渤海A1井射孔后卡鉆事故的原因分析及對策

張啟龍，張曉誠，孫帥帥，徐 剛，李治衡

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459；2.海洋石油高效開發國家重點實驗室，天津 300459）

為了解決以上問題，本文以渤海A1 井的射孔后卡鉆事故為例，詳細介紹了該井卡鉆事故發生和處理的過程，分析了事故發生的原因，并針對性提出了預防措施，對其他井在預防和處理射孔后卡鉆事故上具有重要的指導和借鑒作用，有效保障了該油田完井過程中的作業安全。

1 渤海A1 井射孔后卡鉆事故介紹

1.1 渤海A1 井的基本信息

渤海A1 井是一口先期排液的注水井，其目的層位E2S3層，時探人工井底深度為3 079.1 m，油層中部垂深為2 616.2 m，油層中部壓力為25.53 MPa，壓力系數為0.975，該井的最大井斜為26.77°，射孔套管的尺寸為244.475 mm、磅級為47 ppf。該井的射孔方式是TCP 負壓射孔，射孔段為2 655.5 m～3 049.6 m，射孔段跨度438.1 m，凈射孔長度為60.4 m，射孔槍外徑為177.8 mm，射孔彈為深穿透射孔彈，穿深和孔徑分別為1.5 m 和11.2 mm，射孔液為隱形酸完井液體系，密度為1.03 g/cm3。總體來說，該井的井型和射孔參數較為常規，在渤海A 油田具有代表性。

1.2 卡鉆事故發生與處理過程

A1 井采用投棒點火方式引爆射孔彈，2 min 后槍響，導通放噴流程，進行放噴作業以清洗井下射孔位置的雜物，觀察返出少量氣體。放噴作業完成后，緩慢上提管柱，過提15 t 無法解封RTTS 封隔器，靜止5 min，過提20 t 無法解封RTTS，靜止后過提30 t，仍無法解封，判斷發生卡鉆事故，進行解卡作業。

關閉防噴器，泥漿泵反循環洗井，排量996 L/min，泵壓3.07 MPa，累計反循環完井液55 m3，期間測循環漏失速度23 m3/h，返出液較干凈后停泵。測靜態漏失7 m3/h，下壓管柱10 t，多次快速上提管柱至震擊器震擊，最大過提50 t，無法提活管柱，且管柱上提遇卡點及下放遇阻點位置不變，第一次解卡失敗。反循環1.03 g/cm3工作液56 m3，大鉤懸重147 t～79 t 活動，累計上移0.19 m，停泵測靜漏失速度8 m3/h，仍無法提活管柱，第二次解卡失敗。反循環1.03 g/cm3工作液80 m3，大鉤懸重147 t～79 t 活動，停泵測靜漏失速度4.8 m3/h，仍無法提活管柱，第三次解卡失敗。上提管柱至懸重167 t，泥漿泵正替EF 屏蔽暫堵液20 m3后，繼續替入1.03 g/cm3完井液18 m3，靜漏失速度0 m3/h，懸重突然由167 t 降為140 t，緩慢上提管柱提活成功，管柱成功解卡。

管柱緩慢從井下取出，發現RTTS 封隔器整體結構完整，卡瓦牙輕微磨損，上膠皮頂部及下膠皮底部有部分磨損。服務工具最底部的油管短節內填滿炮灰、地層砂及原油混合物，射孔槍表面粘附大量原油。

2 射孔后卡鉆事故的原因分析

2.1 卡點計算

在進行卡鉆事故發生原因分析時，首先要根據提拉管柱數據計算卡點位置，根據卡點位置并結合事故處理過程中的現象，綜合判斷事故發生的原因。在管柱發生卡鉆后，分別上提標記過提10 t、20 t、30 t、40 t、50 t 位置并丈量管柱伸長量，其上移量分別為0.65 m、0.24 m、0.32 m、0.26 m、0.38 m。而根據胡克定律，將卡點以上管柱當作彈性管柱體，其自由長度就為卡點位置，推導得到卡點計算公式[7-9]，如式（1）。

式中：L-卡鉆深度，m；E-鋼材的彈性模量，對于低碳鋼為2.1×105MPa，對于合金鋼為2.2×105MPa；A-管柱截面積，cm2；Δl-管柱伸長長度，m；Δp-管柱過提拉力，kN。

