GaoShi X井測井工程故障剖析

熊永立

中國石油集團川慶鉆探工程有限公司 工程技術處（四川 成都610051）

川慶鉆探CX 測井隊的GaoShiX 井測井項目為自然伽瑪、磁性定位、石英壓力、流體密度、溫度梯度、微差溫度、持水率、流量等，測量井段為4 430～4 580 m，采取測井工藝為井口帶壓的電纜式測井方式。在施工過程中發現測井的井口BOP 封緊器泄漏天然氣。關BOP 半封、給BOP 注密封脂，當泄漏情況越來越嚴重時，現場關閉井口采油樹的4#閥門，剪斷測井防硫電纜，導致一串Sondex 7 參數生產測井儀器落井。

1 測井施工經過

該井的井口壓力為55.67 MPa、H2S 濃度為62.62 g/cm3。在采氣過程中，因井口采油樹7#閥關閉不嚴，且7#閥以上無泄壓閥，導致7#閥以上部分無法泄壓。向上級請示后，決定關4#閥門泄壓后，CX隊接井施工。

7 月某日8:00，采氣井站關閉4#閥門，泄壓完畢后，測井隊進行地面準備。拆卸采油樹頂法蘭、安裝轉換法蘭、BOP功能測試、安裝BOP等；并對帶壓測井地面的主要設備進行功能測試；連接控制頭、連接5 級注脂管線及液控管線，將每一級注脂管線與對應的注脂泵進行標注，然后將防噴管串連接到井口防落器上，再試壓65.5 025 MPa（9 500 psi）、穩壓30 min，試壓結果合格，不泄漏。13:00，測井隊下通井管串，啟動三級注脂，注脂壓力82.74 MPa（12 000 psi），以2 000 m/h 的速度緩慢下井。15:52通井工具串在4 553 m 遇阻。20:30，通井管串起進防噴管，采氣井站人員關4#閥泄防噴管內壓力后，夜間停工休息。

次日6:30，CX 測井隊拆開防噴管、拆卸通井管串、更換測井儀器串，檢查電纜及加重等，檢查電纜的通斷、絕緣，以及O 型密封圈；確認被檢查部件正常后，組裝測井儀器，并刻度檢查校驗，再連接防噴管，從事電纜防噴裝置整體試壓。在快速注水壓力上升至6.895 MPa（1 000 psi）左右時，發現雙級BOP半封的左上翼、右下翼滲水，現場檢查發現密封圈輕微變形，并及時更換，將防噴管串、BOP 吊到井口與法蘭連接，整體試壓65.5 MPa、穩壓30 min，試壓合格。14:00 測井工具串開始下井。16:30 開始第1種產量制度測井，正常。19:00開始第2種產量制度測井。在此期間，井場H2S檢測儀報警，經詢問井站人員得知，系儲液罐區域泄漏。21:20開始第3個產量制度測井。鑒于前兩個產量制度均正常、且井場內有水車裝卸污水，井場有H2S氣味，報警儀常有報警聲，測井隊巡查井控設備，未發現異常狀況。

22:13 在第3 種速度（10 m/min）下測至4 512 m時，發現BOP處有氣體泄漏。測井隊立即啟動應急處置程序，停絞車、關BOP 半封、給BOP 注密封脂，壓縮氣體從半封右側翼逸出且泄漏情況越來越嚴重。小隊將泄漏及處置情況通知采氣井站人員，采氣井站人員請示安岳采氣作業區后，實施關井程序。22:24 關閉4#閥門，同時剪斷了約4 500 m 生產測井防硫電纜，導致一串Sondex 7 參數生產測井儀器落井，落井測井儀器串長度為16.5 m，其中含5 550×106Bq（150 mCi）的流體密度源一枚。

