伍鵬常

（中石化西南石油工程有限公司鉆井工程研究院，四川德陽618000）

1 JS203-4HF井基本情況

江沙203-4HF井是一口部署在四川盆地川西凹陷中江—回龍構(gòu)造上的開發(fā)水平井，設(shè)計井深3212m，垂深2051m，水平段長993.24m。因鉆遇泥巖，提前完鉆，實際完鉆井深3001m，全井水平段長780.39m，水平位移1086.91m，最大井斜角91.4°/2688.41m。該井導(dǎo)管采用?444.5mm鉆頭、高坂含鉆井液鉆進(jìn)至井深154m導(dǎo)管中完。一開使用?311.2mm鉆頭、鉀基聚合物鉆井液鉆進(jìn)至井深1685m中完。二開使用?215.9mm鉆頭、鉀基聚磺鉆井液二開開鉆，鉆至2877m因鉆遇泥巖，經(jīng)業(yè)主方產(chǎn)能項目部同意鉆進(jìn)至井深3001m提前完鉆。完鉆后通井、電測均順利，但在完井作業(yè)下套管過程中發(fā)生卡套管復(fù)雜事故。

2 卡套管過程

2.1 下套管前通井情況

下套管前，簡化鉆具組合，進(jìn)行了專項通井作業(yè)，通井組合：165mm圓接頭+回壓閥+127mm加重鉆桿2根+穩(wěn)扶+127mm加重鉆桿1根+127mm鉆桿38柱+127mm加重鉆桿15柱+520×411+139.7mm加重鉆桿25柱+139.7mm鉆桿28柱。

通井下鉆摩阻情況如表1所示。由表1可得，造斜段下鉆摩阻為100～180kN，隨著井深增加，摩阻逐漸增大，最大達(dá)500kN。通井到底后大排量充分循環(huán)，無掉塊及返砂后壓水眼起鉆，整個通井作業(yè)都順利。下套管前鉆井液性能如表2所示。

表1 下套管前通井下鉆摩阻情況統(tǒng)計表

表2 下套管前鉆井液性能表（ρ為1.95g/cm3）

由表2可得，該井下套管前鉆井液密度已調(diào)整至設(shè)計密度最高限1.95g/cm3，為保證套管順利下放到位，加強(qiáng)鉆井液潤滑防卡性，控制油含為6%，控制鉆井液壓持式摩阻系數(shù)為0.11。

2.2 套管下入情況

套管計劃下入井段：1499～2999m，管串長1500m。下套管前通井作業(yè)順利后，開始下套管。入井管串組合：浮鞋+短套管1.5m+套管1根+浮箍+套管1根+浮箍+套管1根+球座+套管串+懸掛器+送入工具+127mm加重鉆桿45根+411×520接頭+139.7mm加重鉆桿75根+139.7mm鉆桿6根。入井套管扶正器：直井段3～4根套管加整體式彈性扶正器1個，造斜段和水平段每2根套管加彈性扶正器1個。

2.3 卡套管經(jīng)過

套管順利下至井深2655m，待灌漿完井口接立柱，隨即下放遇阻，懸重900kN，下放噸位300kN，指重表基數(shù)160kN，立即上提套管串，上提噸位1270kN，未提脫，因剛接立柱，游車上行距離有限，未能進(jìn)一步增加上提噸位，反復(fù)于懸重300～1300kN之間活動鉆具。由于游車上行距離有限，甩井口單根，最大上提噸位至1600kN，下放時將懸重放完，仍不能活動開，發(fā)生套管遇卡。

3 事故原因分析

3.1 地層原因

JS203-4HF井水平段為上沙溪廟組，主要巖性為砂巖，自井深2132m進(jìn)入上沙砂體，至完鉆3001m鉆遇了2664～2685m、2877～3001m兩段泥巖段。遇卡井深為2655m，處于砂泥巖交界位置，地層疏松，同時砂巖段可鉆性好，鉆時較快，鉆時為2～6min/m，由于砂巖滲透性較好[1-3]，泥餅厚度增加了，套管壓差粘卡的風(fēng)險大大地增加了。

