GaoShi X井测井工程故障剖析

熊永立

中国石油集团川庆钻探工程有限公司 工程技术处（四川 成都610051）

川庆钻探CX 测井队的GaoShiX 井测井项目为自然伽玛、磁性定位、石英压力、流体密度、温度梯度、微差温度、持水率、流量等，测量井段为4 430～4 580 m，采取测井工艺为井口带压的电缆式测井方式。在施工过程中发现测井的井口BOP 封紧器泄漏天然气。关BOP 半封、给BOP 注密封脂，当泄漏情况越来越严重时，现场关闭井口采油树的4#阀门，剪断测井防硫电缆，导致一串Sondex 7 参数生产测井仪器落井。

1 测井施工经过

该井的井口压力为55.67 MPa、H2S 浓度为62.62 g/cm3。在采气过程中，因井口采油树7#阀关闭不严，且7#阀以上无泄压阀，导致7#阀以上部分无法泄压。向上级请示后，决定关4#阀门泄压后，CX队接井施工。

7 月某日8:00，采气井站关闭4#阀门，泄压完毕后，测井队进行地面准备。拆卸采油树顶法兰、安装转换法兰、BOP功能测试、安装BOP等；并对带压测井地面的主要设备进行功能测试；连接控制头、连接5 级注脂管线及液控管线，将每一级注脂管线与对应的注脂泵进行标注，然后将防喷管串连接到井口防落器上，再试压65.5 025 MPa（9 500 psi）、稳压30 min，试压结果合格，不泄漏。13:00，测井队下通井管串，启动三级注脂，注脂压力82.74 MPa（12 000 psi），以2 000 m/h 的速度缓慢下井。15:52通井工具串在4 553 m 遇阻。20:30，通井管串起进防喷管，采气井站人员关4#阀泄防喷管内压力后，夜间停工休息。

次日6:30，CX 测井队拆开防喷管、拆卸通井管串、更换测井仪器串，检查电缆及加重等，检查电缆的通断、绝缘，以及O 型密封圈；确认被检查部件正常后，组装测井仪器，并刻度检查校验，再连接防喷管，从事电缆防喷装置整体试压。在快速注水压力上升至6.895 MPa（1 000 psi）左右时，发现双级BOP半封的左上翼、右下翼渗水，现场检查发现密封圈轻微变形，并及时更换，将防喷管串、BOP 吊到井口与法兰连接，整体试压65.5 MPa、稳压30 min，试压合格。14:00 测井工具串开始下井。16:30 开始第1种产量制度测井，正常。19:00开始第2种产量制度测井。在此期间，井场H2S检测仪报警，经询问井站人员得知，系储液罐区域泄漏。21:20开始第3个产量制度测井。鉴于前两个产量制度均正常、且井场内有水车装卸污水，井场有H2S气味，报警仪常有报警声，测井队巡查井控设备，未发现异常状况。

22:13 在第3 种速度（10 m/min）下测至4 512 m时，发现BOP处有气体泄漏。测井队立即启动应急处置程序，停绞车、关BOP 半封、给BOP 注密封脂，压缩气体从半封右侧翼逸出且泄漏情况越来越严重。小队将泄漏及处置情况通知采气井站人员，采气井站人员请示安岳采气作业区后，实施关井程序。22:24 关闭4#阀门，同时剪断了约4 500 m 生产测井防硫电缆，导致一串Sondex 7 参数生产测井仪器落井，落井测井仪器串长度为16.5 m，其中含5 550×106Bq（150 mCi）的流体密度源一枚。

电测资料反映在龙王庙地层4 522～4 557 m气层显示良好，地层压力达到68 MPa，试油测试时，龙王庙地层产量较高，其下部灯影组地层显示较差，且两套储层的地层压力系数相差较大。油公司决定对该井龙王庙地层先进行完井采气工作。暂封住直径为177.8 mm 的尾管，在直径为247 mm 的套管内采用油管传输工艺，射开4 255 m 至4 557 m 的龙王庙地层。在4 500 m 下了完井封隔器，油管为Φ88.9 mmSM2550-125 VAM-TOP，采气井口为HH级的KQ65-70 MPa。用直径为88.9 mm的油管进行气举，然后采气。

该井于2013 年进行采气工作，日产天然气66万m3，随着时间推移，日产气量逐渐减少，到2015年底，日产天然气近30 万m3，并伴有一定量的采水出。为搞清该井的出水量和摸清产气动态，掌握出沙量等诸多情况，决定对该井进行井口带压条件的生产测井。

