泡酸解卡技术在伊拉克某油田的实践与认识

＊那宇 汪文星 张磊

（1.中海油能源发展股份有限公司 北京 100027 2.中国海洋石油国际有限公司 北京 100027 3.中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459）

前言

在钻井过程中，井下钻具陷入井中无法自由活动的现象称为卡钻。导致卡钻的原因有很多，包括井眼清洗不当、井筒稳定性差、井眼轨迹差、钻井液设计不当、钻具组合设计不当及粘附力差等[1]。卡钻事故分为压差卡钻、循环卡钻和机械卡钻三大类，其中循环卡钻包括坍塌卡钻和砂桥卡钻，机械卡钻包括缩径卡钻、键槽卡钻、泥包卡钻、落物卡钻等[2]。钻井过程中一旦发生卡钻事故，不但会延长钻井周期及增加钻井费用，若处理不当很容易导致井壁坍塌、井漏等复杂事故，甚至会使井眼报废，从而产生巨大的经济损失。

卡钻事故发生后，需要结合钻柱悬重、扭矩、开泵循环情况、井眼情况等进行综合分析，判断卡钻原因，以制定相应的解卡策略。目前常用的解卡方式主要包括活动解卡、震击解卡、倒扣解卡、套铣解卡、浸泡解卡、磨蚀解卡、爆炸解卡等。在实际应用中，需要将以上几种解卡方式组合使用，才能成功解决卡钻事故。实践证明，针对在以碳酸钙、碳酸氢钙为主的灰岩地层发生的卡钻事故，泡酸解卡是一种非常有效的方式[3-6]。

泡酸解卡是通过向卡钻位置注入盐酸、土酸等，使其与地层中的碳酸盐充分接触反应，将卡钻处的地层岩屑、粘结物、掉块等通过酸化反应破碎溶蚀而变得疏松，从而达到钻具解卡的目的。在A井的钻探作业过程中出现卡钻情况，经常规解卡方式失败后，尝试实施泡酸解卡。

1.A井基本情况介绍

A井地层岩性分布情况如表1所示，从上到下包括第三纪上法尔斯岩层、下法尔斯岩层和第三纪杰里贝岩层至白垩纪纳赫尔-乌姆尔岩层，该井井身结构如表2所示。

表1 A井自上而下地层岩性及孔隙压力分布情况

表2 A井身结构

2.卡钻事故发生经过

在A井的五开作业钻8-1/4"井眼至3400m后起钻，下入定向钻具开始定向钻进，钻进至3760m后起钻电测，之后下入LWD钻具，钻进至4280m中完。下6-5/8"尾管时在3262m遇阻，起出尾管进行通井作业，通井钻具在钻头位置4187m时，扭矩由8kN·m突然上涨至13kN·m，顶驱蹩停。上提钻具至170t，下压至95t，无效，钻具卡死，钻具原悬重143t。泥浆返出和泵压正常。释放扭矩后多次尝试活动钻具及震击器震击解卡均无效。该8-1/2"井段上部M-Lkirkuk及Jaddala等地层泥页岩段易垮塌，坍塌压力系数高于1.25，为防止地层坍塌，该井段钻井液密度通常使用1.30～1.35sg进行钻进。而同时由于下部油层的压力亏空，导致MB21地层孔隙压力约为0.9sg，则该井段于MB21地层最大井内压差为：0.0098×（1.35-0.9）×3777.5=16.66MPa，压差卡钻风险极大；且根据该井井身结构，MB21地层井斜平均为80°～85°，下部大尺寸钻具与井壁低边接触面积大，进一步加剧了压差卡钻风险；所以判断卡钻原因为压差卡钻，又考虑到该段地层岩性主要是石灰岩，决定实施泡酸解卡。

3.泡酸解卡技术

(1)解卡作业思路

卡钻的处理措施受井眼轨迹限制，常规处理手段难以达到解卡效果。通过上述分析得知本井是压差卡钻，泡酸解卡方法有优势。泡酸解卡最大难题是解决酸液配方和酸液漏失问题，可通过优选酸液配方、注酸方式等手段解决。

首先通过室内研究，优选酸液配方，达到与地层相适的效果，同时研究合适的酸液黏度便于控制漏失速度，使更多的酸液参与解卡反应。第二，分析和计算配酸量，通过现场该井已钻数据，反算实际环空容积和附加量，计算理论的酸液用量。第三，分析注酸方式对泡酸解卡成败影响大，要根据卡点位置、钻井复杂等因素，合理选择正循环、反推还是综合注酸法，最后进行现场泡酸解卡作业[7-9]。

