渤海油田N23H井测卡点和爆炸松扣关键技术

李 凡 ，和鹏飞 ，刘鹏飞 ，彭 江 ，张 海 ，袁洪水

1.中海石油（中国）天津分公司 （天津 300452）

2.中海石油能源发展工程技术分公司 （天津 300452）

钻井工程具有高投入、高风险、高利润、资金技术密集的特点[1]，作业过程中面临各种复杂情况和事故，问题出现以后耗费大量的人力、财力和时间。卡钻便是典型的钻井井下事故，统计显示，石油钻井过程中，平均每钻3口井即有一次卡钻事故[2]。渤海油田作为我国海上最大的油田，目前正处在深入开发的关键阶段，其中一批老油田的综合调整、深入挖潜是稳产、上产的重要组成部分。但是这些老油田经过长时间的开发，注采井网复杂、地层压力系统也发生了变化，这给调整井作业带来极大的挑战[3-5]。N23H井作为老油田加密调整所钻水平井的典型，在作业过程中发生了压差卡钻事故。在一系列处理手段无效的情况下，通过合理的技术措施完成本井大斜度井段的电缆测卡点及精确爆炸松扣作业，避免了事故的进一步恶化。

1 N23H井基本情况与卡钻过程

N23H井是渤海某油田综合调整设计的一口水平井。二开311.2mm井眼钻进至着陆井深2 593m中完（整柱）。循环2h至振动筛处返出干净。钻台卸掉第一柱5″钻杆后 （钻杆座卡接箍高度0.85m），准备继续短起，开泵2 900L/min，泵压17.6MPa正常，返出正常，顶驱旋转时，钻具无法转活（顶驱蹩停值35kN·m）。提高顶驱蹩停值至38kN·m，下放钻具至最低点，仍未转活，卸扭矩，上下活动钻具，最高上提至悬重138t（过提48t），钻具未能提活。回接一柱钻杆，蹩扭矩至38kN·m，快速下砸至顶驱悬重22.5t，多次重复，钻具仍未转活，发生卡钻，泵压和返出一直正常。钻具组合：311.2mm钻头+228.6mm旋转导向+209.6mm LWD+209.6mm MWD+203.2mm非磁钻铤+203.2mm随钻震击器 +变扣接头+127mm加重钻杆×13根。

1.1 定向井轨迹数据

N23H井定向井轨迹设计见表1，着陆点井斜89°，其中 66°稳斜段长约 1 000m。

1.2 井身结构

N23H井采用渤海常规套管层次，即609.6mm隔水导管+444.5mm井眼×339.7mm套管 （下入深度410.89m）+311.2mm井眼×244.5mm套管+215.9mm井眼×152.4mm筛管（设计），如图1所示。

2 卡钻事故处理经过

1）初期处理：22.5t（顶驱悬重）～90t（中和点悬重）活动钻具，蹩扭矩至38kN·m，快速下砸，间歇性替入稀胶液循环。

2）循环降密度（1.15～1.12g/cm3），提高钻井液润滑性。

3）快速替海水 30m3。

4）替入封闭塞并大吨位活动钻具（22.5～200t）；震击器未工作。

5）浸泡解卡剂20m3（浸泡时间11.25h）。

6）浸泡柴油25m3（分别浸泡井底6.5h和底砾岩段5h）；泡柴油后循环出现环空憋压失返现象，返出大量细碎泥岩，提高密度至1.14g/cm3。

7）第一次测卡点作业。

8）替入超低密度钻井液（1.04g/cm3）；替入后提排量困难，频繁憋压失返。

9）重新替入高密度钻井液（1.15g/cm3），调整钻井液性能；循环时多次环空憋压失返，返出大量东营组磨圆泥片和少量掉片。

10）第二次测卡点作业。

11）爆炸松扣作业。

3 测卡、爆炸松扣技术

3.1 渤海油田测卡技术现状

目前渤海油田拥有FPT（磁铁式）测卡仪和FPI（锚爪式）测卡仪2种。

FPT仪器串：单芯马笼头/泵冲接头/加重杆（长度可选）/CCL（套管接箍磁定位短节）/震击器/上磁铁/传感器/加长杆/下磁铁；仪器串总长：3.99m（不包括加重杆）；仪器外径：33mm；泵冲接头外径：51mm（可选）。

