塔里木盆地丰南1井卡钻事故.docx
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塔里木盆地丰南1井卡钻事故
5.2.塔里木盆地丰南1井卡钻事故
5.2.1概况
该井位于塔里木盆地阿瓦堤和田下流鼻状构造带阿南二号构造高点上的一口深探井,设计井深6800.00m,使用ZJ-70D钻机,于1997年8月1日开钻,f508mm表层下深301.60m,第一层技套f339.7mm下深3216.32m,第二层技套井段采用f311.2mm钻头,于9月12日开钻,到1998年1月4日采用KCL聚合物钻井液,密度1.76g/cm3,满眼钻具结构钻至井深5185.38m二叠系上碎屑岩地层时,钻遇高压水层(水层压力当量密度为2.185g/cm3),大量地层水侵入井筒,钻井液密度由1.76g/cm3下降至1.58g/cm3,钻头在井底,由于井壁坍塌造成卡钻。
卡钻后经4次浸泡,8次套铣和11次爆炸松扣后,鱼顶井深4317.78m。
由于落鱼钻杆水眼堵塞,被迫采用裸眼侧钻,井内落鱼钻具总长827.60m(见图5-3)。
裸眼侧钻井段4216.78m-4298.85m,最大井斜3.8°,方位195°,经稳斜与降斜后钻至井深5121.00m后(未钻至原井深5185.38m,目的是避开高压水层)下f244.5mm第二层技术套管(见图5-3)。
第二次侧钻在95/8″技术套管内。
81/2″钻头钻至井深6005.23m时,钻进中发生井漏卡钻。
在81/2″裸眼井段中有一个高压含气水层(5179.00~5207.00m)和一个严重漏失层(5561.50~5565.00m)。
高压水层压力当量钻井液密度为2.185g/cm3,裸眼钻进时钻井液密度为2.20~2.23g/cm3。
钻进漏失层时采用锯末、核桃壳、云母、蛭石以及MHH等综合堵漏成功。
当钻进至井深6005.23m时,转盘扭矩增大,上提3.13m,循环钻井液突然失返卡钻。
卡钻后套铣倒扣至鱼顶5149.92m,由于连续发生井漏和溢流,造成套管鞋以下裸眼井段井壁坍塌,在处理井塌过程中又造成反扣钻杆被卡,倒出大部分反扣钻杆后在套管内还余留反扣钻杆落鱼长29.34m。
由于在81/2″井眼内已有两段落鱼(下部为正扣钻具鱼长855.31m,上部为反扣钻杆鱼长29.34m)且两落鱼间有长18.95m的砂桥,而上部反扣钻具鱼顶在井深5101.63m,处在95/8″套管内(见图5-4)。
继续打捞落鱼在技术上存在很大困难,因此决定在95/8″套管内开窗侧钻。
开窗作业耗时14天(包括开窗前准备工作等),地锚头深度5053.62m,斜铁顶深5049.45m,斜铁底深度5053.03m,窗口顶深度5049.26m,窗口底深度5053.69m,窗口长4.43m(见图2)。
斜向器斜面角3°,出窗口用转盘增斜,最大井斜3.6°,方位248°,然后稳斜和降斜至井深5300.00m,井斜降至1.7°恢复正常钻进(见图5-5)。
第一次在121/4″井眼中裸眼侧钻耗时19天(达到侧钻设计要求的夹壁墙厚度),第二次在95/8″套管内开窗侧钻耗时29天。
深探井中由于区域地质资料不祥,地质条件复杂情况下发生的卡钻事故,处理很困难,且耗时旷日,增加了探井的钻井成本。
在适当条件下采用成熟的侧钻技术也是尽早解除复杂卡钻事故的途径。
5.2.212¼″井眼裸眼侧钻技术
⑴侧钻前准备工作
为选择最适宜的侧钻井段和侧钻方位,在侧钻前对鱼顶以上裸眼井段进行了井斜、方位和井径测井。
电测井段为3216.00~4310.00m,电测资料表明,121/4″井眼井身质量极佳,在侧钻井段井斜均在1°以内,方位在330~357°之间,因此确定侧钻新井眼的方位为180~200°之间(与原井眼方向相反)。
