呂 廣， 韓雪銀， 孫曉飛

(中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術分公司,天津 300450)

A井是一口目的層為東營組的大斜度注水井，完鉆井深4 375 m 。鉆井施工過程中，完鉆倒劃眼短起下鉆至井深3 272.5 m時發(fā)生卡鉆事故。采取多種解卡措施,未能解卡，處理過程中鉆具斷裂，經(jīng)過2次套銑，2次打撈作業(yè)成功撈起125.94 m底部鉆具。通井井況異常復雜，最終因井眼狀況不穩(wěn)定而回填井側(cè)鉆，側(cè)鉆后優(yōu)化PEM鉆井液體系性能，增加短起下鉆次數(shù)，創(chuàng)新使用可劃眼浮鞋，創(chuàng)新測井方式，最終φ177. 8 mm尾管順利到位，固井作業(yè)順利，井身結(jié)構(gòu)質(zhì)量滿足完井作業(yè)要求。

1 工程概況

1.1 地質(zhì)概況

A井鉆遇的地層比較復雜，館陶組與東營組壓力系統(tǒng)差別較大，目的層為東營組J砂層，調(diào)整區(qū)域構(gòu)造平緩，近南北向構(gòu)造呈中間高、兩邊低特征[1]；該區(qū)塊東營組存在斷塊構(gòu)造、背斜構(gòu)造、層序結(jié)構(gòu)和巖石力學極為復雜等特點；目的層段地層易塌,以硬脆性泥巖為主，膠結(jié)差，微裂縫發(fā)育，坍塌周期短，地層坍塌壓力大[2]，鉆進時，易產(chǎn)生井壁剝落、掉塊，導致縮徑及井眼垮塌，井下鉆具易發(fā)生阻卡現(xiàn)象；地層壓力高，鉆井液相對密度大，壓差大，且存在斷距200 m以上斷層，易發(fā)生惡性漏失及壓差卡鉆。

1.2 井身結(jié)構(gòu)及套管程序

該井設計為三開井身結(jié)構(gòu)，其井身結(jié)構(gòu)和套管程序為：一開采用φ406.4 mm鉆頭，中完深度899 m，φ339.7 mm套管下深896 m，封固平原組及明化鎮(zhèn)上段松散地層；二開φ311.2 mm鉆頭，中完深度3 100 m，φ244.5 mm套管下深3 095 m，封固壓力體系相似的明化鎮(zhèn)組和館陶組；三開采用φ215. 9 mm鉆頭，完鉆深度4 343 m，φ177. 8 mm套管下深4 340 m，采用套管完井方式。

1.3 鉆井液選取

一開采用海水膨潤土漿鉆井液充分釋放機械鉆速；二開采用改進型PEC鉆井液保證攜砂；三開采用不分散強抑制性PEM鉆井液體系，以解決該段不穩(wěn)定、易垮塌的問題，同時用KCl及時調(diào)整鉆井液穩(wěn)定性及活度，用重晶石作為加重材料及時跟進密度。

1.4 固井方式

表層采用“G”級純水泥單級全封固井。技術套管固井采用密度為1.50 g/cm3漂珠水泥漿體系單級全封固井，有效封固淺部氣層井段。尾管固井采用加入硅粉聚合物水泥漿體系，防止高溫使水泥漿性能發(fā)生變化，設計使用帶封隔器的尾管懸掛器，這樣即使發(fā)生漏失，也可以通過坐封封隔器而不使尾管頂部漏封。

2 井下卡鉆事故及處理

2.1 發(fā)生經(jīng)過

A井三開φ215.9 mm井眼為實現(xiàn)快速鉆進目的，采用PDC鉆頭配合旋轉(zhuǎn)導向鉆具組合：φ215.9 mm 鉆頭+φ171.5 mm 旋轉(zhuǎn)導向+φ171.5 mm 隨鉆測斜+φ171.5 mm 非磁鉆鋌+φ171.5 mm浮閥+φ165.1 mm隨鉆震擊器+φ127.0 mm加重鉆桿×5+φ220.0 mm微擴眼器+φ127.0 mm加重鉆桿×14。按照設計鉆進至完鉆井深4 343 m(垂深3 183.99 m)，起鉆期間振動篩持續(xù)返出片狀泥巖碎片，如圖1所示。倒劃眼至3 272.5 m時環(huán)空突然憋壓5.7 MPa，頂驅(qū)蹩停且井口失返。降排量至97.5 L/min，上提至中和點懸重,多次蹩扭矩下砸鉆具恢復轉(zhuǎn)動，環(huán)空憋壓無法釋放。泄壓重新開泵，以40 r/min緩慢下放鉆具，泵壓由10.98 MPa緩慢下降至10.65 MPa，伴隨扭矩大范圍劇烈波動，再次蹩停頂驅(qū)，無法放活鉆具且井口始終無返出，發(fā)生卡鉆事故。

