渤海A1井射孔后卡钻事故的原因分析及对策

2020-10-17张启龙张晓诚孙帅帅李治衡

石油化工应用 2020年9期

张启龙，张晓诚，孙帅帅，徐刚，李治衡

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，天津 300459）

为了解决以上问题，本文以渤海A1 井的射孔后卡钻事故为例，详细介绍了该井卡钻事故发生和处理的过程，分析了事故发生的原因，并针对性提出了预防措施，对其他井在预防和处理射孔后卡钻事故上具有重要的指导和借鉴作用，有效保障了该油田完井过程中的作业安全。

1 渤海A1 井射孔后卡钻事故介绍

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，其目的层位E2S3层，时探人工井底深度为3 079.1 m，油层中部垂深为2 616.2 m，油层中部压力为25.53 MPa，压力系数为0.975，该井的最大井斜为26.77°，射孔套管的尺寸为244.475 mm、磅级为47 ppf。该井的射孔方式是TCP 负压射孔，射孔段为2 655.5 m～3 049.6 m，射孔段跨度438.1 m，净射孔长度为60.4 m，射孔枪外径为177.8 mm，射孔弹为深穿透射孔弹，穿深和孔径分别为1.5 m 和11.2 mm，射孔液为隐形酸完井液体系，密度为1.03 g/cm3。总体来说，该井的井型和射孔参数较为常规，在渤海A 油田具有代表性。

1.2 卡钻事故发生与处理过程

A1 井采用投棒点火方式引爆射孔弹，2 min 后枪响，导通放喷流程，进行放喷作业以清洗井下射孔位置的杂物，观察返出少量气体。放喷作业完成后，缓慢上提管柱，过提15 t 无法解封RTTS 封隔器，静止5 min，过提20 t 无法解封RTTS，静止后过提30 t，仍无法解封，判断发生卡钻事故，进行解卡作业。

关闭防喷器，泥浆泵反循环洗井，排量996 L/min，泵压3.07 MPa，累计反循环完井液55 m3，期间测循环漏失速度23 m3/h，返出液较干净后停泵。测静态漏失7 m3/h，下压管柱10 t，多次快速上提管柱至震击器震击，最大过提50 t，无法提活管柱，且管柱上提遇卡点及下放遇阻点位置不变，第一次解卡失败。反循环1.03 g/cm3工作液56 m3，大钩悬重147 t～79 t 活动，累计上移0.19 m，停泵测静漏失速度8 m3/h，仍无法提活管柱，第二次解卡失败。反循环1.03 g/cm3工作液80 m3，大钩悬重147 t～79 t 活动，停泵测静漏失速度4.8 m3/h，仍无法提活管柱，第三次解卡失败。上提管柱至悬重167 t，泥浆泵正替EF 屏蔽暂堵液20 m3后，继续替入1.03 g/cm3完井液18 m3，静漏失速度0 m3/h，悬重突然由167 t 降为140 t，缓慢上提管柱提活成功，管柱成功解卡。

管柱缓慢从井下取出，发现RTTS 封隔器整体结构完整，卡瓦牙轻微磨损，上胶皮顶部及下胶皮底部有部分磨损。服务工具最底部的油管短节内填满炮灰、地层砂及原油混合物，射孔枪表面粘附大量原油。

2 射孔后卡钻事故的原因分析

2.1 卡点计算

在进行卡钻事故发生原因分析时，首先要根据提拉管柱数据计算卡点位置，根据卡点位置并结合事故处理过程中的现象，综合判断事故发生的原因。在管柱发生卡钻后，分别上提标记过提10 t、20 t、30 t、40 t、50 t 位置并丈量管柱伸长量，其上移量分别为0.65 m、0.24 m、0.32 m、0.26 m、0.38 m。而根据胡克定律，将卡点以上管柱当作弹性管柱体，其自由长度就为卡点位置，推导得到卡点计算公式[7-9]，如式（1）。

式中：L-卡钻深度，m；E-钢材的弹性模量，对于低碳钢为2.1×105MPa，对于合金钢为2.2×105MPa；A-管柱截面积，cm2；Δl-管柱伸长长度，m；Δp-管柱过提拉力，kN。

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A1 井射孔工具是用外径为139.7 mm 的钻杆下入，计算得到其管柱截面积为37.6 cm2，而伸长长度采用各次过提伸长量的平均值，由于第一次伸长量为0.65 m，远大于其余4 次，因此其为作业异常点而被排除，后四次的平均伸长量为0.3 m，而后四次的平均过提拉力为35 t，因此利用式（1）求得卡钻深度L 为3 056.9 m，而该井的射孔底部深度为3 049.6 m，卡钻发生在射孔枪的底部位置，因此该井射孔后卡钻的原因可能有射孔碎屑卡钻、黏吸卡钻和出砂卡钻[10]。

