加压解卡工艺在XS1井的应用

彭刚 杨世军 先齐

中国石化西南石油局重庆钻井公司

加压解卡工艺在XS1井的应用

彭刚 杨世军 先齐

中国石化西南石油局重庆钻井公司

常规解卡工艺一般用于压差黏附卡钻事故的处理，实践中暴露出解卡操作时间长的缺陷并存在解卡成功率低的风险。为满足提速提效要求，有效解除黏附卡钻事故，探索了采用关井加压浸泡解卡剂工艺。，分析了黏附卡钻发生条件和机理，介绍了加压解卡的原理：将解卡剂替至准确卡钻位置后，采用下压钻具、关井，然后用小排量注入钻井液对环空加压，加速解卡剂向钻具与井壁之间的泥饼渗透，对泥饼产生破坏、分解作用，减少钻具和泥饼接触面积，从而能够有效、快速解卡。该工艺在四川盆地XS1井首次使用并获得成功，证明了该方法能降低事故处理时间和提高解卡成功率，有效减少事故损失。

黏附卡钻 关井 加压 解卡剂 事故 解卡工艺 四川盆地

四川地区深井段地层致密，上三叠统须家河组井段主要以页岩和砂岩为主，深井由于地层及井身结构限制，高低压地层常不可避免处于同一裸眼段，压差大，部分深井同一裸眼段压差可超过20 MPa，客观上造成深井易发生黏附卡钻，黏附卡钻或缩径卡钻采用常规的浸泡解卡剂或柴油的工艺解卡，常规解卡工艺解卡成功率低、解卡工艺操作时间长缺陷突出。加压解卡将解卡剂注入被卡钻具环空，关井加压，给解卡剂液柱施加一定的压力，加速解卡剂向钻柱与井壁之间的渗透，达到破坏泥饼从而达到迅速解卡的目的。

1 黏附卡钻发生条件和机理

钻井液由固、液两相组成的胶体，在钻具转动的情况下，钻具环空钻井液在向上流动时，近井壁部分钻井液流速较低，黏切越高，井眼越大，钻井液环空返速越低，钻井液中的固相越易发生沉积，并被吸附到井壁形成泥饼；同时高渗透性地层在液柱压力与地层压力的正压差作用下形成泥饼，渗透性越好，正压差越大，泥饼越厚。泥饼的厚度还和固相含量、固相颗粒级配、固相水化膜和固相沉积的时间有关。固相含量越高，粗中细、硬中软颗粒越不合理，固相水化膜越薄，泥饼越厚，质量越差，固相沉积时间越长，泥饼越厚。

泥饼是以固相为主要成分的沉积、吸附或压差滤失形成，因此任何泥饼都有一定的黏附性，这种黏附性的大小—即摩阻系数取决于泥饼的质量。泥饼越致密、越薄，固相含量越少，含油量越高，固相水化膜越厚，韧性越好，泥饼质量越好，摩阻系数越小。反之则越大。摩阻系数越大，越容易黏附钻具，起下钻阻力越大。这种黏附随钻具与泥饼接触时间的增长而增大，即部分黏附卡钻的自由钻具越来越短，卡点越来越浅。一些裸眼较长的深井甚至在正常钻进过程或低转速条件下也会发生黏附卡钻。

钻柱表面往往一些带有正电的游离铁离子。而水基钻井液中多数处理剂以阴离子为主，泥饼带有负电。因此钻柱和泥饼之间存在一定的吸附作用，在正压差条件下，这种吸附作用更加明显。

井眼是非铅垂的，任何井眼都会有一定的井斜。钻具也非完全居中，尤其是在钻具静止时，这种现象越明显，即钻具会贴近井壁。越是静止钻具越容易靠近井壁，越易被泥饼黏附。

黏附卡钻具备的条件是：固相的沉积、吸附和压差滤失形成的泥饼，泥饼的黏附性，接触泥饼的钻具的静止时间［1－3］。

2 加压解卡的原理

加压解卡就是在黏附卡钻发生后，确定卡点，根据卡点以下钻具环空的容积和水眼内容积决定配制解卡剂的体积，根据被卡地层的岩性决定浸泡时间，配制和循环浆密度一致的解卡剂以保证浸泡过程不发生置换和上窜，注入井内并替至环空，将钻头到卡点以上100 m左右所有钻具环空全部浸泡。