水泥塞长度要求不少于150m,设计水泥面深度4186.00m。
钻杆下深至4250.00m,水泥面预计返至4100.00m。
注前置液3.5m3,注水泥浆20.4m3(密度1.95g/cm3),替钻井液(密度1.62g/cm3)35.0m3,起钻至井深3872.70m,候凝72h。
实际水泥面4165.50m,钻水泥塞至井深4186.00m,准备从此井深造台阶侧钻。
⑵造斜作业
①4186.00~4216.78m井段
造斜作业底部钻具结构为121/4″R60ST钻头+73/4″单弯(1.5°)螺杆+8″螺旋钻铤×4根+8″随钻振击器+8″螺旋钻铤×1根。
造斜钻进技术参数为10~20KN,排量32l/s,钻井液密度1.63g/cm3。
采用单点测斜。
在造斜钻进中,井底钻具因发生粘卡频繁,上提活动钻具,致使工具面角经常改变,在井壁造台阶困难,螺杆在井底工作64:
00h,进尺30.39m而未能侧出原井眼,只是钻掉了水泥塞,第一次造斜失败。
②4216.78~4256.95m井段
针对单弯螺杆造斜失败,为防止粘卡,降低钻井液密度至1.46~1.63g/cm3,改单点测斜为SST随钻监测,以保持工具面角不变,同时用直螺杆(带2.5°弯接头)取代单弯螺杆造斜。
底部钻具结构同前,只是在弯接头上加一根8″无磁钻铤,钻进参数不变。
从井深4216.78m开始造台阶至4235.68m,造斜进尺18.90m,螺杆工作70:
00h。
井斜从0.4°增至1.4°,方位245°,离造斜点位移0.32m。
钻井液中返出新地层岩屑含量50%,表明新井眼已经形成。
为了提高造斜效果,在井深4235.68m以下井段使用1.5°单弯螺杆,其它参数不变,钻至井深4256.95m时,螺杆工作83:
00h,造斜进尺21.27m,井斜达到2.1°,方位186.8°,井底位移(相对造斜点)0.92m,返出钻井液中新地层岩屑含量90%以上,表明新井眼已经离开了原井眼,完成了造斜作业。
③增斜钻进
采用增斜钻具以转盘增斜。
增斜作业底部钻具结构为121/4″HA517钻头+Ф310稳定器+8″无磁钻铤×1根+8″螺旋钻铤×13根+8″随钻振击器+8″螺旋钻铤×1根。
增斜钻进技术参数为钻压200KN,转速60rpm,排量32l/s。
单点测斜。
增斜进尺62.90m,至井深4298.58m时,井斜3.8°,方位195°,井底位移(相对造斜点)2.62m。
表明新井眼与原井眼已形成了较厚的夹壁墙。
④稳斜侧钻钻进
为了达到新井眼与原井眼夹壁墙厚度不少于10m的设计要求。
从井深4298.58m以下井段采用稳斜底部钻具结构,稳斜钻进。
其钻具结构为121/4″HA517钻头+8″无磁钻铤×1根+Ф310稳定器+8″螺旋钻铤×13根+8″随钻振击器+8″螺旋钻铤×1根。
稳斜钻进技术参数为钻压210kN,转速55rpm,排量32L/s。
稳斜井段进尺163.53m,至井深4462.09m时,单点投测3.5°,井底位移(相对造斜点)12.00m,达到设计要求。
⑤降斜侧钻钻进至井深5121.00m
降斜底部钻具结构为钟摆钻具结构,其结构为121/4″HA517钻头+9″振击器+9″螺旋钻铤×2根+Ф310稳定器+8″螺旋钻铤×13根+8″随钻振击器+8″螺旋钻铤×1根。
钻进技术参数从4462.09m至4510.00m采用低钻压80~100KN钻进,利用钟摆力降斜,待稳定器进入有降斜趋势的井眼后再恢复正常钻压200~220KN钻进。
在井深4633.80m起钻时,单点投测井斜3.0°,以下井段仍使用钟摆钻具钻进,直至井深5121.00m。
电测井底井段井斜在0.5°左右。
121/4″井眼裸眼侧钻进尺904.22m(4216.78~5121.00m)耗时71天,顺利的钻完预计的三完井深。
