ZX105井卡套管事故原因分析及處理工藝

張珍

（中石化西南石油工程公司鉆井工程研究院，四川德陽618000）

1 ZX105井基本情況

ZX105井是四川盆地川西凹陷知新場構(gòu)造的一口勘探水平井，目的層為下沙溪廟組JS31-2砂組，實(shí)鉆井深為3 726 m（垂深為2 505.16 m）。全井水平段長1 004 m，水平位移為1 310.42 m，最大井斜角為92.50°（3 011.87 m）。該井導(dǎo)管使用φ444.5 mm的鉆頭、高膨潤土含量鉆井液（10%膨潤土漿+0.2%黃原膠）鉆進(jìn)至井深210 m中途完鉆，期間發(fā)生井漏5次。一開使用φ311.15 mm鉆頭，采用聚合物鉆井液鉆進(jìn)，在井段212.78～774 m發(fā)生井漏8次，由于地層不能承壓，提前至1 000 m中途完鉆。二開使用φ215.9 mm的鉆頭，采用聚合物鉆井液鉆至井深2 000 m，轉(zhuǎn)為甲酸鉀聚磺鉆井液，直導(dǎo)眼鉆進(jìn)至井深2 605 m，由于地質(zhì)調(diào)整，共側(cè)鉆3次。第一次側(cè)鉆點(diǎn)為2 170 m，期間共鉆遇2段泥巖（泥巖段分別為3 007～3 043 m，3 107～3 242 m），鉆至 3 242 m打水泥塞回填；第二次側(cè)鉆點(diǎn)為2 685 m，鉆至井深2 716 m時(shí)返出泥巖，再次回填；第三次側(cè)鉆為2 590 m，鉆至井深3 726 m處完鉆。由于提前下入一開套管，使二開裸眼段增長，多次側(cè)鉆對鉆井液性能要求高。二開鉆進(jìn)施工中，直導(dǎo)眼在1 000～2 090 m裸眼井段浸泡周期長達(dá)105 d，但井壁穩(wěn)定性良好，無垮塌。二開鉆進(jìn)、起下鉆、測井等均較為順利，無長時(shí)間劃眼等。但在完井作業(yè)過程中發(fā)生了卡套管事故。

2 卡套管經(jīng)過

2.1 下套管前通井情況

下套管前，簡化鉆具組合進(jìn)行通井作業(yè)，通井下鉆摩阻情況如表1所示。由表1可知，該井下鉆通井至造斜段摩阻較小，僅為100～200 kN，水平段摩阻隨著井深的增加逐漸增大，最大摩阻為500 kN。下鉆到底循環(huán)，振動(dòng)篩無返砂后起鉆，通井情況正常。下套管前鉆井液性能如表2所示。

表1 通井下鉆摩阻情況

表2 ZX105井下套管前鉆井液性能表 （ρ為2.0 g/cm3）

由表2可知，該井下套管前鉆井液密度上提至設(shè)計(jì)最高限（2.0 g/cm3），為了確保潤滑性，控制油含量為5%，降低鉆井液壓持式摩擦系數(shù)至0.12。

2.2 套管柱下入情況

完鉆后通井作業(yè)順利，開始下套管作業(yè)。①入井套管串為：φ139.7 mm浮鞋+短套管×1.5 m+套管1根+浮箍+φ139.7 mm套管1根+浮箍+套管1根+球座+套管串+懸掛器+φ139.7 mm加重鉆桿。②入井套管扶正器：水平段及斜井段每2根套管加整體式彈性扶正器1只，直井段4根套管加1只整體式彈性扶正器，套管管串下放至792～3 726 m，管串長為2 934 m。

2.3 卡套管經(jīng)過

套管順利下至井深2 847 m，下放懸重為420 kN左右（摩阻為150～200 kN），指重表基數(shù)為240 kN。井深2 847 m后下放套管需要上提，將套管活動(dòng)開再下放，上提懸重為640～860 kN，下放懸重為400～450 kN。下完套管（下入深度為2 927 m）坐吊卡接懸掛器，在連接套管懸掛器期間，灌漿5 min后上提套管發(fā)現(xiàn)壓差卡鉆，最大上提至1 500 kN，下放時(shí)將懸重放完，無效果，套管遇卡，經(jīng)計(jì)算卡點(diǎn)在井深2 720 m處。

3 事故發(fā)生原因分析

3.1 井身結(jié)構(gòu)及剖面設(shè)計(jì)原因

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，取游車系統(tǒng)重量為240 kN，套管段摩擦系數(shù)為0.3，裸眼摩擦系數(shù)為0.5；運(yùn)用WELLPLAN軟件對比分析了一開套管下入井深為2 000 m和一開套管下入井深為997 m時(shí)（設(shè)計(jì)與實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)），起下套管摩阻情況見圖1。

圖1 設(shè)計(jì)和實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)下套管大鉤載荷對比分析圖

