HF油田WS-1井卡钻事故及处理过程案例分享

李永兵

（大庆钻探工程公司钻井四公司，吉林松原138000）

HF油田地质条件复杂、钻井风险大，只有制定针对性技术措施，钻进过程中精细组织施工，才能实现“零事故、零伤害、零损失”的终极目标，如果急于求成，盲目施工，必会导致“事倍功半”、“欲速则不达”的结果，甚至造成更加严重事故的恶果。

1 事故井基本情况

HF油田WS-1井是一口生产井、井型为直井，设计井深3665m，发生事故时井深为3180m，地层为Mishif-C，地层岩性为石灰岩,是主力产层，裂缝发育易漏失。

2 事故发生经过

本井8-1/2″井眼钻进至2986m发生井漏,进行堵漏后继续钻进至3024m，再次发生井漏，再次进行堵漏，无效果，此后钻进过程中一直伴有漏失发生，漏速3～5m3/h。钻进至3070m时，地层Mishif-B层位,岩性为石灰岩,泥浆密度1.26g/cm3,粘度65s,泥浆漏速3～5m3/h，接立柱时发现井口有外溢，但没有立即关井而是选择继续钻进，开泵后井筒总烃含量持续上升，最高达100%，泥浆出口比重1.02g/cm3，循环除气，全烃含量15%,恢复钻进；钻进至3073m,全烃含量增至72.9%，泥浆出口比重1.09g/cm3，循环除气,全烃含量25%，继续钻进至3096m,泥浆漏速2～3m3/h,全烃含量增至90.9%，出口比重降至1.06g/cm3，如此反复循环除气钻进至3180m，钻遇Mishif-C层位,岩性为石灰岩,泥浆比重为1.26g/cm3、粘度为65s，全烃含量升高至83%，循环除气，气测值始终保持在70%左右，泥浆比重入口1.26g/cm3，出口降至1.10g/cm3,循环除气后发生溢流，泥浆灌满方井并溢出至井场。后关井节流循环除气。关井后观察套压为360psi、立压为0psi(钻具安装有浮阀)，节流循环除气,保持立压400～500psi，泥浆入口比重1.26g/cm3，出口比重逐渐由1.10g/cm3增加至1.17g/cm3后保持不变。开井，起钻准备起钻到套鞋。当起钻至3150m，上提钻具遇阻,超拉12t，接顶驱划眼，划眼至3143m时发生井喷,喷高达钻台面以上9m左右，立即关井,关井后观察套压为180psi，立压为0，之后通过节流管汇及液气分离器循环，共泵入比重1.27g/cm3的泥浆24m3，关闭节流阀，观察关井套压为643psi、立管压力为0；通过压井管线向环空挤入比重1.30g/cm3泥浆24m3，套压升至1509psi,停泵后套压持续下降至782psi。于是停止压井继续起钻至2182m再次发生井喷，喷高达钻台面以上10m左右，迅速成功关井，从压井管线向环空打入比重1.30g/cm3泥浆5m3，然后开防喷器继续起钻,上提超拉12t，接一柱立柱准备下放时又发生井喷，强行下放一个单根确保钻具自由后关井。从压井管线向环空挤入1.30g/cm3泥浆8m3，套压降至0psi，开防喷器继续起钻,发现钻具卡死，钻头位置为2192m。

3 事故处理

（1）第一次爆炸松扣：试图建立循环未成功，上提钻具最高260t,下压30t,多次活动、震击无法解卡，期间分2次通过钻具水眼打入比重为1.26g/cm3含堵漏材料25%（粗颗粒云母片+中等颗粒云母片+中等颗粒橡胶颗粒+棉籽）的堵漏泥浆2次，第一次泵入17m3顶替24m3，第二次泵入 5m3顶替 25m3，最后顶替压力2500psi，试图建立循环未成功。下测卡点工具测卡点后爆炸松扣。测得卡点为2003m（套管鞋深度为2006.5m）。分别在1993.64m、1965.48m、1899.86m进行3次爆炸松扣，前2次松扣成功，钻具能转动，尝试上提钻具未成功。第三次爆炸松扣成功后，钻具仍然是能转动但是提不出来（最大上提200t），起出爆炸杆；开泵15SPM，同时旋转顶驱，上提下放活动钻具，最终从1899.86m成功解卡，起出一个立柱后，开始循环，泥浆比重1.26g/cm3，泥浆漏失10m3/h。循环处理泥浆后，对扣继续向下于1928m处爆炸松扣成功，钻具可以小扭矩转动，上提钻具遇卡，起出爆炸松扣仪器后开泵循环，并上下活动钻具，爆炸点以上的钻具解卡，循环处理泥浆后往地层挤入比重为1.26g/cm3的泥浆5m3，确定钻头水眼畅通，溢流检测正常后起钻。起钻至地面，捞获5″加重钻杆22根和全部5″钻杆，总长1928m。

