渤海I27H井406．4 mm大尺寸井眼对扣打捞技术

侯冠中，和鹏飞，郑 超，席江军

(1．中海石油〈中国〉天津分公司，天津300452;2．中海油能源发展有限公司工程技术分公司，天津300452)

井下钻具事故最常见的是钻具刺漏、连接扣故障等问题，每年在各大油田均有发生［1－3］，如果在作业过程中发现不及时、应对措施失当会导致钻具断落入井。钻具落井后的处理费时、费力，严重影响井的总体开发效益。

2014年渤海油田共实现400多口井的钻井作业任务，有效降低作业成本10%以上，良好践行了海洋石油总公司“降本增效”的理念。这些成绩的取得不仅是渤海油田优化资源配置、合理作业安排、精细化现场操作、创新作业理念、引进新工具新工艺的成果，同时也是海上钻井作业复杂情况、事故成功处理的成果。I27H井表层406.4 mm井眼钻具落井的一次性成功打捞便是此类情况的典型。

1 I27H井基本情况与钻具落井过程

I27H井是渤海某油田综合调整设计的一口近大位移水平井，采用225 t提升能力钻修机井架作业，配置2台F800型柴油动力泥浆泵。一开钻进至734 m发现2号泥浆泵高压出口旋塞阀刺漏，正常钻进期间泵压稳定无异常，修理旋塞阀后恢复钻进，发现排量3200 L/min泵压较修理前偏低2 MPa，现场降低排量循环，排查地面泥浆泵、管线等原因，查看井下定向工具涡轮转速未有异常，同时发现2号泥浆泵上水变差、高压出口管线抖动严重，由于泥浆泵设备老旧，清理滤网、检查活塞缸套、自循环低压排空，上水效果均未改善。现场决定尝试恢复钻进，发现泵压稳定不降、马达接触井底无压差，进尺慢。鉴于此，决定起钻检查钻具，倒划眼循环至701 m，泵压突然降低1.17 MPa、悬重降低3.36 t，现场判断底部钻具落井。

图1 出井的NMDP公扣照片

1．1 定向井轨迹数据

I27H井定向井轨迹设计如表1所示，表层井深734 m对应井底井斜约53°。

表1 I27H井定向井轨迹数据

1．2 井身结构

2 事故现场分析与解决思路

2．1 打捞思路与难点

对于本井“落鱼”的打捞提出了3种方案:

(1)组合对扣钻具，对扣打捞;

(2)下入卡瓦打捞筒;

(3)下入公锥内打捞。

打捞的主要难点在于“鱼顶”在纵向和横向上均有不确定性，尤其表层井眼尺寸较大，“鱼顶”在横向上的判断直接会影响打捞效果。

2．2 “落鱼”位置分析

从现在事故发生点估算，底部钻头位置在701 m发生悬重突降，按“落鱼”不移动计算理论“鱼顶”位置应该在674.3 m。对于“鱼顶”是否发生变化，现场做了具体计算分析。本次钻具在入井前对包括震击器在内以下钻具称重约9 t，由此计算“落鱼”理论质量约在6.5 t左右，按井底段井斜53°做“落鱼”受力分析，如图2所示。

计算结果“落鱼”在沿井眼延伸方向的重力分量G2为3.9 t左右，摩擦力f约1.6 t(摩擦系数根据钻井过程中的上提、下放悬重，利用landmark软件反推约为0.3)。由此判断“落鱼”脱离钻具后将通过2.3 t左右的轴向力(忽略钻井液浮力)坠落井底。

2．3 “落鱼”井内状态分析

渤海上部地层疏松，地层可钻性强，一般表层作业采用海水膨润土浆大排量钻进配合清扫稠膨润土浆携砂，由此导致表层扩延率极高，原先使用的表层444.5 mm井眼扩眼率达100%左右，本井表层采用406.4 mm钻头，由于轨迹造斜需要钻进过程中控制最高排量控制在3400 L/min左右，通过投入电石和替入稠膨润土浆利用迟到时间测算扩眼率在30%左右，同时对比同尺寸井眼以及排量参数在绥中区域的该尺寸表层作业情况印证了该数值的可靠性(见表2)。