微課程的課程開發管理歸屬及教學功能定位 課程是傳遞社會價值觀和文化信息的基本載體，具有服務于人的某種需要的功能，體現社會的需要。也就是說課程具有社會屬性，微課程也不例外，社會系統的諸要素制約著學校課程的設置。我國實行國家課程管理制度，2001年明確提出實行國家、地方和學校三級課程管理，即國家課程、地方課程和學校課程[4]。依據微課程的基本屬性和特征，微課程理當定位于學校課程類型，即通常所說的校本課程，它是信息時代產生的新型校本課程。

A1 井射孔工具是用外徑為139.7 mm 的鉆桿下入，計算得到其管柱截面積為37.6 cm2，而伸長長度采用各次過提伸長量的平均值，由于第一次伸長量為0.65 m，遠大于其余4 次，因此其為作業異常點而被排除，后四次的平均伸長量為0.3 m，而后四次的平均過提拉力為35 t，因此利用式（1）求得卡鉆深度L 為3 056.9 m，而該井的射孔底部深度為3 049.6 m，卡鉆發生在射孔槍的底部位置，因此該井射孔后卡鉆的原因可能有射孔碎屑卡鉆、黏吸卡鉆和出砂卡鉆[10]。

2.2 射孔碎屑卡鉆

由于射孔過程中會產生大量碎屑，當環空面積較小且射孔碎屑的量較大時，碎屑有可能在重力的作用下發生下降沉積，在射孔槍底部聚集而發生卡槍事故，因此需要通過計算射孔環空面積和碎屑產生的量來判斷發生碎屑卡鉆的可能性。根據整槍碎屑收集實驗測試結果，此射孔彈每0.875 m 產生的碎屑的體積為2.557×10-3m3，而本次射孔作業的凈射孔長度為60.4 m，因此產生0.177 m3的碎屑。而套管尺寸為244.475 mm、磅級為47 ppf，因此計算其內徑為220 mm，而射孔槍的外徑為177.8 mm，因此計算射孔跨度內的環空體積為0.796 m3，遠大于產生碎屑體積，且射孔后直接進行負壓返涌以清洗射孔碎屑，因此射孔碎屑卡鉆不是本井發生卡鉆的原因。

2.3 黏吸卡鉆

隨著該油田的逐漸開采，地層逐漸虧空從而導致地層壓力系數降低，因此射孔液和地層之間產生壓差，射孔管柱在此壓差的作用下發生黏吸卡鉆，而該井的地層壓力系數為0.975，射孔液密度為1.03 g/cm3，存在內外壓差，而射孔結束后的靜止漏失速度達到7.2 m3/h，進一步證明該井存在黏吸卡鉆現象。射孔后管柱發生黏吸卡鉆時的受力分析（見圖1），射孔槍在內外壓差下產生摩擦力，抑制了管柱的上下移動，通過受力分析得到了射孔槍管柱的黏吸阻力計算公式，如式（2）。

圖1 黏吸卡鉆的受力分析

式中：f-黏吸摩擦力，N；μ0-管柱之間的摩擦系數，無量綱，此處取0.25；A0-管柱與套管接觸面積，m2；F1-射孔槍內部壓力，N；F2-地層施加壓力，N。

該井采用的射孔相位為45/135°，射孔孔眼數為2 295，單個射孔孔眼的面積為0.981 cm2，假設一半的射孔段管壁與套管接觸，利用式（2）求得黏吸摩擦力f為263.6×103N，即26.36 t，而泥漿泵正替EF 屏蔽暫堵液20 m3后，懸重突然由167 t 降為140 t，降低27 t，與預測值相近，證明了計算模型的準確性。因此黏吸卡鉆是該井發生射孔后卡鉆的主要原因，但由于射孔后卡鉆的最大過提力達到33 t 仍未解卡，而黏吸卡鉆的摩擦阻力只有26.36 t，因此還存在其他形式卡鉆。

