完井卸聯頂節時套管脫扣事故分析

王文明

中國石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院 （遼寧 盤錦 124010）

0 引言

頁巖氣儲層一般呈現低孔隙度、 低滲透率的物性特征，氣流的阻力比常規天然氣大，采收率比常規天然氣低， 一般完井后需要實施儲層分段體積壓裂改造， 因此對井筒完整性和水平段固井質量要求高[1-2]。 目前，頁巖氣井多采用套管完井，井口采用標準套管頭，以保證井筒完整性。

芯軸式套管頭將絲扣式懸掛器連接到套管柱上，下放管柱，將懸掛器坐入套管頭內，利用套管懸重激發密封件， 實現懸掛套管和密封套管頭的雙重作用[3]。 但在現場應用過程中，由于現場施工人員操作不當及套管頭內懸掛器本身不具備限制旋轉的功能，造成完井候凝后卸聯頂節時，井內套管倒扣倒開的情況，影響了井筒完整性，給后期施工帶來安全隱患和經濟損失。

1 YSH1 井卸聯頂節過程井內套管倒扣卸開

YSH1 井是一口頁巖氣水平井，完鉆井深為4 370 m，水平段長1 700 m，最大井斜89.04°在井深2 857.88 m 處，完井套管下深4 357 m，該井井身數據見表1。本井固井施工完，候凝24 h，卸聯頂節，發現井口套管倒扣。

1.1 事故發生經過

使用吊鉗對聯頂節卸扣2 圈，液氣大鉗卸扣10圈，使用風動絞車緩慢上提，未動；再次使用液氣大鉗卸扣10 圈，使用風動絞車上提，仍舊未動。此時懷疑套管掛以下套管串接箍松動。松套管掛頂絲，井口使用鏈鉗人工正引扣20 圈，無明顯扭矩。 風動絞車緩慢試提，聯頂節松動，上提聯頂節出井口，發現套管掛（0.61 m）+雙公短節（0.42 m）+短套管（3 m）+套管接箍1 只（0.27 m）出井，如圖1。

表1 YSH1 井井身數據

圖1 套管掛、短套管、套管接箍倒扣出井口

1.2 套管結構及基本數據

套管結構： 加長引鞋+套管鞋×0.22 m+回壓凡爾×0.25 m+短套管×1 m+套管×11.18 m+回壓凡爾×0.25 m+套管×21.809 m+碰壓總成×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+雙公短節×0.420 m+套管掛×0.610 m+聯入×8.12 m。

套管頭：TFQ244.5 mm(9 5/8″)×139.7 mm(5 1/2″)-105 MPa 分體式套管頭；139.7 mm(5 1/2″)套管掛本體上端BTC 扣、下端TP-CQ 扣，寶雞石油機械廠。

雙公短節：外徑139.7 mm，鋼級TP100T，壁厚12.34 mm,兩端扣為TP-CQ 扣,推薦上扣扭矩16 280~19 890 N·m，固井公司提供。

油層套管：外徑139.7 mm，鋼級TP110T，壁厚12.34 mm，扣型TP-CQ 扣，天津鋼管集團股份有限公司生產，推薦上扣扭矩16 280~19 890 N·m。

1.3 事故處理過程

經過地面觀察倒扣出井口的套管母接箍內劃痕嚴重，認為井內套管公扣同樣有損傷，不能直接下套管對扣。

測聲幅分析，井口下20 m 處存在水泥環，研究決定采用反扣母錐倒扣，起出一根套管，倒出的套管下端公扣完好無損， 決定使用套管公扣直接對扣作業。

使用套管公扣， 反復按套管上扣扭矩（19 000 N·m）緊扣5 次；用壓裂車對全井套管試壓50 MPa，穩壓30 min，壓降為0 MPa，合格；座卡瓦于套管頭，切割套管頭以上套管；本次事故處理完成。

1.4 原因分析[4-6]

1）本井水平段長1 700 m，造斜段最大狗腿度8.88 °/30 m，套管下入困難，油層套管部分套管經過反復上提下放下入井內，聯頂節、套管掛及雙公短節采取替單根方式下入井內， 倒扣出井口的套管接箍在下入井內過程中經歷了上扣、卸扣、上扣，可能對套管接箍和套管本體之間的連接產生了影響。

2）套管頭管柱座掛噸位30 t（座掛前懸重40 t、頂驅10 t），聯入與實際相符，頂頂絲到位（圖2 中可見套管掛頂絲壓痕及卸聯頂節過程中套管掛旋轉產生的刮痕）。 本井采用兩凝固井，兩凝界面為井深2 500 m、垂深2 058 m，水泥漿密度2.05 g/cm3，緩凝加重水泥，返至井口；固井采取清水替漿，經計算替漿到位管柱上浮將達到23 t（兩凝界面），故替漿到位增加懸浮力基本抵消下座噸位， 導致整個管柱處于自由狀態，影響懸掛器座封效果。

