ZX105井卡套管事故原因分析及處理工藝

張珍

（中石化西南石油工程公司鉆井工程研究院，四川德陽618000）

1 ZX105井基本情況

ZX105井是四川盆地川西凹陷知新場構造的一口勘探水平井，目的層為下沙溪廟組JS31-2砂組，實鉆井深為3 726 m（垂深為2 505.16 m）。全井水平段長1 004 m，水平位移為1 310.42 m，最大井斜角為92.50°（3 011.87 m）。該井導管使用φ444.5 mm的鉆頭、高膨潤土含量鉆井液（10%膨潤土漿+0.2%黃原膠）鉆進至井深210 m中途完鉆，期間發生井漏5次。一開使用φ311.15 mm鉆頭，采用聚合物鉆井液鉆進，在井段212.78～774 m發生井漏8次，由于地層不能承壓，提前至1 000 m中途完鉆。二開使用φ215.9 mm的鉆頭，采用聚合物鉆井液鉆至井深2 000 m，轉為甲酸鉀聚磺鉆井液，直導眼鉆進至井深2 605 m，由于地質調整，共側鉆3次。第一次側鉆點為2 170 m，期間共鉆遇2段泥巖（泥巖段分別為3 007～3 043 m，3 107～3 242 m），鉆至 3 242 m打水泥塞回填；第二次側鉆點為2 685 m，鉆至井深2 716 m時返出泥巖，再次回填；第三次側鉆為2 590 m，鉆至井深3 726 m處完鉆。由于提前下入一開套管，使二開裸眼段增長，多次側鉆對鉆井液性能要求高。二開鉆進施工中，直導眼在1 000～2 090 m裸眼井段浸泡周期長達105 d，但井壁穩定性良好，無垮塌。二開鉆進、起下鉆、測井等均較為順利，無長時間劃眼等。但在完井作業過程中發生了卡套管事故。

2 卡套管經過

2.1 下套管前通井情況

下套管前，簡化鉆具組合進行通井作業，通井下鉆摩阻情況如表1所示。由表1可知，該井下鉆通井至造斜段摩阻較小，僅為100～200 kN，水平段摩阻隨著井深的增加逐漸增大，最大摩阻為500 kN。下鉆到底循環，振動篩無返砂后起鉆，通井情況正常。下套管前鉆井液性能如表2所示。

表1 通井下鉆摩阻情況

表2 ZX105井下套管前鉆井液性能表 （ρ為2.0 g/cm3）

由表2可知，該井下套管前鉆井液密度上提至設計最高限（2.0 g/cm3），為了確保潤滑性，控制油含量為5%，降低鉆井液壓持式摩擦系數至0.12。

2.2 套管柱下入情況

完鉆后通井作業順利，開始下套管作業。①入井套管串為：φ139.7 mm浮鞋+短套管×1.5 m+套管1根+浮箍+φ139.7 mm套管1根+浮箍+套管1根+球座+套管串+懸掛器+φ139.7 mm加重鉆桿。②入井套管扶正器：水平段及斜井段每2根套管加整體式彈性扶正器1只，直井段4根套管加1只整體式彈性扶正器，套管管串下放至792～3 726 m，管串長為2 934 m。

2.3 卡套管經過

套管順利下至井深2 847 m，下放懸重為420 kN左右（摩阻為150～200 kN），指重表基數為240 kN。井深2 847 m后下放套管需要上提，將套管活動開再下放，上提懸重為640～860 kN，下放懸重為400～450 kN。下完套管（下入深度為2 927 m）坐吊卡接懸掛器，在連接套管懸掛器期間，灌漿5 min后上提套管發現壓差卡鉆，最大上提至1 500 kN，下放時將懸重放完，無效果，套管遇卡，經計算卡點在井深2 720 m處。

3 事故發生原因分析

3.1 井身結構及剖面設計原因

根據現場實際情況，取游車系統重量為240 kN，套管段摩擦系數為0.3，裸眼摩擦系數為0.5；運用WELLPLAN軟件對比分析了一開套管下入井深為2 000 m和一開套管下入井深為997 m時（設計與實鉆井身結構），起下套管摩阻情況見圖1。

