TD004-X3井大斜度井钻具滑扣事故处理实践

张 杰 常忠勇 何茂伟 李高文 何文平

(中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司)

0 引言

TD004-3井是大天池构造带龙门潜伏构造明达高点轴部西翼断下盘的一口水平井，水平井段采用地质导向技术钻至石炭系井深5390.92m，又进入了梁山组。起钻静观通井排除后效时，梁山组高压层泥页岩垮塌，Ф88.9mm钻杆滑扣3次对扣失败，井下遗留中子源、LWD、MWD等工具和钻具2083.27m。先下公锥打捞成功，起钻中遇阻卡，起至井口被挂落，公锥尖部断裂，落鱼入井，打捞难度加大。通过分析落鱼情况，改进公锥形状，强化鱼头过井口安全措施，成功捞获落鱼，为处理同类事故积累了经验。

文章详细介绍了该事故发生的原因、处理工艺措施。该井事故的成功处理，避免了中子源、LWD、MWD丢弃、侧钻和进尺的报废乃至该井周边开采井因辐射而关闭，不但取得了良好的经济效益，而且为处理同类事故积累了丰富的经验。

1 TD004-3井概况及事故发生经过

TD004-3井设计为大斜度井实际为水平井，设计井深5456.00m，井身结构为:Φ244.5mm技术套管下至 3028.84m(嘉二3)，Φ177.8mm 套管悬挂2729.11m～5085.00m，五开，石炭系地层Ф152.4mm采用地质导向钻进至井深5390.92m，地质循环取样分析已进入粱山组15.92m。由于地层异常，起钻至套管鞋内H5061.46m静止观察。

钻具组合:Φ152.4mmPDC钻头×0.18m+1.5度弯角马达×6.76m+浮阀×0.74m+测量工具×10.53m+中子密度仪×7.05m+Φ88.9mm钻杆27柱×788.45m+Φ88.9mm加重钻杆5柱×138.46m+Φ88.9mm钻杆7柱×204m+防磨接头×0.69+Φ88.9mm钻杆1柱×29.34m+防磨接头×0.69m+Φ88.9mm钻杆1柱×29.35m+防磨接头×0.69m+88.9mm钻杆+接头+127mm钻杆。

下钻通井排后效时划眼到底正常，将钻具提离井底继续循环排后效，启动转盘、调整参数下放至H5384.82m悬重突然由 1440kN↓1050kN，泵压17.1MPa↓14.9MPa。原钻具对扣3次在1400kN滑扣后再无法对扣，起钻完发现Φ88.9mm钻杆第66柱上单根公扣滑扣，丝扣磨损严重。出井鱼尾见图1。

图1 出井鱼尾图

井下落鱼结构:Φ152.4mmPDC钻头+1.5度弯角马达+浮阀+测量工具+中子密度仪+3Φ88.9mm钻杆27柱+Φ88.9mm加重钻杆+Φ88.9mm钻杆7柱+防磨接头+Φ88.9mm钻杆1柱+防磨接头+Φ88.9mm钻杆1柱+防磨接头3+88.9mm钻杆29 2/3柱，Σ:2083.27m;

鱼顶井深:井深3301.85m;鱼长:2083.27m;鱼头位于Φ177.8mm套管内。

2 事故处理风险及措施

2.1 风险

梁山组地层岩性复杂，极易造成垮塌。落鱼中有中子密度仪存在，如果处理不成功，将直接威胁该井周边开采气井的安全，而且在该区域将不能再部署新井，该次事故损失将无法估量。

2.2 措施

处理原则:先下工具造扣起出中子源，再进行打捞处理作业流程为:

(1)下Φ146mm母锥对扣后循环畅通则电缆打捞中子源。

(2)下部落鱼水眼岩屑堵塞时则使用连续油管打捞中子源。

(3)若造扣不成，则使用反扣钻具打捞，改变鱼头。(4)下钻对扣，连接下部落鱼。

(5)下专用工具打捞中子源，捞获中子源后。(6)根据井下情况进行通、套、倒，逐步进行处理。

3 事故的处理过程

3.1 母锥造扣循环

下外径Φ146mm、最大开口Φ135mm母锥至鱼顶，循环排除后效，反复转动，母锥无法套进鱼头，造扣不成功。

3.2 大水眼公锥造扣倒扣改变鱼头

下水眼直径51mm的311大头公锥至鱼顶，循环排后效，造扣打捞、分段紧扣，上下活动500kN↑1600kN未解卡;试开泵循环钻井液畅通即排出鱼顶下部后效，上提悬重1280kN坐卡瓦至350kN，反转25圈倒扣无开扣现象，扭矩减小转盘回转5圈，反转20圈回3圈，上提钻具悬重350kN↑1600kN解卡。