圖1 振動篩返出巖屑Fig.1 Cuttings outflow from vibrator

2.2 事故處理過程

卡鉆事故處理流程如圖2所示。

圖2 卡鉆事故處理流程Fig.2 Processing flow of drill accident

2.2.1 解卡過程 第一步反向原則處理：蹩扭矩下砸配合替入稀塞(上提重最大至90 t，下放至頂驅(qū)懸重20 t，中和點懸重90 t)，無效；第二步震擊處理：緩慢逐步上提至懸重210 t(正常上提懸重106 t)，穩(wěn)定1 min，懸重突然降低至80 t，泵壓由11.80 MPa突降至1.54 MPa。逐步提高排量至1 800 L/min，階段性提高轉(zhuǎn)速至60 r/min；期間多次對比之前參數(shù)，均有偏差(隨鉆測斜始終無信號顯示)；緩慢下放鉆具，遇阻5 t并伴有蹩跳現(xiàn)象。起鉆檢查鉆具從微擴眼器以上第5根φ127 mm HWDP中部斷裂[3]。理論落魚頂深：3 162.79 m，落魚長度：125.94 m，落井組合：φ215.9 mm 鉆頭+φ171.5 mm 旋轉(zhuǎn)導向+φ171.5 mm 隨鉆測斜+φ171.5 mm 非磁鉆鋌+φ171.5 mm 浮閥+φ165.1 mm 隨鉆震擊器+φ127.0 mm加重鉆桿×5+φ220.0 mm微擴眼器+φ127.0 mm加重鉆桿×5，井下落魚組合見圖3。

圖3 井下落魚組合示意

Fig.3Fishingcombinationdiagram

2.2.2 套銑及打撈過程 考慮井眼狀況，決定先進行套銑。2次套銑管柱組合：φ215.9 mm銑鞋(不帶內(nèi)齒/帶內(nèi)齒)+φ206.4 mm套銑筒×3+頂部接頭+φ127.5 mm 短鉆桿+φ165.1 mm 液壓震擊器+變扣+φ127 mm 加重鉆桿×14。套銑過程中控制套銑速度，每2 m上下活動鉆具一次，第一次套銑進尺25.9 m(魚頂～3 187.7 m)，第二次套銑進尺21.6 m(3 187.7～3 209.3 m)。套銑參數(shù)為鉆壓10～20 kN，排量1 200 L/min，轉(zhuǎn)速40 r/min，進尺基本穩(wěn)定，偶有蹩停頂驅(qū)現(xiàn)象(設置頂驅(qū)蹩停扭矩24 kN·m)。第二次作業(yè)全新銑鞋入井，出井銑齒內(nèi)邊緣磨損嚴重，如圖4所示。表明套銑至微擴眼器刀翼處，最后無進尺。

圖4 銑鞋(帶內(nèi)齒)出井磨損嚴重

Fig.4Thewearofmillingbit(withinnerteeth)isserious

套銑作業(yè)結(jié)束，魚頭為已變形鉆桿本體，決定采取外撈方式進行打撈作業(yè)，量出井鉆桿斷裂處外徑，決定入井φ143 mm控制環(huán)。第一趟管柱組合：φ206.4 mm卡瓦打撈筒(φ140 mm籃式卡瓦配合φ143 mm控制環(huán)加密封圈)+φ127.5 mm 加重鉆桿+φ165.1 mm震擊器(液壓)+X/O+φ127.5 mm加重鉆桿×15。下鉆期間逐根緊扣，φ244.5 mm套管鞋及魚頂以上0.5 m測多組懸重、泵壓、扭矩。抓住落魚后大噸位上提、下壓鉆具以及震擊器上下震擊。累計上擊34次，下?lián)?次。頻繁震擊后再次上提至215 t，懸重突降至106 t，泵壓由10.2 MPa突降至5.0 MPa；嘗試下壓鉆具10 t，上提鉆具維持106 t不變，判斷撈筒與落魚分開，第一次打撈作業(yè)失敗。出井觀察籃式卡瓦內(nèi)部牙板磨損，有輕微變形[4-5]，具體如圖5所示。

