固井过程中套损事故的判断分析与处理

张 宏 军

（胜利石油管理局黄河钻井固井公司，山东东营 257064）

固井过程中套损事故的判断分析与处理

张 宏 军

（胜利石油管理局黄河钻井固井公司，山东东营 257064）

固井施工工序连续紧凑，施工过程中出现套管质量问题时，难以有充裕的时间进行细致分析，如果判断失误，将会给后续施工作业带来很大的隐患。针对近期固井施工中出现的套管本体刺穿、产生裂缝、公扣刺穿、套管滑脱等套管损坏问题，结合现场施工实例，提出了针对性的措施，为固井施工过程中的异常情况的判断分析和处理提供借鉴。

固井；套管事故；原因分析；处理措施

固井作业的成功与否直接关系到钻井公司的利益和信誉以及油井的寿命和产能。由于目前使用的完井套管生产厂家众多、质量参差不齐，个别厂家生产的套管存在质量缺陷，在下套管或固井施工中，极易发生套管事故，处理不好就会埋下隐患，不但造成损失还影响油田原油上产任务的完成。笔者结合近期固井施工中发生的套管事故实例，分析了发生异常情况的原因，并提出了针对性的处理措施，对现场施工具有一定的借鉴意义。

1 固井施工异常情况

1.1 L38-P6井

该井一开Ø444.5 mm钻头×395 m，Ø339.7 mm表层套管×392.39 m；二开Ø215.9 mm钻头×3 423 m， Ø139.7 mm油层套管×3 358.99 m；定向点深2 485 m，油顶2 280 m，油底3 285 m，阻位3 315 m。

1.1.1 施工情况 循环正常后固井施工，注隔离液2 m3，注水泥浆95 m3。注压塞液2 m3，开泵替钻井液，排量1.8 m3/min，替量16 m3时，泵压上升为12 MPa，排量降至1.1 m3/min，观察井口发现漏失，井口不返浆，替浆至22 m3，压力升至22 MPa时，保险阀泄压。改为水泥车替浆，顶替排量0.2 m3/min，井口一直无液体返出，坚持替至30 m3、压力升至33 MPa时井口开始有钻井液返出，返出量与水泥车顶替排量相当，继续间歇顶替，替量达33 m3时，为安全考虑余3 m3未替，放压为0，管内不倒返。

1.1.2 判断与处理 下Ø73 mm钻杆至2 993 m遇阻，水泥塞留355.03 m，钻至3 318 m起钻。测声幅，人工井底3 318 m，水泥返高1 617 m，均符合要求。套管整体试压15 MPa降至2 MPa，井口返浆，判断封固段以上套管串出问题。

利用井温测井法，初步确定漏点在906～909 m。经多次倒扣、在89～90根螺纹连接处（909.79 m）发现套管本体刺穿。由于本井没有技术套管，坏套管处于裸眼井段，为防止倒扣和下新套管对扣过程中找不到鱼头，在套管内下入了Ø89 mm小钻杆作引子。由于裸眼不规则，个别井段大，小钻杆刚度小，导致Ø89 mm小钻杆本体折断落井。历时16 d将套管内小钻杆捞获。通过下入Ø193.7 mm套管×1 109.73 m套入鱼头作外引子，然后下Ø139.7 mm套管对扣成功，试压17 MPa合格。从事故发生至处理完，损失时间30.5 d，事故处理费用423.39万元。

1.2 F154-3井

该井一开Ø346.1 mm钻头×208.00 m，Ø273.1 mm表层套管×206.74 m；二开Ø215.9 mm钻头×2 730.00 m，Ø139.7 mm油层套管×2 723.70 m。

1.2.1 施工情况 开泵循环正常，振动筛上岩屑少，循环排量1.9 m3/min，泵压5 MPa。循环2周正常后固井施工，注前置液4 m3，排量0.7 m3/min，泵压2 MPa；注水泥浆排量 1.0～1.4 m3/min，泵压 2～4 MPa，注水泥浆至26 m3时，振动筛处返出胶状钻井液，无流动性，返出约3～4 m3后，返浆正常，注完水泥，压塞2 m3，无泵压，替浆初始排量1.9 m3/min，至3 m3时起泵压至2 MPa，后慢慢起泵压至8 MPa，替浆至24 m3时，泵压由8 MPa突然降至4 MPa，此时替浆排量1.9 m3/min，检查泥浆泵及各处阀门无异常后，替浆到最后仍未碰压，替到31 m3（计算替29.5 m3），无碰压显示停泵。再次开泵，排量1.75 m3/min，泵压5 MPa，循环55 m3后，井口无水泥返出，停泵候凝，观察水泥头内，胶塞证实已进入套管内。