圖1 設計和實鉆井身結構下套管大鉤載荷對比分析圖

由圖1可知，原設計井身結構一開套管下至井深2 000 m，二開套管下至井深2 730 m井口大鉤載荷達到最大值904.2 kN，套管下至井深2 927 m時大鉤載荷為863.7 kN。

實鉆井身結構一開套管下至井深997 m，二開套管下至井深2 490 m，井口大鉤載荷達到最大值為569.2 kN；下至井深2 927 m時，套管進入水平段214 m，大鉤載荷為492.7 kN，而此時遇卡，已經沒有足夠的沖擊力使水平段套管移動，只能以上提活動套管為主，嚴重影響了卡套管事故發生后的處理措施，是造成本次遇卡的主要原因。同時，該井B靶點垂深較A靶點垂深淺16.84 m（軌道分段數據見表3），且在井深3 200.20 m增加控制點等，也進一步增加套管下行摩阻和卡套管風險。

表3 ZX105井軌道分段數據

3.2 地層原因

ZX105井水平段為沙溪組，主要巖性為砂巖，存在微細裂縫，可鉆性好，鉆時為3～7 min/m，滲透性好[1-4]，油氣顯示高達50%，地層強滲透性增加了鉆井液濾失后泥餅厚度，亦增加了壓差卡套管的風險。

3.3 工程原因

3.3.1 鉆井液密度偏高

根據經驗，鉆井液液柱壓力超過地層壓力 3.5 MPa以上時，卡鉆、卡套管的可能性增大[5-6]。該井為知新場構造第一口以下沙溪廟組為目的層的評價井，鄰井無可參考資料，設計預測下沙溪廟組地層壓力梯度為1.50～1.70 g/cm3，設計最高鉆井液密度為2.00 g/cm3，下套管時實際鉆井液密度為2.0 g/cm3，最大正壓差當量密度為0.5 g/cm3以上，井底最大正壓差達到12.2 MPa。鉆井液密度高、壓差大是此次卡套管的主要原因。

3.3.2 接懸掛器作業期間套管柱靜止時間過長

壓差卡套管與井壁接觸時間的長短有關[7-8]，本井卡套管發生在接懸掛器過程中，套管靜置時間超過5 min，說明本次事故和接懸掛器過程中的靜置是有直接關系的。

3.4 鉆井液體系原因

由于鉆屑治理原因，該井鉆井液體系由前期施工井的氯化鉀聚磺鉆井液體系替換為甲酸鉀聚磺鉆井液體系，K+含量為15 000～17 000 mg/L，該體系泥餅有強的吸附能力，造成巖屑床難以清除，泥餅虛厚，套管與泥餅接觸面積大，包角大，阻卡風險高。

1）甲酸鉀聚磺鉆井液體系和氯化鉀聚磺鉆井液體系潤滑性能對比。實驗對比分析了KCl、KCOOH對鈣基聚磺鉆井液體系的潤滑性的影響（見表4）。由表4可知，體系中加入7%KCl后，各項潤滑性能顯著優于加入7%KCOOH的性能。主要原因為，鉆進時甲酸鉀鉆井液體系中的鉀離子比甲酸根離子易被消耗，為保持鉀離子濃度，持續補充甲酸鉀，造成甲酸根離子富集，而甲酸根離子活性強、易吸附，增加了泥餅的黏附性，摩阻系數也大。

表4 不同鉆井液體系的潤滑性能

2）不同鉆井液體系流變性能對比。甲酸鉀鉆井液在現場應用過程中，由于無論惰性固相、活性固相對甲酸根離子均有吸附作用[9-12]，造成高密度高固相甲酸鉀鉆井液體系的黏度波動大，性能穩定性差。如表5所示，該井水平段施工時鉆井液黏度和切力均高于鄰井，鉆井液漏斗黏度高達70 s，且靜切力高。

