泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识

邓昌松 何银坤 冯少波 任 亮 王鹏程 何川江（中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

引用格式：邓昌松，何银坤，冯少波，等.泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：120-123.

泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识

邓昌松 何银坤 冯少波 任 亮 王鹏程 何川江
（中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

引用格式：邓昌松，何银坤，冯少波，等.泡酸解卡技术在塔中11井的应用与认识［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：120-123.

摘要：塔中11井钻遇了两个漏层和一个高压层，同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差，钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2次卡钻事故，由于卡钻地层为碳酸盐岩储层，借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明，泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法，还利于储层保护，但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响，需要进一步分析研究。

关键词：卡钻；泡酸解卡；事故处理；碳酸盐岩

酸化作业主要用于钻完井后试油以及储层改造，钻井作业基本不需使用酸液。随着钻井技术的不断发展，尤其是超深水平井的广泛运用，水平段发生卡钻事故时的处理难度越来越大。塔里木油田塔中区块所钻的油气井除了探井采用直井外，其他预探井、开发井均为超深水平井。井越来越深，水平段长度越来越长，地层越来越复杂，给水平井钻探带来一系列技术难题，其中一个难点是一旦水平段发生卡钻，如何安全、高效的解卡。井斜角约为90°的长水平段发生卡钻，受现场条件限制，既不具备爆炸松扣的条件，也不具备倒扣作业的条件［1-2］。如果采用泡解卡剂方法解卡，则时间长，效率低，成本高，而且井下硫化氢可能会对井下钻具产生严重危害［3］。而采用泡酸解卡工艺具有处理时间短、效果好、处理事故费用低等优点［4-5］。塔中区块水平井开发地层均为奥陶系碳酸盐岩储层，这使泡酸解卡成为可能，但储集空间为碳酸盐岩裂缝、岩溶孔洞，具有“易喷、易漏、高含硫”等特点，也是泡酸解卡的难点和风险因素。

1　塔中11井概况

塔中11井设计井深5 448 m，裸眼段长1 546 m，其中井斜角近90°的水平段长1042 m。采用三开式井身结构，二开采用Ø215.9 mm钻头钻至井深4 326 m，下入Ø177.8 mm套管至井深4 324 m；三开采用Ø152.4 mm钻头钻进，裸眼完井。造斜点3 892 m，A点为4 447 m，设计B点为5 448 m。钻进至4 659.5 m发生第1次井漏，在4 858.7 m发生第2次井漏，钻至5 050 m遇高压气层，并发生多次溢流险情，随后钻头在井深5 092 m和5 133 m分别发生卡钻事故。

2　钻井技术难点

（1）溢漏同存，井控风险高。水平段存在2个漏失层和1个高压层，形成“上漏下喷”，现场施工难度大。油气层活跃，气液置换量多，油气上窜速度快，钻井液几乎无密度安全窗口。循环时钻井液边漏失，液气分离器出口火焰边持续燃烧。

（2）钻井液性能难维护，携砂效果差。钻井液日消耗量大（每天漏失钻井液100 m3以上），钻井液全部为新配，即配即用，性能难达标，使其润滑性变差，摩阻增大，井眼轨迹难控制；此外，井漏致使钻井液返速低，不利于携砂，岩屑沉积在水平段易形成岩屑床。

（3）明显卡钻迹象。下钻至4 810 m后遇阻，用方钻杆接单根下钻至5 050 m，因套压上升至5 MPa，关半封闸板防喷器，节流循环排气。当套压降至1.5 MPa以内结束循环，活动钻具发现钻具被卡。采用向上提200 kN，向下压330 kN，转25圈的方法解卡。

（4）划眼困难。上提正常，下放遇阻，反复划眼后，有越划越浅的趋势。下钻至5 050 m遇阻划眼，划眼后不能顺利接单根，倒划至5 020 m，再正划至5 040 m，期间用黏度120 s的稠浆携砂两周，效果均不理想。

（5）托压严重。泡酸后继续钻进了34 m，泡酸前摩阻为80 kN，泡酸后下放摩阻达到180 kN。原因是钻进时形成的润滑性较好的滤饼在泡酸后遭到破坏，新形成的滤饼润滑性差，促使摩阻增大，托压严重，定向困难。