電測資料反映在龍王廟地層4 522～4 557 m氣層顯示良好，地層壓力達到68 MPa，試油測試時，龍王廟地層產量較高，其下部燈影組地層顯示較差，且兩套儲層的地層壓力系數相差較大。油公司決定對該井龍王廟地層先進行完井采氣工作。暫封住直徑為177.8 mm 的尾管，在直徑為247 mm 的套管內采用油管傳輸工藝，射開4 255 m 至4 557 m 的龍王廟地層。在4 500 m 下了完井封隔器，油管為Φ88.9 mmSM2550-125 VAM-TOP，采氣井口為HH級的KQ65-70 MPa。用直徑為88.9 mm的油管進行氣舉，然后采氣。

該井于2013 年進行采氣工作，日產天然氣66萬m3，隨著時間推移，日產氣量逐漸減少，到2015年底，日產天然氣近30 萬m3，并伴有一定量的采水出。為搞清該井的出水量和摸清產氣動態，掌握出沙量等諸多情況，決定對該井進行井口帶壓條件的生產測井。

壓井使用清水+暫堵劑+溴鹽無固相壓井液正注壓井，在井底注入1 000 m左右的暫堵劑；暫堵劑上面注入溴鹽固相壓井液，其比重按照三高井井控要求執行。

2 打撈工程

2.1 打撈方案

井口防噴裝置：打撈落井電纜時，在采油樹上由下向上的防噴裝置為測井BOP+轉換法蘭+連續油管BOP+連續油管防噴管+連續油控制頭[1]。打撈工具采用50.8 mm(2″)的連續油管，并在連續油管頭接測井專用打撈矛。

壓井完成后，先用專用測井內打撈矛在650 m撈落井電纜魚頭，撈住，緩慢輕提，當測井電纜提直后，上下輕放測井電纜，讓測井儀器從井底大肚子的套管中安全地進入采氣油管，防止在采氣油管底部的球座處掛住測井電纜或掛住測井電纜頭，拉斷測井儀器頭部電纜或從馬籠頭的弱點處把電纜與測井儀器分開，造成測井儀器分離測井電纜再次落井。如測井儀器再次落入采氣油管下部的完井套管的大肚子，下步打撈無電纜的測井儀器將會更加艱難。若打撈測井電纜內撈矛經幾次打撈失敗，抓不住魚頭電纜時，更換成測井專用的外撈矛工具進行打撈[2]。

2.2 打撈過程

第1 趟：8 月11 日，打開井口閥門，連續油管下井打撈電纜。在井下安全閥位置，以5 m/min 速度上提下放，暢通。工具下放至450 m，多次反復該井深，估計打撈工具碰到電纜，然后將打撈工具起進井口防噴裝置。拆開連油防噴管，觀察。測井方初估落井電纜魚頭在360 m處。由于連續油管下放在該處時，連續油管懸重遇阻不明顯，便起出連續油管，以檢驗是否撈住落井電纜。未撈獲電纜，打撈工具無碰痕。

第2 趟：仍然采用第1 趟打撈工具，下井打撈。工具下放至570 m，連續油管有遇阻現象，起至井口，連續油管懸重無明顯增加，將工具再次下入650 m，然后加深至750 m。在下入過程中，仍然在570 m處有遇阻現象，為證實570 m處的遇阻原因，決定起出連續油管到井口。拆開連油防噴管，觀察。結果：未撈獲電纜，檢查打撈工具引鞋處有碰痕。分析：打撈工具碰在油管內壁上，通過光源測井證實570m處油管有些變形。

第3趟：利用鷹眼測井儀器進行下測，探測電纜魚頂位置。開始下測井下電視，效果良好，測得液面深度255 m，探測到魚頂深度769 m。探得電纜魚頂姿態，為打撈測井電纜做好支撐工作。其電纜魚頂姿態如圖1所示。