圖5 籃式卡瓦入井前后對比

Fig.5Comparisonofbasketgrapplebeforeandafterenteringwell

第二趟管柱組合：籃式卡瓦尺寸由φ140 mm更換為φ137 mm，其余不變。 下鉆至φ244.5 mm套管鞋及魚頂以上0.5 m位置測多組懸重、泵壓、扭矩。抓住落魚后，震擊器上下震擊。排量800 L/min，上提鉆具至170 t，第130次上擊，繼續(xù)上提鉆具至220 t，懸重穩(wěn)定后鉆具緩慢上移約0.08 m；立即快速下放鉆具試圖通過遇阻點3 136 m，懸重劇烈波動后穩(wěn)定在70 t，判斷鉆具放活；大范圍上下活動鉆具，下放至最低點，上提懸重以5 t梯度逐步從160 t增加至185 t。再次上提鉆具，懸重由140 t逐漸降低并穩(wěn)定至125 t，判斷提活落魚。震擊器累計上擊137次，下?lián)?3次。落魚全部出井(長125.94 m)，打撈作業(yè)取得成功，如圖6所示。

圖6 落魚出井圖

Fig.6Fishcomeoutofthewell

3 卡鉆原因分析

3.1 井眼環(huán)空不凈

A井完鉆井深4 343 m，最大井斜角50°，穩(wěn)斜段長達800 m，二者相互作用下造成攜砂困難，產(chǎn)生環(huán)空不凈的難題。完鉆長起前大排量循環(huán)2個裸眼周，并未達到清潔井眼目的。進而倒劃期間產(chǎn)生持續(xù)憋壓，扭矩大范圍波動現(xiàn)象，打撈出井隨鉆測量工具內(nèi)腔內(nèi)部存在大量塊狀巖屑，如圖7所示。證明環(huán)空巖屑堆積，環(huán)空當量鉆屑濃度不斷升高是造成本次卡鉆直接原因。

圖7 隨鉆測量工具內(nèi)腔巖屑堆積

Fig.7CuttingsaccumulationincavityofMWD

3.2 鉆井液密度不足

對東營組地層特點認識不足，鉆井液密度不足對井壁穩(wěn)定和井眼清潔影響較大。鉆進期間鉆井液密度為1.34 g/cm3，返出巖屑以帶牙印泥巖鉆屑為主，混有少量薄片，但完鉆后短起下鉆返出大量小顆粒巖屑、部分稍大巖屑和少量薄片，及時提高鉆井液密度至1.40 g/cm3平衡地層坍塌壓力，返出仍可見少量泥巖掉塊。由于井眼暴露周期延長，地層應力釋放，泥巖垮塌造成塊狀巖屑和剝落掉片堆積在環(huán)空，是本次造成倒劃眼作業(yè)困難及卡鉆的主要原因。

3.3 鉆井液抑制性不足

東營組地層為硬脆性泥巖，井壁不穩(wěn)定，鉀離子含量不足造成鉆井液抑制性不夠。鉀離子能夠降低鉆井液的水活度，使之與地層泥頁巖水活度接近，可減少鉆井液與泥頁巖之間的孔隙壓力傳遞，有效改善半滲透膜效率和提高滲透壓，減緩或阻止鉆井液濾液向地層的持續(xù)性滲透，從而提高井壁穩(wěn)定性，擴大井壁穩(wěn)定周期。東二段井壁坍塌主要原因是由于鉆井液進入微裂縫，填充物遇水膨脹，使井壁應力變化，發(fā)生垮塌，進而產(chǎn)生卡鉆事故。

3.4 現(xiàn)場操作不合理

慣性思維，倒劃眼期間下部井眼泵壓平穩(wěn)，扭矩波動不大，降低了對上部井眼的警惕意識；風險估計不足，前期倒劃順暢，后續(xù)速度過快，導致憋卡嚴重；操作可能不當，反向原則執(zhí)行不徹底，憋壓后第一時間降低排量下放鉆具，但未能控制憋壓在3 MPa以內(nèi)，未能有效抑制住憋壓程度，變相增加了鉆具阻卡處理難度。