3　卡钻经过及处理

3.1 第1次卡钻情况

3.1.1 经过及原因 螺杆钻具已到使用时间，起钻更换螺杆后，下钻继续强钻。下钻到底转动转盘，节流循环排气，套压从0 MPa升至5.8 MPa，停止活动钻具。上提钻具至井深5 092 m，关半封闸板防喷器节流循环排气，漏失钻井液12.5 m3，套压上涨超过6 MPa，并有继续上涨趋势，立即关井。随后套压升至15.0 MPa，环空反挤密度1.06 g/cm3的钻井液30 m3，密度1.40 g/cm3的加重钻井液50 m3，立压9.5 MPa↑17.4 MPa↓0 MPa，套压15.0 MPa↑18.4 MPa↓0 MPa，关井观察。观察无异常情况后开井，并上提活动钻具，上提2.5 m后，悬重930 kN↑1 320 kN，钻具未提开。于是下压钻具5 m，悬重1 320 kN↓850 kN未开，钻具卡死。

钻具从关半封闸板防喷器到开井活动钻具，总共静止137 min。前期复杂，套压高，关半封闸板防喷器节流循环及环空反挤，均无法活动钻具，致使钻具在裸眼段静止时间过长为本次卡钻的直接原因。在水平段4 659.5 m和4 858.7 m分别钻遇2个漏层，前期堵漏和强钻时堵漏材料和岩屑未能及时返出地面，节流循环时漏层的岩屑和堵漏材料可能上返，环空反挤时可能将一部分材料在环空堆积成为发生卡钻的间接原因。其次，该钻井队刚从中石化塔河油田转战中石油塔里木油田，对塔中区块复杂处理的经验不足、操作不及时，造成高套压，处理难度变大，井况变复杂。

3.1.2 卡钻的相关计算 发生卡钻时钻井液的主要性能为：密度1.06 g/cm3，黏度46 s，塑性黏度15 mPa·s，屈服值6 Pa，切力2.5 Pa，API失水量5 mL，API滤饼厚度0.5 mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12 mL，HTHP滤饼厚度1 mm，固相含量15%，氯根含量4 200 mg/L。

卡钻时钻具组合及长度为：Ø152.4 mmPDC钻头×0.29 m + Ø120 mm1.25°螺杆×4.96 m + Ø88.9 mm浮阀×0.51 m +Ø88.9 mm浮阀×0.52 m +Ø120.6 mm无磁悬挂×5.88 m+Ø88.9 mm无磁加重钻杆×8.81 m + Ø88.9 mm钻杆×863.38 m + Ø88.9 mm加重钻杆×401.09 m + Ø88.9 mm钻杆×3 807.06 m。

第1次卡钻钻头位置5 092 m，井深5 100 m。Ø177.8 mm套管内容积19.37 L/m；Ø152.4 mm钻头的裸眼容积18.23 L/m；Ø88.9 mm加重钻杆内容积2.19 L/m，闭排容积7 L/m；Ø88.9 mm钻杆内容积3.87 L/m，闭排容积6.7 L/m；Ø88.9 mm钻具所在的裸眼环空容积为11.53 L/m。经计算可得，卡钻时套管内环空钻井液体积为54.68 m3，裸眼环空钻井液体积8.86 m3，钻头至井底钻井液体积为0.16 m3，水眼体积为19.01 m3，即井筒内钻井液总体积为82.71 m3。此外，钻头至第2个漏点4 858.71 m的裸眼环空体积2.70 m3；钻头至第1个漏点4 659.5 m的裸眼环空体积5.00 m3。

钻进中录井每米捞砂取样和做碳酸盐含量分析实验，调取裸眼段碳酸盐含量分析实验数据后［6］，决定采用盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、水配制成质量分数14%、密度1.06 g/cm3的酸液。

