HFY油田SW-1井套管内卡钻事故处理探讨

马向阳

（大庆钻探工程公司国际事业部，黑龙江大庆163411）

HFY油田SW-1井套管内卡钻事故处理探讨

马向阳*

（大庆钻探工程公司国际事业部，黑龙江大庆163411）

SW-1是HFY油田的一口生产井，主力油层岩性主要为石灰岩，储层裂缝发育且易漏，该井∅215.9mm井眼钻进入主力油层后，发生漏失。现场没有及时堵漏处理，提高地层承压能力，而是继续钻进，致使更多油气层暴露出来，地层内伴生气体和原油大量侵入井筒内部，全烃含量一直维持在70%以上。在这种情况下，处理过程中没有执行节流循环除气、堵漏和压井作业，而强行起钻。当起至2192m时，由于井筒内侵入的油气与岩屑胶结，导致套管内钻具卡死。通过爆炸松扣、倒扣、套铣和打捞等措施，将落鱼顶部深度控制在9-5/8″套管鞋以下25m，打水泥塞封固落鱼，重新侧钻8-1/2″井眼。由于该井出现井漏和油气侵后处理措施不当，最终导致了恶性事故，造成了巨大的经济损失。深入分析总结事故原因和处理经过，为预防与处理此类事故提供借鉴，避免类似事故再次发生。

钻井施工；井漏；油气侵；套管内卡钻；事故处理

HFY油田地层以海相沉积的碳酸盐岩为主，上部地层为大段泥岩和砂泥岩；中部井段为异常高压盐膏层，地层压力系数高达2.0；下部地层主要为石灰岩。目前HFY油田井身结构大多是四开井。

1　事故井基本情况

SW-1井是1口四开四段制直井，设计井深3965m，发生事故时的井深3180m。三开井段∅244mm技术套管下深2006.5m，封固高压盐膏层。四开∅215.9mm井眼进入主力油层Mishrif-c，岩性主要为石灰岩，储层裂缝发育且易漏，且伴随油气侵发生，钻井液密度为1.26g/cm3，粘度为65s。

2　事故发生经过

该井四开钻进入主力油层开始漏失，漏速3～5m3/h，到井深3070m，发生溢流，立即通知监督，现场监督要求继续钻进。期间发生气侵，总烃含量最高达100%，循环除气钻进至3180m，泥浆比重为1.26g/cm3、粘度为65s，发现气测值持续升高至83%，继续通过高架管线循环除气，但气测值始终在70%左右，钻井液入口密度为1.26g/cm3，出口密度降至1.10g/cm3。开始循环除气时，没有通过节流管线循环除气，导致溢流量加大，发生井涌后，监督同意关封井器，通过节流管汇循环除气；观察套压为360psi、立压为0psi。在未能控制住气侵情况下，现场强行起钻。在起钻过程中先后2次发生井涌，大量油气混合物涌出钻台面。关井后从压井管线打入1.30g/cm3钻井液13m3到环空，套压降至0psi，开封井器继续起钻发现钻具卡死，钻头位置2192m。上下活动钻具尝试解卡，随钻震击器震击多次后失效，解卡不成功。

3　事故处理难点

（1）套管内卡钻、不能建立循环。起钻过程中2次井涌，井口喷出物为油层伴生气及原油的混合物，由于关井后压井，井内钻具长时间静止，原油与岩屑胶结，将套管环空堵死，导致卡钻。环空被堵死，多次尝试不能建立循环（井口无返出），随钻震击器不工作。

（2）不能在技套内开窗侧钻。测的卡点位置2003m，∅244mm技术套管鞋2006.5m，在套管内被卡死。该层技术套管封固高压盐膏层，直接实施开窗侧钻工艺复杂，需重新下技套封固高压层。因此，决定将落鱼顶部位置控制在技术套管鞋25m以下，在∅215.9mm井眼重新侧钻。

（3）套管内打捞工具受限。由于钻具与套管之间环空间隙小，不宜采用卡瓦打捞筒进行打捞，主要采用打捞矛和钻具对扣后爆炸松扣进行打捞。

4　事故处理

根据测的卡点位置（2003m在技术套管内），经过分析研究，决定采用爆炸松扣分段解卡的措施。

4.1爆炸松扣、倒扣

第一、二次分别在1993.63m和1965.48m爆炸松扣后，钻具均可以小扭矩转动但是上提钻具遇卡；

第三次在1899.86m爆炸松扣，倒转顶驱发现扭矩持续增加，上提至200t，活动钻具解卡，起出一柱钻具，循环发现泥浆漏速10m3/h；继续循环，原油从喇叭口涌出，返出原油51m3；打堵漏泥浆20m3，从环空替60m3泥浆；准备在下部钻具爆炸松扣，故下放钻具对扣；

