NP3-80井∅177.8mm尾管固井“插旗杆”事故处理探讨

饶开波,汪胜武,肖仰德 (中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一钻井公司,天津 300280)

NP3-80井∅177.8mm尾管固井“插旗杆”事故处理探讨

饶开波,汪胜武,肖仰德 (中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一钻井公司,天津 300280)

NP3-80井是冀东油田3号构造的一口重点预探井,该井在四开215.9mm井眼中完下∅177.8mm尾管固井过程中发生了“插旗杆”事故。介绍了事故发生经过,详细阐述了事故处理过程(包括爆炸松扣起出上部自由井段钻具、套铣、倒扣,震击捞出全部落鱼、测固井质量和套管试压),并分析了事故发生的原因,以便为油田尾管固井施工提供借鉴。

NP3-80井;尾管固井;“插旗杆”事故;套铣

NP3-80井是冀东油田一口设计井深为5856m的五段制预探井,位于河北省唐山市南堡开发区南堡乡东南约15.8km的曹妃甸工业园区内。该井是一口五开五段制定向井,其井身结构如下:∅762mm导管×24m+∅660.4mm钻头×320m+∅508mm套管×318m+∅444.5mm钻头×2258m+∅339.7mm套管×2255m+∅311.1mm钻头×4353m+∅244.5mm套管×4349.06m+∅215.9mm钻头×5679m+∅177.8mm尾管×(4023.42～5677m)+∅152.4mm钻头×5856m,裸眼完井。该井2012年6月21日15∶00下钢级P110壁厚10.36mm的∅177.8mm尾管,6月22日14∶00下钻送尾管完,下深5677m,悬挂器位置4023.42～4027.55m。2012年6月24日19∶43开始注水泥,至21∶49施工结束,累计施工时间为126min。固井施工完,准备拔出尾管送入工具时,上提钻具遇卡但能转动钻具,1.5h后采用泥浆泵从环空反挤水泥,反挤压力达到24MPa不能将水泥憋回地层挤入,然后用水泥车环空反挤压力加大至34MPa仍不能将水泥憋回地层,导致钻杆被水泥固定住,发生了所谓“插旗杆”事故。下面,笔者阐述了NP3-80井177.8mm尾管固井“插旗杆”事故的处理过程。

1 事故发生经过

1)下尾管情况。2012年6月21日15∶00开始下钢级P110壁厚10.36mm的∅177.8mm尾管,至6月22日14∶00下钻送尾管完,下深5677m,悬挂器位置4023.42～4027.55m。套管刚性扶正器安放情况如下:第1根套管加1只、底部300m套管每5根加1只、重合段每5根套管加1只、悬挂器下面连续加2只、技套脚连续加2只,总共安放16只刚性扶正器。

2)悬挂器坐挂、丢手。下完尾管后,钻具称重,上提钻具悬重为2100k N,下放钻具悬重为1500k N。开泵顶通钻井液困难,难以建立循环,经反挤清水,2012年6月23日4∶00建立循环,至9∶30逐步提高提泵冲至65冲(排量1.2m3/min)循环。

2012年6月24日10∶57投球;11∶05小排量开泵送球;11∶36钢球进入球座,泵压升高到12MPa,停泵憋压2min,缓慢下放钻具,悬重由1700k N下降至1000k N,判断∅177.8mm尾管坐挂成功。11∶54上提钻具悬重至1300k N,开泵憋压至19MPa,憋通球座,泵压下降,建立循环。12∶00停泵进行尾管倒扣、丢手作业,正转35圈,回转共1.5圈。上提钻具1.8m,其悬重升至1560k N不变,再下放钻具至原位置,其悬重降为1200k N,通过上提和下放钻具,判断尾管送入工具扣已倒开,丢手成功[1]。

3)固井施工作业。2012年6月24日18∶30开始注入先导浆、冲洗液,19∶43注水泥,至21∶49施工结束,累计施工时间为126min,整个施工过程正常。21∶49～22∶05拆水泥头,起钻时,上提钻具悬重由1000k N升至2000k N,拉力不正常,下放钻具接顶驱,施加扭矩40k N/m能转动钻具,再上提钻具悬重至1800k N后顶驱憋停,并下放钻具至自由状态时钻具仍可转动,最后最大上提钻具悬重至2400k N,仍不能将钻杆提出,但下放钻具至自由状态(1200k N时的状态)时钻具仍可转动。产生上述现象的原因是悬挂器未能倒开,所以一直正转倒扣。23∶30用钻井泵从环空反挤钻井液700L,反挤压力达到24MPa。

2012年6月25日00∶31～01∶01用水泥车从环空反挤清水,尝试将悬挂器处的水泥憋回地层,挤入1000L清水时,压力达到了25MPa;然后挤入150L清水,压力由25MPa升至28MPa;再挤入100L清水,压力继续升至30MPa;最后连续小排量缓慢挤入250 L,压力逐渐增大至34MPa。上述过程共挤入清水1500 L,但未能将水泥憋回地层,最终钻具完全被水泥固定。