（2）第二次下钻具对扣、震击：下洗井钻具组合：边划眼边下钻，探得鱼顶1928.25m；循环一个迟到时间后关井，挤入3m3比重为1.26g/cm3的泥浆，确认钻头水眼畅通，溢流检测正常后起钻。起钻至地面后下震击器，当下钻至1928.25m探得鱼顶，对扣成功后用震击器下击钻具1h无效，上击钻具1h无效；下测卡点仪器测得卡点为2006m，在2002.67m爆炸松扣成功，钻具可以转动但是上提遇卡，开泵憋压至900psi，井口无返出，持续活动钻具并震击后试图解卡无效。通过钻具水眼挤入比重为1.28g/cm3的泥浆3m3后，在1973.11m爆炸松扣成功，钻具可以旋转但是上提遇卡，开顶驱50r/min，扭矩5～10kN·m尝试建立循环未成功；边旋转顶驱边上提至1969.14m，扭矩突然由17kN·m降至1.2kN·m，悬重由113t降至110t，钻具解卡，开泵循环正常，溢流检测后起钻至地面，发现第8根加重钻杆公扣接箍与本体断裂。此时鱼顶为1931.84m，落鱼结构：8-1/2″PDC bit×0.34m+6-1/2″FS×1.25m+6-1/2″NMDC×9.36m+6-1/2″DC×9.37m+8-1/2″Stab×1.62m+6-1/2″DC×139.48m+6-1/2″Jar× 9.71m+6-1/2″DC×18.54m+（此处已经爆炸松扣倒扣钻具并通过震击钻具上移1.4m）5″HWDP×28.16m+（此处已经爆炸松扣倒扣钻具并通过划眼钻具上移3.97m）5″HWDP×38.16m，顶部为断裂加重钻杆公扣接箍。

（3）第三次下套洗工具：甩掉断裂的加重钻杆后，下套洗钻具组合：8-3/8″Rotary shoe（ID：7-1/4″）×0.76m+8-1/8″WashPipe×36.03m+x-over×0.88m+6-1/2″DC×18.73m+6-1/4″Jar×3.60m+6-1/2″DC ×9.37m+5″HWDP×168.92+5″DP。 探得鱼顶1931.84m，开始套铣（转数8～12r/min，扭矩1～2.5kN·m，排量2m3/min），套铣至1968m后，溢流检测正常后起钻，准备更换打捞工具。

（4）第四次下卡瓦打捞矛：下卡瓦打捞矛，钻具组合为：2-13/16″Spear(ID：2-3/8″)× 0.8m+6-1/4″Bumper sub × 5.61m+6-1/4″Fishing Jar×9.21m+6-1/2″DC × 28.10m+5″HWDP × 168.92m+5″DP。下钻至1913m后，开泵下放钻具探得鱼顶1936m，抓获落鱼，判断落鱼处于自由状态后起钻。起钻至地面，收获落鱼：5″加重钻杆公扣接箍×1+5″加重钻杆×4,总长37.50m。

（5）第五次下套洗工具：甩掉落鱼后继续下套洗工具。下套洗钻具至1974.78m，探得鱼顶，开始套洗，套洗期间漏失，漏速为1m3/h；套洗至2003.39m，扭矩由1.5～2.5kN·m增加至4～4.5kN·m，上提钻具超拉5t，停止套洗，打5m3（比重1.28g/cm3）高粘泥浆循环，开始倒划眼起钻，起钻至870m，中途循环,发现有大量的沥青返出地面，全烃含量达到61%，持续敞开井口循环恢复正常后，放弃起钻，开始划眼下钻。

下钻至2003m后，泵入5m3（比重1.28g/cm3）高粘泥浆循环，溢流观察无异常后起钻。

（6）第六次下卡瓦打捞筒：起钻至地面后，下卡瓦打捞筒，在1974.78m探得鱼顶，下压5t抓住落鱼，90～220t上下活动钻具、震击解卡无效，释放打捞筒，起钻甩掉打捞工具，准备下钻爆炸松扣。