5.2.39⅝″套管内开窗侧钻技术
⑴开窗前准备工作
开窗前准备工作是决定开窗作业成败的关键。
其中包括井段的选择,地锚和斜向器的固定,开窗工具的准备等。
为了确定开窗部位,从鱼顶(5101.63m)以上至4000.00m井段(套管内)进行了井斜、地层倾角、声幅、变密度、自然伽玛和磁性定位等测井。
侧钻窗口应选择在套管本体(本井套管钢级为P110,壁厚11.99mm)且套管外水泥环胶结良好,斜向器方向应与原井眼倾斜方向相反。
为了顺利开窗,窗口应避免在接箍和装有套管扶正器部位。
为使地锚固定牢靠,还应考虑地锚下联接管柱有足够的长度。
⑵下地锚、固地锚作业
窗口部位基本上等于斜向器的斜铁相应的深度。
为了使斜向器的斜铁部份在套管本体,在确定地锚下联接的管柱长度时应考虑套管柱自重变形伸长后套管接箍位置深度的变化(以磁性定位测井资料为主,理论计算的数据进行校核)以及下地锚时钻具自重变形的伸长量。
本井地锚总成长3.37m,在其下部联接51/2″(钢级J55)套管4根长44.07m,在套管下端焊接81/2″旧钻头一只。
各联接螺纹均涂套管粘结胶以防倒扣。
地锚管串总长47.69m(见图5-5)。
地锚管串用送入接头由钻杆送入井内座在95/8″套管内的鱼顶上(5101.63m)。
为了使地锚总成顺利下到预定位置,下地锚作业前用Ф215mm开窗铣通井并探鱼顶。
同时为使钻杆胶塞顺利通过钻杆,用钻杆通经规通过全部下井钻杆。
地锚管柱结构为81/2″旧钻头×0.25m+51/2″套管×44.07m+地锚总成×3.37m+送入接头×0.42m+5″钻杆(见图5-5)。
下地锚作业完成后在地锚以下51/2″套管内外注入水泥浆,使其固结在95/8″套管内。
本井注水泥前注前置液(清水)3.5m3,注入水泥浆(密度1.97g/cm3)4.5m3(H级水泥)注后置液2.0m3,替钻井液(密度2.21g/cm3)44.3m3。
注后置液前在钻杆内投入钻杆胶塞,胶塞到达地锚总成内管的塞座后将销钉剪断,内筒下行,地锚外筒上部的循环孔打开,循环出地锚头环空多余的水泥浆(地锚头四周清洁有利于斜向器对接)。
在剪销的同时,送入接头与地锚分离,循环两周后起出钻杆,水泥浆候凝72h。
⑶下斜向器作业
下斜向器前需用刮壁器通井(防止注水泥作业时在套管壁残留水泥浆混合物)并探地锚头实际深度。
本井采用Ф215mm开窗铣通井并探地锚顶深度为5053.62m。
斜向器总成全长4.54m,外径Ф203mm,斜向器斜铁部份倾角为3°。
专用接头由两只螺钉与斜向器联接后用钻杆送入井内。
斜向器下部套筒插入地锚头,两者间有键限位。
从而使斜向器固定在地锚头上不能随意转动,以防止在开窗作业中斜向器改变方向。
下斜向器时管串结构为Ф203mm斜向器×4.54m+送入接头×0.92m+61/4″螺旋钻铤×79.57m+5″钻杆。
⑷开窗作业
开窗作业主要包括4个过程,首先用启始铣切开套管(在斜向器顶部套管部位)开出一个窗口。
然后再用开窗铣铣开斜向器斜铁对应的上部套管。
当开窗铣的铣头中心与被铣套管某点重合时(大约在整个窗口全长的一半左右位置)铣头旋转轴中心点与被铣套管无相对运动,套管不能被切削,造成死点,切削速度为零。
因此必须下直径较小的磨鞋,磨过死点区再下开窗铣铣开下部窗口。
最后再用锥形铣,西瓜铣和钻柱铣修整全部窗口,直至钻柱通过窗口畅通无阻为止。
窗口修整后顶深5049.26m,底深5053.69m,窗口全长4.43m。
本井开窗作业情况见表5-6。
开窗作业全部耗时7天20小时,共用启始铣1只,开窗铣3只,锥形铣1只,西瓜铣3只,钻柱铣1只和平底磨鞋1只。
开窗作业顺利完成。
⑸侧钻作业
侧钻作业在开窗作业完成后连续进行。
