NP3-80井9-5/8"×7"尾管固井事故分析报告

侯跃全(德州大陆架石油工程技术有限公司 山东 德州 253003)

一、基本情况

该井是一口五开五段制定向井，设计井深5856 m，最大井斜为37.5°。其中，四开完钻井深5679 m，正常钻进：钻压40-60 KN，排量30 L/s。四开采用7"尾管固井，悬挂器下深4027.55，尾管长1649.45m，悬挂位置为降斜段，井斜角18.2°。送入钻具刮管时称重160 t，理论计算尾管在直井中浮重58.8 t。

二、详细施工过程

1.下套管及循环：

2012年6月21日15:00开始下177.8 mm尾管。

22日2:20接入悬挂器，灌满泥浆称重，上提82 t，下放70 t（其中顶驱26 t）。

14:00顺利下钻送尾管完，下深5677 m。灌满泥浆后称重：上提180 t未提活，下放140 t。

至23日4:00压力才基本稳定，井口返浆正常，泵冲15冲，压力稳定4.5M Pa左右。

至24日0:00，缓慢逐渐提高泵冲至50冲（排量0.95m3/mi n），泵压10 M Pa；但在提排量过程中，泵压仍然忽高忽低，不稳定。

至 24日 7:00，提排量至 60冲（1.1m3/mi n），泵压 11-12 M Pa。

循环至9:30，提泵冲至65冲（排量1.2 m3/mi n），泵压13 M Pa，后慢慢降至12.5M Pa。

2.坐挂丢手：

循环至24日10:57，投球，11:05小排量开泵送球，11:36球到位，憋压12 M Pa，开始坐挂，缓慢下放钻具，悬重由170 t下放至100 t，钻具下放2.7 m，与理论计算回缩距吻合，判断坐挂成功。

11:54上提钻具至悬重130 t，开泵19 M Pa憋通球座，重新建立循环，小排量开泵，并逐渐提升至排量1.2 m3/mi n，泵压12.5M Pa。

12:00停泵，在悬重130 t位置倒扣，累计正转35圈，累计回转1.5圈，最大扭矩18 KN.m。上提钻具1.8 m，其中有0.5m在上提过程中悬重保持156 t不变，下放时悬重降至120 t后保持不变（上提156 t与下放120 t悬重不同是由于摩阻造成），判断倒扣成功。继续下放钻具，下压20 t，坐卡瓦准备循环。

3.固井前循环：

24日12:30重新开泵，但压力偏高，30冲/mi n，泵压达到10-11M Pa。16:00用水泥车反挤一次，再开泵压力恢复正常，排量逐渐提至1.1m3/mi n。

循环至18:30，注入粘度40 s，密度1.37 g/c m3的先导浆17 m3。

4.固井施工：

24日19:20固井管线试压25M Pa，无刺漏，开始固井施工作业。

19:24～19:38水泥车注入冲洗液9 m3，排量0.7-0.9 m3/mi n，压力11M Pa，然后放回水检查浮箍浮鞋，确认未失灵。

19:43～20:29水泥车注入低密度水泥浆26 m3，平均密度1.48 g/c m3，注入高密度水泥浆 10 m3，平均密度1.86 g/c m3，排量0.8-1.0 m3/mi n，压力11-0 M Pa。

20:23～21:02用泥浆泵压胶塞并顶替1.65g/c m3重泥浆29 m3，排量1.15-0.8 m3/mi n，压力由0升高到5M Pa，又降低至0 M Pa。

21:02～21:06用水泥车注入4m3药水间隔液（正好在悬挂器位置上下各2 m3，避免拔中心后泥浆和水泥浆直接接触）。

21:06～21:49泥浆泵顶替，排量0.9～0.6 m3/mi n，压力逐渐增加至3 M Pa，稳定至总替量45m3。替浆至53 m3，排量0.7 m3/mi n，压力6.5M Pa，后压力逐渐增加至12 M Pa，替浆至64.8 m3时（为流量计计量，理论替量71.5m3，少提6.7 m3）泵压突然升高至18 M Pa，碰压。

5.拔送入工具过程：

22:05拆完水泥头起钻，上提钻具悬重由100 t升至200 t，悬重异常，立即下放钻具，接顶驱，在原倒扣位置（悬重130 t）正转倒扣，扭矩异常偏大，直接为40 KN.m（固井前在此悬重倒扣最大扭矩18 KN.m），转动5圈左右，开始边转动边上提钻具，但在上提过程中，扭矩增加，当悬重增加至160 t以上时，扭矩达到50 KN.m，顶驱憋停；下放钻具，扭矩减小至40 KN.m时又能转动；再放至悬重130 t时倒扣时，扭矩忽大忽小，26～40 KN.m变化。多次开顶驱和停顶驱上提下放，累计转动35圈，最大上提至200 t，均无法脱手，送入工具基本未上移。到后来，在原悬重位置（悬重130 t）不能转动，转多少圈回多少圈，在悬重240 t～120 t之间反复上提下放，均无法脱手。

22:30准备接单根增加下放距离，采取猛刹车方式脱手，但在开顶驱准备下放钻具时，扭矩50 KN.m，顶驱接头与钻杆连接处蹩脱扣。

23:30用钻井泵反挤0.7 m3，压力24M Pa，挤不进。

25日0:31～1:01水泥车环空反挤，第一次以排量300 L/mi n挤入1m3清水，压力升至25M Pa；继续挤入150 L，压力由25M Pa升至28 M Pa；再挤入100 L，压力由28 M Pa升至30 M Pa；后连续小排量缓慢挤入250 L，压力逐渐增加至34M Pa，基本没挤进去，发生了“插旗杆”事故。