3.1.3 卡钻处理过程 解卡作业前先做好施工方案和应急预案，注酸前正转转盘45圈，下压钻具至悬重660 kN。先注密度1.06 g/cm3、黏度120 s前置液4 m3；接着注密度1.06 g/cm3、黏度60 s酸液15 m3；后注密度1.06 g/cm3、黏度120 s后置液3 m3。完成后倒换闸门，开始用井浆顶替酸液至卡点位置。替井浆到3.8 m3时钻具明显振动，转盘转动，悬重恢复，钻具解卡。接着替井浆16 m3，将钻具水眼剩余酸液全部推入裸眼环空，让其完全反应。然后环空反挤26 m3井浆，正注密度1.40 g/cm3、黏度70 s加重钻井液10 m3。完成所有操作后，套压由14.2 MPa降至1.5 MPa，抓紧时间探伤起钻。

3.2 第2次卡钻情况

3.2.1 经过及原因 控时控压钻进至井深5 134.22 m后划眼，待井下正常后再进行MWD测斜作业，钻头需提离井底0.9~1.2 m后静止。第1次测斜钻具提离井底1.11 m，静止7 min测斜不成功；第2、3次测斜钻具提离井底0.94 m、0.9 m静止2 min测斜不成功；第4次测斜钻具提离井底0.9 m，静止6 min测斜不成功。停止测斜，上下活动钻具有阻卡；转动转盘，扭矩不断升高，转盘憋停，停止转动，扭矩不释放，钻具发生卡钻。发生卡钻时的井斜角88.9°，发生卡钻后采取如下措施：首先，上下活动钻具，活动范围：1050~600 kN（原悬重800 kN）；其次，正转转盘50转，下压至悬重500 kN；接着，注黏度120 s的稠浆30 m3循环携砂洗井，期间上下活动钻具，活动范围：1000~600 kN，漏失钻井液达100 m3；然后，每2 h活动钻具一次，钻具活动范围：1 000~600 kN，正转转盘40转，未能解卡；最后决定再次使用泡酸解卡方法。

第1次泡酸解卡后，对井径造成了影响。泡酸后造成井壁不平滑，反应残留物及一些岩屑下沉在下井壁，循环冲洗、倒划眼都不能有效解决沉砂问题。钻井液消耗大，性能难以维护，井底岩屑返出困难，高压气层、漏失层加速岩屑床的形成。岩屑床致接单根下放钻具时，岩屑堆积，顶住钻头或钻具接头。泡酸后原润滑性好的滤饼被破坏，新形成的滤饼润滑性差，造成摩阻增大，表现为托压严重、定向困难。经测斜发现有增斜的趋势，于是甩掉螺杆，采用常规钻具加MWD仪器的钻具组合进行降斜、勤测斜的方式钻进。每次起下钻在井段4990~5020 m，摩阻160~200 kN，对该井段进行多次正划眼和倒划眼，均没有明显改善，下放遇阻严重。阻卡严重，给测斜作业带来很大难度，每次测斜需要多次反复摆工具面，致使测斜时钻具静止时间延长造成卡钻。

3.2.2 第2次解卡的相关计算 发生卡钻时钻井液的主要性能为：井深5133 m，密度1.15 g/cm3，黏度51 s，塑性黏度14 mPa·s，屈服值6.5 Pa，切力7 Pa，API失水量4.8 mL，API滤饼厚度0.5 mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12 mL，HTHP滤饼厚度1 mm，固相含量15%，氯根含量2 800 mg/L。

第2次卡钻时钻具组合及长度为：Ø152.4 mmPDC钻头×0.29 m+330×310双母接头×0.84 m+Ø88.9 mm浮阀×0.51 m + Ø88.9 mm浮阀×0.52 m +Ø120 mm（无磁短钻铤+MWD短节）×7.77 m+Ø88.9 mm无磁加重钻杆×8.81 m +Ø88.9 mm钻杆×1 602.09 m + Ø88.9 mm加重钻杆×391.87 m + Ø88.9 mm钻杆×3 125.6 m。