由于斜向器斜铁斜面角是3°,开窗作业沿斜面滑行,新井眼已经形成,侧钻作业全部采用转盘旋转钻进,包括增斜、稳斜和降斜,用MS3单点监测井斜和方位。
在开窗侧钻作业期间钻井液密度为2.21g/cm3,漏斗粘度64S,塑粘75mPa·S,屈服值23Pa,静切力4.5/11.0Pa,失水1.8ml,泥饼0.4mm,固相含量38%,含砂0.1%,PH值10,CL-为28000。
表5-6丰南1井95/8″套管开窗作业情况表
作业
内容
底部钻具结构
作业技术参数
进度
m
作业耗时
(包括起下钻)
备注
钻压
KN
转速
rpm
排量
L/s
启始铣
Ф216mm启始铣×1.2m+430×4A0×
0.60m+61/4″螺旋钻铤×79.57m
20
50
20
5050.24~
5051.04
30:
00h
用启始铣
1只
铣上部
窗口
Ф215mm开窗铣×0.49m+5″钻杆×9.52m
+411×4A0×0.46m+61/4″螺旋钻铤×79.57m
40/100
50
20
~5051.88
24:
00h
用开窗铣
1只
磨死点
Ф150mm平底磨鞋×0.35m+311×410×
0.51m+5″钻杆×9.52m+411×4A0×0.46m
+61/4″螺旋钻铤×79.57m
20/70
50
20
磨深
5051.91
27:
30h
平底磨鞋
1只
铣下部
窗口
Ф215mm开窗铣×0.49m+Ф215mm西瓜铣
×1.26m+5″钻杆×9.52m+411×4A0×0.46m
+61/4″螺旋钻铤×79.57m
60/120
60
20
~5050.88
70:
00h
开窗铣2只
西瓜铣1只
修整
窗口
Ф216mm锥形铣×0.72m+Ф216mm西瓜铣×1.25m+Ф216mm钻柱铣×1.21m+61/4″
螺旋钻铤×79.57m
50
19
5056.38
36:
30h
锥形铣1只
西瓜铣1只
钻柱铣1只
侧钻井段5053.69~5203.29m。
侧钻井段最大井斜3.6°,方位248.4°(井深5168.00m),当井深5203.29m时,井斜降至2.6°以后恢复正常侧钻钻进。
81/2″井眼侧钻情况见表5-7。
表5-7丰南1井81/2″井眼侧钻情况表
作业
内容
井段
m
钻头
类型
底部钻具结构
侧钻技术参数
测斜情况
钻压
KN
转速
rpm
排量
l/s
井深
m
井斜
°
方位
°
增
斜
5053.69~
5082.80
HA537
430×4A0×0.60m+Ф215mm螺稳×1.65m+61/2″
无磁钻铤×7.91m+61/4″螺旋钻铤×150.10m+4A1
×410×0.50m+61/4″随钻×9.69m+411×4A0×0.46m
+61/4″螺旋钻铤×17.96m
160
50
20
5061.29
5070.59
5075.26
2.0
2.1
2.1
239.1
255.4
242.8
~
5125.91
HA517
同上
170
60
22
5089.71
5099.25
5108.85
5118.35
2.7
2.9
3.2
3.5
249.7
252.8
253.8
250.6
稳
斜
~
5168.00
HA517
将增斜底部钻具结构中的Ф215mm螺稳加在61/2″无磁钻铤上,其它结构不变。
160
60
22
5130.12
5139.67
5149.02
5158.52
3.1
3.4
3.5
3.6
254.7
247.7
240.8
248.4
降
斜
~
5203.29
HA517
430×4A0×0.60m+61/2″无磁钻铤×7.91m+
61/4″螺旋钻铤×8.74m+Ф215mm螺稳×1.65m+
61/4″螺旋钻铤×141.36m+4A1×411×0.50m+