由圖1可知，原設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)一開套管下至井深2 000 m，二開套管下至井深2 730 m井口大鉤載荷達(dá)到最大值904.2 kN，套管下至井深2 927 m時(shí)大鉤載荷為863.7 kN。

實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)一開套管下至井深997 m，二開套管下至井深2 490 m，井口大鉤載荷達(dá)到最大值為569.2 kN；下至井深2 927 m時(shí)，套管進(jìn)入水平段214 m，大鉤載荷為492.7 kN，而此時(shí)遇卡，已經(jīng)沒有足夠的沖擊力使水平段套管移動(dòng)，只能以上提活動(dòng)套管為主，嚴(yán)重影響了卡套管事故發(fā)生后的處理措施，是造成本次遇卡的主要原因。同時(shí)，該井B靶點(diǎn)垂深較A靶點(diǎn)垂深淺16.84 m（軌道分段數(shù)據(jù)見表3），且在井深3 200.20 m增加控制點(diǎn)等，也進(jìn)一步增加套管下行摩阻和卡套管風(fēng)險(xiǎn)。

表3 ZX105井軌道分段數(shù)據(jù)

3.2 地層原因

ZX105井水平段為沙溪組，主要巖性為砂巖，存在微細(xì)裂縫，可鉆性好，鉆時(shí)為3～7 min/m，滲透性好[1-4]，油氣顯示高達(dá)50%，地層強(qiáng)滲透性增加了鉆井液濾失后泥餅厚度，亦增加了壓差卡套管的風(fēng)險(xiǎn)。

3.3 工程原因

3.3.1 鉆井液密度偏高

根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，鉆井液液柱壓力超過地層壓力 3.5 MPa以上時(shí)，卡鉆、卡套管的可能性增大[5-6]。該井為知新場構(gòu)造第一口以下沙溪廟組為目的層的評(píng)價(jià)井，鄰井無可參考資料，設(shè)計(jì)預(yù)測下沙溪廟組地層壓力梯度為1.50～1.70 g/cm3，設(shè)計(jì)最高鉆井液密度為2.00 g/cm3，下套管時(shí)實(shí)際鉆井液密度為2.0 g/cm3，最大正壓差當(dāng)量密度為0.5 g/cm3以上，井底最大正壓差達(dá)到12.2 MPa。鉆井液密度高、壓差大是此次卡套管的主要原因。

3.3.2 接懸掛器作業(yè)期間套管柱靜止時(shí)間過長

壓差卡套管與井壁接觸時(shí)間的長短有關(guān)[7-8]，本井卡套管發(fā)生在接懸掛器過程中，套管靜置時(shí)間超過5 min，說明本次事故和接懸掛器過程中的靜置是有直接關(guān)系的。

3.4 鉆井液體系原因

由于鉆屑治理原因，該井鉆井液體系由前期施工井的氯化鉀聚磺鉆井液體系替換為甲酸鉀聚磺鉆井液體系，K+含量為15 000～17 000 mg/L，該體系泥餅有強(qiáng)的吸附能力，造成巖屑床難以清除，泥餅虛厚，套管與泥餅接觸面積大，包角大，阻卡風(fēng)險(xiǎn)高。

1）甲酸鉀聚磺鉆井液體系和氯化鉀聚磺鉆井液體系潤滑性能對比。實(shí)驗(yàn)對比分析了KCl、KCOOH對鈣基聚磺鉆井液體系的潤滑性的影響（見表4）。由表4可知，體系中加入7%KCl后，各項(xiàng)潤滑性能顯著優(yōu)于加入7%KCOOH的性能。主要原因?yàn)椋@進(jìn)時(shí)甲酸鉀鉆井液體系中的鉀離子比甲酸根離子易被消耗，為保持鉀離子濃度，持續(xù)補(bǔ)充甲酸鉀，造成甲酸根離子富集，而甲酸根離子活性強(qiáng)、易吸附，增加了泥餅的黏附性，摩阻系數(shù)也大。

表4 不同鉆井液體系的潤滑性能

2）不同鉆井液體系流變性能對比。甲酸鉀鉆井液在現(xiàn)場應(yīng)用過程中，由于無論惰性固相、活性固相對甲酸根離子均有吸附作用[9-12]，造成高密度高固相甲酸鉀鉆井液體系的黏度波動(dòng)大，性能穩(wěn)定性差。如表5所示，該井水平段施工時(shí)鉆井液黏度和切力均高于鄰井，鉆井液漏斗黏度高達(dá)70 s，且靜切力高。

3）在中江-高廟一開井段，同樣存在起鉆困難現(xiàn)象，而返出的也多是巖屑，說明了甲酸鉀體系泥餅具有較強(qiáng)的吸附性。

表5 不同鉆井液體系性能的對比

4 事故處理工藝

與常規(guī)壓差卡鉆處理工藝不同，由于該井卡套管時(shí)，已接懸掛器，為防止套管提前坐掛，因此上下活動(dòng)噸位受限，亦不能旋轉(zhuǎn)套管，處理過程中套管解卡工藝更為細(xì)致和復(fù)雜。套管遇卡之后卸掉懸掛器，采取循環(huán)上下活動(dòng)的方式處理，反復(fù)活動(dòng)，最大上提至16 00 kN，下放最小將懸重放完至240 kN，反復(fù)循環(huán)活動(dòng)套管，未解卡。按照壓差黏附卡套管處理思路，鉆井液密度由1.99 g/cm3降至1.95 g/cm3，循環(huán)無掉塊、返出少量細(xì)巖屑。