3）套管掛上頂端面為斜坡、頂絲為錐形，頂絲僅能起限制上抬作用，不能有效防止管柱轉動。

4）BT 吊鉗卸聯頂節2 圈，鉆井隊未意識到套管掛發生了轉動， 采用液氣大鉗連續2 次卸扣共20圈，直至套管掛連續轉動，下部套管從母接箍下端倒扣。

5）鉆井隊采用風動絞車試提未提動，懷疑下部管串卸扣，卸頂絲后采用人工引扣20 圈，由于套管自重可能產生輕微收縮及套管掛限位作用， 導致緊扣無果，造成試提聯頂節帶出倒扣套管。

6）人為原因。 在卸聯頂節過程中井隊操作人員思想麻痹，操作不當，未能及時發現套管掛轉動；上部緩凝水泥候凝時間要求48 h，井隊24 h 即開始施工作業；監督責任，監督未能發現問題及時提醒。

圖2 使用后的套管掛

2 YSH2 井卸聯頂節過程將套管掛倒扣卸開

YSH2 井為頁巖氣水平井，完鉆井深為3 846 m,其中水平段長1 366 m，最大井斜108.47°在井深2 498.16 m 處，完井套管下深3 765 m，本井同樣為三開井身結構，套管頭及套管數據和YSH1 相同，不再贅述。 固井候凝后，卸聯頂節過程將套管掛倒出。

套管結構：鋁制加長引鞋+套管鞋×0.22 m+回壓凡爾×0.25 m+短套管×1 m+套管×11.282 m+回壓凡爾×0.25 m+套管×22.329 m+碰壓總成×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+雙公短節×0.420 m+套管掛×0.610 m+聯入×8.180 m

2.1 事故發生經過

使用吊鉗對聯頂節卸扣2 圈，液氣大鉗卸扣10圈，使用風動絞車緩慢上提，發現套管掛倒出。

2.2 事故處理過程

觀察井口雙公短節，扣完好、無明顯摩痕，擬采取上提套管回接套管掛， 但測聲幅后， 測井解釋214~228 m 處固井質量中等， 向下固井質量逐步變好，無法上提套管至井口。

通過和套管頭廠家技術人員溝通， 采取套管回接雙公短節，然后試壓，試壓合格；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頭內影響卡瓦座封，需定做專用卡瓦。經過套管頭廠家技術人員測量定做專用卡瓦座封，事故處理結束。

2.3 事故原因分析[4-6]

1）套管掛可能未完全座封，頂絲未完全頂緊套管掛， 檢查倒出套管掛未發現和頂絲之間的摩擦痕跡；聯頂節與套管掛之間上扣過緊。

2）套管掛和聯頂節上扣扭矩過大；套管掛和雙公短節、聯頂節加工廠家不同，加工的扣存在誤差，同樣的上扣扭矩，上扣效果不同?？赡茉斐商坠軖旌碗p公短節之間扣嚙合力小于套管掛和聯頂節之間的嚙合力，進而導致套管掛和雙公短節倒扣更容易。

3）本井水平段上傾，井斜大，下套管摩阻大，套管下入困難，套管掛座掛噸位不足；固井注水泥后采用清水頂替，套管內外壓差較大，套管受到的浮力較大，導致井口處套管掛基本處于自由狀態，沒有座掛力；固井水泥在凝固過程中釋放大量熱量，套管受熱膨脹伸長，上頂，可能造成套管輕微上移。

4）人為原因。套管掛座封操作觀察不仔細；頂絲標記測量不準確，未能上到位；監督不到位，未能發現問題。

3 結論及建議

本文詳細說明了完井卸聯頂節過程中套管及套管掛倒扣卸開事故發生的原因和事故處理措施。 雖然兩起事故都得到了解決， 但也要引起鉆井技術人員和工程監督的重視。兩口井套管回接，若不能試壓合格，后期處理將十分困難，更可能帶來巨大的經濟損失。 且兩口井事故發生都有很大的人為原因，因此，在工作中要嚴守操作流程，杜絕僥幸心理，盡量避免人為原因造成的事故發生。 針對兩起事故提出了如下對策及建議：

1）井隊技術人員及監督要盡職盡責，注意施工中的每一個環節， 工程監督重點工況一定旁站監督到位，提醒到位。

2）采用絲扣式套管掛時，卸聯頂節注意扭矩變化。 同時，可以把防噴器組四通拆開提起，觀察聯頂節卸扣過程中套管掛是否轉動， 發現轉動可以采取割掉聯頂節等措施處理。

3）套管下入過程中做好套管檢查，嚴禁帶傷扣下入井內； 套管掛座封標準操作， 頂絲測量標記清晰，上到位。

4）生產廠家測量分析套管掛扣、雙公短節扣、套管扣之間是否存在加工誤差； 分析同樣上扣扭矩扣的嚙合力是多少， 找到套管掛和套管之間最佳的上扣扭矩，同時可以改進套管掛扣加工的扣規；分析套管掛和聯頂節之間上扣扭矩和密封承壓性能， 防止上扣過緊，拆卸困難。

5）絲扣式套管掛頂絲僅能起到限位作用，不能防止轉動， 套管頭廠家可以研究改進結構同時限制套管掛轉動。