2.2 射孔碎屑卡钻

由于射孔过程中会产生大量碎屑，当环空面积较小且射孔碎屑的量较大时，碎屑有可能在重力的作用下发生下降沉积，在射孔枪底部聚集而发生卡枪事故，因此需要通过计算射孔环空面积和碎屑产生的量来判断发生碎屑卡钻的可能性。根据整枪碎屑收集实验测试结果，此射孔弹每0.875 m 产生的碎屑的体积为2.557×10-3m3，而本次射孔作业的净射孔长度为60.4 m，因此产生0.177 m3的碎屑。而套管尺寸为244.475 mm、磅级为47 ppf，因此计算其内径为220 mm，而射孔枪的外径为177.8 mm，因此计算射孔跨度内的环空体积为0.796 m3，远大于产生碎屑体积，且射孔后直接进行负压返涌以清洗射孔碎屑，因此射孔碎屑卡钻不是本井发生卡钻的原因。

2.3 黏吸卡钻

随着该油田的逐渐开采，地层逐渐亏空从而导致地层压力系数降低，因此射孔液和地层之间产生压差，射孔管柱在此压差的作用下发生黏吸卡钻，而该井的地层压力系数为0.975，射孔液密度为1.03 g/cm3，存在内外压差，而射孔结束后的静止漏失速度达到7.2 m3/h，进一步证明该井存在黏吸卡钻现象。射孔后管柱发生黏吸卡钻时的受力分析（见图1），射孔枪在内外压差下产生摩擦力，抑制了管柱的上下移动，通过受力分析得到了射孔枪管柱的黏吸阻力计算公式，如式（2）。

图1 黏吸卡钻的受力分析

式中：f-黏吸摩擦力，N；μ0-管柱之间的摩擦系数，无量纲，此处取0.25；A0-管柱与套管接触面积，m2；F1-射孔枪内部压力，N；F2-地层施加压力，N。

该井采用的射孔相位为45/135°，射孔孔眼数为2 295，单个射孔孔眼的面积为0.981 cm2，假设一半的射孔段管壁与套管接触，利用式（2）求得黏吸摩擦力f为263.6×103N，即26.36 t，而泥浆泵正替EF 屏蔽暂堵液20 m3后，悬重突然由167 t 降为140 t，降低27 t，与预测值相近，证明了计算模型的准确性。因此黏吸卡钻是该井发生射孔后卡钻的主要原因，但由于射孔后卡钻的最大过提力达到33 t 仍未解卡，而黏吸卡钻的摩擦阻力只有26.36 t，因此还存在其他形式卡钻。

2.4 出砂卡钻

由于此次射孔作业采用的是负压射孔方式，射孔后对地层产生较大拖拽力，因此地层易发生出砂现象，当地层出砂量较大时，在射孔枪和井壁环空间易发生地层砂的堆积和沉淀，从而造成射孔枪卡钻事故[11-13]。首先根据A 油田的探井测井资料，采用经验公式法对该油田的出砂风险进行评估，评估的方法主要有声波时差法、B 指数法和S 指数法[14-16]。声波时差是根据测井曲线得到的纵波时差Δt，判断出砂可能性，其判断依据为：Δt＜95 μs/ft，为不出砂；Δt＞105 μs/ft，为出砂；95 μs/ft ＜Δt＜105 μs/ft，为难以判断的砂岩。B 指数计算公式如式（3），其判断依据为：B＞2×104MPa，为不出砂；B＜2×104MPa，为出砂。S 指数的计算公式如式（4），其判断依据为：S＞5.9×107MPa2，为不出砂；S＜5.9×107MPa2，为出砂。

式中：B-地层的B 出砂指数，MPa；S-地层的S 出砂指数，MPa2；F-岩石的弹性模型，MPa；μ-岩石泊松比，无量纲。

根据该井的测试资料，利用式（3）、式（4）预测了该油田的出砂风险，该油田在目的储层有一定的出砂风险。而本井采用的是负压射孔方式，射孔负压值计算公式如式（5）。在该井钻进前，根据探井所测数据计算的设计负压范围是3.82 MPa～12.55 MPa，而根据该井的实际测井数据计算的负压范围是4.63 MPa～12.5 MPa，与设计基本相同，而本井的实际作业负压为10.9 MPa，在设计范围内，但由于该井可能出砂，根据美国Conoco公司最实验得到的最优负压值计算公式，如式（6），求得该井的最佳负压为6.02 MPa，因此该井的实际负压值偏大。根据以上预测，该井射孔过程中发生出砂现象的可能性较大（见图2）。

式中：Pmin-射孔设计负压的最小值，MPa；Pmax-射孔设计负压的最大值，MPa；K-储层渗透率，mD。

式中：Prec-射孔设计负压的最优值，MPa。

为了验证该井的出砂情况，射孔结束后，测试了该井的砂高为9.24 m，与该油田其他未卡钻井的砂高进行对比（见表1），该井射孔后的砂高明显高于其他井，因此判断该井在射孔后发生出砂现象，导致该井发生出砂卡钻，而取出管柱后，发现RTTS 封隔器卡瓦牙轻微磨损，上胶皮顶部及下胶皮底部有部分磨损，证实了该井射孔后发生了出砂卡钻事故[17]。