乌兹别克斯坦吉达-3井井下复杂处理及启示

袁波 汪绪刚 任智基 解忠义 李荣

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院海外工程技术研究所（河北廊坊065007）

2.中国石油国际（乌兹别克斯坦）有限责任公司（北京100007）

乌兹别克斯坦吉达-3井井下复杂处理及启示

袁波1汪绪刚1任智基2解忠义2李荣1

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院海外工程技术研究所（河北廊坊065007）

2.中国石油国际（乌兹别克斯坦）有限责任公司（北京100007）

吉达-3井是中油国际丝路公司在乌兹别克斯坦所钻的第一口深探井，设计井深5 900m。2008年10月16日用密度为1.68g/cm3的泥浆钻进至井深5 792m。地质循环发现气测异常，并有溢流。压井过程中，发生卡钻，大大增加了压井作业的难度。随后的压井及解卡过程中，由于钻头水眼被堵，被迫倒扣解卡。经过多方努力，于12月1日第二次打水泥塞获得成功。简要分析了吉达-3井在处理事故中的一些做法及从中获得的启示，对日后深井井下复杂处理会有所借鉴。

深探井高压油气井井控

根据现场求得的地层压力系数，随后的处理过程中由于关井未能及时活动钻具导致钻具被卡。

1 发生卡钻的原因及启示

1.1 卡钻经过及原因

10月17日采用1.84g/cm3的钻井液压井，出口泥浆密度1.72～1.81g/cm3，未能将井压住。10月17日18:00开始关井配备高密度泥浆，中途套压升高至30MPa左右，节流泄压将套压降至15MPa。10月18日03:30套压再次升至30MPa，泄压。03：55开井活动钻具，发现卡钻。分析其主要原因是吉达-3井在关井期间，套压基本维持在30MPa左右，根据SY/T 6426-2005《钻井井控技术规程》规定:“4.3.1环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。”及“4.3.4环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头”[1]。故吉达-3井关闭闸板防喷器，未活动钻具,导致发生卡钻。

1.2 得到的启示

（1）深井发生井涌时，一旦泵入比原钻井液密度高出0.1g/cm3的加重压井液后，尤其要预防压差卡钻，不能长期关井不活动钻具，即使关井套压超过14MPa，也应尽量降低套压后，活动钻具。

（2）虽然SY/T 6426-2005《钻井井控技术规程》规定“环形防喷器不得长时间关井”，但由于需要活动钻具，可以尝试采在降低套压后，交替式的在关闭闸板防喷器或环形防喷器的状态下活动钻具。单一使用闸板防喷器或环形防喷器会增加闸板的橡胶或环形防喷器的橡胶密封失效的风险。

（3）不能完全生搬硬套井控技术规程，在明确风险后做出合理井控动作，避免在压井过程中再发生卡钻事故，导致井下更加复杂。

2 投球打开旁通阀失败的原因及启示

在井下钻具被卡的状态下，又对吉达-3井进行了多次压井作业，压井液密度也由1.68g/cm3逐步提高到2.30g/cm3，但溢流仍未得到控制。

压井过程中出口压井液的氯离子含量逐渐由4.5%升高到19.7%，达到了饱和状态。通过取样分析得知侵入物主要是含有少量伴生气的高压盐水，处理井下复杂的重点也由压井转变为了先解卡。先后尝试了解卡剂解卡和原油解卡。10月30日，采用原油浸泡解卡。关井浸泡时，发现钻头水眼被堵，被迫倒扣起钻，在井内留下长度为75.7m的一条落鱼。随即进行打捞作业。捞鱼钻具组合为：接头(0.92m)+超级振击器(3.87m)+165.1mm钻铤(37.3m)+接头(0.5m)+158.75mm钻铤(18.8m)+接头(0.5m)+液压加速器(4.3m)+旁通阀(0.4m)+127mm(5in)钻杆。

2.1 打捞落鱼经过

11月2日12:10～12:46冲洗鱼头，探得鱼顶深度：5 708.5m，对扣成功（钩载由156t上升至166t），使用超级震击器多次震击，未能解卡。为了防止震击过程中井壁跨塌，掩埋井筒，决定投球憋开旁通阀，先建立井下循环清洗井筒之后，再继续震击解卡。

由于钻头水眼堵塞，钻具内的流体无法循环出钻头，且钻井液为不可压缩体，导致即使投球到达球座，球座也无法下移，也就无法剪断销钉。只能再次倒开钻具，确保球座可以下行剪断销钉。倒开钻具后立即进行投球作业，同时开泵循环，未见泵压突然升高，投球失败。

