HF油田WS-1井卡钻事故及处理过程案例分享

2018-02-18 09:54李永兵
西部探矿工程 2018年5期
关键词:起钻关井溢流

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.

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