南15-平203井钻具粘卡打捞技术

改造者：姚良秀

南15-平203井钻具粘卡打捞技术

改造者：姚良秀

胜利油田水平井打捞技术还不十分完善，水平井大部分打捞工艺与打捞工具一直沿用常规井使用的打捞工具和方法。本文通过对南15-平203井钻井事故的阐述，在水平井大斜度和水平井段实际打捞技术的研究和实践，改进打捞工具，提出水平井Ф241.3mm井眼钻具组合的弊端和改进建议，形成水平井打捞工艺技术，为水平井的事故预防、打捞工艺技术的提高和发展起到积极的推动作用。

施工简况

南15-平203井井身结构：一开井深Ф346.1mm×326.00m；表层套管Ф273.1mm×325.13m。二开井深：Ф241.3mm×1515.00m。造斜点873m，从1134.12m下入FEWD仪器，完钻井深1515。00m，最大井斜90.83°，井底水平位移462.35m，水平段长189.02m。

完钻循环钻井液后卸方钻杆起钻，钻具发生粘卡，多次上提至100t（原悬重44t），下放至0，立即接方钻杆，开泵循环正常。粘卡时钻头位置1501.41m，被卡钻具结构：Ф241.3mmHAT127牙轮钻头×0.30m+Ф197mm1.5°动力钻具×8.34m +Ф197mm 531×410接头×0.45m +Ф186mmFEWD×7.01m +Ф172mm无磁悬挂×4.75m +Ф127mm无磁承压钻杆×9.30m +Ф127mm斜坡钻杆140根（和加重钻杆15根）。卡钻时钻井液性能：密度1.25g/cm3；粘度45s；失水4.0ml；泥饼0.5mm。水平段砂岩渗透性强是粘卡主要原因；钻井过程短起下次数少是卡钻的另一主要原因。

卡钻后循环处理钻井液，注入解卡剂40m2，浸泡72小时未解卡，从1251.38m处爆炸松扣（1251m处井斜78°），然后两次下入反扣公锥打捞未果。

水平井处理事故的技术难点

水平井大斜度井段和水平段钻柱粘卡使得打捞的难度大

众所周知，钻具粘卡由于压差的作用增加了钻具和泥饼之间的摩阻力，在粘附卡钻后，尚可用提、压、转、震击的办法争取解卡，水平井的钻柱在斜井段和水平段一时解不了卡，卡点会上移，卡钻已由吸附力和摩阻力两种力作用形成，摩阻力随着压差的增大而增大，且与钻柱和泥浆的接触面积、压差、泥浆滤饼的摩阻系数成正比。

F=0.1K（P1-P2）A

式中：F-摩阻力，KN；

A-为钻柱与滤饼的接触面积，cm2；

P1-为钻井液液柱压力，MPa；

P2-为地层孔隙压力，MPa；

K-为滤饼摩阻系数，一般取值在0.05～0.25之间；

0.1-为单位换算系数。

在水平井，钻柱与地层粘附形成包角大，钻柱的横向接触面积A近周长的1/3～2/5，钻柱的纵向截面积的2/3，如图1所示，实际打捞过程中套铣钻具（杆）扣端面的形状图。

本井如果按水平段长度189m计算，钻柱仅按纵向截面积的1/3计算，则：12.7×1/3=4.23（cm）计算，垂深1148m，P1=0.0098×1.25×1148=13.78 MPa；P2为地层孔隙压力10.5MPa；摩阻力F=0.1×0.05×（13.78-10.5） ×189×100×4.23=1311（KN）=131（t）。如果考虑45度以下斜井段和水平段长度为1515-1090=425（m），摩阻力为2948（KN）=295（t）。

如上所述，由于钻井液与地层压力的负压差的作用、水平粘附段长，摩阻力之大可想而知。如果再仔细再考虑钻具组合下部中的钻柱的纵向截面积的2/3；动力钻具、FEWD仪器、无磁承压的大尺寸影响等等，摩阻力就更大。