2.2 投球失败的原因分析

（1）小球在运行过程中，没有到球座，卡在中间某个位置。导致最后无法剪切销钉打开旁通阀。

（2）由于是5 700m的深井，可能在第二次倒开钻具时，未在旁通阀以下倒开，而是在旁通阀以上倒开，导致投球循环出井。

2.3 得到启示

（1）投球作业存在“球无法运移到球座”的风险。在进行投球作业时，建议先进行钻具通径检查，确保投球可以顺利运移至球座。

（2）由于深井井下摩阻较大，加之指重表也可能存在误差。若井下存在跨塌，借助指重表来预测钻具倒开位置时就可能存在较大误差，钻具倒扣位置可能存在较大不确定性。

（3）打捞钻具时一般是靠下放钻具至鱼顶后，发现泵压明显增加或悬重降低（钻压增加时）说明接触到鱼顶。这时应先投球憋开旁通阀，确保可以建立井下循环后，再对接鱼顶。这点对于钻头水眼已堵的落鱼，显得尤为重要。

3 两次打水泥塞过程分析及启示

在投球失败后，只能勉强继续采用震击器震击解卡。11月3日8：49震击器中心管滑扣断裂。至此，震击器入井后共震击40余次，震击解卡失败。项目公司在采取一系列的事故处理措施均未奏效之后，决定打水泥塞侧钻，以降低事故损失。

表1 两次打水泥塞技术参数对比

3.1 打水泥塞经过

11月5日，为确保打水泥塞质量，决定先打入重晶石浆8.4m3,沉降封堵水层，重晶石塞面为5 667m。11月6日，打入2.37g/cm3水泥浆9m3，憋压20MPa候凝72h。8日开井观察时并无溢流，11月9日下钻探塞过程中溢流仍在发生，溢速1.43m3/h，第一次打水泥塞未获成功。

12月1日，第二次打水泥塞。泵入密度2.26～2.33g/cm3的水泥浆23m3，节流循环替浆45m3，设计封固井段5 685～5 285m，憋压20MPa候凝72h。12月4日，下钻探塞面5 218m，无溢流。至此，吉达-3井下部高压水层被彻底封住。两次打水泥塞数据如表1所示。

3.2 11月7日第一次打入水泥失败原因分析

（1）水泥浆用量偏低。

（2）井壁虚泥饼较厚。

（3）替浆时未节流循环，未能平衡地层压力，造成地层水携带着水泥浆上窜，导致打水泥塞未获成功。

3.3 12月1日第二次打水泥塞成功原因分析

（1）加大了水泥浆的使用量。水泥浆的使用量由9.1m3增加至23m3。

（2）替浆时采用节流循环，保持一定套管压力提高顶替效率、抑制地层水携带着水泥浆上窜。

（3）最后钻具起至套管鞋内后，维持关井套压在20MPa。

3.4 得到启示

（1）深井在井涌状态下实施打水泥塞作业，打水泥塞失败的可能性较高；

（2）若受条件限制只能在井涌的状态下实施打水泥塞作业，建议采用节流循环的方式进行替浆，以增加替浆时的井底压力，阻止在替浆过程中侵入物对水泥浆的污染和携带着水泥浆上窜[2]。

（3）保证打入足量的水泥浆，有利于提高打水泥塞质量；

（4）建议采用憋压候凝方式，以防止侵入物继续侵入井筒，有利于水泥浆稠化形成强度。

4 结论

（1）地层压力预测特别是进入储层后的地层压力预测对深探井的井控安全有至关重要的作用。

（2）深探井在发生井涌后，若迅速提高钻井液密度实施压井时，务必及时活动钻具避免发生压差卡钻。

（3）若需对水眼堵塞的落鱼进行震击解卡，在对鱼之前，应先投球打开旁通阀，再进行对鱼。避免对鱼以及震击之后，再进行投球时球可能无法到达球座。

（4）投球作业前尽量对钻具进行通径检查，确保投球可以顺利到达球座。

（5）若只能在井涌状态下实施打水泥塞作业时，建议采用节流循环方式进行替浆。井口套压和井筒内液柱压力之和应不小于井底压力。替浆完毕后采用憋压候凝，以阻止侵入物继续侵入。

[1]SY/T 6426-2005钻井井控技术规程[S].

[2]刘景成.深井超深井新技术与复杂钻井新工艺及钻井质量全过程控制手册[M].北京,中国知识出版社,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，硕士，2007年毕业于江汉石油学院油气井工程专业。现在中国石油勘探开发研究院廊坊分院海外工程技术研究所工作，主要从事钻完井工艺技术研究及设计工作。