1.2.2 处理过程 利用井温和36臂影像测井方法，确定问题点（泄漏点）在418 m、第37根套管5 m（418～419 m）处有长约100 mm、宽20 mm的裂缝。下入Ø73 mm钻杆探水泥塞863.94 m，并将钻杆留在井内作为倒套管和下套管的内引子。割Ø139.7 mm套管头、倒套管，在Ø139.7 mm油层套管外面下Ø193.7 mm技术套管760 m。下入反扣倒扣捞矛起出Ø139.7 mm套管37根，其中第37根距接箍5 m（井深419.28 m）处有长120 mm、宽5 mm的裂缝。

下入Ø139.7 mm套管对扣成功，套管整体试压16 MPa，稳30 min未降。起出Ø193.7 mm技术套管和井内Ø73 mm钻杆，钻Ø139.7 mm油层套管内水泥塞。测井显示水泥返高1 700 m，固井质量良好。

该井由于固井中发生套管事故，无法完成正常顶替，套管内留了长段的水泥塞。水泥面深度863.94 m，阻流环深度 2 721.16 m，水泥塞长度1 857.22 m，处理事故占用17 d，直接经济损失381万元。

1.3 K95-X27井

该井一开Ø444.5 mm钻头×406.5 m，Ø339.7 mm表层套管×404.63 m；二开Ø215.9mm钻头×3 429 m，油层套管Ø139.7 mm×7.72 mm×2 353 m+Ø139.7 mm×9.17 mm×1 074 m；造斜点2 538 m，最大井斜34.29°，井底位移379.10 m。

1.3.1 施工情况 循环正常后固井施工，注水泥正常，计算替量41 m3；替浆45.5 m3时，泵压12 MPa，用水泥车顶替1.2 m3，泵压10 MPa，包括压塞液实际多替7.7 m3未碰压。初步判断套管有问题，开泵循环将水泥替出，返出水泥浆及混浆30 m3，循环处理泥浆，泵压由10 MPa降为5 MPa，然后活动套管，悬重480 kN，泵压降为4 MPa，判断套管脱扣。

1.3.2 处理过程 起套管换套。起出套管203根，发现203号套管公扣刺穿，鱼头位置2 034.02 m。打捞，捞获1根套管（母扣损坏）。下套管对扣、钻水泥塞，测井，水泥返高2 040 m。处理事故占用17 d，事故直接费用199万元。

1.4 ZH941-X5井

该井一开Ø444.5 mm钻头×376 m，Ø339.7 mm表层套管×374.47 m；二开Ø215.9 mm钻头×3 445 m， Ø139.7 mm油层套管×3 437.69 m。

1.4.1 施工情况 下套管之前对套管进行现场检查，未发现异常。最后一根套管下到底后准备接坐封头，在上提套管时，上提至1 000 kN悬重突然降至0，井口第1根套管公扣脱扣，其余套管落井，总长度3 435.15 m。

1.4.2 处理过程 起出的第1根套管公螺纹25扣，只有3扣完好，其余扣均滑脱磨平。用倒扣打捞矛，共倒出4根套管，并且把第5根套管母接箍倒出，重新下入新套管，对扣成功。因开泵不通，在阻位以上5 m处射孔，循环正常后开始固井，固井施工正常。测井质量合格。从套管落井至测井共损失时间6.9 d，造成经济损失54.6万元。

2 套管事故问题分析

根据资料和现场施工情况分析，套管供井前及现场检验未发现异常问题，出现套管事故有本身质量缺陷检测不到、下套管过程中存在不规范操作原因，与固井施工也有关联。L38-P6井，在第89与90根套管螺纹连接处本体刺穿，本质上是套管有砂眼或者气孔质量缺陷。从固井施工来分析：根据井深计算预替浆36 m3，按照管内外液柱压差和流体摩阻之和，碰压前的最大泵压是16～18 MPa，替量16 m3时泵压为12 MPa，发现漏失井口不返浆，替浆至22 m3时压力已升至22 MPa，小排量0.2 m3/min替至30 m3时压力升至33 MPa，井口开始返出，在高压下又坚持顶替了3 m3。这是由于发生了漏失、蹩泵导致的，在高压下砂眼或气孔进一步扩大，以致刺穿套管本体，扩大了事故。如果施工顺利正常，或许可以避免事故的发生。F154-3井，第37根距接箍5 m （井深419.28 m）处有长120 mm、宽5 mm的裂缝。固井施工时，判断是上部损坏，可以采取的措施：在水泥浆稠化时间允许的情况下，加大排量，把损坏点以上污染的钻井液循环出来，为补救（换套管）做好准备。ZH941-X5井，套管滑脱，现场端脱扣。根据上提拉力1 000 kN发生脱扣的现象（Ø139.7 mm、N80、壁厚7.72 mm套管丝扣连接强度应为1 548 kN），事故原因为套管螺纹强度问题，也可能是下套管作业过程中，在错扣的情况下强行旋进造成套管螺纹严重损伤，受损螺纹承载能力大大降低，最终导致螺纹实际连接强度达不到标准值，井队施工作业时，上下提拉过程中套管滑脱。

