席杰

（河北省煤田地質(zhì)局水文地質(zhì)隊(duì)，河北 邯鄲 056201）

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使用油基解卡劑處理吸附卡鉆案例分析

席杰

（河北省煤田地質(zhì)局水文地質(zhì)隊(duì)，河北 邯鄲 056201）

在峰峰集團(tuán)磁西一號(hào)回灌試驗(yàn)孔施工中，發(fā)生粘附卡鉆事故。在采用強(qiáng)力活動(dòng)鉆具后沒(méi)有解卡的情況下，決定采用油基解卡液浸泡卡點(diǎn)，最后成功解卡。低成本高效率地解決了卡鉆，避免了事故擴(kuò)大化，取得了理想的效果。

油基解卡液；粘附卡鉆；解卡

1 概述

背景資料：磁西一號(hào)礦高礦化度井水豐富，其相對(duì)獨(dú)立的深水循環(huán)水文地質(zhì)單元具備回灌、存貯高礦化度水的基本地質(zhì)構(gòu)造條件。通過(guò)井下一級(jí)澄清系統(tǒng)地面二級(jí)澄清回灌系統(tǒng)，將高礦化度礦井水科學(xué)處理，回灌到地下奧灰層段，解決礦井水地面排放的環(huán)境污染問(wèn)題。而回灌孔就是礦井水回灌的通道。

磁西一號(hào)回灌試驗(yàn)孔由河北省煤田地質(zhì)局水文地質(zhì)隊(duì)302鉆機(jī)負(fù)責(zé)施工。施工設(shè)備選用GZ-2600型鉆機(jī)，27m人字形鉆塔，TBW1200/7B型泥漿泵，JSN-1型除砂器一臺(tái)等。因?yàn)槭窃诮訂胃^(guò)程中發(fā)生卡鉆，卡鉆后雖接上方鉆桿卻無(wú)法旋轉(zhuǎn)鉆具，只能開著泵循環(huán)鉆井液，大幅度強(qiáng)力活動(dòng)。

2 卡鉆原因及卡點(diǎn)情況分析

2.1 事故發(fā)生時(shí)的鉆孔結(jié)構(gòu)及鉆具組合

鉆孔結(jié)構(gòu)：0～160m，φ444.5mm口徑，下φ377mm螺旋管160m，水泥固管；160m～999m，φ215.9mm口徑，為裸孔。

鉆具組合：φ215.9mm鉆頭+φ165mm鉆鋌60m+φ127mm鉆桿930m。

2.2 卡鉆原因

（1）在720～760m孔段，孔身軌跡距離礦井井底巷道最近處僅40m，地層裂隙發(fā)育。孔內(nèi)多次發(fā)生孔漏，曾先后5次共使用了30t水泥進(jìn)行堵漏。這直接導(dǎo)致孔內(nèi)鉆井液鈣侵嚴(yán)重，鉆井液內(nèi)流體不均勻，鉆井液性能差。鉆井液性能為密度1.16g/ cm3、粘度41s、失水26ml、泥餅厚度4mm、含砂量0.5%，且鉆井液內(nèi)懸浮大量鋸末。

生長(zhǎng)速度：從第2次刈割時(shí)起，每次刈割前隨機(jī)測(cè)定20株植株的高度，對(duì)其平均后除以上次刈割到本次刈割的時(shí)間，即為這段時(shí)間的生長(zhǎng)速度；

（2）本孔地層鉆井液漏失量大，泥餅厚度較大，增大了鉆頭與孔壁的摩擦力，摩擦力和鉆頭自重超過(guò)了設(shè)備的提升力是此次卡鉆的主要原因。

（3）在鉆井液中，粘土顆粒的分散依靠本身所帶的負(fù)電荷。這種鉆井液在井壁上所形成的濾餅有很強(qiáng)的負(fù)電力場(chǎng)，而鉆柱的表面要游離一部分鐵離子，具有很強(qiáng)的正電荷。濾餅上的負(fù)電荷與鉆柱上的正電荷異性相吸，是導(dǎo)致粘附卡鉆發(fā)生的又一原因。

（4）接單根時(shí)間共計(jì)13分鐘，遠(yuǎn)超過(guò)鉆探作業(yè)安全規(guī)范中建議的3～5分鐘，且在接單根過(guò)程未采取轉(zhuǎn)動(dòng)轉(zhuǎn)盤等防粘附卡鉆措施。

2.3 情況分析

鉆桿活動(dòng)過(guò)程中，自由活動(dòng)量較大，泵壓及鉆井液返出量正常，判斷應(yīng)確實(shí)為粘附卡鉆，且卡點(diǎn)位置應(yīng)位于鉆鋌處。

處理粘附卡鉆宜快不宜慢，在強(qiáng)力活動(dòng)無(wú)效的情況下，決定馬上從濮陽(yáng)購(gòu)買油基解卡液。經(jīng)計(jì)算，所需解卡液用量為1.22m3。

3 所購(gòu)油基解卡液配方、性能及解卡原理

（1）配方：25%～30%（解卡粉/柴油）+柴油+水（10%～30%水/柴油）+有機(jī)土+重晶石+快T。

（2）性能：密度1.01g/cm3、粘度25s。

（3）解卡原理：油基解卡液為中性鉆井液，區(qū)別于水基鉆井液的帶電性，切斷粘附卡鉆的發(fā)生及繼續(xù)卡點(diǎn)上移的途徑。在油基解卡液內(nèi)各組分的共同作用下，迅速改變浸泡段的泥餅性能，降低井壁摩擦阻力、瓦解虛泥餅、使泥餅出現(xiàn)網(wǎng)狀裂紋，平衡鉆井液在鉆具被粘附面與未被粘附面的之間的壓差，所以油基解卡液具有解卡的作用。