圖1 電纜魚頂姿態照片

連續油管下至735 m，在735～750 m 井段以5 m/min、10 m/min 的速度反復上提下放，觀察連油運行的重量情況；下放至780 m 然后上起至760 m，下放時有輕微遇阻現象；再次下放至784 m，然后上提至768 m，下放時有遇阻現象；從768 m 下放至796 m，下放時連油重量下降了約2 t，從魚頂位置下行27 m，遇阻明顯。結果：撈出電纜4 150 m，電纜底部無測井儀器。末端50 m 的電纜有12 處彎折嚴重，個別地方內、外層鋼絲斷裂，斷口鋼絲和纜芯有明顯灼燒和脆化表象，不像是直接拉斷所致。井筒內還有約350 m電纜和測井儀器。

根據打撈情況，判斷落井的測井儀器仍在開氣油管內，為了不把測井儀器趕出采氣油管，一旦把測井儀器趕出采氣油管，進入套管后，即使通過撈住測井電纜，也可能測井儀器上的金屬扶正器不能進入采油管，考慮到井口帶壓打撈，安全風險較大，決定對該井進行壓井打撈。

第4 趟：完成連油井口設備安裝，試壓60 MPa、穩壓10 min 合格；12:00 開始連續油管下井；下放至4 370 m，反復起下多次嘗試打撈，然后上起連續油管；下放至4 370 m遇阻，經過兩次下壓連續油管，撈測井電纜。打開連油井口設備檢查，觀察內打撈工具內有刮痕。結果：未撈獲電纜，打撈工具有掛痕。

第5趟：以排量0.8 m3/min注入25 m3泥漿，油壓16.5～26.56 MPa，停泵后逐漸降為零；開始下放連油，下至4 480 m，連續油管有遇阻現象，兩次加壓打撈電纜后，上起連續油管。拆開防噴管觀察，結果：未撈獲電纜，打撈工具有掛痕，與第3趟一樣。

第6 趟：用Ф54 mm 內撈矛，過油管打撈。連油試壓60 MPa，穩壓10 min合格；連油打撈，下至井深4 530 m（距儀器頂部深度約6.4 m）遇阻，經過兩次加壓打撈后，上起連續油管，有明顯遇阻與掛卡現象，然后上起連油。上起連油至井口，9:40，拆開防噴管檢查打撈結果。結果：未撈獲電纜，打撈工具無明顯的掛痕。

第7 趟：用Ф66 mm 內撈矛，過油管打撈。安裝連油井口設備，試壓60 MPa，穩壓10 min合格；連續油管下井，下至4 550 m遇阻，懸重下降至10 t，遇阻約2.5 t；上起連油至4 530 m，再次下探至4 549.6 m遇阻，懸重下降至10.5 t，遇阻約2.0 t。隨后終止打撈，上起連油。打開連油放噴管檢查，看打撈情況。結果：未撈獲電纜和儀器，內撈矛前端有擠壓變形現象。分析：打撈工具插在儀器與177.8 mm（7″）套管內壁之間被壓扁。

第8 趟：用Ф54 mm 內撈矛，過油管打撈。在第5次打撈使用的內撈矛基礎上，增加了Ф66 mm的可調整接頭，在打撈工具連接內撈矛工具時，可調整角度使內撈矛撈齒脊背緊貼油（套）管管壁，檢查連油井口設備，連接、調整Ф54 mm 內打撈矛。連接連油井口設備，試壓60 MPa，穩壓10 min合格，連續油管下井；連油下至4 549 m 遇阻，加壓3.0 t（12.0 t↓9.0 t），深度下行至4 552.0 m。上提連油20 m，再次下探魚頭，連油下至同一深度遇阻，下至4 552 m懸重下降了4 t（12.0 t↓8.0 t），終止打撈，上起連油。結果：打開井口檢查，未撈獲電纜，打撈工具發生了外叉變形。分析：打撈工具卡在測井儀器中下部，導致工具脹開。

