完井卸联顶节时套管脱扣事故分析

王文明

中国石油辽河油田分公司钻采工艺研究院 （辽宁 盘锦 124010）

0 引言

页岩气储层一般呈现低孔隙度、 低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大，采收率比常规天然气低， 一般完井后需要实施储层分段体积压裂改造， 因此对井筒完整性和水平段固井质量要求高[1-2]。 目前，页岩气井多采用套管完井，井口采用标准套管头，以保证井筒完整性。

芯轴式套管头将丝扣式悬挂器连接到套管柱上，下放管柱，将悬挂器坐入套管头内，利用套管悬重激发密封件， 实现悬挂套管和密封套管头的双重作用[3]。 但在现场应用过程中，由于现场施工人员操作不当及套管头内悬挂器本身不具备限制旋转的功能，造成完井候凝后卸联顶节时，井内套管倒扣倒开的情况，影响了井筒完整性，给后期施工带来安全隐患和经济损失。

1 YSH1 井卸联顶节过程井内套管倒扣卸开

YSH1 井是一口页岩气水平井，完钻井深为4 370 m，水平段长1 700 m，最大井斜89.04°在井深2 857.88 m 处，完井套管下深4 357 m，该井井身数据见表1。本井固井施工完，候凝24 h，卸联顶节，发现井口套管倒扣。

1.1 事故发生经过

使用吊钳对联顶节卸扣2 圈，液气大钳卸扣10圈，使用风动绞车缓慢上提，未动；再次使用液气大钳卸扣10 圈，使用风动绞车上提，仍旧未动。此时怀疑套管挂以下套管串接箍松动。松套管挂顶丝，井口使用链钳人工正引扣20 圈，无明显扭矩。 风动绞车缓慢试提，联顶节松动，上提联顶节出井口，发现套管挂（0.61 m）+双公短节（0.42 m）+短套管（3 m）+套管接箍1 只（0.27 m）出井，如图1。

表1 YSH1 井井身数据

图1 套管挂、短套管、套管接箍倒扣出井口

1.2 套管结构及基本数据

套管结构： 加长引鞋+套管鞋×0.22 m+回压凡尔×0.25 m+短套管×1 m+套管×11.18 m+回压凡尔×0.25 m+套管×21.809 m+碰压总成×0.25 m+套管串+短套管×3 m+套管串+短套管×3 m+套管串+短套管×3 m+双公短节×0.420 m+套管挂×0.610 m+联入×8.12 m。

套管头：TFQ244.5 mm(9 5/8″)×139.7 mm(5 1/2″)-105 MPa 分体式套管头；139.7 mm(5 1/2″)套管挂本体上端BTC 扣、下端TP-CQ 扣，宝鸡石油机械厂。

双公短节：外径139.7 mm，钢级TP100T，壁厚12.34 mm,两端扣为TP-CQ 扣,推荐上扣扭矩16 280~19 890 N·m，固井公司提供。

油层套管：外径139.7 mm，钢级TP110T，壁厚12.34 mm，扣型TP-CQ 扣，天津钢管集团股份有限公司生产，推荐上扣扭矩16 280~19 890 N·m。

1.3 事故处理过程

经过地面观察倒扣出井口的套管母接箍内划痕严重，认为井内套管公扣同样有损伤，不能直接下套管对扣。

测声幅分析，井口下20 m 处存在水泥环，研究决定采用反扣母锥倒扣，起出一根套管，倒出的套管下端公扣完好无损， 决定使用套管公扣直接对扣作业。

使用套管公扣， 反复按套管上扣扭矩（19 000 N·m）紧扣5 次；用压裂车对全井套管试压50 MPa，稳压30 min，压降为0 MPa，合格；座卡瓦于套管头，切割套管头以上套管；本次事故处理完成。

1.4 原因分析[4-6]

1）本井水平段长1 700 m，造斜段最大狗腿度8.88 °/30 m，套管下入困难，油层套管部分套管经过反复上提下放下入井内，联顶节、套管挂及双公短节采取替单根方式下入井内， 倒扣出井口的套管接箍在下入井内过程中经历了上扣、卸扣、上扣，可能对套管接箍和套管本体之间的连接产生了影响。

2）套管头管柱座挂吨位30 t（座挂前悬重40 t、顶驱10 t），联入与实际相符，顶顶丝到位（图2 中可见套管挂顶丝压痕及卸联顶节过程中套管挂旋转产生的刮痕）。 本井采用两凝固井，两凝界面为井深2 500 m、垂深2 058 m，水泥浆密度2.05 g/cm3，缓凝加重水泥，返至井口；固井采取清水替浆，经计算替浆到位管柱上浮将达到23 t（两凝界面），故替浆到位增加悬浮力基本抵消下座吨位， 导致整个管柱处于自由状态，影响悬挂器座封效果。