方钻杆带单根，间断倒划眼起钻至井深5290.05m正常起钻，当鱼头进入Ф244.5mm套管后不同程度出现挂卡，分析认为是Ф244.5mm长圆扣套管接头间间隙造成，采用座卡瓦点动转盘1～2圈方式起钻，鱼顶距转盘面接近20m出现挂卡，瞬间悬重由450kN↓50kN，起出打捞钻具发现311大头公锥尖部断裂Ф90mm外×Ф51mm内-15mm半圆环入井;立即灌满钻井液观察出口和液面变化情况，防顿钻导致井漏和溢流发生出现井控险情，井口液面不降，未发生井漏。

4 井下复杂情况分析

4.1 落鱼下砸到底后断裂的可能性分析

落鱼从井口附近掉落后，由于落鱼结构中有浮阀，水眼不通、Ф88.9mm钻杆上有Ф146mm防磨接头3只使环间间隙减小、本井在 Ф244.5mm和Ф177.8mm套管段是大斜度、石炭系和梁山组是水平段且段长达305.92m，钻具下落过程中不断减速，水平段的缓冲，落鱼发生断裂的可能性极小。

4.2 掉落半圆环位置分析

落鱼迅速下行浮阀关闭，钻具水眼内没有泥浆向外流动，钻具外环空泥浆迅速通过钻具与套管的间隙向上流动，在落鱼顶中心形成一个极大的涡流，落鱼顶内断裂公锥半圆环不会掉入落鱼与套管的环形空间，而留在落鱼内存在两种情况:

(1)落鱼下行过程中与套管发生碰撞松动而卡在钻具接头加厚带位置。

(2)落鱼下行过程中与套管发生碰撞也没有松动卡在鱼顶造扣位置。

5 处理措施

5.1 打捞工具选择

(1)普通正、反扣公锥打捞

存在掉落半圆环在接头加厚带堵塞水眼可能，工具无法进入水眼造扣;半圆环在鱼顶造扣位置时，打捞钻具与落鱼和半圆环形成的通道中心与原钻具中心有3mm～4mm径向偏差，在造扣或倒扣过程中潜在公锥断裂风险[1-3]。

(2)正、反扣母锥打捞

第一次Ф146mm母锥无法套入鱼顶，加之起钻过程中落鱼在Ф244.5mm套管2729m后不同程度出现挂卡，说明鱼顶外径变形大，母锥无法满足造扣打捞要求。

(3)磨鞋修正鱼顶

磨鞋使用后存在碎块，碎块在钻具水眼内堵塞钻具水眼，失去中子源的通道;在落鱼与套管环间，增加事故的处理难度。

(4)正、反大头公锥

在鱼顶存在断裂的 Ф90mm外×Ф51mm内-15mm半圆环阻挡，根据出井大头公锥损坏情况和在工具上留下的不明显痕迹分析，该痕迹为鱼顶母接头变形后最上端丝扣在造扣过程中留下的痕迹，断裂面离上部痕迹有65mm高度，还存在利用这65mm高度造扣的可能，也是值得一试的最简便方法，否则此次事故处理将困难重重。

(5)改造出井311大头公锥打捞

割去剩余的半圆环并向上割去30mm，将公锥的最下端直径由Ф90mm↑Ф92mm，增大该工具的打捞直径，割去的30mm长度为公锥在鱼顶造扣的预留造扣深度，避开落鱼水眼内的Ф90mm外×Ф51mm内-15mm半圆环进行造扣打捞。