解卡剂替至准确位置后，下压钻具50～100 k N，关井，用小排量注入钻井液对环空加压［4］，加压至5 MPa。因解卡剂的渗透作用使解卡剂向钻具与井壁之间的泥饼渗透，对泥饼产生破坏作用，迫使泥饼分解，减少钻具和泥饼接触面积。同时环空加压会加速解卡剂的这种渗透和破坏作用，也会减缓解卡剂的上窜和置换，达到快速解卡的目的［4］。

3 现场应用

3.1 XS1井地质简况

XS1井位于四川盆地川西坳陷孝新合丰构造带孝泉构造，为一口井深6 280 m的预探直井， 241.3 mm井眼穿越须家河组四段、三段、二段和小塘子组，地层压力预测如表1，井身结构及本井黏附卡钻点如图1所示。

表1 241.3 mm井眼段地层分层及压力表

表1 241.3 mm井眼段地层分层及压力表

马鞍塘组二段底界深度／m 3 834 4 781.5 5 368 5 490地层 须四段 须三段 须二段 小塘子组未完地层压力梯度／MPa·m－10.018 0～0.019 5 0.016 0～0.017 0 0.013 0～0.015 0

图1 XS1井实钻井身结构及卡钻点基本情况示意图

施工中在须家河组二段5 348 m钻遇设计外高压气层，最终压井将钻井液密度调至2.10 g／cm3，与压井前正常钻井液液柱压力相比，裸眼段内最大压差达25 MPa，须家河组的页岩和砂岩渗透性较好，为黏附卡钻提供了必要条件，实钻过程中压井加重钻井液后发生卡钻两次。

3.2 XS1井第一次卡钻及解卡处理过程

2011年8月17日钻至井深5 327.63 m，短程起钻15柱后下钻到5 172 m加立柱时发生压差黏附卡钻事故。

卡钻钻具组合： 241.3 mm HJT537GK×0.25 m＋630×630浮阀×0.80 m＋631×410×0.53 m＋ 178 mm无磁钻铤1×9.14 m＋ 178 mm钻铤14根×125.72 m＋震击器×6.29 m＋ 178 mm钻铤2根×17.73 m＋411×4A10×0.49 m＋ 158.8 mm钻铤9根×81.83 m＋4A11×410×0.48 m＋411× 520×0.67 m＋旁通阀×0.45 m＋ 139.7 mm加重钻杆×110.82 m＋ 139.7 mm钻杆。

卡钻时钻井液性能：ρ出口为1.85 g／cm3；FV为68 s；FL为3.2 m L；PV为27 mPa·s；YP为13 Pa；G1／G2为5／17 Pa；K为0.5 mm；Cs为0.2%；p H值为10，Kf为0.13。

按照常规处理方式，强拉强扭和两次浸泡解卡液，都未成功。

第三次配制解卡液30 m3，配方：0＃柴油15 m3＋4%有机土＋1.5%SP－80＋6%氧化沥青＋2%油酸＋1.5%石灰＋3 m3水＋10%快T＋1.5%硬脂酸铝＋BaSO4，加重至1.83 g／cm3。

泵注解卡剂23 m3入井，替浆50 m3循环解卡剂至钻头环空以上15 m3，水眼内8 m3，浸泡卡点以下全部环空。下压钻具100 k N，关环空用小排量加压至5 MPa，压力降低到4 MPa时继续小排量加压至5 MPa。间断泄压开井，强拉强扭。浸泡4.5 h后上提解卡。

3.3 XS1井第二次卡钻及解卡处理过程

2011年9月26日井深5 476.6 m时因配合物探作业停钻，井内静止234 h后于2011年10月6日下钻划眼至5 111 m，加单根时发生压差黏附卡钻。

卡钻时钻井液性能：ρ出口为2.04 g／cm3；FV为50 s；FL为3.0 m L；PV为32 mPa·s；YP为13.5 Pa；G1／G2为4／14 Pa；K为0.5 mm；Cs为0.2%；p H值为9.5，Kf为0.12。