（7）第七次爆炸松扣：下钻至1974.78m，对扣成功后开泵憋压1200psi，井口不返；下测卡仪器测得卡点为2004m。于1993m处进行3次爆炸松扣，第一次点火失败，第二次、第三次爆炸成功未能松扣；上移至1983.90m处进行爆炸松扣，第一次爆炸成功未能松扣，第二次、第三次未能成功点火，第四次爆炸松扣成功，倒扣悬重增加1t。起钻收获落鱼1根。

（8）第八次下套洗工具：甩掉落鱼后，下套洗工具，下至1984m，探得鱼顶，循环泥浆比重由1.28g/cm3提至1.30g/cm3，套洗至2030m，停泵后，发现有2m3/h的返出量，密度提至1.37g/cm3，循环期间全烃含量持续保持在50%～60%，泥浆进口密度1.37g/cm3，出口比重1.21g/cm3，井口有外溢，21：35关井求取立压 80psi，套压207psi，配比重为1.45g/cm3的泥浆70m3；开井用比重1.45g/cm3泥浆循环，循环结束，溢流观察无异常后，起钻准备更换指状洗鞋（适用于软地层）。起钻至地面后更换指状洗鞋，并增加3根套洗筒后下钻，准备继续套洗。下钻划眼至2030m后开始套洗，套洗进度十分缓慢，套洗至2031m起钻检查洗鞋，起钻至地面，检查洗鞋外径减小至209mm(入井前测量外径为212mm)，更换洗鞋后继续下套洗钻具组合。划眼至2031m，套洗至2031.9m，套洗速度逐渐由0.3m/h下降至0.1m/h,扭矩由5～6kN·m增加至8～9kN·m，套洗进度十分缓慢，期间发现有1.5m3/h的漏失，并且用磁铁在出水口陆续收集到1.5kg铁屑。决定起钻，甩掉套洗工具（检查发现洗鞋被磨损了1cm，外径由210mm磨损至208mm，内径由183mm被磨大至185mm）。

（9）第九次下钻具对扣、震击：下打捞钻具组合对扣成功，开泵循环，同时110～220t活动钻具，尝试解卡，未成功。下测卡工具测得卡点为2032m；在2030.9m进行爆炸松扣，第一次爆炸未成功松扣，第二次爆炸松扣成功。开泵循环，出入口泥浆比重均为1.45g/cm3，溢流观察无异常，开始起钻。起钻至地面，收获落鱼：47.02m。

（10）第十次封固鱼顶，准备侧钻：甩掉全部落鱼后，下套洗钻具组合，下钻至2030.90m，开始套洗，套洗十分缓慢，泥浆出口处共收集到2031g铁屑，停止套洗，溢流观察无异常后起钻。甩套洗工具后下打捞工具（卡瓦打捞筒）下钻至2031.5m，探得鱼顶（原悬重108t），下压8t，上提钻具悬重增加至116t后重新变为108t，反复尝试6次打捞落鱼，均未成功。溢流观察无异常后开始起钻，甩打捞工具后，用固井设备打灰塞，封固侧钻。至此事故处理结束。

4 经验分析

（1）地下情况复杂，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，钻遇层位一直伴随有井漏发生，防漏钻进泥浆比重无法平衡地层；

（2）发生油气侵以后，没有及时节流循环压井，根据以前其它施工平台的经验认为Mishif-C地层虽然在施工中存在着一定的气侵现象，只要敞开井口循环除气就能恢复正常；

（3）施工过程中发现油气侵入，未进行节流循环压井的情况下，继续钻进，多打开一百多米油气层，造成全烃含量一直维持在70%，敞开井口循环除气已经失去作用；

（4）井下风险评估不足，未进行压井施工,在已经有喷高、井口不稳定情况下继续起钻，再次发生井喷，井内喷起的岩屑、坍塌物和侵入沥青混合回落，填埋卡死钻具。

5 结论和认识

任何复杂与事故都不是突然发生的，都有一个从量变到质变的过程。若事先没有任何防范意识，缺少观察与判断，没有制定针对性的应急措施与处理方案，当复杂出现时，由于观察不及时，处理措施不当，从而使原来简单的复杂变成真正的复杂，甚至恶化成工程事故出现了卡阻严重的现象。

参考文献：

[1] 蒋希文.钻井事故与复杂问题[M].北京：石油工业出版社，2006：162-181.

[2] 周全兴.钻采工具手册［M］.北京：科学出版社，2000.