第2次卡钻钻头位置5 133 m，井深5 134.22 m。卡钻时套管内环空钻井液体积为55.08 m3，裸眼环空钻井液体积9.33 m3，钻头至井底钻井液体积忽略，水眼体积为19.20 m3，井筒内钻井液总体积为83.61 m3。钻头至第2个漏点4 858.7 m的裸眼环空体积3.2 m3；钻头至第1个漏点4 659.5 m的裸眼环空体积5.47 m3。

3.2.3 卡钻处理流程分析 首先，节流循环排气，做好泡酸前的各项准备工作。连接泵车地面管线，清水试压合格。施工前先节流循环至少1.5循环周，通过调节节流阀开度控制好套压，为了避免或延缓后续施工出现高套压影响施工，宁愿让钻井液多漏一点，也不能让地层的流体侵入井筒太多。

第2步注密度1.06 g/cm3、黏度120 s的前置液15 m3，泵压20 MPa，套压4 MPa↑4.3 MPa，漏失钻井液4.5 m3。

第3步倒换泵车闸门，用排量8~9 L/s注密度1.07 g/cm3的酸液14.1 m3。当酸液液面降至罐底时加清水1 m3，配成冲洗液1.9 m3，套压4.3 MPa↑4.9 MPa，漏失钻井液6 m3。如条件允许，可在注冲洗液时，让泵车进入少量空气，从而使管线产生一定的振动，这种振动很有利于解卡。注酸期间，正转转盘45圈，钻具下压至悬重600 kN。

第4步倒换闸门，利用井队钻井泵注后置液。注密度1.06 g/cm3、黏度120 s后置液3 m3，泵压20MPa，漏失钻井液1.5 m3。

第5步倒换上水罐，替入密度1.15 g/cm3的井浆5 m3时悬重600 kN↑800 kN，钻柱微微振动，指重表晃动并恢复到原悬重800 kN，钻具解卡，事故解除。一旦钻具解卡，必须上提方钻杆下端的旋塞出转盘面，不间断转动转盘，防止再次发生卡钻。

由前面计算可知，水眼体积19.2 m3，酸液（包括冲洗液）16 m3，后置液3 m3，替井浆5 m3，则进入裸眼的酸液为4.8 m3，还有11.2 m3在钻柱水眼内。如果不考虑酸液的漏失和挤入地层，则酸液在裸眼段长416 m；而钻头到第2个漏点距离为275 m，到第1个漏点距离为474 m，因此酸液至少到达了第2个漏点以上。接着继续替井浆15 m3，漏失钻井液7.2 m3。15 m3井浆大于水眼内剩余钻井液量11.2 m3，所以酸液全部出水眼，并且进入裸眼环空的钻井液量为3.8 m3。3.8 m3钻井液体积大于钻头到第2个漏点的体积3.2 m3，小于替浆时漏失量7.2 m3，可以认为大部分酸液通过第2个漏点漏入地层。假设酸液没有漏入地层，则进入裸眼环空钻井液体积3.8 m3，小于钻头至第1个漏点的裸眼环空体积5.47 m3，大于钻头至第2个漏点的裸眼环空体积3.2 m3，认为这些酸液位于第1个漏点与第2个漏点之间，这为后续将残酸推入漏层创造了条件。

第6步，钻具已解卡，残酸留在裸眼内只会使井下情况更复杂。为了安全起见，要么尽快将残酸循环出地面，要么直接挤入地层。残酸到地面的处理也是一个很大的问题，处理不当会造成人身伤害和环境污染。考虑到井漏的实际情况，选择直接挤入地层是最好的方法。前置液、酸液、后置液的总体积为34 m3，于是环空反挤密度1.40 g/cm3的加重钻井液35 m3。开始反挤时套压持续上升，并逼近12.5 MPa（12.5 MPa是旋转防喷器试压的最大动压值），此时不能停止转动转盘，不能关环形、半封闸板防喷器，是井控工作最关键时刻。随着加重钻井液不断进入环空，环空气体不断被挤回井底或地层，立套压不断下降，35 m3加重钻井液注完后套压降至3.8 MPa。

第7步，套压下降后，抓紧时间控压起钻。每当套压值超过5 MPa，停止起钻，节流循环排气，注入高黏封闭浆，并根据现场情况，注入一定量的加重钻井液，使井底液柱压力能近平衡于地层压力。如果注完加重钻井液后，环空液面不在井口，起钻时必须进行液面监测和逐根钻具探伤。

