固井過程中套損事故的判斷分析與處理

張 宏 軍

（勝利石油管理局黃河鉆井固井公司，山東東營 257064）

固井過程中套損事故的判斷分析與處理

張 宏 軍

（勝利石油管理局黃河鉆井固井公司，山東東營 257064）

固井施工工序連續緊湊，施工過程中出現套管質量問題時，難以有充裕的時間進行細致分析，如果判斷失誤，將會給后續施工作業帶來很大的隱患。針對近期固井施工中出現的套管本體刺穿、產生裂縫、公扣刺穿、套管滑脫等套管損壞問題，結合現場施工實例，提出了針對性的措施，為固井施工過程中的異常情況的判斷分析和處理提供借鑒。

固井；套管事故；原因分析；處理措施

固井作業的成功與否直接關系到鉆井公司的利益和信譽以及油井的壽命和產能。由于目前使用的完井套管生產廠家眾多、質量參差不齊，個別廠家生產的套管存在質量缺陷，在下套管或固井施工中，極易發生套管事故，處理不好就會埋下隱患，不但造成損失還影響油田原油上產任務的完成。筆者結合近期固井施工中發生的套管事故實例，分析了發生異常情況的原因，并提出了針對性的處理措施，對現場施工具有一定的借鑒意義。

1 固井施工異常情況

1.1 L38-P6井

該井一開?444.5 mm鉆頭×395 m，?339.7 mm表層套管×392.39 m；二開?215.9 mm鉆頭×3 423 m， ?139.7 mm油層套管×3 358.99 m；定向點深2 485 m，油頂2 280 m，油底3 285 m，阻位3 315 m。

1.1.1 施工情況 循環正常后固井施工，注隔離液2 m3，注水泥漿95 m3。注壓塞液2 m3，開泵替鉆井液，排量1.8 m3/min，替量16 m3時，泵壓上升為12 MPa，排量降至1.1 m3/min，觀察井口發現漏失，井口不返漿，替漿至22 m3，壓力升至22 MPa時，保險閥泄壓。改為水泥車替漿，頂替排量0.2 m3/min，井口一直無液體返出，堅持替至30 m3、壓力升至33 MPa時井口開始有鉆井液返出，返出量與水泥車頂替排量相當，繼續間歇頂替，替量達33 m3時，為安全考慮余3 m3未替，放壓為0，管內不倒返。

1.1.2 判斷與處理 下?73 mm鉆桿至2 993 m遇阻，水泥塞留355.03 m，鉆至3 318 m起鉆。測聲幅，人工井底3 318 m，水泥返高1 617 m，均符合要求。套管整體試壓15 MPa降至2 MPa，井口返漿，判斷封固段以上套管串出問題。

利用井溫測井法，初步確定漏點在906～909 m。經多次倒扣、在89～90根螺紋連接處（909.79 m）發現套管本體刺穿。由于本井沒有技術套管，壞套管處于裸眼井段，為防止倒扣和下新套管對扣過程中找不到魚頭，在套管內下入了?89 mm小鉆桿作引子。由于裸眼不規則，個別井段大，小鉆桿剛度小，導致?89 mm小鉆桿本體折斷落井。歷時16 d將套管內小鉆桿撈獲。通過下入?193.7 mm套管×1 109.73 m套入魚頭作外引子，然后下?139.7 mm套管對扣成功，試壓17 MPa合格。從事故發生至處理完，損失時間30.5 d，事故處理費用423.39萬元。

1.2 F154-3井

該井一開?346.1 mm鉆頭×208.00 m，?273.1 mm表層套管×206.74 m；二開?215.9 mm鉆頭×2 730.00 m，?139.7 mm油層套管×2 723.70 m。

1.2.1 施工情況 開泵循環正常，振動篩上巖屑少，循環排量1.9 m3/min，泵壓5 MPa。循環2周正常后固井施工，注前置液4 m3，排量0.7 m3/min，泵壓2 MPa；注水泥漿排量 1.0～1.4 m3/min，泵壓 2～4 MPa，注水泥漿至26 m3時，振動篩處返出膠狀鉆井液，無流動性，返出約3～4 m3后，返漿正常，注完水泥，壓塞2 m3，無泵壓，替漿初始排量1.9 m3/min，至3 m3時起泵壓至2 MPa，后慢慢起泵壓至8 MPa，替漿至24 m3時，泵壓由8 MPa突然降至4 MPa，此時替漿排量1.9 m3/min，檢查泥漿泵及各處閥門無異常后，替漿到最后仍未碰壓，替到31 m3（計算替29.5 m3），無碰壓顯示停泵。再次開泵，排量1.75 m3/min，泵壓5 MPa，循環55 m3后，井口無水泥返出，停泵候凝，觀察水泥頭內，膠塞證實已進入套管內。