从以上出现的问题来看，套管出现问题造成的后果是十分严重的，如果分析判断处理不当就会造成更大的损失。在做好套管供井、入井前的检查的同时，要做好固井施工过程中异常情况的判断与分析，及时采取恰当的措施，争取把损失降到最低水平。固井过程中出现异常，如果判断是套管破损，首先要做的工作就是要确定套管破损的位置，为制定下步固井质量补救措施和套管替换施工提供先决条件。当异常点（破损处）在水泥浆封固段以上时，就要加大顶替排量，争取把管内顶替到位，不留或者少留水泥塞，先保证目的层的固井质量，同时也把破损处以上部分的管外清洗干净，为补贴套管、换套或者挤水泥做好准备。如果破损点在水泥封固段内，根据顶替压力判断破损的位置和破损大小，选择放回多顶替液量，钻掉套管内留存的水泥塞后试压并测井检查返至套管外的水泥高度和质量能否满足采油的需要，如果密封不好或返高不够，就挤水泥补救，合格后交井。但要注意：在钻水泥塞过程中套管会产生振动，小钻杆也会对上部套管产生倒扣的影响，钻水泥塞过程中可能出现套管脱扣或套管磨穿的复杂情况；钻水泥塞也会造成水泥环与套管或井壁之间产生微间隙或水泥石产生微小裂纹，影响水泥封固质量。如果伴随着固井蹩泵或井漏等事故的发生，情况就复杂多了，但还是要根据不碰压及碰压后压力降低的差异及倒返的排量大小分析，正确的判断和处理，努力减少事故损失。

3 异常情况处理实例

通过几口井的处理经验，技术人员掌握了应对方案，为套管事故的处理打下了基础。例如：F15井，替浆碰压后，顶压22 MPa，压力较快下降到0，井口有井浆返出，判断为管串结构上部破损，检查发现为联顶节刺漏所造成；H4-X92井，替浆超过3.5 m3时，泵压由15 MPa突升18 MPa碰压，碰压后管内稳不住压，井口倒返，关旋塞阀后管内压力上升并稳在5 MPa，再顶压超过5 MPa井口就返出钻井液，根据管内外液柱压差，判断在水泥封固段套管有问题。采取放回多替的钻井液量再附加2 m3，关井留水泥塞候凝，电测在水泥返高以下750 m遇阻，钻掉管内悬空水泥塞162 m，电测水泥返高符合设计要求、质量合格，试压正常后交井，这与F154-3井事故情况、处理方法都不同。

4 结论

（1）复杂情况不同处理方法也不同，应根据不碰压及碰压后压力降低的差异及倒返的排量大小判断分析，由于固井施工工序紧凑，时间短暂，应及时采取正确的措施。

（2）在下套管或固井施工中，发生套管事故，特别是发生事故后的及时分析判断处理非常重要，这就要求现场的固井施工指挥和有关技术人员，观察细致、思维敏捷、正确判断、掌握应急预案，果断及时处理，否则将给油田造成更大的经济损失。

［1］ 罗长吉，李杨，赵永会.固井技术［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［2］ 魏涛.油气井固井质量测井评价［M］.北京：石油工业出版社，2010.

［3］ 李子杰，巩同标.梁38-平6井套管事故原因分析及处理措施［J］.石油钻采工艺，2009，31（6）：107-109.

（修改稿收到日期 2013-06-27）

Prediction and treatment of casing failure in cementing

ZHANG Hongjun
（Yellow River Drilling and Cementing Company,Shengli Petroleum Administration Bureau,Dongying257064,China）

Cementing operations are continuous and compact. If casing quality failure occurs during cementing operation, there is no sufficient time to analyze it in detail. If the judgment is wrong, it will bring huge uncertainties to the upcoming operation works. According to the recent casing failure problem, some pertinent treatments are put forward, combined with real operation cases. The study provides reference for judging and treating some abnormal problem during cementing operations.

cementing; casing accident; reason analysis; treating procedure

张宏军. 固井过程中套损事故的判断分析与处理［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：40-42.

TE256

：B

1000–7393（2013） 05–0040–03

张宏军，1963年生。毕业于中国石油大学石油工程专业，现从事固井技术的研究和管理工作，高级工程师。电话：0546-8721241。E-mail：slgjzhj@126.com。

〔编辑 朱伟〕