降密度期間配制JKZ油基解卡液準(zhǔn)備解卡（配方為：柴油+清水+8%JKZ+重晶石粉），JKZ是一種粉狀解卡劑，配方組成為：30%～80%瀝青粉，30%～50%石灰粉，6%～10%油酸，3%～20%環(huán)烷酸等，其解卡機(jī)理與SR301型油基解卡劑作用機(jī)理相似。

4.1 第一次浸泡JKZ解卡液

解卡作業(yè)過程：注入23.7 m3解卡劑、密度為1.90 g/cm3， 套管內(nèi)留9.4 m3， 進(jìn)入環(huán)空14.3 m3，覆蓋井段2 927～2 570 m；注入解卡劑后，每小時(shí)替鉆井液一次， 前3次每次替1 m3， 之后每次替0.5 m3， 并大范圍上下活動(dòng)鉆具，最大上提至1 800 kN， 下放至240 kN，每隔10～15 min活動(dòng)一次。解卡結(jié)果：本次解卡上下活動(dòng)套管，以下壓為主，共替漿12 m3，鉆井液進(jìn)入環(huán)空2.6 m3，解卡劑上行至2 137 m，泡解卡劑23 h反復(fù)活動(dòng)套管無效。

4.2 第二次浸泡JKZ解卡液

繼續(xù)降低鉆井液密度至1.85 g/cm3。將JKZ的濃度由8%提高至10%。注24.5 m3解卡劑JKZ、密度為1.80 g/cm3，套管內(nèi)預(yù)留4.42 m3，進(jìn)入環(huán)空20.08 m3，覆蓋井段2 927～2 258 m；注入解卡劑后，每小時(shí)替漿1次，前2 h每次替漿1 m3，以后每隔1 h替漿0.5 m3，共替入4.6 m3。累計(jì)替入9.1 m3，井漿進(jìn)入環(huán)空5.7 m3，解卡劑上行至2 068 m，期間上下活動(dòng)套管，范圍180～1 500 kN，間斷正向憋壓1.0～2.1 MPa，促進(jìn)解卡劑滲透進(jìn)入泥餅。泡解卡劑39 h反復(fù)活動(dòng)套管無效。

4.3 第3次浸泡快T解卡劑

繼續(xù)循環(huán)， 將鉆井液密度由1.85降至1.75 g/cm3， 改用快T進(jìn)行解卡，快T是一種陰離子型表面活性劑，具有滲透快速、均勻的特點(diǎn)，解卡時(shí)，通過滲透進(jìn)入泥餅，破壞井壁泥餅，從而達(dá)到解卡的目的。快T解卡劑配方為：柴油+6%快T。注入13.15 m3快T解卡劑進(jìn)入環(huán)空，覆蓋2 522～2 927 m，此時(shí)井底當(dāng)量密度為1.71 g/cm3，上提套管至懸重1 500 kN穩(wěn)住，為提高快T滲透進(jìn)入泥餅速度，環(huán)空憋壓1.5 MPa。浸泡10 min后懸重快速回落至原懸重640 kN，解卡成功，接懸掛器，下鉆送放鉆具，下放摩阻200～350 kN，送放套管順利到位。

5 結(jié)論與建議

1.一開套管下深淺，二開下套管遇卡時(shí)套管已進(jìn)入水平段214 m，上部套管沒有足夠的沖擊重量使水平段套管移動(dòng)，同時(shí)井底較高的正壓差，是造成本次水平井卡套管的主要原因。甲酸鉀鉆井液體系黏附性強(qiáng)、地層滲透性強(qiáng)、接懸掛器長時(shí)間靜置是本次水平井卡套管的次要原因。

2.與常規(guī)壓差卡鉆處理工藝不同，由于本井卡套管時(shí)，已接懸掛器，為防止套管提前坐掛，因此上下活動(dòng)噸位受限，亦不能旋轉(zhuǎn)套管，處理過程中套管解卡工藝更為細(xì)致和復(fù)雜。

3.解卡表明，與油基鉆井液解卡劑JKZ相比，低密度快T解卡劑更易滲透進(jìn)入泥餅。同時(shí)通過降低鉆井液密度、浸泡時(shí)環(huán)空適當(dāng)憋壓等手段可提高水平井壓差卡套管成功率。

4.設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)時(shí)應(yīng)考慮送放鉆具的重量滿足下尾管的需求。水平井鉆進(jìn)中使用低黏度、高切力鉆井液體系，配合高效潤滑劑，是減小卡套管風(fēng)險(xiǎn)的有效措施。