水平井钻具结构和井身轨迹的客观性使得水平段打捞的可靠性程度降低

图1　被套铣钻具（杆）扣端面图

Ф241.3mm井眼中钻具中的动力钻具最大外径Ф197mm，仅FEWD外径就Ф186mm。目前适合Ф241.3mm井眼的套铣筒外径206mm、内径Ф184mm，有一种特殊的套铣筒，最大外径Ф219mm、内径Ф194mm，套铣昴贵的外径为Ф186mmFE仪器也相当困难。胜利油田241.3mm井眼使用钻头扣型均为REG6-5/8和外径为Ф197mm动力钻具，用外径为Ф219mm、内径Ф194mm的套铣筒套铣Ф197mm动力钻具望尘莫及。

另一方面，水平井的井身轨迹剖面造斜率高，设计造斜率25°/100m，实际有两处井段造斜率达到27～29°/100m，如井段990～1040m和1070～1230m井段，最高造斜29.18和27.46°/100m，井身轨迹如下表1。下入Ф206mm或Ф219mm套铣筒相当困难。

处理技术方案的形成

通过对该井前期事故处理浸泡、打捞处理效果不理想。经过仔细分析和研究，确定整体打捞方案如下：

第一步：改用倒扣接头打捞，倒出部分未完全粘卡的钻具。在倒扣打捞作业中，使用该工具，钻具结构中可以不带安全接头，通过操作，可以代替公锥牢牢地抓住落鱼，不仅可以实现安全退扣，而且比采用反扣公锥倒扣，打捞成本低，不会引起像公锥断裂等复杂事故恶化。

第二步：然后用Ф206mm套铣筒套铣，倒扣接头和公锥倒扣，倒出无磁承压钻杆以上全部钻杆，但必须至少留无磁承压钻杆，由于无磁悬挂母扣内有无磁垫圈，防止倒出无磁承压钻杆，无磁悬挂内无磁垫圈全部散落至鱼顶位置以上，增加打捞处理难度甚至打捞失败。如果下入Ф206mm套铣筒时遇阻，必须对井眼进行通井和扩眼后，下入一根套铣筒套铣，然后增加半根或两根套铣筒，再进行打捞部分钻具。

第三步：由于FEWD仪器本体外径Ф180mm，而FEEWD仪器扶正块最大外径Ф186mm，而需要再次较大井眼工具进行通井和扩眼，然后下入一根直径大Ф219mm套铣筒套铣，然后增加一根或两根Ф206mm套铣筒组成复合式套铣筒，进行套铣，最后倒出FEWD仪器。

打捞技术方案实施

倒出部分钻具

用倒扣接头进行了六次倒扣，根据每次倒扣钻具情况，下入倒扣接头（或公锥）的钻具组合中第一根钻杆用不同程度的弯钻杆加入，共倒出钻杆20根，鱼顶1357.11m（1357m处井斜90.46°），落鱼长度144.3m，落鱼在水平段，倒扣时最大扭矩38000N.m。第七次倒扣时，钻具粘卡吸附力大，倒扣时最大扭矩40000N.m，倒扣未成功。

然后循环处理钻井液。注入解卡剂20m3，开始浸泡并下入震击器、加速器，每间隔4小时震击，震击5～6次，震击范围140t～90t。再次用倒扣接头六次进行倒扣，倒出钻杆6根，落鱼长度87.01m（其中普通钻杆6根）。倒扣时最大扭矩40000N.m，倒扣扭矩达到电动转盘扭矩，下部钻具无法再进行倒扣。决定先通井后，再下入套铣筒进行套铣，进入整体方案第二步。

通井、套铣、打捞部分钻具

井眼通井时分两步，通井本着钻具结构先易后难、先柔性后刚性的原则，通井目的是对水平井的井轨迹中造斜率大的井段进行通径、修复和降低造斜率。在斜井段、造斜率高的井眼，下入刚性强的Ф206mm套铣筒存在着下入困难和遇阻， 所以，下钻通井钻具充分考虑到造斜率高对下入套铣筒的风险，通井钻具结构如下。

第一次通井钻具结构：Ф190mm三翼尖刮刀+Ф127mm加重2根+Ф235mm扶正器+Ф127mm加重1根+Ф127mm斜坡钻杆18柱+Ф127mm加重10根+Ф127mm斜坡钻杆。

第二次通井钻具结构：Ф190mm三翼尖刮刀+Ф127mm斜坡钻杆1根+Ф127mm加重11根+Ф235mm偏心扩眼器+Ф178mm钻铤2根+Ф235mm键槽破坏器+Ф127mm加重16根+Ф127mm斜坡钻杆。