压井使用清水+暂堵剂+溴盐无固相压井液正注压井，在井底注入1 000 m左右的暂堵剂；暂堵剂上面注入溴盐固相压井液，其比重按照三高井井控要求执行。

2 打捞工程

2.1 打捞方案

井口防喷装置：打捞落井电缆时，在采油树上由下向上的防喷装置为测井BOP+转换法兰+连续油管BOP+连续油管防喷管+连续油控制头[1]。打捞工具采用50.8 mm(2″)的连续油管，并在连续油管头接测井专用打捞矛。

压井完成后，先用专用测井内打捞矛在650 m捞落井电缆鱼头，捞住，缓慢轻提，当测井电缆提直后，上下轻放测井电缆，让测井仪器从井底大肚子的套管中安全地进入采气油管，防止在采气油管底部的球座处挂住测井电缆或挂住测井电缆头，拉断测井仪器头部电缆或从马笼头的弱点处把电缆与测井仪器分开，造成测井仪器分离测井电缆再次落井。如测井仪器再次落入采气油管下部的完井套管的大肚子，下步打捞无电缆的测井仪器将会更加艰难。若打捞测井电缆内捞矛经几次打捞失败，抓不住鱼头电缆时，更换成测井专用的外捞矛工具进行打捞[2]。

2.2 打捞过程

第1 趟：8 月11 日，打开井口阀门，连续油管下井打捞电缆。在井下安全阀位置，以5 m/min 速度上提下放，畅通。工具下放至450 m，多次反复该井深，估计打捞工具碰到电缆，然后将打捞工具起进井口防喷装置。拆开连油防喷管，观察。测井方初估落井电缆鱼头在360 m处。由于连续油管下放在该处时，连续油管悬重遇阻不明显，便起出连续油管，以检验是否捞住落井电缆。未捞获电缆，打捞工具无碰痕。

第2 趟：仍然采用第1 趟打捞工具，下井打捞。工具下放至570 m，连续油管有遇阻现象，起至井口，连续油管悬重无明显增加，将工具再次下入650 m，然后加深至750 m。在下入过程中，仍然在570 m处有遇阻现象，为证实570 m处的遇阻原因，决定起出连续油管到井口。拆开连油防喷管，观察。结果：未捞获电缆，检查打捞工具引鞋处有碰痕。分析：打捞工具碰在油管内壁上，通过光源测井证实570m处油管有些变形。

第3趟：利用鹰眼测井仪器进行下测，探测电缆鱼顶位置。开始下测井下电视，效果良好，测得液面深度255 m，探测到鱼顶深度769 m。探得电缆鱼顶姿态，为打捞测井电缆做好支撑工作。其电缆鱼顶姿态如图1所示。

图1 电缆鱼顶姿态照片

连续油管下至735 m，在735～750 m 井段以5 m/min、10 m/min 的速度反复上提下放，观察连油运行的重量情况；下放至780 m 然后上起至760 m，下放时有轻微遇阻现象；再次下放至784 m，然后上提至768 m，下放时有遇阻现象；从768 m 下放至796 m，下放时连油重量下降了约2 t，从鱼顶位置下行27 m，遇阻明显。结果：捞出电缆4 150 m，电缆底部无测井仪器。末端50 m 的电缆有12 处弯折严重，个别地方内、外层钢丝断裂，断口钢丝和缆芯有明显灼烧和脆化表象，不像是直接拉断所致。井筒内还有约350 m电缆和测井仪器。

根据打捞情况，判断落井的测井仪器仍在开气油管内，为了不把测井仪器赶出采气油管，一旦把测井仪器赶出采气油管，进入套管后，即使通过捞住测井电缆，也可能测井仪器上的金属扶正器不能进入采油管，考虑到井口带压打捞，安全风险较大，决定对该井进行压井打捞。

第4 趟：完成连油井口设备安装，试压60 MPa、稳压10 min 合格；12:00 开始连续油管下井；下放至4 370 m，反复起下多次尝试打捞，然后上起连续油管；下放至4 370 m遇阻，经过两次下压连续油管，捞测井电缆。打开连油井口设备检查，观察内打捞工具内有刮痕。结果：未捞获电缆，打捞工具有挂痕。

第5趟：以排量0.8 m3/min注入25 m3泥浆，油压16.5～26.56 MPa，停泵后逐渐降为零；开始下放连油，下至4 480 m，连续油管有遇阻现象，两次加压打捞电缆后，上起连续油管。拆开防喷管观察，结果：未捞获电缆，打捞工具有挂痕，与第3趟一样。