FPI仪器串：单芯马笼头/泵冲接头/CCL/上推靠臂电子线路/应变力探头/下推靠臂；仪器串总长：4.235m；仪器外径：33mm；泵冲接头外径：51mm（可选）。

工作原理：测卡仪上下各有一个钻杆内壁贴靠装置（磁力块或者伸缩腿），仪器下放至测卡位置时，磁力块或支撑腿紧贴钻杆内壁，当给钻具施加扭矩旋转时，随着扭矩不断向下传递，井下钻具会产生不同程度的弹性变形，从而引起上下贴靠装置产生相对的位移变化，并通过传感器传递到地面仪器，弹性变形量会通过仪器房内的表盘显示出来，表盘摆动幅度越大，则说明钻具处于自由状态且远离卡点，当表盘摆动幅度微弱时，则可基本确定卡点位置。

3.2 作业的难点

1）N23H井为89°着陆水平井，65°以上稳斜段长近1 000m；随着井斜角的逐渐增大，井下仪器与井壁的摩擦力也不断增大，井下仪器向井底方向运动的分力逐渐减小，当井斜角增大到约65°时，井下仪器向井底方向运动的分力减小到一个临界值，即该分力约等于井下仪器与井壁的摩擦力，这时，井下仪器再也无法借助于自身重力向井底方向运动，测井电缆下放井下仪器的作用消失。因此在井斜角大于65°的大斜度井和水平井中，必须借助外力将井下仪器推送前进。

2）如果考虑泵送测卡点及爆炸松扣工具，则电缆不能走顶驱鹅颈管三通，否则无法开泵。

3）本井油气层已经揭开，电缆作业期间存在井控风险。

4）如何保证本井爆炸松扣前正、反扭矩的有效传递至关重要。

5）测卡以后，缺乏卡点以上钻具中和点悬重数据，无法有效判断爆炸松扣位置。

3.3 技术措施

3.3.1 旁通短节和钻杆考克配合使用

为保证测井仪器能够通过泵送送入，现场使用旁通短节，同时在旁通短节下接考克，保证井控措施到位，如图2所示。旁通短节为电缆进出钻杆提供通道，电缆下入钻杆内后在入口处安装密封盘根，可以避免开泵后钻井液的喷射，测卡时通过“T”型卡固定电缆，可实现钻杆施加扭矩。

图2 旁通短节和钻杆考克

3.3.2 爆炸松扣点中和点悬重计算

根据钻进期间不同井段的旋转扭矩、上提下放悬重等数据，通过Landmark软件模拟推算出各井段的摩阻系数 （裸眼段可按轨迹情况和地层差异分段模拟），以此反推上提下放悬重、扭矩，对比随钻录井数据最终得出拟合度较好的摩阻系数。在得出合理的摩阻系数后，计算爆炸松扣点的中和点悬重以及上提下放悬重、小转速扭矩等参数，图3(a)为根据数据反演，套管摩阻取0.25，裸眼平均摩阻取0.38，与实际基本吻合，得出2 390m以上的上提、下放悬重，图3(b)为上述模拟数据下不开泵、开小转速下的上提、下放悬重。

3.3.3 爆炸松扣前正、反扭矩的传递措施

传递正扭矩：活动钻具至中和点悬重，施加紧扣扭矩45kN·m（钻杆正常紧扣扭矩的120%）[6]，钻具正转13圈，逐次下压10～20t直至顶驱悬重并各稳定3～5min；再次上提至中和点悬重58t，逐次下压10t直至顶驱悬重并各稳定3～5min，重复3次传递紧扣扭矩。

传递反扭矩：活动钻具至中和点悬重，分别施加反扭矩 10、20、30kN·m，在悬重 68～45t之间，每次下压5t各稳定2～5min；再次上提钻具至中和点悬重58t，施加反扭矩30kN·m，钻具反转 9.75圈，在 68～45t之间上下快速活动钻具，多次重复上述操作，传递松扣扭矩。

