馬向陽

（大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部，黑龍江大慶163411）

HFY油田SW-1井套管內卡鉆事故處理探討

馬向陽*

（大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部，黑龍江大慶163411）

SW-1是HFY油田的一口生產井，主力油層巖性主要為石灰?guī)r，儲層裂縫發(fā)育且易漏，該井?215.9mm井眼鉆進入主力油層后，發(fā)生漏失?，F(xiàn)場沒有及時堵漏處理，提高地層承壓能力，而是繼續(xù)鉆進，致使更多油氣層暴露出來，地層內伴生氣體和原油大量侵入井筒內部，全烴含量一直維持在70%以上。在這種情況下，處理過程中沒有執(zhí)行節(jié)流循環(huán)除氣、堵漏和壓井作業(yè)，而強行起鉆。當起至2192m時，由于井筒內侵入的油氣與巖屑膠結，導致套管內鉆具卡死。通過爆炸松扣、倒扣、套銑和打撈等措施，將落魚頂部深度控制在9-5/8″套管鞋以下25m，打水泥塞封固落魚，重新側鉆8-1/2″井眼。由于該井出現(xiàn)井漏和油氣侵后處理措施不當，最終導致了惡性事故，造成了巨大的經濟損失。深入分析總結事故原因和處理經過，為預防與處理此類事故提供借鑒，避免類似事故再次發(fā)生。

鉆井施工；井漏；油氣侵；套管內卡鉆；事故處理

HFY油田地層以海相沉積的碳酸鹽巖為主，上部地層為大段泥巖和砂泥巖；中部井段為異常高壓鹽膏層，地層壓力系數高達2.0；下部地層主要為石灰?guī)r。目前HFY油田井身結構大多是四開井。

1　事故井基本情況

SW-1井是1口四開四段制直井，設計井深3965m，發(fā)生事故時的井深3180m。三開井段?244mm技術套管下深2006.5m，封固高壓鹽膏層。四開?215.9mm井眼進入主力油層Mishrif-c，巖性主要為石灰?guī)r，儲層裂縫發(fā)育且易漏，且伴隨油氣侵發(fā)生，鉆井液密度為1.26g/cm3，粘度為65s。

2　事故發(fā)生經過

該井四開鉆進入主力油層開始漏失，漏速3～5m3/h，到井深3070m，發(fā)生溢流，立即通知監(jiān)督，現(xiàn)場監(jiān)督要求繼續(xù)鉆進。期間發(fā)生氣侵，總烴含量最高達100%，循環(huán)除氣鉆進至3180m，泥漿比重為1.26g/cm3、粘度為65s，發(fā)現(xiàn)氣測值持續(xù)升高至83%，繼續(xù)通過高架管線循環(huán)除氣，但氣測值始終在70%左右，鉆井液入口密度為1.26g/cm3，出口密度降至1.10g/cm3。開始循環(huán)除氣時，沒有通過節(jié)流管線循環(huán)除氣，導致溢流量加大，發(fā)生井涌后，監(jiān)督同意關封井器，通過節(jié)流管匯循環(huán)除氣；觀察套壓為360psi、立壓為0psi。在未能控制住氣侵情況下，現(xiàn)場強行起鉆。在起鉆過程中先后2次發(fā)生井涌，大量油氣混合物涌出鉆臺面。關井后從壓井管線打入1.30g/cm3鉆井液13m3到環(huán)空，套壓降至0psi，開封井器繼續(xù)起鉆發(fā)現(xiàn)鉆具卡死，鉆頭位置2192m。上下活動鉆具嘗試解卡，隨鉆震擊器震擊多次后失效，解卡不成功。

3　事故處理難點

（1）套管內卡鉆、不能建立循環(huán)。起鉆過程中2次井涌，井口噴出物為油層伴生氣及原油的混合物，由于關井后壓井，井內鉆具長時間靜止，原油與巖屑膠結，將套管環(huán)空堵死，導致卡鉆。環(huán)空被堵死，多次嘗試不能建立循環(huán)（井口無返出），隨鉆震擊器不工作。

（2）不能在技套內開窗側鉆。測的卡點位置2003m，?244mm技術套管鞋2006.5m，在套管內被卡死。該層技術套管封固高壓鹽膏層，直接實施開窗側鉆工藝復雜，需重新下技套封固高壓層。因此，決定將落魚頂部位置控制在技術套管鞋25m以下，在?215.9mm井眼重新側鉆。

（3）套管內打撈工具受限。由于鉆具與套管之間環(huán)空間隙小，不宜采用卡瓦打撈筒進行打撈，主要采用打撈矛和鉆具對扣后爆炸松扣進行打撈。

4　事故處理

根據測的卡點位置（2003m在技術套管內），經過分析研究，決定采用爆炸松扣分段解卡的措施。

4.1爆炸松扣、倒扣

第一、二次分別在1993.63m和1965.48m爆炸松扣后，鉆具均可以小扭矩轉動但是上提鉆具遇卡；

第三次在1899.86m爆炸松扣，倒轉頂驅發(fā)現(xiàn)扭矩持續(xù)增加，上提至200t，活動鉆具解卡，起出一柱鉆具，循環(huán)發(fā)現(xiàn)泥漿漏速10m3/h；繼續(xù)循環(huán)，原油從喇叭口涌出，返出原油51m3；打堵漏泥漿20m3，從環(huán)空替60m3泥漿；準備在下部鉆具爆炸松扣，故下放鉆具對扣；