5.2 改造311大头公锥入井造扣打捞

下311大头公锥至鱼顶循环排后效，正转造扣、分段紧扣至19圈时井下落鱼解卡，上下活动悬重1100kN↑1700kN，间断倒划眼，方钻杆带单根起钻至井深5276.60m，起钻至井深5139.50m遇阻1540kN↑1600kN，倒划眼至井深 5078.02m，钻头进Ф177.8mm套管鞋，井斜由井底的井斜84.46度，方位18.96度降低到井斜63.5度;方位18.7度，可以直接使用电缆取源而无需加压开泵送入取源工具，决定先取源后再起钻，防止落鱼在Ф244.5mm套管内挂卡落鱼可能掉落，将中子源取出后事故最大损失就报废进尺和工具，保障整个气田的安全。

5.3 电测车通水眼试取中子源

下Ф44mm电测加重杆试通水眼，在鱼头下第2根Ф88.9mm钻杆加厚带反复多次试下均未通过，因倒划眼过程中能够循环，但公锥与鱼头密封存在问题，加上断裂的Ф90mm外×Ф51mm内-15mm半圆环在钻杆加厚带阻挡，采用电缆或连续油管通水眼中途取源方案无法实施，只有被迫强行起钻。

5.4 强行起钻安全保障措施

(1)严格控制起升速度，鱼顶离转盘面700m前，每起1柱的时间控制在7min～8min，均匀缓慢起升。

(2)刹把操作平稳，待游车不摆动或摆动较小时才能上起钻具，禁止猛提猛刹猛顿。

(3)起钻到鱼顶距转盘面700m～300m范围，用起升电机绞车二档低速进行起升，300m到鱼头出转盘面吊卡扣好前用起升电机绞车一档低速进行起升，速度控制在1m/min极可能减小遇卡拉力。

(4)在起至打捞钻具最后5柱不再灌入泥浆，放空井口段环空便于观察落鱼在井口的居中情况。

(5)整个起钻过程中专业技术人员在旁指挥，另安排专人协助司钻观察指重表，遇卡最高不超过50KN，如准备工作不充分、信号不明或其它原因等情况均不得起升钻具。

6 井内落鱼的安全起出，事故顺利解除

成功起出坏鱼头(图2)。测量鱼顶由127mm变形到最大外径Ф153mm，与穿入的Ф177.8mm内径为Ф155mm，内外径仅差2mm。起钻完获全部落鱼，中子源按正常程序顺利取出，LWD、MWD、螺杆钻具、Ф152.4mm钻头完好无损，掉落在落鱼水眼中的Ф90mm外×Ф51mm内-15mm半圆环在钻具水眼中找到，TD004-3井Φ88.9钻杆滑扣事故圆满解除。

图2 捞获的变形鱼顶

7 事故原因分析

(1)压力相差悬殊:梁山组压力系数设计为1.5，石炭系压力系数为1.00，四开时在梁山组钻进泥浆密度1.65g/cm3起下钻困难，将泥浆密度加重到1.75g/cm3后井下稳定，而目前泥浆密度仅1.13g/cm3。

(2)该地区梁山组泥页岩极不稳定，是极易垮塌的地层，垮塌卡钻风险较大。

(3)水平井本身井壁稳定性差，水平钻进梁山组后梁山组泥页岩更不稳定，增加了垮塌风险。

(4)水平段最大井斜达井斜84.460，裸眼段有石炭系290m，粱山组15.92m，在划眼过程中下部钻具处于粱山组6.10m左右，当井底出现掉块后，螺杆被制动而启动转盘时转盘扭矩过大造成Ф88.9mm钻杆滑扣。

(5)操作者对循环泵压观察不够，对转盘负荷和扭矩的异常变化发现不及时。

8 结论

(1)鱼顶情况分析与井下情况吻合，工具选择正确是成功打捞的基础。

(2)分析判断落鱼挂卡的原因、对鱼顶的所处位置掌握是提高打捞成功的关键。

(3)技术措施对路是削减作业风险，真正实现事故“快速”处理原则，降低事故损失的根本。

1 蒋希文.钻井事故与复杂问题[M].石油工业出版社.2002.6.

2 安有杰.NP3-1井定向钻具卡钻事故处理实践[J].2011，34(1)：97-98.

3 赵金洲，张桂林.钻井工程技术手册[M].北京：中国石化出版社，2004.