第6 趟：用Ф54 mm 内捞矛，过油管打捞。连油试压60 MPa，稳压10 min合格；连油打捞，下至井深4 530 m（距仪器顶部深度约6.4 m）遇阻，经过两次加压打捞后，上起连续油管，有明显遇阻与挂卡现象，然后上起连油。上起连油至井口，9:40，拆开防喷管检查打捞结果。结果：未捞获电缆，打捞工具无明显的挂痕。

第7 趟：用Ф66 mm 内捞矛，过油管打捞。安装连油井口设备，试压60 MPa，稳压10 min合格；连续油管下井，下至4 550 m遇阻，悬重下降至10 t，遇阻约2.5 t；上起连油至4 530 m，再次下探至4 549.6 m遇阻，悬重下降至10.5 t，遇阻约2.0 t。随后终止打捞，上起连油。打开连油放喷管检查，看打捞情况。结果：未捞获电缆和仪器，内捞矛前端有挤压变形现象。分析：打捞工具插在仪器与177.8 mm（7″）套管内壁之间被压扁。

第8 趟：用Ф54 mm 内捞矛，过油管打捞。在第5次打捞使用的内捞矛基础上，增加了Ф66 mm的可调整接头，在打捞工具连接内捞矛工具时，可调整角度使内捞矛捞齿脊背紧贴油（套）管管壁，检查连油井口设备，连接、调整Ф54 mm 内打捞矛。连接连油井口设备，试压60 MPa，稳压10 min合格，连续油管下井；连油下至4 549 m 遇阻，加压3.0 t（12.0 t↓9.0 t），深度下行至4 552.0 m。上提连油20 m，再次下探鱼头，连油下至同一深度遇阻，下至4 552 m悬重下降了4 t（12.0 t↓8.0 t），终止打捞，上起连油。结果：打开井口检查，未捞获电缆，打捞工具发生了外叉变形。分析：打捞工具卡在测井仪器中下部，导致工具胀开。

2.3 打捞结论

经过前两个阶段的打捞，特别是第7 趟和第8趟打捞后工具变形，可以得出结论：井口加固有效地保护了采气井口；通过泥浆压井+吊灌的方式，能有效地确保打捞过程中的井控安全；第7 趟是打捞工具插在仪器中部与177.8 mm（7″）套管内壁间，导致两半边打捞工具挤扁；第8 趟是打捞工具插在仪器中部，仪器本体进入打捞工具内，导致打捞工具胀开；第7、8趟打捞结果分析，落井的350 m电缆在仪器底部；第7趟和第8趟打捞过程中，打捞工具在4 550 m 遇阻，与测井用通井规通井4 553 m 遇阻的深度基本一致，可以判断为4 550 m 深度为测井仪器中下部位置；打捞电缆工具在仪器上部打捞电缆不可行。打捞电缆带出测井仪器的思路应该调整，可以考虑直接打捞测井仪器或者通过仪器插入方式打捞电缆[3-4]。

3 打捞方案设计

针对前面几次打捞情况，认为此次打捞故障更加复杂，为有效进行下一步打捞，提出了5个打捞方案的设计。

3.1 半边插入式外打捞矛

用半边插入式外打捞矛进行打捞电缆，整个工具上端与连续油管连接，下部为近2～3 m长的交叉捞勾，插入仪器本体中下部，去勾捞测井电缆，下部基本为两排外捞矛，其勾长控制在30～35 mm。

优点：为外捞矛勾，容易捞住电缆。

缺点：由于捞勾不能做得太长，下不到仪器底部；插入仪器和套管内壁后，容易被卡住，若加压过大，卡住越紧，捞矛难丢手。

3.2 低速马达带捞勾式打捞器

连续油管+单流阀+液压丢手+打捞马达+变扣+电缆捞勾，其打捞电缆的捞勾可将外捞矛变为内捞矛。打捞专用马达外径55 mm、长度2 000 mm、排量76～189 L/min、扭矩271 N·m、转速250 r/min。若用外捞，可控制捞勾长度，最大外径不超过66 mm，以便捞住后进入油管内。下面的捞勾可以设计出长短不同的工具，若短工具捞不上电缆，可再换长捞勾。

3.3 捞筒直抓测井仪器打捞器

设计一种打捞筒，类似于卡瓦打捞工具式的打捞筒。抓住测井仪器中上部，在上提作用力的条件下，捞筒内捞齿滑入测井仪器连接串的连接接头，因测井仪器接头小于测井仪器外径，抓住仪器本体后，向上滑入仪器连接处的凹陷处，然后起出测井仪器。也可以直接去抓仪器头。