2.3 打撈結論

經過前兩個階段的打撈，特別是第7 趟和第8趟打撈后工具變形，可以得出結論：井口加固有效地保護了采氣井口；通過泥漿壓井+吊灌的方式，能有效地確保打撈過程中的井控安全；第7 趟是打撈工具插在儀器中部與177.8 mm（7″）套管內壁間，導致兩半邊打撈工具擠扁；第8 趟是打撈工具插在儀器中部，儀器本體進入打撈工具內，導致打撈工具脹開；第7、8趟打撈結果分析，落井的350 m電纜在儀器底部；第7趟和第8趟打撈過程中，打撈工具在4 550 m 遇阻，與測井用通井規通井4 553 m 遇阻的深度基本一致，可以判斷為4 550 m 深度為測井儀器中下部位置；打撈電纜工具在儀器上部打撈電纜不可行。打撈電纜帶出測井儀器的思路應該調整，可以考慮直接打撈測井儀器或者通過儀器插入方式打撈電纜[3-4]。

3 打撈方案設計

針對前面幾次打撈情況，認為此次打撈故障更加復雜，為有效進行下一步打撈，提出了5個打撈方案的設計。

3.1 半邊插入式外打撈矛

用半邊插入式外打撈矛進行打撈電纜，整個工具上端與連續油管連接，下部為近2～3 m長的交叉撈勾，插入儀器本體中下部，去勾撈測井電纜，下部基本為兩排外撈矛，其勾長控制在30～35 mm。

優點：為外撈矛勾，容易撈住電纜。

缺點：由于撈勾不能做得太長，下不到儀器底部；插入儀器和套管內壁后，容易被卡住，若加壓過大，卡住越緊，撈矛難丟手。

3.2 低速馬達帶撈勾式打撈器

連續油管+單流閥+液壓丟手+打撈馬達+變扣+電纜撈勾，其打撈電纜的撈勾可將外撈矛變為內撈矛。打撈專用馬達外徑55 mm、長度2 000 mm、排量76～189 L/min、扭矩271 N·m、轉速250 r/min。若用外撈，可控制撈勾長度，最大外徑不超過66 mm，以便撈住后進入油管內。下面的撈勾可以設計出長短不同的工具，若短工具撈不上電纜，可再換長撈勾。

3.3 撈筒直抓測井儀器打撈器

設計一種打撈筒，類似于卡瓦打撈工具式的打撈筒。抓住測井儀器中上部，在上提作用力的條件下，撈筒內撈齒滑入測井儀器連接串的連接接頭，因測井儀器接頭小于測井儀器外徑，抓住儀器本體后，向上滑入儀器連接處的凹陷處，然后起出測井儀器。也可以直接去抓儀器頭。

優點：抓住儀器頭后，可以直接帶出儀器。

缺點：理想工具，實施難度大，抓住儀器后也不易滑在儀器凹陷處。

3.4 三瓣液壓式打撈工具

設計一種打撈筒，類似于卡瓦打撈工具式的打撈筒，工具與連續油管接好后，加壓5 MPa,活塞桿下行，收攏抓鉗，開始下井；當工具下到套管內，泄壓為0，活塞桿上行，抓鉗張開，當工具下行到魚頭遇阻，加壓到10 MPa，活塞桿下行，抓鉗收攏，開始起鉆。抓住測井儀器中上部，在上提作用力的條件下，撈筒內撈齒滑入測井儀器連接串的連接接頭，因測井儀器接頭小于測井儀器外徑，抓住儀器本體后，向上滑入儀器連接處的凹陷處，然后起出測井儀器。也可以直接去抓儀器頭。