在水平段下Ф206mm套铣筒也按照先易后难的原则，先下套铣筒一根，然后再下一根半、两根，每次套铣时，在鱼头位置如果被粘卡的钻具严重粘附在下井壁，进不了鱼，不能硬套铣，必须在鱼头上裁引子（短钻杆或公锥），防止碰坏和挤坏鱼头，造成打捞复杂恶化。实际证明：下Ф206mm套铣筒也先易后难，进不了鱼用裁引子办法套铣进鱼。这种办法简单有效。

经过7次套铣，两次下入震击器、加速器和随钻震击器，下入然后下公锥或倒扣接头，又打捞出6根钻杆，落鱼长度29.68m。井内落鱼已打捞至无磁悬挂部分。达到了整体方案的第二步。

打捞FEWD仪器

下钻通井保证Ф219mm一根和Ф206mm一根（或两根）复合套铣筒顺利下入，通井钻具组合：Ф190mm三翼尖刮刀+Ф127mm斜坡钻杆2根+Ф235mm键槽破坏器+Ф127mm加重2根+Ф235mm键槽破坏器+Ф127mm加重2根+Ф235mm偏心扩眼器+Ф127mm加重8根+Ф127mm斜坡钻杆27根+Ф127mm加重15根+Ф127mm斜坡钻杆。

复合套铣筒也先易后难原则，第一次只下Ф206mm两根套铣筒套铣落鱼中的无磁承压钻杆+无磁悬挂，然后下入Ф219mm一根+Ф206mm两根组成的复合套铣筒，将FEWD仪器及以上所有钻具套铣完，然后下入倒扣接头打捞仪器对扣以后，最大上提150t，上提落鱼不动，FEWD仪器以下部分动力钻具和钻头紧紧粘附在井壁上，然后倒扣，起钻打捞FEWD仪器成功，井内只有落鱼钻头、动力钻具和配合接头，以下落鱼不再进行打捞。

水平井打捞技术小结

该井自粘附卡钻以后开始进行处理事故打捞作业，历时一个多月，完成了解卡剂浸泡2次、震击器震击3次、起下打捞34次、起下钻辅助23次等62次作业。在34次打捞辅助作业中，只有18次打捞是有效果的，其余16次打捞是无效的。由于该井为水平井，常规打捞工具受到了较多的限制，所以从水平井的处理角度来说，常规的打捞技术已不能满足水平井事故处理的要求。在62次辅助打捞和打捞作业中，入井打捞工具和辅助工具，就类型而言有7种，就规格来说有11种，工具数量43只（根），直接材料损失较大，但是与成功捞获昂贵的FWED相比，还是值得的，其事故处理的经验和教训值得借鉴。

铣鞋的改进

在以上方案的第二步实施过程中，水平井大斜度井段的套铣筒的顺利下入，首要考虑是套铣筒的铣鞋，首先下入的切削型锯齿铣鞋，铣鞋的底面的1/3改成马蹄口，下钻到底，这种加工的铣鞋进入鱼头困难。第二次下入切削型锯齿铣鞋，不改成马蹄口，同样进入鱼头效果不理想。

两次进不了鱼头，说明钻柱紧紧粘附在下井壁，鱼头必须栽引子，同时换磨削型平底铣鞋，平底铣鞋底侧面5～6cm高位置至底端加以铺焊硬质合金。

磨削型平底铣鞋套铣效果较好，但是从套铣后打捞起出的钻杆磨损严重，特别是公母扣被铣鞋严重磨损。钻柱公母扣被磨损后，打捞下入公锥或倒扣接头，必须谨慎选择，防止打捞落鱼时事故恶化。为防止出现意外，再次对磨削型平底铣鞋进行改进，平底铣鞋内侧4～5cm高位置至底端加工成15°倒角。套铣钻柱时对钻柱和FEWD仪器减少磨损，实际套铣和打捞出钻柱和FEWD仪器，钻柱公母扣有轻微磨损，FEWD仪器几乎没有磨损。