3.5 鉆桿質(zhì)量不過關

φ127.5 mm加重鉆桿鋼號記錄清晰，有廠家合格檢驗報告。查得本產(chǎn)品機械性能抗拉3 082 kN，抗扭76.8 kN·m。 處理鉆具阻卡過程中，扭矩32～41 kN·m，最高上提重量210 t(正常上提懸重106 t)，低于產(chǎn)品極限能力[6-7]。鉆具斷裂導致喪失處理手段，形成卡鉆。產(chǎn)品機械性能與廠家提供報告嚴重不符是本次卡鉆事故的次要原因。

4 工藝改進后的側(cè)鉆完井

4.1 打撈作業(yè)后通井作業(yè)

由于解卡及打撈作業(yè)時間較長，決定進行通井作業(yè)，裸眼段劃眼通井，每柱倒劃眼一遍修整井壁，多次頂驅(qū)蹩停，井口失返。由于井壁不穩(wěn)定，存在剝落掉片，通井困難?，F(xiàn)場調(diào)整鉆井液密度至1.40 g/cm3，通過提高鉀離子含量增強鉆井液抑制性，由于井眼靜止時間較長達到應力釋放周期，井壁不斷失穩(wěn)，調(diào)整通井參數(shù)等手段情況無明顯改善。

4.2 側(cè)鉆作業(yè)原因

海上油田開采特點是船租費用高昂，先進井下導向鉆具昂貴，通井作業(yè)耗時長且具有發(fā)生次生復雜情況可能性。綜合鉆井作業(yè)經(jīng)濟性及井下鉆具安全性，現(xiàn)場決定回填水泥塞進行側(cè)鉆作業(yè)。

4.3 優(yōu)化鉆井液性能

據(jù)地層、軌跡和工程安全需要，側(cè)鉆點選擇館陶組底部3 525 m，回填水泥塞井段為3 800～3 490 m，對易失穩(wěn)、易垮塌東營組地層進行封固，保證側(cè)鉆鉆井液密度、抑制性等性能到位后揭開東營組地層。側(cè)鉆作業(yè)調(diào)整鉆井液密度至1.40 g/cm3，側(cè)鉆成功后及時修理窗口，替入稠漿5～8 m3清理巖屑及水泥殘渣，待溫度起來以后循環(huán)系統(tǒng)加入質(zhì)量分數(shù)2%RT-101增加鉆井液的潤滑性。新地層鉆進期間鉆井液中穩(wěn)定質(zhì)量分數(shù)5%PF-COK降低鉆井液活度，增加鉆井液抑制性，保證抑制劑質(zhì)量分數(shù)5%PF-JLX C、10%KCl；封堵材料質(zhì)量分數(shù)5%HTC+2%瀝青+2%LPF+2%EPF。全程開啟固控設備，進一步降低井漿中有害固相含量，滑動鉆進期間向循環(huán)池間隔性加入PF-BLA B等潤滑材料，保證滑動鉆進效率；鉆進期間振動篩處全天候監(jiān)測性能，觀察巖屑返出情況，泥漿性能調(diào)整以穩(wěn)定、不劇烈變化為宜[8-10]。設計進尺每達到300 m或者純鉆進時間30 h進行1次短起下鉆，每次短起下鉆均至φ244.5 mm管鞋內(nèi)，充分循環(huán)清潔井眼，保證井眼干凈。

4.4 可劃眼浮鞋工具

本井側(cè)鉆鉆進至4 375 m完鉆，倒滑眼期間頻繁憋壓、蹩扭矩，倒劃困難，下尾管作業(yè)存在很大風險。這種情況下，坍塌周期時間余量與充分通井修整井眼存在一定的矛盾性。如果尾管下入遇阻，則單純靠下壓或者上提活動管串，輔助開泵循環(huán)，通過遇阻點可能性較小，因為 PDC 鉆頭鉆進過程中，該段地層可鉆性差，地層較硬，尾管串底部浮鞋無攻擊性，純粹上提下放不足以破壞遇阻臺階或者堆積的巖屑。鑒于此轉(zhuǎn)向旋轉(zhuǎn)下入方式，采用可劃眼浮鞋[11]，尾管串各部分物理性質(zhì)參數(shù)見表1。尾管掛下入后測試參數(shù)參數(shù)。上提懸重48.0 t，下放懸重41.0 t；測試循環(huán)壓力：排量200 L/min，泵壓1.64 MPa。