4 處理過(guò)程

在等待解卡液到施工現(xiàn)場(chǎng)期間把自由鉆柱重量的1/2甚至全部壓上去，防止卡點(diǎn)上移。

（1）計(jì)算替鉆井液量。

表1

根據(jù)計(jì)算公式π（內(nèi)徑÷2）2×長(zhǎng)度＝替漿量，在計(jì)算替漿量的時(shí)候，準(zhǔn)確的替漿量能使鉆桿內(nèi)外的流體(水及水泥漿)在靜壓平衡狀態(tài)時(shí)，達(dá)到同一高度(h_4=h_2,h_3=h_1)，在提升鉆桿的過(guò)程中，鉆桿內(nèi)外的水泥漿互相混合，解卡液要頂替到預(yù)計(jì)卡點(diǎn)位置。

鉆井液的重量計(jì)算和一般的物體重量計(jì)算是一樣的。重量等于該物質(zhì)的質(zhì)量乘以當(dāng)?shù)氐闹亓铀俣?，質(zhì)量等于體積乘以密度。所以鉆井液的重量計(jì)算就簡(jiǎn)單了：首先了解鉆井液密度和方量，他們的乘積再乘以當(dāng)?shù)氐闹亓铀俣染偷扔谠撱@井液重量了。一般在鉆井作業(yè)現(xiàn)場(chǎng)，都是用比重計(jì)測(cè)量出鉆井液的比重，也就是密度。例如在某井1200米，測(cè)量出來(lái)的密度是1.10g/cm3，那么總體包括井眼里和循環(huán)池里的泥漿總量是200方，那么總體的鉆井液重量就是1.10×200=220噸。

（2）2012年1月9日1時(shí)將購(gòu)置的1.6m3解卡液經(jīng)鉆具泵入孔內(nèi)，然后泵入鉆井液8.74m3，以將解卡液送至預(yù)判卡點(diǎn)位置，鉆具內(nèi)剩余解卡液0.38m3。之后每隔兩小時(shí)強(qiáng)力活動(dòng)鉆具10次，無(wú)解卡跡象則繼續(xù)浸泡，并泵入少量鉆井液，防止沉砂堵塞鉆頭水眼。在浸泡期間把自由鉆柱重量的二分之一甚至全部壓上去，防止卡點(diǎn)上移。

（3）2012年1月11日15點(diǎn)30分，在活動(dòng)鉆具期間，在拉力達(dá)到800kN時(shí)，鉆具突然上跳——鉆具能自由活動(dòng)了，經(jīng)油基解卡液浸泡卡點(diǎn)62小時(shí)30分鐘后成功解卡了。

5 卡鉆處理過(guò)程中出現(xiàn)的問(wèn)題及隱患

（1）因?yàn)槭菑耐鈫挝毁?gòu)買的已配置好的油基解卡液，解卡液的密度較孔內(nèi)原有鉆井液密度低，導(dǎo)致油基上竄嚴(yán)重，在解卡后又用了3天時(shí)間進(jìn)行鉆井液體系重建。

（2）在注油基解卡液前未注入隔離鉆井液，加速了油基的上竄。

（3）從卡鉆到注入解卡液，共用36小時(shí)。外購(gòu)解卡液，花費(fèi)時(shí)間較長(zhǎng)，極有可能造成卡點(diǎn)上移或出現(xiàn)其他復(fù)雜情況。

6 結(jié)語(yǔ)

選用油基解卡液對(duì)處理孔內(nèi)粘附卡鉆提供了一種極佳的實(shí)用方法，此次解卡取得了理想的效果，有效的縮短了事故處理的時(shí)間，簡(jiǎn)化了事故處理程序，防止了事故擴(kuò)大化。

油基解卡液在處理粘附卡鉆事故時(shí)，方法簡(jiǎn)單、有效，即使處理無(wú)效時(shí)，也不會(huì)給下一步處理事故帶來(lái)隱患，此次粘附卡鉆的處理，積累了寶貴的實(shí)戰(zhàn)經(jīng)驗(yàn)，提供了有效的處理方法，有較好的推廣價(jià)值。

7 后記

通過(guò)對(duì)本次事故原因調(diào)查后的分析，建議有條件的鉆井隊(duì)或項(xiàng)目部，在施工類似鉆孔時(shí)，在容易發(fā)生粘附卡鉆的井段，最好使用高價(jià)陽(yáng)離子（如Fe3+、Al3+、Si4+）聚合物體系的鉆井液，選用螺旋鉆挺，鉆井液內(nèi)加入潤(rùn)滑劑、活性劑等減少濾餅的摩阻系數(shù)，縮短鉆柱在井內(nèi)靜止時(shí)間，靜止時(shí)間不許超過(guò)5分鐘等合理措施，減少卡鉆風(fēng)險(xiǎn)。并提前準(zhǔn)備好事故處理原材料（如：解卡粉、有機(jī)土、快T，在發(fā)生粘附卡鉆時(shí)，可以在現(xiàn)場(chǎng)馬上與柴油配置油基解卡液進(jìn)行處理），縮短事故處理的時(shí)間，簡(jiǎn)化處理的過(guò)程，避免事故擴(kuò)大化。

[1]劉廣志.特種鉆探工藝學(xué).[M]上海：上海科學(xué)技術(shù)出版社，2005.

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[3]崔振江.石油鉆井生產(chǎn)實(shí)踐指導(dǎo)書.[M]北京:石油出版社，1995.

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1671-0711（2016）11（上）-0130-02