4　认识与建议

（1）减少钻具在裸眼段静止时间。根据套压值大小，首先考虑使用旋转防喷器，尽量让钻具旋转起来；其次考虑关环形防喷器，上下活动钻具；在套压高，需要关半封闸板防喷器循环前，尽量将钻具起到套管内或直井段，避免循环时钻具因静止时间过长而发生卡钻事故。

（2）调整好钻井液性能。泡酸后，酸液对井径、井壁影响很大。泡酸使部分井径扩大，形成“大肚子”，易沉淀、堆积岩屑形成“砂桥”，起下钻遇阻或卡钻。井壁因泡酸而变得凹凸不平，原滤饼被破坏，增加了钻具摩擦阻力，易形成黏附卡钻。因此泡酸后维持钻井液携砂性、润滑性、造壁性显得尤为重要。

（3）避免出现高套压。出现高套压后的复杂处理，大大增加了卡钻几率。一般采用适当提高钻井液密度、节流循环排污、注稠浆和重浆帽、环空反挤等方法控制好套压，避免复杂恶化。

（4）测斜时要警惕钻具卡钻。定向钻进时需要经常测斜，测斜需要钻具静止。在复杂情况下测斜，如果测斜不成功，不仅要上下活动钻具，还要转动钻具，待各项钻井参数正常后再测斜，避免长时间多次连续测斜作业。

参考文献：

［1］ 王文勇，陈永年，陈作荣. 在灰岩井段应用酸化解卡的实践研究［J］.江汉石油学院学报，2003， 25（1）：81-82.

［2］ 陈在君，韦海防，李登前，等.复合酸液解除S120-49-84H 井卡钻故障［J］.钻井液与完井液，2013，30（1）：83-84，88.

［3］ 赵胜英， 沈献良， 李俊波，等.盐酸解卡在开窗侧钻小井眼中的实践与认识［J］.钻采工艺，2002，25（5）：99-100.

［4］ 梁兵，卢红杰，朱辉明，等.用酸化解卡方法解除修井作业中水泥卡钻事故［J］.科技创新导报，2008（28）：12-13.

［5］ 戴建全.裂缝性碳酸盐岩地层解卡酸液体系研究与应用［J］.石油钻采工艺，2010，32（S0）：146-148.

［6］ 许京国，葛滨海，王建俊，等.酸化解卡工艺在柳109 井的实践与认识［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：91-94.

（修改稿收到日期 2015-07-25）

〔编辑 景 暖〕

Application of acid soaking to release stuck pipe technology in Well Tazhong-11 and relevant understanding

DENG Changsong, HE Yinkun, FENG Shaobo, REN Liang, WANG Pengcheng, HE Chuanjiang
（CNPC Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China）

Abstract:Well Tazhong-11 encountered two leakage zones and one high pressure zone, and there were several different pressure systems in one open hole. The drilling complexities made the drilling fluid properties become poor, and the deterioration of sand carrying property of drilling fluid and increase of filter cake drag increased the probability of occurrence of pipe sticking. Pipe sticking occurred two times during drilling. The sticking formation was carbonate reservoir, so the acidization technique which is used in oil test and downhole service was used to release the pipe sticking incident. Practice shows that the technique of acid soaking to release stuck pipe is an effective means of releasing pipe sticking in carbonate reservoirs, and it is also favorable for reservoir protection and has good economic benefits and high technical feasibility. But further analysis and research need to be conducted to its use in oil/gas wells with large leakage, high casing pressure and high sulphur content and the effects of acid soaking to release stuck pipe on subsequent operations.

Key words:pipe sticking; acid soaking to release stuck pipe; accident h disposal; carbonate rock

作者简介：邓昌松，1981年生。2012年毕业于西南石油大学油气井工程专业，现从事油气勘探开发技术与监督、HSE管理工作。电话：18742851823。E-mail：dcs023@163.com。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.030

文献标识码：B

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0120 – 04

中图分类号：TE28