3.2 工程原因

3.2.1 鉆井液密度過高

JS203-4HF井與鄰井JS203-3HF井進(jìn)入水平段后密度均為1.95g/cm3，而JS203-3HF井設(shè)計上沙溪廟組地層壓力梯度為1.60～1.70MPa/100m，JS203-4HF井上沙溪廟組設(shè)計的地層壓力梯度為1.55～1.80MPa/100m，最大正壓差當(dāng)量密度達(dá)到了0.4g/cm3，最大正壓差為8.7MPa，根據(jù)經(jīng)驗，鉆井液液柱壓力超過地層壓力3.5MPa以上時，粘附卡鉆的風(fēng)險增大[4]。而本井后續(xù)處理卡套管時降鉆井液密度至1.74g/cm3亦能平衡地層壓力，鉆井液說明壓差是造成壓差粘附卡套管的主要原因。

3.2.2 鉆井液固相含量較高，剪切稀釋性能較差

高密度鉆井液在井內(nèi)的流型如圖1所示，當(dāng)鉆井液在井內(nèi)以這種流型流動時，中間流速高，兩側(cè)越靠近井眼流速越低，井眼清潔效率越差，水力參數(shù)損耗大，井眼清潔無法得到有效保證。通過循環(huán)返出的泥餅判斷，后期施工泥餅較虛厚，摩擦阻力較大，當(dāng)套管柱所受的摩阻大于鉆機(jī)提升載荷時，發(fā)生粘附卡套管幾率大增[5]。

圖1 井內(nèi)鉆井液流型

3.2.3 套管柱靜止時間過長

根據(jù)經(jīng)驗表明，壓差卡套管與井壁接觸時間的長短有關(guān)系[6]，本井卡套管發(fā)生在接立柱灌漿過程中，套管靜止時間長達(dá)6min，與鉆具相比，套管與井壁的接觸面積較大，下套管接立柱灌漿過程中，靜止時間過長導(dǎo)致本次下套管遇卡發(fā)生。

3.3 鉆井液體系原因

由于鉆井設(shè)計的原因，該井鉆井液體系由之前的氯化鉀聚磺鉆井液體系更換為甲酸鉀聚磺鉆井液體系，K+設(shè)計為15000～17500mg/L，該體系所形成泥餅具有較強(qiáng)的吸附能力，容易形成巖屑床，導(dǎo)致泥餅虛厚，套管與井壁接觸面積變大，摩擦阻力變大，發(fā)生阻卡的風(fēng)險較高。

（1）不同鉀基聚磺鉆井液體系的流變性能對比。甲酸鉀屬于一種有機(jī)鹽，甲酸根離子對惰性固相、活性固相均有很強(qiáng)的吸附效應(yīng)[7-8]，由此造成高密度甲酸鉀鉆井液體系的粘切高，綜合性能差。如表3所示，該井造斜段及水平段施工時，鉆井液粘切力均高于鄰井，漏斗粘度高達(dá)75s，且結(jié)構(gòu)力較強(qiáng)。

（2）甲酸鉀鉀基聚磺鉆井液和氯化鉀鉀基聚磺鉆井液體系潤滑性對比。實驗對比分析了KCl和KCOOH對聚磺鉆井液體系潤滑性的影響。由表4可知，5%的KCl加入到體系中后，壓持式摩阻系數(shù)明顯優(yōu)于加入5%的KCOOH，極壓潤滑系數(shù)兩者基本相當(dāng)。根據(jù)相關(guān)資料分析，鉆進(jìn)時甲酸鉀鉀基鉆井液體系中的鉀離子更易被地層消耗，為保持抑制性，維持鉀離子濃度，需及時補(bǔ)充甲酸鉀，從而造成鉆井液中甲酸根離子濃度不斷增加，而甲酸根離子具有活性強(qiáng)、易吸附的特點，從而增加了泥餅的粘附性，泥餅粘滯系數(shù)變大，潤滑性變差。