自制倒扣母接头

FEWD仪器连接自上而下由无磁悬挂、HCM传感器、EWR电阻率传感器、DGR伽玛传感器、双公接头组成。在套铣完FEWD仪器后，用倒扣接头倒扣，由于电阻率传感器和伽玛传感器丝扣连接扭矩较小，倒扣时从这两者之间倒开，FEWDS仪器中下部DGR伽玛传感器、双公接头还在井内，伽玛传感器是FEWD仪器中三大部件之一，成本价格不薄。为了打捞伽玛传感器。但是伽玛传感器的公扣朝上且公扣内部有配件，与下部连接的是大尺寸Ф197mm1.5°动力钻具，动力钻具无法进行套铣且很强地粘附在井壁上，所以只有下母锥进行倒扣，只能希望伽玛传感器从伽玛传感器与双公接头或双公接头与动力钻具两者之间的联接部分倒开。

为此，又两次下入母锥，但是下钻过程中斜井段均遇阻，又下钻通井，再次下母锥又遇阻遇阻。母锥三次遇阻，打捞伽玛传感器的希望渺茫。打捞专家从倒扣（公）接头得到启示，设计和加工倒扣母接头（下图2所示）进行打捞。下入倒扣母接头将伽玛传感器成功打捞出来。

下部钻具组合建议

这次事故打捞唯一遗憾的的是，井内还有落鱼9.09m没有全部打捞出来，一是由于打捞工具受限，另外是钻具组合本身的不合理。

图2　设计和加工倒扣母接头

胜利油田稠油油藏多，为了开发需要，部署大量的热采井，设计二开井身结构中二开井眼为Ф241.3mm。在胜利油田，Ф241.3mm井眼与之匹配的动力钻具直径是Ф197mm，一旦出现井下事故和复杂，Ф197mm大尺的动力钻具打捞相当困难。在西欧和美国，使用有Ф181mm、Ф185mm、Ф187mm、Ф190mm各类型的动力钻具，选择性较强。而在国内，目前只有德州生产Ф185mm的动力钻具，有一种Ф172mm的动力钻具，本体较小只能设计使用扣型为REG4-1/2"，而Ф241.3mm牙轮钻头和PDC钻头扣型REG6-5/8"，也与之不匹配。所以建议国内动力钻具厂家生产Ф181～187mm的动力钻具，满足Ф241.3mm井眼处理井下事故和复杂的需要。

另外，在水平井钻具组合中设计和使用随钻震击器，但是，实际钻具组合中随钻震击器往往被忽视，随钻震击器的使用在水平井和复杂井正常钻井过程中因种种原因井下发生遇阻、遇卡或卡钻时，可以启动震击器进行上击或下击，及时解除井下卡钻事故。

结语

（1） 水平井的井身轨迹如果造斜率低，如发生钻柱粘卡，只要技术方案科学合理、处理措施得当，成功打捞钻柱或FEWD等仪器是完全可以实现的。

（2） 发生粘卡以后，水平井大斜度井段和水平段钻具粘附在下井壁，钻具粘附时间长，粘附包角大，解卡剂不能有效进入钻具包角范围内，钻具浸泡解卡的概率小，可以在第一时间内进行浸泡，如不解卡，不要再进行浸泡，既损失经济效益又耽误处理时间。

（3） 水平井处理井下钻具粘卡，如果使用震击类的解卡工具，震击器选用上击类的工具，下击类工具谨慎使用，因为震击器下击时造成钻柱粘附包角增大，摩阻力增大，也可能造成落鱼鱼头埋入井壁内，打捞时找不到鱼头，事故处理的难度加大。

（4） Ф241.3mm井眼使用与之匹配的外径为Ф181～187mm的动力钻具。

姚良秀

胜利石油工程有限公司渤海钻井总公司钻井一公司

姚良秀，男，1972年6月出生，1997年7月毕业于西南石油学院钻井专业，大学本科，高级工程师，现为胜利石油工程有限公司渤海钻井一公司从事技术管理工作。

图3　变压器故障诊断流程图

张 毅

淮北矿业集团公司岱河矿业机电科

张毅（1965年出生）男，安徽淮北人，工程师，1991毕业于淮北技术学院，长期从事机电技术工作，现就职于淮北矿业集团公司岱河矿业机电科。

10.3969/j.issn.1001-8972.2015.18.028