表2 绥中某区块表层406.4 mm井眼扩眼率计算

表2 绥中某区块表层406.4 mm井眼扩眼率计算

序号 井名 images/BZ_24_953_1904_975_1937.png406.4 mm井眼中完井深/m /%1 M33H 425.0 30.0 150 约最大井斜/(°)固井水泥附加量/%固井时水泥浆返出量/m3反推井径扩大率1.5 21 2 M31H 421.0 28.0 150 约8.0 28 3 M28H 419.0 14.5 150 约1.5 22 4 M30H 421.5 23.0 150 约9.5 29 5 M26H 421.5 20.0 150 约1.5 21

2．4 打捞方案的确定

图2 I27H井“落鱼”受力分析示意图

图3 “落鱼”井内状态示意图

从出井的NMDP底部扣状态来看，公扣周向有1/3左右的部分液体冲蚀较为严重，其他部分稍有冲蚀但总体保持了扣的完整状态，整个扣型外围无其他裂纹等现象，判断母扣端理论上也无胀扣问题，且扣存在再次受短时拉力的可能。同时鉴于上述2.2、2.3小节分析，现场决定第一趟利用合理的对扣钻具尝试对扣，如果打捞不成功，第二趟下入大尺寸引鞋加卡瓦打捞筒。

对于对扣打捞组合底部使用磁性还是非磁性钻铤，考虑刚性钻铤扣强度高于磁性［4］，最终下入常规螺旋钻铤，同时在钻铤上部加入单向浮阀防止堵塞，加入震击器便于捕获“落鱼”后提活。

如果对扣不成功，探得“鱼顶”后，起钻通井，然后下入打捞筒打捞。

3 实施操作

(1)下钻，小排量500 L/min，下压钻具6 t探“鱼顶”深度714.36 m，与计算“鱼顶”贴近，证明“落鱼”确实滑入井底，测上提、下放悬重(上提47 t、下放40 t;旋转上提45 t、旋转下放42 t);

(2)设定顶驱憋停值5 kN·m，开排量500 L/min，转速10 r/min(泵压 0.45 MPa，扭矩 3.5 kN·m)，缓慢下放钻具至714.36 m遇阻6 t，顶驱憋停，泵压上升至2.7 MPa，返出正常，证明井底循环通路畅通，无沉砂卡钻现象。

(3)按5 kN·m每次阶梯提高顶驱憋停值至35 kN·m，顶驱仍旧憋停，释放扭矩，计算有效上扣5圈，再次施加正扭矩至35 kN·m(正常该磁性扣上扣扭矩60 kN·m，对扣按60%上扣)［5］，释放扭矩。

(4)缓慢上提钻具至悬重70 t(含顶驱悬重18.5 t)，钻具未活，再次上提至100 t，震击器工作，下压复位震击器，再次上提至80 t，悬重降至52 t(比对扣前增加5 t)，钻具提活，期间泵压稳定2.7 MPa不降，确认对扣成功。

(5)平稳起钻至井口，“落鱼”全部出井。

4结语

(1)大尺寸井眼钻具脱扣落井事故，综合考虑扣的损坏程度、井眼状况、“落鱼”在井内的状态，因地制宜的选择打捞方式，完全可以实现大尺寸井眼对扣打捞作业。

(2)确认对扣以后，上扣扭矩的大小和方式会影响扣的损坏程度，从本次对扣来看，利用刚性扣打捞磁性扣，增强连接的强度，上扣扭矩可利用阶梯上紧，计算有效上扣圈数，最大扭矩值不宜过大，从经验来看不超过60%。

［1］ 张杰，常忠勇，何茂伟，等．TD004一X3井大斜度井钻具滑扣事故处理实践［J］．天然气勘探与开发，2012，35(3):66 －69．

［2］ 李守众，常领，高志强，等．桩古9一斜3井大井眼段落鱼打捞技术［J］．西部探矿工程，2010，(11):59 －61．

［3］ 孔祥云，刘磊，高定祥，等．塔河油田斜井水平井打捞技术研究与应用［J］．内蒙古石油化工，2014，(8):105 －106．

［4］ 董星亮，曹式敬，唐海雄，等．海洋钻井手册［M］．北京:石油工业出版社，2011．

［5］ SY/T 5587．12—2004，常规修井作业规程［S］．