优点：抓住仪器头后，可以直接带出仪器。

缺点：理想工具，实施难度大，抓住仪器后也不易滑在仪器凹陷处。

3.4 三瓣液压式打捞工具

设计一种打捞筒，类似于卡瓦打捞工具式的打捞筒，工具与连续油管接好后，加压5 MPa,活塞杆下行，收拢抓钳，开始下井；当工具下到套管内，泄压为0，活塞杆上行，抓钳张开，当工具下行到鱼头遇阻，加压到10 MPa，活塞杆下行，抓钳收拢，开始起钻。抓住测井仪器中上部，在上提作用力的条件下，捞筒内捞齿滑入测井仪器连接串的连接接头，因测井仪器接头小于测井仪器外径，抓住仪器本体后，向上滑入仪器连接处的凹陷处，然后起出测井仪器。也可以直接去抓仪器头。

优点：地面操作工程师可以控制井下打捞工具，通过连续油管内压力的变化，让打捞工具抓紧或松开测井仪器。

缺点：抓住落井测井仪器后，需连续油管保住压力10 MPa，直至把落井仪器起出井口为止，若保压不稳，有可能导致抓住的测井仪器再次落井。

3.5 起完井管柱打捞

用5 000 m钻机或225 t作业机，起出油管，然后打捞测井仪器。

优点：现场可从事多次打捞、压井、洗井等工作。

缺点：成本较高，需再次搬装设备，组织施工队伍和有关材料。

4 故障处理方案

油公司考虑到该井产气量较高，当年天然气产气量下达指标较多，经过综合评估，若起油管打捞，加上重新洗井，气举采气等措施，直接费用需两千万元左右，决定暂时放弃打捞。当开采天然气两年左右，采气油管有一定程度腐蚀后，需起出采气油管检查、维护或更换新的采气油管，此时，再打捞测井仪器。由于落井仪器中带有放射性源，在两年时间内的开采过程中，因放射性源密封在测井仪器金属本体内，不会发生放射性物质的泄漏。辐射源安全监管部门同意暂缓实施打捞作业，待具备条件后实施打捞作业。为做好再次采气工作，将专家评估报告上报四川省环保部门备案后，恢复该井天然气开采作业。

5 打捞失败原因分析

测井期间，仪器起至4 512 m 后，BOP 防喷器发生泄漏，然后关采气闸门，剪断测井电缆，测井仪器落入人工井底上部，于第一次电测通井遇阻4 553 m附近。在水泥塞面4 627 m 以上，有钻井工程完井时没有洗出脏物，时间长了会堆积在井筒人工井底底部，当仪器落井后，埋住落井测井仪器。在打捞期间，采用了泥浆压井，泥浆压井前，虽然用清水将溴盐无固相压井液压入地层，但溴盐无固相压井液有一部分会与清水混合，一段时间后，也有一部分压入地层的溴盐无固相压井液回到井筒，与打捞期间的压井泥浆进行反应，溴化盐压井液与压井泥浆反应后，泥浆结块凝固，最后又埋住了测井仪器，导致该井测井工程故障复杂化[5]。

故障处理难点：4 522～1 557 m 射孔井段为产气层，试采期间伴有加砂压裂的细砂从地层冲出到井底，导致人工井底沉降物更易埋住测井仪器，即使在捞住测井电缆后，也很难通过测井电缆带出落井仪器，这是本次测井故障处理失败的主要原因。其次，测井仪器落井时，测井仪器已经在直径为88.9 mm 的采气油管底下，掉在直径为177.8 mm 的套管内，已经形成上小下大的井筒几何尺寸，落井测井仪器所处的位置就是一个肚皮井筒，即使用连续油管带上专用打捞工具，捞住落井测井仪器，加上测井仪器中部还有机械扶正器，很难将落井测井仪器从套管内拉入采气油管中，是本次测井工程故障处理的难点。测井仪器落井姿态与井筒状态如图2所示。

图2 落井仪器姿态与井筒状态示意图

6 建议

生产测井项目比裸眼测井项目少些，但由于生产测井施工时，井口带压，需改变不同的产气流量，完成生产测井项目，提取相关参数，进行参数对比，判断井下产气层的生产动态，因此，生产测井施工涉及的安全因素更多，需建立施工安全预案，做好常规工况下的应急预案。当发生类似井口泄漏时，若不是高含硫井，泄漏气量不严重的情况下，可停止测井资料采集，快速起出测井电缆和测井仪器，再来处理井口防喷装置泄漏问题。若情况更恶化些，也可考虑边压井，边起出测井电缆和测井仪器。在高含硫气井，遇到测井防喷器泄漏时，可采取快速关闭测井半封防喷装置，减少测井防喷器的泄漏量，把测井电缆与仪器起至测井防喷装置附近时，再打开半测井半封闸门，让测井仪器起进井口的测井防喷管，关闭测井全闸门，处理泄漏故障。