3）套管挂上顶端面为斜坡、顶丝为锥形，顶丝仅能起限制上抬作用，不能有效防止管柱转动。

4）BT 吊钳卸联顶节2 圈，钻井队未意识到套管挂发生了转动， 采用液气大钳连续2 次卸扣共20圈，直至套管挂连续转动，下部套管从母接箍下端倒扣。

5）钻井队采用风动绞车试提未提动，怀疑下部管串卸扣，卸顶丝后采用人工引扣20 圈，由于套管自重可能产生轻微收缩及套管挂限位作用， 导致紧扣无果，造成试提联顶节带出倒扣套管。

6）人为原因。 在卸联顶节过程中井队操作人员思想麻痹，操作不当，未能及时发现套管挂转动；上部缓凝水泥候凝时间要求48 h，井队24 h 即开始施工作业；监督责任，监督未能发现问题及时提醒。

图2 使用后的套管挂

2 YSH2 井卸联顶节过程将套管挂倒扣卸开

YSH2 井为页岩气水平井，完钻井深为3 846 m,其中水平段长1 366 m，最大井斜108.47°在井深2 498.16 m 处，完井套管下深3 765 m，本井同样为三开井身结构，套管头及套管数据和YSH1 相同，不再赘述。 固井候凝后，卸联顶节过程将套管挂倒出。

套管结构：铝制加长引鞋+套管鞋×0.22 m+回压凡尔×0.25 m+短套管×1 m+套管×11.282 m+回压凡尔×0.25 m+套管×22.329 m+碰压总成×0.25 m+套管串+短套管×2 m+套管串+短套管×3 m+套管串+短套管×2 m+双公短节×0.420 m+套管挂×0.610 m+联入×8.180 m

2.1 事故发生经过

使用吊钳对联顶节卸扣2 圈，液气大钳卸扣10圈，使用风动绞车缓慢上提，发现套管挂倒出。

2.2 事故处理过程

观察井口双公短节，扣完好、无明显摩痕，拟采取上提套管回接套管挂， 但测声幅后， 测井解释214~228 m 处固井质量中等， 向下固井质量逐步变好，无法上提套管至井口。

通过和套管头厂家技术人员沟通， 采取套管回接双公短节，然后试压，试压合格；采取卡瓦座封，割掉上部多余套管； 套管回接之后套管接箍位于套管头内影响卡瓦座封，需定做专用卡瓦。经过套管头厂家技术人员测量定做专用卡瓦座封，事故处理结束。

2.3 事故原因分析[4-6]

1）套管挂可能未完全座封，顶丝未完全顶紧套管挂， 检查倒出套管挂未发现和顶丝之间的摩擦痕迹；联顶节与套管挂之间上扣过紧。

2）套管挂和联顶节上扣扭矩过大；套管挂和双公短节、联顶节加工厂家不同，加工的扣存在误差，同样的上扣扭矩，上扣效果不同。可能造成套管挂和双公短节之间扣啮合力小于套管挂和联顶节之间的啮合力，进而导致套管挂和双公短节倒扣更容易。

3）本井水平段上倾，井斜大，下套管摩阻大，套管下入困难，套管挂座挂吨位不足；固井注水泥后采用清水顶替，套管内外压差较大，套管受到的浮力较大，导致井口处套管挂基本处于自由状态，没有座挂力；固井水泥在凝固过程中释放大量热量，套管受热膨胀伸长，上顶，可能造成套管轻微上移。

4）人为原因。套管挂座封操作观察不仔细；顶丝标记测量不准确，未能上到位；监督不到位，未能发现问题。

3 结论及建议

本文详细说明了完井卸联顶节过程中套管及套管挂倒扣卸开事故发生的原因和事故处理措施。 虽然两起事故都得到了解决， 但也要引起钻井技术人员和工程监督的重视。两口井套管回接，若不能试压合格，后期处理将十分困难，更可能带来巨大的经济损失。 且两口井事故发生都有很大的人为原因，因此，在工作中要严守操作流程，杜绝侥幸心理，尽量避免人为原因造成的事故发生。 针对两起事故提出了如下对策及建议：

1）井队技术人员及监督要尽职尽责，注意施工中的每一个环节， 工程监督重点工况一定旁站监督到位，提醒到位。

2）采用丝扣式套管挂时，卸联顶节注意扭矩变化。 同时，可以把防喷器组四通拆开提起，观察联顶节卸扣过程中套管挂是否转动， 发现转动可以采取割掉联顶节等措施处理。

3）套管下入过程中做好套管检查，严禁带伤扣下入井内； 套管挂座封标准操作， 顶丝测量标记清晰，上到位。

4）生产厂家测量分析套管挂扣、双公短节扣、套管扣之间是否存在加工误差； 分析同样上扣扭矩扣的啮合力是多少， 找到套管挂和套管之间最佳的上扣扭矩，同时可以改进套管挂扣加工的扣规；分析套管挂和联顶节之间上扣扭矩和密封承压性能， 防止上扣过紧，拆卸困难。

5）丝扣式套管挂顶丝仅能起到限位作用，不能防止转动， 套管头厂家可以研究改进结构同时限制套管挂转动。