth of well,gas measurement in geological cycle was found strange,together with appearance of overflow.During the process of killing the well,the blocking drilling occurred,and thus greatly increased the difficulty of killing well operation.In the subsequent process of killing well and releasing block,back-off releasing technology was forced to be used due to the blocked water hole of drilling head.But through the effort of different aspects,the second cement plug was drilled successfully.This paper analyzes some methods about the settlement of accidents at Jidda well 3 and shows the enlightenment from this,which are helpful for the treatment of downhole complex situation of deep wells in the future.

drilling deep wells;oil and gas well with high pressure;control of well

2010-08-06▎

袁波，男，碩士，2007年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院油氣井工程專業(yè)?，F(xiàn)在中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院海外工程技術(shù)研究所工作，主要從事鉆完井工藝技術(shù)研究及設(shè)計工作。