1.2.2 處理過程 利用井溫和36臂影像測井方法，確定問題點（泄漏點）在418 m、第37根套管5 m（418～419 m）處有長約100 mm、寬20 mm的裂縫。下入?73 mm鉆桿探水泥塞863.94 m，并將鉆桿留在井內作為倒套管和下套管的內引子。割?139.7 mm套管頭、倒套管，在?139.7 mm油層套管外面下?193.7 mm技術套管760 m。下入反扣倒扣撈矛起出?139.7 mm套管37根，其中第37根距接箍5 m（井深419.28 m）處有長120 mm、寬5 mm的裂縫。

下入?139.7 mm套管對扣成功，套管整體試壓16 MPa，穩30 min未降。起出?193.7 mm技術套管和井內?73 mm鉆桿，鉆?139.7 mm油層套管內水泥塞。測井顯示水泥返高1 700 m，固井質量良好。

該井由于固井中發生套管事故，無法完成正常頂替，套管內留了長段的水泥塞。水泥面深度863.94 m，阻流環深度 2 721.16 m，水泥塞長度1 857.22 m，處理事故占用17 d，直接經濟損失381萬元。

1.3 K95-X27井

該井一開?444.5 mm鉆頭×406.5 m，?339.7 mm表層套管×404.63 m；二開?215.9mm鉆頭×3 429 m，油層套管?139.7 mm×7.72 mm×2 353 m+?139.7 mm×9.17 mm×1 074 m；造斜點2 538 m，最大井斜34.29°，井底位移379.10 m。

1.3.1 施工情況 循環正常后固井施工，注水泥正常，計算替量41 m3；替漿45.5 m3時，泵壓12 MPa，用水泥車頂替1.2 m3，泵壓10 MPa，包括壓塞液實際多替7.7 m3未碰壓。初步判斷套管有問題，開泵循環將水泥替出，返出水泥漿及混漿30 m3，循環處理泥漿，泵壓由10 MPa降為5 MPa，然后活動套管，懸重480 kN，泵壓降為4 MPa，判斷套管脫扣。

1.3.2 處理過程 起套管換套。起出套管203根，發現203號套管公扣刺穿，魚頭位置2 034.02 m。打撈，撈獲1根套管（母扣損壞）。下套管對扣、鉆水泥塞，測井，水泥返高2 040 m。處理事故占用17 d，事故直接費用199萬元。

1.4 ZH941-X5井

該井一開?444.5 mm鉆頭×376 m，?339.7 mm表層套管×374.47 m；二開?215.9 mm鉆頭×3 445 m， ?139.7 mm油層套管×3 437.69 m。

1.4.1 施工情況 下套管之前對套管進行現場檢查，未發現異常。最后一根套管下到底后準備接坐封頭，在上提套管時，上提至1 000 kN懸重突然降至0，井口第1根套管公扣脫扣，其余套管落井，總長度3 435.15 m。

1.4.2 處理過程 起出的第1根套管公螺紋25扣，只有3扣完好，其余扣均滑脫磨平。用倒扣打撈矛，共倒出4根套管，并且把第5根套管母接箍倒出，重新下入新套管，對扣成功。因開泵不通，在阻位以上5 m處射孔，循環正常后開始固井，固井施工正常。測井質量合格。從套管落井至測井共損失時間6.9 d，造成經濟損失54.6萬元。

2 套管事故問題分析

根據資料和現場施工情況分析，套管供井前及現場檢驗未發現異常問題，出現套管事故有本身質量缺陷檢測不到、下套管過程中存在不規范操作原因，與固井施工也有關聯。L38-P6井，在第89與90根套管螺紋連接處本體刺穿，本質上是套管有砂眼或者氣孔質量缺陷。從固井施工來分析：根據井深計算預替漿36 m3，按照管內外液柱壓差和流體摩阻之和，碰壓前的最大泵壓是16～18 MPa，替量16 m3時泵壓為12 MPa，發現漏失井口不返漿，替漿至22 m3時壓力已升至22 MPa，小排量0.2 m3/min替至30 m3時壓力升至33 MPa，井口開始返出，在高壓下又堅持頂替了3 m3。這是由于發生了漏失、蹩泵導致的，在高壓下砂眼或氣孔進一步擴大，以致刺穿套管本體，擴大了事故。如果施工順利正常，或許可以避免事故的發生。F154-3井，第37根距接箍5 m （井深419.28 m）處有長120 mm、寬5 mm的裂縫。固井施工時，判斷是上部損壞，可以采取的措施：在水泥漿稠化時間允許的情況下，加大排量，把損壞點以上污染的鉆井液循環出來，為補救（換套管）做好準備。ZH941-X5井，套管滑脫，現場端脫扣。根據上提拉力1 000 kN發生脫扣的現象（?139.7 mm、N80、壁厚7.72 mm套管絲扣連接強度應為1 548 kN），事故原因為套管螺紋強度問題，也可能是下套管作業過程中，在錯扣的情況下強行旋進造成套管螺紋嚴重損傷，受損螺紋承載能力大大降低，最終導致螺紋實際連接強度達不到標準值，井隊施工作業時，上下提拉過程中套管滑脫。