3）在中江-高廟一開井段，同樣存在起鉆困難現象，而返出的也多是巖屑，說明了甲酸鉀體系泥餅具有較強的吸附性。

表5 不同鉆井液體系性能的對比

4 事故處理工藝

與常規壓差卡鉆處理工藝不同，由于該井卡套管時，已接懸掛器，為防止套管提前坐掛，因此上下活動噸位受限，亦不能旋轉套管，處理過程中套管解卡工藝更為細致和復雜。套管遇卡之后卸掉懸掛器，采取循環上下活動的方式處理，反復活動，最大上提至16 00 kN，下放最小將懸重放完至240 kN，反復循環活動套管，未解卡。按照壓差黏附卡套管處理思路，鉆井液密度由1.99 g/cm3降至1.95 g/cm3，循環無掉塊、返出少量細巖屑。

降密度期間配制JKZ油基解卡液準備解卡（配方為：柴油+清水+8%JKZ+重晶石粉），JKZ是一種粉狀解卡劑，配方組成為：30%～80%瀝青粉，30%～50%石灰粉，6%～10%油酸，3%～20%環烷酸等，其解卡機理與SR301型油基解卡劑作用機理相似。

4.1 第一次浸泡JKZ解卡液

解卡作業過程：注入23.7 m3解卡劑、密度為1.90 g/cm3， 套管內留9.4 m3， 進入環空14.3 m3，覆蓋井段2 927～2 570 m；注入解卡劑后，每小時替鉆井液一次， 前3次每次替1 m3， 之后每次替0.5 m3， 并大范圍上下活動鉆具，最大上提至1 800 kN， 下放至240 kN，每隔10～15 min活動一次。解卡結果：本次解卡上下活動套管，以下壓為主，共替漿12 m3，鉆井液進入環空2.6 m3，解卡劑上行至2 137 m，泡解卡劑23 h反復活動套管無效。

4.2 第二次浸泡JKZ解卡液

繼續降低鉆井液密度至1.85 g/cm3。將JKZ的濃度由8%提高至10%。注24.5 m3解卡劑JKZ、密度為1.80 g/cm3，套管內預留4.42 m3，進入環空20.08 m3，覆蓋井段2 927～2 258 m；注入解卡劑后，每小時替漿1次，前2 h每次替漿1 m3，以后每隔1 h替漿0.5 m3，共替入4.6 m3。累計替入9.1 m3，井漿進入環空5.7 m3，解卡劑上行至2 068 m，期間上下活動套管，范圍180～1 500 kN，間斷正向憋壓1.0～2.1 MPa，促進解卡劑滲透進入泥餅。泡解卡劑39 h反復活動套管無效。

4.3 第3次浸泡快T解卡劑

繼續循環， 將鉆井液密度由1.85降至1.75 g/cm3， 改用快T進行解卡，快T是一種陰離子型表面活性劑，具有滲透快速、均勻的特點，解卡時，通過滲透進入泥餅，破壞井壁泥餅，從而達到解卡的目的。快T解卡劑配方為：柴油+6%快T。注入13.15 m3快T解卡劑進入環空，覆蓋2 522～2 927 m，此時井底當量密度為1.71 g/cm3，上提套管至懸重1 500 kN穩住，為提高快T滲透進入泥餅速度，環空憋壓1.5 MPa。浸泡10 min后懸重快速回落至原懸重640 kN，解卡成功，接懸掛器，下鉆送放鉆具，下放摩阻200～350 kN，送放套管順利到位。

5 結論與建議

1.一開套管下深淺，二開下套管遇卡時套管已進入水平段214 m，上部套管沒有足夠的沖擊重量使水平段套管移動，同時井底較高的正壓差，是造成本次水平井卡套管的主要原因。甲酸鉀鉆井液體系黏附性強、地層滲透性強、接懸掛器長時間靜置是本次水平井卡套管的次要原因。

2.與常規壓差卡鉆處理工藝不同，由于本井卡套管時，已接懸掛器，為防止套管提前坐掛，因此上下活動噸位受限，亦不能旋轉套管，處理過程中套管解卡工藝更為細致和復雜。

3.解卡表明，與油基鉆井液解卡劑JKZ相比，低密度快T解卡劑更易滲透進入泥餅。同時通過降低鉆井液密度、浸泡時環空適當憋壓等手段可提高水平井壓差卡套管成功率。

4.設計井身結構時應考慮送放鉆具的重量滿足下尾管的需求。水平井鉆進中使用低黏度、高切力鉆井液體系，配合高效潤滑劑，是減小卡套管風險的有效措施。