4 应用效果

通过上述技术措施的应用，N23H井顺利完成2次测卡点和爆炸松扣作业，实际松扣点与设计完全吻合，倒开钻具后上提下放悬重与模拟计算值吻合度也极高。

4.1 测卡仪的应用情况

1）N23H第一次测卡点：第一趟使用磁铁式测卡仪+2根加重杆+51mm泵冲接头，泵送至1 626m，遇阻无法通过；第二趟使用锚爪式测卡仪+51mm泵冲接头，泵送顺利到位。

2）第二次测卡点：第一趟使用锚爪式测卡仪+63mm泵冲接头，泵送顺利到位，准备测卡时仪器故障（锚爪无法伸出）；第二趟使用磁铁式测卡仪+4根加重杆+63mm泵冲接头顺利泵送到位。

4.2 电缆打扭问题

爆炸松扣仪器串：单芯马笼头/泵冲接头/CCL/加重杆2根/点火头/爆炸杆仪器串总长：4.26m；仪器外径：43mm；泵冲接头外径：63mm。

仪器下入情况：顺利泵送下至2 400m，无遇阻显示。上提至2 150m测CCL校深，继续上提爆炸松扣工具至 2 086.16m（井斜 66°）。

爆炸松扣结果：通过计算数据分别传递正扭矩和反扭矩后，点火爆炸，最终结果显示在设计位置一次爆炸松扣成功。

出现的问题：由于钻杆旁通和井口电缆卡子的作用，点火爆炸后钻具迅速反转倒扣，井下仪器和电缆会随之反转，导致自“T”型卡以下电缆出现打扭现象。利用“T”型卡子固定电缆后可通过尽力放松地面电缆，留足缠绕余量来解决此问题。

5 结论

1）磁铁式测卡仪在下放过程中，上下磁铁始终偏心吸附于钻杆内壁，在大斜度井中下放需要克服额外的吸附力产生的摩阻，仪器下放到位困难，推荐大斜度井测卡点使用锚爪式测卡仪。可先小排量泵送（泵压2～3MPa），使钻井液保持流动状态，下放至井斜45°井段以后逐步提高排量（泵压5～6MPa），保持仪器稳定的下放速度，接近最深下入位置时适当控制下放速度。

2）钻杆旁通阀盘根承压能力有限，一旦出现井控风险，可剪断电缆后关闭考克，卸掉旁通后接顶驱进行后续处理。

3）爆炸松扣作业，正、反扭矩传递很重要。推荐措施为活动钻具至松扣位置中和悬重，对钻具施加正扭矩（钻杆正常紧扣扭矩的120%），过提至中和悬重的10%～20%，逐次下压10～20t直至顶驱悬重，每次稳定3～5min，对松扣点以上钻杆紧扣，释放扭矩后，重复上述动作3次以上，确保扭矩传递充分。记录每次传递过程中钻具转动的圈数变化。

[1]苏义脑,周煜辉,黄洪春.高歌奋进 为油开道——中国石油钻井工程技术回顾,现状与展望[J].石油科技论坛,2009,28(5)：9-16.

[2]Shivers R M,Domangue R J.Operational decsion making for stuck-pipe incidents in the Gulf of Mexico：a risk economics approach[J].SPE Drilling&Completion,1993,8(2)：125-130.

[3]张东方.测卡、爆炸松扣仪在大斜度井和水平井中的应用[J].复杂油气藏,2011,4(3)：79-82.

[4]刘国宏,朱伟厚,杜君,等.调整井钻井过程中的出水问题与处理[J].断块油气田,1998,5（3）：12.

[5]姬洪刚,卓振洲,张雪峰,等.渤海某油田利用模块钻机调整井钻井作业的难点与对策[J].科技创新与应用,2014(6)：77-78.

[6]董星亮,曹式敬,唐海雄，等.海洋钻井手册[M].1版.北京：石油工业出版社，2011.