第四次在1928m爆炸松扣，活動鉆具解卡（擠5m3泥漿驗證鉆頭水眼通暢）。下對扣鉆具組合至1927.6m探到魚頂，對扣成功后用打撈震擊器下?lián)翥@具1h，上擊1h，未解卡，測卡點在2002.67m；

第五次在2002.67m爆炸松扣，鉆具可以轉動但不能提出，開泵憋壓至900psi井口無返出；

第六次在1973.11m爆炸松扣，開頂驅50r/min，扭矩5～10kN·m倒劃眼至1969.14m，鉆具解卡。

4.2套銑、打撈

為了保證在?215.9mm井眼側鉆，要求魚頂深度在?244mm技術套管鞋2006.5m以下20m，故采取套銑打撈作業(yè)。套銑鉆具組合：?212.7mm旋轉套管銑鞋×0.76m+?206mm洗管。下套銑鉆具組合至魚頂。

第一次套銑1931～1968m：

卡瓦打撈矛鉆具組合：?71mm打撈矛（內徑60mm）×0.8m+?158mm開式下?lián)羝鳌?.61m+?158mm打撈震擊器×9.21m+?158mm鉆鋌×28.10m+?127mm加重鉆桿×168.92m+?127mm加重鉆桿。下威德福打撈矛至魚頂，下壓3t。撈到落魚懸重增加2t；撈出1個加重鉆桿公接箍+4根5″加重鉆桿（長度37.50m）。此時魚頂深度1974.78m。

第二次套銑1974～2003m：

下原鉆具對扣，施加反扭矩25kN·m，爆炸松扣撈獲落魚1根5″加重鉆桿。此時魚頂深度1984.38m。

第三次套銑（1984～2030.9m）：

期間由于井下油氣從鉆具水眼上竄至卡點，出現(xiàn)氣侵，提高井內鉆井液密度至1.45g/cm3。

下打撈鉆具組合對扣，活動鉆具未能解卡，測得卡點為2031m。2次爆炸松扣，上提鉆具發(fā)現(xiàn)鉆具增加5t，撈獲落魚47.02m。此時魚頂深度2031.40m。

最終魚頭在套管鞋以下24.90m，滿足打水泥塞側鉆要求。

4.3打水泥塞、側鉆

下?88.9mm鉆桿×143.23m+接頭×0.51m+?127mm鉆桿至2031.4m，探得魚頭，上提0.5m坐卡瓦。

在2030.9m打水泥塞，下鉆掃塞至2008.5m。下側鉆鉆具組合，開始側鉆。

5　結論和認識

由于該井出現(xiàn)井漏和油氣侵后處理措施不當，最終導致了卡鉆、井涌事故，共損失時間27.58d，報廢鉆桿24根。

（1）本井鉆井液設計密度低。由于該井周邊沒有經過開采開發(fā)，地層原始壓力大，油氣層活躍、連通性好，設計鉆井液密度偏低。

（2）本井主力油層巖性為石灰?guī)r裂縫發(fā)育，極易漏失；發(fā)生井漏后，沒有及時進行堵漏處理，提高地層承壓能力，為后續(xù)壓井做準備。

（3）發(fā)生油氣侵以后沒有及時節(jié)流循環(huán)除氣，而敞開井口循環(huán)除氣，導致井底壓力逐漸減小，油氣侵量越來越大，最終導致井涌發(fā)生。因此，一旦在施工中發(fā)生氣侵，必須要節(jié)流循環(huán)除氣，嚴禁敞口不經過液氣分離器循環(huán)。

（4）發(fā)生井漏和油氣侵后，沒有處理又繼續(xù)鉆進100多米，致使更多油氣層暴露，油氣侵量增大，全烴含量一直維持在70%以上。

（5）鉆具在井底沒有處理完井漏和油氣侵等復雜情況而強行起鉆，導致復雜處理難度加大。起鉆至2192m時發(fā)生油氣侵與巖屑膠結在環(huán)空，最終造成鉆具卡鉆事故。

［1］蔣希文，鉆井事故與復雜問題［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006.

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［3］劉琮潔，周祥易，等.管柱卡點計算公式及應用［J］.江漢石油學院學報，2001（4）.

［4］《鉆井手冊》編寫組.鉆井手冊［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2013.

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TE28

A

1004-5716（2016）04-0035-02

2016-01-28

2016-01-28

馬向陽（1981-），男（漢族），陜西渭南人，工程師，現(xiàn)從事生產運行和技術管理工作。