三、事故原因分析

造成事故的可能原因主要有四种，逐条分析如下：

1.悬挂器倒扣螺母粘扣或挂扣造成不能脱手分析

（1）悬挂器倒扣原理

悬挂器与送入工具之间是通过倒扣螺母的反扣螺纹连接，螺纹不起密封作用，是靠密封芯子密封。

当尾管悬挂器受拉状态时，尾管的重量是通过倒扣螺母挂在倒扣接头下面的台肩上，此时倒扣螺母受拉力；而当尾管悬挂器处于坐挂或者尾管坐于井底时，只要尾管悬挂器处于中和点或者受压状态，不论压多少吨，倒扣螺母都不受力。正传倒扣时，随着钻具的转动，倒扣螺母上移，压缩弹簧，最终与密封壳体的丝扣完全脱开。整个倒扣过程中倒扣螺母只受很小的弹簧推力，倒扣扭矩很小，扣很容易倒开。

（2）悬挂器倒扣螺母粘扣或挂扣可能性分析

倒扣螺母反扣只有18圈，固井前累计有效倒扣33.5圈，远远超出丝扣圈数，且倒扣前上提悬重180 t未提活，倒扣后上提过程中悬重最大156 t，且有0.5m上提距离保持156 t不变，与刮管时钻具称重160 t吻合，充分证明固井前是倒扣成功的。当钻具下放过程中，悬重由156 t首先克服摩阻下降到120 t，然后保持不变，当载荷支撑盘重新压在密封壳体上时，悬重又下降至100 t，悬挂器受压20 t，符合操作规程。

从倒扣原理看出，无论悬挂器受压多少吨，倒扣螺母是不受压力的，倒扣螺母只承受很小的弹簧顶力，因此倒扣螺母不会受压产生粘扣。因此，可完全排除固井前倒扣不成功以及倒扣螺母粘扣或者挂扣造成不能脱手的可能性。

2.水泥浆闪凝可能性分析

水泥浆稠化时间，固井公司试验结果领浆为302 mi n，尾浆241mi n；冀东油田固井前复查为领浆为321mi n，尾浆207 mi n。从开始配水泥浆，到上提送入工具历时3 h，没有超过水泥浆稠化时间，现场取样水泥浆第三方检验也没问题，似乎与水泥浆无关。但替浆提前了6.7 m3碰压，如果计量准确，就不能排除水泥浆闪凝的可能性；固井后提不动、转动扭矩增大，至后来转不动，也符合水泥浆闪凝现象。固井前环空可以反挤，但固井后在水泥浆稠化前70 mi n挤不进去，现象也符合水泥浆闪凝。水泥浆闪凝的原因可能与井下异常高温有关，因为本井井温没有实测，依据邻井估计得出，也可能与水泥浆密度不匀有关，领浆最高密度****，高出***，尾桨最高密度****，高出***（如果密度高出设计0.03之内，删除该红色部分。）。如果后期扫塞验证胶塞在球座位置，就可基本排除水泥浆闪凝。

3.落物硬卡可能性分析

固井前倒扣扭矩最大为18 KN.m，上提下放悬重正常，但固井后在同一位置倒扣，扭矩却突然增大到40 KN.m，且上提钻具扭矩增大至蹩死顶驱，下放钻具又能转动，上提下放后扭矩发生忽大忽小变化，转的动、拔不动，这些异常现象符合落物硬卡。但井队、固井队在施工过程中都很注意保护井口，落物可能性较小。等卡点以下钻具或者送入工具打捞出后，检查外伤情况可最终确定是否为落物硬卡。

4.沉砂埋死钻具可能性分析

在循环和固井过程中，随着钻具的震动，进入回接筒内的沙子被填实，增大了送入工具提出的摩擦力，造成送入工具难拔，但不会将送入工具卡住转不动。本井固井后钻具提不动，转动困难，最后蹩停顶驱，证明不是砂子进入回接筒内单一原因造成。

倒扣后在后期循环和固井中，砂子继续被带到悬挂器位置，特别是水泥浆的携砂能力强，造成悬挂器处堆积了更多砂子，加上返过悬挂器的水泥浆作用，送入工具被砂埋无法脱手。

四、事故处理

事故发生后，各方一致同意采取以套铣打捞方案为主，侧钻为备用的处理方案。截止6月29日，已成功套铣78 m，目前正在继续套铣中。大陆架公司积极推荐采用威德福套铣工具，并始终保持与现场联系，随时提供相关的技术支持。

总结

1.现场的组织管理存在问题，没有统一协调。在冀东油田事故分析会上，主管生产的常局长认为责任心不到位、主观原因是最大隐患，对于问题的处理存在侥幸心理，没有及时向领导汇报，缺乏应急预案。今后必须要好好总结，杜绝安全事故的发生，我们大陆架公司也要认真思考，好好吸取教训。

2.各项数据表明，坐挂和倒扣是成功的，这也是各方的共识。但导致事故发生的真正原因还待事故处理完后进一步查明。

3.固井施工前后整个过程中，应认真搜集齐全各方面数据，有助于施工的顺利完成以及发生事故后的正确判断和处理。