(2)研究和选择酸液配方

通过在室内进行研究，结果显示在实施泡酸解卡时，盐酸浓度范围主要集中在12%～20%，盐酸浓度为15%时被公认为具有其最强的溶解地层、提高地层导流能力的性能。综合考虑钻井设备、管线、钻具组合及人身安全等因素，决定利用15%盐酸进行解卡处理。盐酸与白云岩地层的反应方程式如下[4]：

最终选择密度为1.08g/cm3、配置盐酸浓度15%的解卡剂，酸液包括盐酸、缓蚀剂、抗酸渣剂、铁离子稳定剂、防膨剂、助排剂。

同时配置了密度1.08g/cm3的隔离液，包括清水、氯化钾、增粘包被剂。

(3)分析与计算配酸量

截至卡钻事故发生，该井井身结构共经历五开：36"钻头×30m+导管×30m；26"钻头×115m+20"套管×114.9m；17-1/2"钻头×2187m+13-3/8"套管×2186.74m；12-1/4"钻头×2830m+9-5/8"套管×2829.8m；8-1/4"钻头×4187m。

井下钻具组合为：8-1/4"牙轮钻头+FV+8-1/8"扶正器+6-1/2"钻铤×2+8"扶正器+6-1/2"钻铤×2+5"加重钻杆×2+6-1/2"震击器+5"加重钻杆×2+5"钻杆×57+5"加重钻杆×27+5"钻杆×150+5-1/2"钻杆。测试过程中发现震击器可以正常工作，确定卡点在震击器以下的钻头及扶正器位置（即4165～4187m）。所需酸液用量需考虑井身结构与钻具组合，公式为[5]：

其中，a为附加系数，通常a的范围为1.2～1.5；裸眼段长度为盐酸覆盖井底的高度；环空容积为卡点以下钻具组合的环空容积。

经计算所需酸液量为10.5m³，为了确保现场需求，共配置了12m³酸液和20m³隔离液以作备用，酸液主要浸泡井段为钻头及扶正器位置，综合考虑，本井采用正循环的方式进行注酸。

(4)泡酸解卡施工过程

①在悬重30～190t范围活动钻具，震击器多次震击无果；分别施加扭矩30kN·m、35kN·m、42kN·m，无效；

②在悬重30～170t范围内活动钻具，每20min利用震击器上击、下击各一次，防止上部钻具粘卡；同时配置酸液12m³，配置隔离液20m³；

③注酸泵向井底泵入5m³前置隔离液；

④注酸泵向井底泵入10.5m³盐酸酸液；

⑤注酸泵向井底泵入5m³后置隔离液；

⑥浸泡卡钻位置0.5h，期间尝试上提钻具至55t，下压钻具至100t，施加扭矩至30～35kN·m，尝试解卡失败；

⑦以每15分钟0.5m³的速率循环排放泥浆，期间上提钻柱至50t，施加35kN·m，尝试解卡失败；

⑧施加扭矩32kN·m，下放钻柱悬重至40t，释放扭矩过程中震击器下击工作，悬重恢复至卡钻前的143t，解卡成功；

⑨循环排放酸液，起钻，更换随钻震击器和钻头，继续通井。

4.经验与认识

A井在该石灰岩段发生卡钻，释放扭矩后多次尝试活动钻具及震击器震击解卡等措施均未能成功解卡。尝试进行泡酸解卡，解卡成功。本次泡酸解卡施工速度快，成功率高，为该油田石灰岩地层类似卡钻事故积累宝贵经验。主要结论如下：

（1）向酸液中加入铁离子稳定剂和缓蚀剂是为了保护井下钻具组合、地面管线等设备不被盐酸腐蚀；泡酸过程中需注意泡酸作业时间不能过长，以减小酸液对井下钻具产生的影响；泡酸解卡作业后应避免猛提猛放、顿钻溜钻、强扭等作业；起钻后需要对井下钻具组合及仪器等进行探伤检测或更换井下钻具组合。

（2）除使用盐酸外，可以根据地层岩性及现场的实际情况选择土酸、氢氟酸等，达到更好的解卡效果。

（3）尽管采用盐酸进行解卡效率高、效果好，但盐酸与碳酸盐反应速度相对过快，若控制不当很容易在短时间内产生大量气体，进而引发溢流、漏失等事故。因此在利用盐酸泡酸解卡施工过程中，需安排特定人员留意井涌及井漏情况，做好井控风险防护。

（4）泡酸结束后，酸液可能会使井下部分井径扩大形成“大肚子”，井壁泥饼也会因泡酸作业而破坏，对后续作业产生影响。因此，后续钻井液中保证盐的加量，维持较高的抑制性，加大降滤失剂与随钻堵漏剂的含量同时保证润滑剂浓度，这些措施可以有效保证井壁的稳定性和润滑性。