（3）在川西中江—高廟區(qū)塊一開井段，普遍存在起下鉆頻繁遇阻的現(xiàn)象，返出的也多是巖屑，說明了甲酸鉀體系泥餅具有較強(qiáng)的吸附性。

表3 不同鉀基聚磺體系鉆井液性能對比

表4 不同鉀基聚磺體系潤滑性對比

4 現(xiàn)場處理工藝

4.1 上下活動管柱

套管遇卡之后，采取循環(huán)上下活動的方式處理[5]，反復(fù)活動，最大上提至1600kN，下放最小將懸重放完至240kN，未解卡。后甩出一根單根，反復(fù)活動套管，噸位控制在160～1600kN，亦未解卡。按照壓差粘附卡套管處理思路，鉆井液密度由1.95g/cm3降至1.74g/cm3，循環(huán)無掉塊返出，返出少量細(xì)巖屑，同時組織材料配置解卡液，泡解卡劑前鉆井液性能如表5所示。

4.2 泡解卡劑

表5 泡解卡劑前鉆井液性能（ρ為1.74g/cm3）

降密度期間配制解卡劑，解卡劑配方：柴油+25%SR-301+8%快T+重晶石粉。

解卡作業(yè)過程：大泵注入解卡劑15.5m3，使用泵車注解卡劑8.5m3，大泵開始替漿19.3m3，管串內(nèi)留5.7m3，覆蓋井段2002～2655m。注入解卡劑后，開始上提為主活動管柱，上提噸位控制在1700～2000kN，每次上提活動噸位增加100kN，控制噸位為原懸重1050kN并關(guān)井憋壓2.5MPa。浸泡井段2120～2650m，泄壓開井，在600～2000kN范圍內(nèi)上下活動鉆具，提至懸重1850kN，靜停浸泡，套管受拉力1000kN。之后每隔0.5h往管串里頂漿0.5m3，同時活動管串一次，然后以1800～2000kN不等的上提噸位靜止浸泡，累計頂漿4.5m3，浸泡井段2660～1984m。

頂漿4.5m3后，每間隔1h，上下活動管串一次（上提噸位1700～2000kN，下放噸位500～800kN）。隨后上提2000kN的噸位靜置浸泡鉆具，懸重由2000kN緩慢降至1300kN，隨即上提活動鉆具，上提噸位至1400kN，懸重立即回至1100kN。經(jīng)計算，因井筒密度降低至1.74g/cm3，管串浮重增至1100kN，下放鉆具至600kN，管串懸重回至1100kN，上下活動管串均回至原懸重，判斷解卡成功。經(jīng)多次上下活動管串，確認(rèn)解卡成功，繼續(xù)下套管順利到位。

5 結(jié)論與建議

（1）下套管遇阻，在遇阻原因不清的情況下嚴(yán)禁猛壓硬砸，容易引起事故復(fù)雜化。套管遇卡不同于常規(guī)鉆具遇卡只能單純地依靠施加縱向拉力上下活動，不能通過大量施加扭矩來解卡。本井三次每次施加了兩圈扭矩希望依靠軸向力促使套管解卡，但是扭矩太小不足以影響現(xiàn)狀，反復(fù)活動中造成緊扣效果，進(jìn)一步減小扭矩，所以在解卡過程中的上提下放，施加扭矩沒有效果。

（2）解卡成功表明，與油基鉆井液解卡劑JKZ相比，快T更易滲透進(jìn)入泥餅，同時通過降低壓差和浸泡時環(huán)空憋壓等手段可以有效提高套管解卡的成功率[9]。

（3）二開套管遇卡時已進(jìn)入水平段435.61m，上部套管的重量無法使水平段套管有效移動，同時井底存在較高的正壓差，鉆井液固相含量偏高，是本次卡套管的主要原因。甲酸鉀體系粘附性強(qiáng)，加上砂巖地層滲透性較強(qiáng)，接立柱灌漿套管靜置時間較長是本次卡套管的次要原因。

（4）在套管解卡泡解卡劑過程中，不應(yīng)上提，套管在拉力的作用下，直井段貼在上井壁，斜井段及水平段貼在下井壁，此時解卡劑不能快速滲透到環(huán)空，嚴(yán)重影響解卡的效果。