優點：地面操作工程師可以控制井下打撈工具，通過連續油管內壓力的變化，讓打撈工具抓緊或松開測井儀器。

缺點：抓住落井測井儀器后，需連續油管保住壓力10 MPa，直至把落井儀器起出井口為止，若保壓不穩，有可能導致抓住的測井儀器再次落井。

3.5 起完井管柱打撈

用5 000 m鉆機或225 t作業機，起出油管，然后打撈測井儀器。

優點：現場可從事多次打撈、壓井、洗井等工作。

缺點：成本較高，需再次搬裝設備，組織施工隊伍和有關材料。

4 故障處理方案

油公司考慮到該井產氣量較高，當年天然氣產氣量下達指標較多，經過綜合評估，若起油管打撈，加上重新洗井，氣舉采氣等措施，直接費用需兩千萬元左右，決定暫時放棄打撈。當開采天然氣兩年左右，采氣油管有一定程度腐蝕后，需起出采氣油管檢查、維護或更換新的采氣油管，此時，再打撈測井儀器。由于落井儀器中帶有放射性源，在兩年時間內的開采過程中，因放射性源密封在測井儀器金屬本體內，不會發生放射性物質的泄漏。輻射源安全監管部門同意暫緩實施打撈作業，待具備條件后實施打撈作業。為做好再次采氣工作，將專家評估報告上報四川省環保部門備案后，恢復該井天然氣開采作業。

5 打撈失敗原因分析

測井期間，儀器起至4 512 m 后，BOP 防噴器發生泄漏，然后關采氣閘門，剪斷測井電纜，測井儀器落入人工井底上部，于第一次電測通井遇阻4 553 m附近。在水泥塞面4 627 m 以上，有鉆井工程完井時沒有洗出臟物，時間長了會堆積在井筒人工井底底部，當儀器落井后，埋住落井測井儀器。在打撈期間，采用了泥漿壓井，泥漿壓井前，雖然用清水將溴鹽無固相壓井液壓入地層，但溴鹽無固相壓井液有一部分會與清水混合，一段時間后，也有一部分壓入地層的溴鹽無固相壓井液回到井筒，與打撈期間的壓井泥漿進行反應，溴化鹽壓井液與壓井泥漿反應后，泥漿結塊凝固，最后又埋住了測井儀器，導致該井測井工程故障復雜化[5]。

故障處理難點：4 522～1 557 m 射孔井段為產氣層，試采期間伴有加砂壓裂的細砂從地層沖出到井底，導致人工井底沉降物更易埋住測井儀器，即使在撈住測井電纜后，也很難通過測井電纜帶出落井儀器，這是本次測井故障處理失敗的主要原因。其次，測井儀器落井時，測井儀器已經在直徑為88.9 mm 的采氣油管底下，掉在直徑為177.8 mm 的套管內，已經形成上小下大的井筒幾何尺寸，落井測井儀器所處的位置就是一個肚皮井筒，即使用連續油管帶上專用打撈工具，撈住落井測井儀器，加上測井儀器中部還有機械扶正器，很難將落井測井儀器從套管內拉入采氣油管中，是本次測井工程故障處理的難點。測井儀器落井姿態與井筒狀態如圖2所示。

圖2 落井儀器姿態與井筒狀態示意圖

6 建議

生產測井項目比裸眼測井項目少些，但由于生產測井施工時，井口帶壓，需改變不同的產氣流量，完成生產測井項目，提取相關參數，進行參數對比，判斷井下產氣層的生產動態，因此，生產測井施工涉及的安全因素更多，需建立施工安全預案，做好常規工況下的應急預案。當發生類似井口泄漏時，若不是高含硫井，泄漏氣量不嚴重的情況下，可停止測井資料采集，快速起出測井電纜和測井儀器，再來處理井口防噴裝置泄漏問題。若情況更惡化些，也可考慮邊壓井，邊起出測井電纜和測井儀器。在高含硫氣井，遇到測井防噴器泄漏時，可采取快速關閉測井半封防噴裝置，減少測井防噴器的泄漏量，把測井電纜與儀器起至測井防噴裝置附近時，再打開半測井半封閘門，讓測井儀器起進井口的測井防噴管，關閉測井全閘門，處理泄漏故障。