2.4 出砂卡鉆

由于此次射孔作業采用的是負壓射孔方式，射孔后對地層產生較大拖拽力，因此地層易發生出砂現象，當地層出砂量較大時，在射孔槍和井壁環空間易發生地層砂的堆積和沉淀，從而造成射孔槍卡鉆事故[11-13]。首先根據A 油田的探井測井資料，采用經驗公式法對該油田的出砂風險進行評估，評估的方法主要有聲波時差法、B 指數法和S 指數法[14-16]。聲波時差是根據測井曲線得到的縱波時差Δt，判斷出砂可能性，其判斷依據為：Δt＜95 μs/ft，為不出砂；Δt＞105 μs/ft，為出砂；95 μs/ft ＜Δt＜105 μs/ft，為難以判斷的砂巖。B 指數計算公式如式（3），其判斷依據為：B＞2×104MPa，為不出砂；B＜2×104MPa，為出砂。S 指數的計算公式如式（4），其判斷依據為：S＞5.9×107MPa2，為不出砂；S＜5.9×107MPa2，為出砂。

式中：B-地層的B 出砂指數，MPa；S-地層的S 出砂指數，MPa2；F-巖石的彈性模型，MPa；μ-巖石泊松比，無量綱。

根據該井的測試資料，利用式（3）、式（4）預測了該油田的出砂風險，該油田在目的儲層有一定的出砂風險。而本井采用的是負壓射孔方式，射孔負壓值計算公式如式（5）。在該井鉆進前，根據探井所測數據計算的設計負壓范圍是3.82 MPa～12.55 MPa，而根據該井的實際測井數據計算的負壓范圍是4.63 MPa～12.5 MPa，與設計基本相同，而本井的實際作業負壓為10.9 MPa，在設計范圍內，但由于該井可能出砂，根據美國Conoco公司最實驗得到的最優負壓值計算公式，如式（6），求得該井的最佳負壓為6.02 MPa，因此該井的實際負壓值偏大。根據以上預測，該井射孔過程中發生出砂現象的可能性較大（見圖2）。

式中：Pmin-射孔設計負壓的最小值，MPa；Pmax-射孔設計負壓的最大值，MPa；K-儲層滲透率，mD。

式中：Prec-射孔設計負壓的最優值，MPa。

為了驗證該井的出砂情況，射孔結束后，測試了該井的砂高為9.24 m，與該油田其他未卡鉆井的砂高進行對比（見表1），該井射孔后的砂高明顯高于其他井，因此判斷該井在射孔后發生出砂現象，導致該井發生出砂卡鉆，而取出管柱后，發現RTTS 封隔器卡瓦牙輕微磨損，上膠皮頂部及下膠皮底部有部分磨損，證實了該井射孔后發生了出砂卡鉆事故[17]。

3 結論與建議

圖2 A1 井的出砂風險分析

表1 渤海A 油田射孔砂高對比

通過對A 井射孔后發生卡鉆事故的分析，形成結論如下：

（1）A1 井的卡點深度為3 056.9 m，而該井的射孔底部深度為3 049.6 m，卡鉆發生在射孔槍的底部位置。

（2）A1 井的射孔段環空體積遠大于產生碎屑體積，且射孔后直接進行負壓返涌以清洗射孔碎屑，因此射孔碎屑卡鉆不是本井發生卡鉆的原因。

（3）通過分析，A1 井發生卡鉆的卡鉆類型為黏吸卡鉆和出砂卡鉆聯合作用的復合卡鉆，因此該油田類似儲層在進行開發時，要充分考慮發生黏吸卡鉆和出砂卡鉆的風險。

為了避免以上事故的發生，提出建議如下：

（1）隨著開發的逐漸加深，適當增加目標儲層注水井的數目和注水量，保證儲層的壓力系數穩定，防止因地層虧空造成地層壓力系數降低，降低管柱發生粘吸卡鉆的風險。

（2）建議該油田射孔作業后，使用屏蔽暫堵技術配合作業，如EF 屏蔽暫堵液等，降低井筒內向地層的漏失，防止發生黏吸卡鉆。

（3）該井在進行負壓射孔的負壓設計時，應選用有出砂歷史的計算公式進行校正，防止設計負壓過大而加劇地層出砂，降低出砂卡鉆事故的發生風險。

（4）負壓射孔作業結束后進行返涌時，建議上下活動射孔管柱且縮短返涌時間，防止井筒內的地層砂或碎屑沉積而發生卡鉆事故。

（5）該油田在鉆井過程中要保留足夠容積的口袋，防止地層大量出砂而埋卡射孔管柱。