2 事故处理过程

NP3-80井发生“插旗杆”事故后,紧急制定了事故处理方案,即首先测卡点,爆炸松扣起出自由段钻具,然后套铣下部落鱼至回接筒顶部,若尾管送入工具没有卡死,则直接捞出落鱼,若尾管送入工具卡死,则震击解卡,捞出落鱼。

1)爆炸松扣起出上部自由井段钻具。将测卡仪器下放至3876m(5in钻杆第220单根时,正转8圈时测卡仪无信号),上提2个单根正转8圈时测卡仪信号微弱,再上提2个单根,正转8圈时测卡仪信号明显,选择爆炸松扣位置为3821.83m,爆炸松扣成功,落鱼为∅165mm提升短接×1.38m+∅127mm钻杆×203.42m(21根),鱼长204.80m。起钻前循环调整钻井液,适当加入石墨等降低摩阻和抗钙污染处理剂的泥浆材料[2]。

2)套铣、倒扣,震击并捞出全部落鱼。利用∅206mm套铣筒套铣落鱼,然后下带安全接头的钻具对扣,再利用爆炸松扣方法倒出套铣钻具,经过3次正扣钻具套铣至3903m,爆炸松扣成功打捞出5根钻杆。如果钻具水眼不通,可以采取反扣钻具套铣及反扣倒扣接头、反扣公锥、反扣母锥等工具倒扣,倒出落鱼,直至套铣最后一根落鱼钻杆和送入工具后,下入正扣钻具+正扣震击器对扣震击,累计震击28次解卡,最后捞出全部落鱼。

套铣钻具组合如下:∅206mm铣鞋×0.72m+∅206mm套铣管×(3～9根)+∅206mm大小头×0.81m+∅165mm屈性长轴×3.39m+∅165mm随钻震击器×6.52m+∅127mm钻杆×2065.52m +∅139.7mm钻杆。套铣参数如下:钻压20～40k N,排量20～30L/s,泵压11～13MPa,转速40～70r/min,扭矩18～20k N/m。由于该井为斜井,钻具紧贴着套管,在套铣过程中,钻杆接箍会被套铣掉一部分,为避免铁块和水泥块等碎片卡钻,在套铣管上加装自制的随钻捞杯以捞出套铣碎片,这样可以避免卡钻事故的发生。

3)固井质量检测和套管试压。打捞出全部落鱼之后,现场测试声波幅度测井和声波变密度测井[3],经测井解释,认为井深4345m以下井段固井质量封固良好,而上部井段固井质量一般。对∅244.5mm及∅177.8mm尾管进行试压,结果表明试压合格。

3 事故原因分析

1)悬挂器密封定位块存在一定缺陷。对事故处理的经过进行分析,当事故发生后及对扣震击前,钻具在自由状态下均可转动,但不能上下活动。起出后,发现悬挂器中心管上4个可收缩的密封定位块的上部棱角挤损,且定位块内侧与中心管均有比较严重摩擦痕迹。由此推断,此次事故发生的主要原因是悬挂器中心管上密封定位块存在缺陷,导致丢手后尾管送入工具不能与悬挂器脱离。

2)水泥浆提前稠化凝固。由于NP3-80井没有实测井温,化验水泥浆时以相邻堡古2井(比NP3-80井垂深少230m左右)的井温作为依据,取值为155℃,该值可能比NP3-80井底温度要低得多,从而导致水泥浆提前稠化和凝固,最终将钻具被完全固定。

4 几点认识

1)尾管悬挂器性能必须可靠,要下得去,坐得住,提得出。对高温井尾管固井,应尽量选用带顶部封隔器的悬挂器,避免常规悬挂器留塞固井容易插旗杆的隐患[2]。

2)对于结构复杂的深井,在化验固井水泥浆时必须以实测井温为依据;如果水泥浆未提前稠化,需要及时将水泥浆憋回地层。

3)由于NP3-80井井眼轨迹为五段制,尾管下入深,井温高,套铣前应采取降摩减阻等措施,在套铣时要不断调整套铣管长度和铣鞋类型。此外,自制一些特殊工具(如旁通接头、正反接头、带阀门的提丝等)对加快事故处理进度可以提供很好的帮助。

[1]张君亚,夏栢如,曹永斌,等.Rabaa-1井177.8mm尾管固井“插旗杆”事故处理[J].石油钻采工艺,2010,32(4):33-36.

[2]郭启军,周仕.阿姆河右岸Pir21井窄窗口尾管固井技术[J].钻采工艺,2009,32(3):112-113.

[3]裴建忠,刘天科,孙启忠,等.胜科1井钻井事故的预防与处理[J].石油钻探技术,2007,35(6):18-21.

[编辑] 李启栋

TE256.4

A

1673-1409(2014)16- 0051- 03

2014-02-14

饶开波(1970-),男,硕士,高级工程师,现主要从事钻井技术方面的研究工作。