61/4″随钻×9.69m+411×4A0×0.46m+
61/4″螺旋钻铤×17.96m
100/
120
60
22
5167.93
5177.47
5187.00
5196.52
3.3
3.1
3.0
2.6
263.8
253.3
261.3
247.5
5.2.4几点认识
⑴丰南1井是超深探井,地质情况(岩性、地层压力、流体分布等)不完全清楚,因此在钻进中多次发生复杂情况。
在五千米以下二叠系地层121/4″井眼钻进时由于高压含气水层浸入井筒,井壁坍塌造成卡钻,倒出大部分钻具后成功地采用裸眼侧钻顺利钻至三完井深。
四开后又由于漏失造成卡钻,在处理卡钻过程中又造成进下落物。
最后成功地采用套管开窗侧钻处理了卡钻事故。
因此,在深探井处理复杂的卡钻事故时,从技术上和经济上科学分析,采取侧钻方法也是一种可取的解除卡钻的途径。
⑵深探井侧钻井段尽可能靠近井底,在取出卡点以上钻具后(倒扣或爆炸松扣)若井下情况允许在技术上难度不大的条件下,尽可能用常规方法取出更多的被卡钻具。
若套铣倒扣难度大(井壁坍塌、岩盐层、高压层、漏失层等存在),在作业中可能产生更复杂的事故,在经济上损失更大时,应尽早实施侧钻作业以尽快处理完卡钻事故。
⑶成功的进行深井侧钻的关键是作好侧钻施工设计,包括侧钻井段的选择,侧钻方位的确定,侧钻工具与监测仪器的选择,底部钻具组合设计以及侧钻作业技术参数的配合等。
同时还应根据现场作业中的井下实际情况及时调整施工设计,以求得到最佳的效果。
5.3.青海柴达木鸭深1井减振器折断事故
5.3.1概况
鸭深1井是青海柴达木盆地北缘断块带鄂博梁—鸭湖构造带鸭湖构造上的一口设计井深4950.00m的探井,钻遇狮子沟组上油砂山组、下油砂山组和上干柴沟地层,井身结构为表层、两层技术套管和生产尾管,使用ZJ-70D钻机作业。
2001年5月7日1:
00使用f444.5mmPDC钻头、钟摆钻具结构钻进第一层技术套管井段至1706.15m上油砂山地层时,大钩负荷由106T下降至83T,泵压由10.9MPa下降至9.6MPa,扭矩下降。
起钻后发现f197mm随钻上击器上接头本体应力减轻槽折断。
计算鱼顶深度1592.38m,落鱼长度113.77m。
井内落鱼为:
f444.5mmPDC钻头×0.54m+730×730接头×0.51m+f229mm钻铤×26.16m+f443mm稳定器×2.00m+f229mm钻铤×25.93m+731×630接头×0.38m+f203mm钻铤×52.73m+f197mm随钻下击器×5.13m+上击器本体接头0.39m(见图5-7)。
5.3.2事故处理经过
事故处理分两个阶段,到5月28日结束共21天,经济损失210万元。
⑴第一阶段5月7日~5月10日打捞落鱼,打捞情况见表5-8。
在打捞中,未在计算鱼顶碰到落鱼,决定用f444.5mm牙轮钻头探鱼顶,结果与计算鱼顶相差4.67m,实际鱼顶1597.05m,判断随钻下击器可能折断落在钻铤环隙。
下公锥打捞落鱼被卡,浸泡倒扣,结果又将公锥安全接头、f127mm钻杆×1根、f139.7mm钻杆×3根,计40.27m掉在井内,井内落鱼总长154.04m,鱼顶深1556.78m(见图5-8)。
决定裸眼侧钻。
表5-8打捞落鱼情况
日期
作业
内容
入井
工具
钻具组合
作业过程
作业效果
5月7日
打捞
4½″公锥
6¼″安全接头+5″钻杆+5½″钻杆
下至井深1598.00m未碰到鱼顶
打捞失败
5月8日
探鱼顶
17½″牙轮
7″钻铤+5½″钻杆
1597.05m遇阻
实际鱼顶差4.67m
打捞
4½″公锥
6¼″安全接头+5″钻杆+
5½″钻杆
造扣5圈上提150T遇卡
落鱼被卡
5月9日
浸泡
注解卡液19m3后上提160T无效
打捞失败
5月10日
倒扣