從以上出現的問題來看，套管出現問題造成的后果是十分嚴重的，如果分析判斷處理不當就會造成更大的損失。在做好套管供井、入井前的檢查的同時，要做好固井施工過程中異常情況的判斷與分析，及時采取恰當的措施，爭取把損失降到最低水平。固井過程中出現異常，如果判斷是套管破損，首先要做的工作就是要確定套管破損的位置，為制定下步固井質量補救措施和套管替換施工提供先決條件。當異常點（破損處）在水泥漿封固段以上時，就要加大頂替排量，爭取把管內頂替到位，不留或者少留水泥塞，先保證目的層的固井質量，同時也把破損處以上部分的管外清洗干凈，為補貼套管、換套或者擠水泥做好準備。如果破損點在水泥封固段內，根據頂替壓力判斷破損的位置和破損大小，選擇放回多頂替液量，鉆掉套管內留存的水泥塞后試壓并測井檢查返至套管外的水泥高度和質量能否滿足采油的需要，如果密封不好或返高不夠，就擠水泥補救，合格后交井。但要注意：在鉆水泥塞過程中套管會產生振動，小鉆桿也會對上部套管產生倒扣的影響，鉆水泥塞過程中可能出現套管脫扣或套管磨穿的復雜情況；鉆水泥塞也會造成水泥環與套管或井壁之間產生微間隙或水泥石產生微小裂紋，影響水泥封固質量。如果伴隨著固井蹩泵或井漏等事故的發生，情況就復雜多了，但還是要根據不碰壓及碰壓后壓力降低的差異及倒返的排量大小分析，正確的判斷和處理，努力減少事故損失。

3 異常情況處理實例

通過幾口井的處理經驗，技術人員掌握了應對方案，為套管事故的處理打下了基礎。例如：F15井，替漿碰壓后，頂壓22 MPa，壓力較快下降到0，井口有井漿返出，判斷為管串結構上部破損，檢查發現為聯頂節刺漏所造成；H4-X92井，替漿超過3.5 m3時，泵壓由15 MPa突升18 MPa碰壓，碰壓后管內穩不住壓，井口倒返，關旋塞閥后管內壓力上升并穩在5 MPa，再頂壓超過5 MPa井口就返出鉆井液，根據管內外液柱壓差，判斷在水泥封固段套管有問題。采取放回多替的鉆井液量再附加2 m3，關井留水泥塞候凝，電測在水泥返高以下750 m遇阻，鉆掉管內懸空水泥塞162 m，電測水泥返高符合設計要求、質量合格，試壓正常后交井，這與F154-3井事故情況、處理方法都不同。

4 結論

（1）復雜情況不同處理方法也不同，應根據不碰壓及碰壓后壓力降低的差異及倒返的排量大小判斷分析，由于固井施工工序緊湊，時間短暫，應及時采取正確的措施。

（2）在下套管或固井施工中，發生套管事故，特別是發生事故后的及時分析判斷處理非常重要，這就要求現場的固井施工指揮和有關技術人員，觀察細致、思維敏捷、正確判斷、掌握應急預案，果斷及時處理，否則將給油田造成更大的經濟損失。

［1］ 羅長吉，李楊，趙永會.固井技術［M］.北京：石油工業出版社，1999.

［2］ 魏濤.油氣井固井質量測井評價［M］.北京：石油工業出版社，2010.

［3］ 李子杰，鞏同標.梁38-平6井套管事故原因分析及處理措施［J］.石油鉆采工藝，2009，31（6）：107-109.

（修改稿收到日期 2013-06-27）

Prediction and treatment of casing failure in cementing

ZHANG Hongjun
（Yellow River Drilling and Cementing Company,Shengli Petroleum Administration Bureau,Dongying257064,China）

Cementing operations are continuous and compact. If casing quality failure occurs during cementing operation, there is no sufficient time to analyze it in detail. If the judgment is wrong, it will bring huge uncertainties to the upcoming operation works. According to the recent casing failure problem, some pertinent treatments are put forward, combined with real operation cases. The study provides reference for judging and treating some abnormal problem during cementing operations.

cementing; casing accident; reason analysis; treating procedure

張宏軍. 固井過程中套損事故的判斷分析與處理［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：40-42.

TE256

：B

1000–7393（2013） 05–0040–03

張宏軍，1963年生。畢業于中國石油大學石油工程專業，現從事固井技術的研究和管理工作，高級工程師。電話：0546-8721241。E-mail：slgjzhj@126.com。

〔編輯 朱偉〕