下φ127 mm鉆桿送φ177.8 mm尾管至φ244.5 mm套管鞋，測旋轉(zhuǎn)扭矩：轉(zhuǎn)速10 r/min，扭矩12.20 kN·m；轉(zhuǎn)速 15 r/min，扭矩 12.60 kN·m；轉(zhuǎn)速 20 r/min，扭矩13.55 kN·m；每柱通徑、灌漿。送鉆至4 225 m遇阻10 t。緩慢開泵至200 L/min，嘗試通過遇阻點失敗后，提活管串，下放至中和點，小轉(zhuǎn)速緩慢開啟頂驅(qū)轉(zhuǎn)速15 r/min，轉(zhuǎn)活后扭矩穩(wěn)定在20 kN·m(峰值扭矩30 kN·m)，然后緩慢下放管串，順利通過遇阻點，各項參數(shù)穩(wěn)定，繼續(xù)劃眼下尾管。最終尾管順利到位，固井作業(yè)安全完成。候凝后CBL作業(yè)測得水泥返高在3 450 m(油頂在3 602 m，滿足射孔需求)，φ244.5 mm與φ177.8 mm尾管重疊段間無水泥，由于井內(nèi)尾管掛封隔器膠皮和卡瓦入井前已拆除，根據(jù)作業(yè)需求，進行了尾管掛回接[12]，在井內(nèi)尾管掛基礎上，直接回接一套尾管掛，坐封封隔器后試壓成功，達到作業(yè)需求。

表1 尾管串各部分物理性質(zhì)參數(shù)Table 1 Physical property parameters of each part of tail string

4.5 φ215.9 mm尾管內(nèi)測井作業(yè)

通井期間井況復雜，掉塊嚴重，坍塌周期時間余量與充分通井修整井眼存在一定的矛盾性，考慮到補測帶源鉆具風險，而且斯倫貝謝測井工具價格高昂。盡量縮短裸眼裸露時間，保證φ177.8 mm尾管順利到位，更改設計裸眼四條線測井(測井項目伽馬+電阻率+中子+密度)為φ177.8 mm尾管內(nèi)測井作業(yè)[13]。實際套管內(nèi)測量伽馬、中子、聲波井段3 450 m～井底；電阻率井段4 289～4 325 m，結(jié)果如圖8所示。測井管串在井內(nèi)無風險，在成熟區(qū)塊作為生產(chǎn)井，成功取得基本測井資料滿足測井解釋需求，測井作業(yè)生產(chǎn)效率大大提高。

圖8 伽馬、中子、聲波圖例

Fig.8Gamma,neutron,soniclegend

5 結(jié)論及建議

(1) 渤海油田深部地層井壁硬脆性泥巖剝落、掉塊，導致井徑不規(guī)則，進而易發(fā)生卡鉆事故，工程需要摸清倒劃參數(shù)與地層、軌跡等對應關系，預判井下復雜情況，保障安全。

(2) 渤海油田深部地層使用強抑制不分散鉆井液體系，提高鉆井液潤滑性及封堵性，降低環(huán)空單位體積泥漿內(nèi)鉆屑含量，保證鉆井液性能穩(wěn)定，滿足井下安全需要。

(3) 保證所有入井工具安全可靠，使用狀態(tài)良好；卡鉆后活動鉆具時，應避免采用固定的上提或下放拉力以避免在固定點處產(chǎn)生疲勞破壞，造成鉆具斷裂，增加事故處理難度。

(4) 對于井眼井況復雜井次，新工具應用可以極大降低工程風險。可劃眼浮鞋對于尾管到位成功率大大提高，但要對管串結(jié)構(gòu)和井眼摩阻情況做定量分析，論證管串各部分物理參數(shù)尤其是抗扭性能滿足旋轉(zhuǎn)下入的要求；對于成熟區(qū)塊，套管內(nèi)測井既能滿足測井解釋需要，又能降低裸眼暴露帶來的風險。

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