将4½″公锥+6¼″安全接头+5″钻杆+5½″钻杆×3计40.27m留在鱼顶上
反转6.5圈悬重由84T下降至76T
倒出钻杆1556.78m,井内落鱼154.04m,鱼顶深1556.78m
⑵第二阶段5月11~5月28日,电测、打水泥塞,侧钻(侧钻情况见表5-9)。
为确定侧钻井段,进行了电测井斜与方位,在1450.00m~1480.00m井段最大井斜1.826°,方位156°~145.8°,确定方位变化点1480.00m为侧斜点。
为此设计水泥塞井段1400.00m~1554.00m,实际水泥面为1313.35m,将多余水泥塞钻掉后,采用螺杆+2°弯接头,方位255°(与原井眼轴方位90°左右)定向侧钻。
选择侧钻点方位与弯接头度数时必须考虑下部井段施工的安全性,如果侧钻点方位与原井眼轴线方位一致,侧钻后形成的新井眼容易钻回原井眼,为避免这种情况,必须选用较大度数的弯接头,那么就可能在造斜点井段产生较大的井斜。
若侧钻点方位与原井轴方位相反(180°),侧钻后形成的新井眼不容易钻回原井眼。
也可选择较小角度的弯接头,但在侧钻点井段会形成严重狗腿,影响下部井段的钻井作业。
因此,侧钻点的方位选择应与原井眼轴方位垂直。
实际侧钻时间从5月22日开始,到5月28日共7天时间。
从侧钻井深1480.00m侧钻至1693.00m共进尺213.00m,井斜1.0°,方位45°,与原井眼轴距离4.1m,侧钻成功,恢复正常钻进(侧钻后井眼与原井眼位置见图5-9)。
表5-9侧钻情况
日期
作业
内容
入井
工具
钻具组合
作业过程
作业效果
5月12日
电测
1450.00m最大井斜1.826°,方位156°
5月13日
注水泥
准备
5½″钻杆
下深1554.00m
注堵漏剂30m3
5月15日
注水泥塞
水泥35T,密度1.89g/cm3
设计井段
1400.00m-1554.00m
5月20日
钻水
泥塞
17½″
牙轮
17½″稳定器+9″钻铤×2+17½″稳定器+8″钻铤×1+7″钻铤×3+5″加重钻杆
水泥面1313.35m
钻至设计点1480.00m
5月22日
侧钻
17½″
牙轮
95/8″螺杆+2°弯接头+定向接头+8″无磁钻铤+9″钻铤×2+8″钻铤×1+7″钻铤×3+5″加重钻杆
钻压5-10KN,排量48l/s,共钻30h
侧钻24m,井斜1.9°,方位255°,新井眼已形成
5月22日-5月28日
转盘
侧钻
17½″
牙轮
8″无磁钻铤+17½″稳定器+9″钻铤×1+17½″稳定器+9″钻铤×5+8½″钻铤×6+7″钻铤×3+5″加重钻杆
钻压200-240KN,转速65rpm,排量55l/s
1617m测斜1.6°,方位135°,与原井眼距2.3m,1693m测斜1.0°,方位45°,与原井眼距4.1m
5.3.3事故原因分析
f197mm随钻振击器下接头应力减轻槽断口截面周长的一半(见图5-10)有7mm深的光滑面,(裂纹)疑为热处理造成的缺陷。
查产品编号,上击器为86049,下击器为86003,均为86年产品,送井前由管子站进行了检测,合格后出库送井(检测项目不详),现场目测为未使用过的产品。
随钻振击器1984年鉴定,1986年为初期产品,即使未使用,也存放14年之久,内部密封件早已老化。
因此,此事故属于井下工具质量事故。
由于随钻下击器未能打捞出来,不清楚下击器断口状态,根据鱼顶下移4.67m分析,断裂部位也应在随钻下击器下接头应力减轻槽处。
断裂过程是随钻下击器心轴先折断,折断后瞬间随钻下击器主体插入下部鱼顶(f203mm钻铤)环隙,将随钻上击器下接头蹩断,蹩断后随钻下击器落入井筒环隙。
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