配制解卡液28 m3，配方：0＃柴油14 m3＋4%有机土＋1.5%SP－80＋6%氧化沥青＋2%油酸＋1.5%石灰＋2 m3水＋10%快T＋1.5%硬脂酸铝＋BaSO4，加重至2.02 g／cm3。

泵注解卡剂21 m3入井，替浆50 m3循环解卡剂至钻头环空以上15 m3，水眼内6 m3。浸泡卡点以下全部环空，下压钻具100 k N，关环空用小排量加压至5 MPa，压力降低到4 MPa时继续小排量加压至5 MPa。间断泄压开井，强拉强扭。浸泡5.0 h后上提解卡。

4 结论

加压解卡工艺成功应用于XS1井两次黏附卡钻处理过程中，实践证明加压浸泡解卡工艺有效、快速，其结论如下：

1）加压解卡法只针对压差黏附卡钻或缩径卡钻。

2）加压过程中注意防止加压值过高造成井漏及其他井内复杂情况的发生。

3）解卡剂密度和循环浆尽可能保持一致，防止浸泡解卡时解卡剂置换上窜，尽可能保证卡点的有较长的浸泡时间和较大的进入卡点地层的解卡剂量。

4）浸泡过程最好是下压钻具50～100 k N。下压钻具可使钻具在突然解卡时保持平稳；如果不具备下压条件时，上提钻具拉力不宜过高，防止突然解卡时钻具上弹脱钩。

［1］蒋希文.钻井事故与复杂问题［M］.2版.北京：石油工业出版社，2006.

［2］蒲晓林，侯勤立，钱续军，等.新疆深井低压高渗地层防止压差卡钻技术研究［J］.西南石油学院学报，1999，21（2）：53－56.

［3］鄢捷年.钻井液工艺学［M］.东营：中国石油大学出版社，2006.

［4］刘俊海，高飞，宁维友.关井憋压法处理黏附及缩径卡钻［J］.石油钻探技术，2004，32（5）：68－69.

Application of pressurization and getting－unstuck technology in the XS1 well，Sichuan Basin

Peng Gang，Yang Shijun，Xian Qi
（Chongqing Drilling Company of Sinopec Southwest Branch Company，Chongqing 400042，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 10，pp.71－73，10／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

The conventional technology of getting unstuck is usually adopted for dealing with the accidents of differential pressure sticking，but in actual field practices，there exposed the shortcoming of long operation time and the risk in a low success ratio of stuck freeing.In view of this，this study first explored the way of pressurization and the releasing stuck agent being soaked after shut－in of a well.First，based on the mechanism of differential pressure sticking，the principle of pressurization and stuck freeing was introduced.After the releasing stuck agent was positioned to the right location of sticking，the drilling tools were drilled down and the well was shut in，then a small amount of drilling fluid was injected to add pressure in the annular space.In this way，the releasing stuck agent could be accelerated into the mud cake between drilling tools and well wall，destroying and decomposing the mud cake and reducing the contact area between drilling tools and mud cake.As a result，effective and rapid stuck freeing could be achieved.This technology was first successfully applied in the XS1 well in the Sichuan Basin，which proves that this method can not only reduce the time of dealing with the accident of sticking but improve the success ratio of stuck freeing，thereby to cut down the huge loss from downhole accidents.

sticking，shut－in，pressurization，releasing stuck agent，accident，stuck freeing，Sichuan Basin

彭刚等.加压解卡工艺在XS1井的应用.天然气工业，2012，32（10）：71－73.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.017

彭刚，1965年生，工程师；主要从事四川地区和新疆塔河油田钻井液技术管理和研究工作。地址：（400042）重庆市渝中区大坪长江二路177－3号。电话：（023）68816684转3036，13399047123。

（修改回稿日期 2012－08－06 编辑 凌 忠）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.10.017

Peng Gang，engineer，born in 1965，is mainly engaged in research and technical management of drilling fluid technology in Sichuan areas and Tahe oil fields of Xinjiang.

Add：No.177－3，Changjiang＇er Rd.，Daping，Yuzhong District，Chongqing 400042，P.R.China