第四次在1928m爆炸松扣，活动钻具解卡（挤5m3泥浆验证钻头水眼通畅）。下对扣钻具组合至1927.6m探到鱼顶，对扣成功后用打捞震击器下击钻具1h，上击1h，未解卡，测卡点在2002.67m；

第五次在2002.67m爆炸松扣，钻具可以转动但不能提出，开泵憋压至900psi井口无返出；

第六次在1973.11m爆炸松扣，开顶驱50r/min，扭矩5～10kN·m倒划眼至1969.14m，钻具解卡。

4.2套铣、打捞

为了保证在∅215.9mm井眼侧钻，要求鱼顶深度在∅244mm技术套管鞋2006.5m以下20m，故采取套铣打捞作业。套铣钻具组合：∅212.7mm旋转套管铣鞋×0.76m+∅206mm洗管。下套铣钻具组合至鱼顶。

第一次套铣1931～1968m：

卡瓦打捞矛钻具组合：∅71mm打捞矛（内径60mm）×0.8m+∅158mm开式下击器×5.61m+∅158mm打捞震击器×9.21m+∅158mm钻铤×28.10m+∅127mm加重钻杆×168.92m+∅127mm加重钻杆。下威德福打捞矛至鱼顶，下压3t。捞到落鱼悬重增加2t；捞出1个加重钻杆公接箍+4根5″加重钻杆（长度37.50m）。此时鱼顶深度1974.78m。

第二次套铣1974～2003m：

下原钻具对扣，施加反扭矩25kN·m，爆炸松扣捞获落鱼1根5″加重钻杆。此时鱼顶深度1984.38m。

第三次套铣（1984～2030.9m）：

期间由于井下油气从钻具水眼上窜至卡点，出现气侵，提高井内钻井液密度至1.45g/cm3。

下打捞钻具组合对扣，活动钻具未能解卡，测得卡点为2031m。2次爆炸松扣，上提钻具发现钻具增加5t，捞获落鱼47.02m。此时鱼顶深度2031.40m。

最终鱼头在套管鞋以下24.90m，满足打水泥塞侧钻要求。

4.3打水泥塞、侧钻

下∅88.9mm钻杆×143.23m+接头×0.51m+∅127mm钻杆至2031.4m，探得鱼头，上提0.5m坐卡瓦。

在2030.9m打水泥塞，下钻扫塞至2008.5m。下侧钻钻具组合，开始侧钻。

5　结论和认识

由于该井出现井漏和油气侵后处理措施不当，最终导致了卡钻、井涌事故，共损失时间27.58d，报废钻杆24根。

（1）本井钻井液设计密度低。由于该井周边没有经过开采开发，地层原始压力大，油气层活跃、连通性好，设计钻井液密度偏低。

（2）本井主力油层岩性为石灰岩裂缝发育，极易漏失；发生井漏后，没有及时进行堵漏处理，提高地层承压能力，为后续压井做准备。

（3）发生油气侵以后没有及时节流循环除气，而敞开井口循环除气，导致井底压力逐渐减小，油气侵量越来越大，最终导致井涌发生。因此，一旦在施工中发生气侵，必须要节流循环除气，严禁敞口不经过液气分离器循环。

（4）发生井漏和油气侵后，没有处理又继续钻进100多米，致使更多油气层暴露，油气侵量增大，全烃含量一直维持在70%以上。

（5）钻具在井底没有处理完井漏和油气侵等复杂情况而强行起钻，导致复杂处理难度加大。起钻至2192m时发生油气侵与岩屑胶结在环空，最终造成钻具卡钻事故。

［1］蒋希文，钻井事故与复杂问题［M］.北京：石油工业出版社，2006.

［2］冉津津，邱流湘，等.解卡打捞定点倒扣技术研究与应用［J］.石油天然气学报，2013（6）.

［3］刘琮洁，周祥易，等.管柱卡点计算公式及应用［J］.江汉石油学院学报，2001（4）.

［4］《钻井手册》编写组.钻井手册［M］.北京：石油工业出版社，2013.

［5］周全兴，钻采工具手册［M］.北京：科学出版社，2000.

TE28

A

1004-5716（2016）04-0035-02

2016-01-28

2016-01-28

马向阳（1981-），男（汉族），陕西渭南人，工程师，现从事生产运行和技术管理工作。