李 凡，和鹏飞，张 海，袁洪水，程福旺

1.中海石油(中国)天津分公司(天津300452)

2.中海油能源发展有限公司工程技术分公司(天津300452)

渤海油田N13井“插旗杆”固井事故处理技术

李 凡1，和鹏飞2，张 海2，袁洪水2，程福旺2

1.中海石油(中国)天津分公司(天津300452)

2.中海油能源发展有限公司工程技术分公司(天津300452)

固井是钻井作业中的重要工序，很难有重复作业的机会，必须一次性实现质量要求。但是由于客观因素的存在，不可避免地会发生某些固井事故，如“插旗杆”事故便是固井事故中的典型。渤海某区块N13井在一开444.5mm井眼作业时由于轨迹偏料，需要注水泥回填侧钻，注水泥后水泥浆闪凝发生“插旗杆”事故。在对N13井基本情况、事故发生经过做简单介绍的基础上，分析了保证槽口再利用和轨迹防碰可控条件下的浅层“插旗杆”的一些处理思路并在N13井取得成功应用。

渤海油田;固井事故;槽口利用;轨迹防碰;磨铣

钻井是一项高风险作业，固井作业是钻井中的一道重要程序，具有不可逆转性，要求作业时一次性成功。但是由于一些客观因素的影响固井事故时有发生，如“插旗杆”事故［1-3］。“插旗杆”事故是指利用钻杆进行注水泥等非常规施工时，发生水泥凝固将钻具卡死的事故。渤海油田N13井在一开444.5mm井眼作业时，由于表层轨迹偏斜导致注水泥回填侧钻，在注水泥时发生“插旗杆”事故，此类浅层事故的发生直接影响槽口的再利用和丛式井平台整体的轨迹防碰控制。项目组通过深入分析、不断尝试，最终成功解决问题，顺利完成N13井钻井作业。

1 N13井基本情况以及事故概况

1.1 基本情况

N13井是渤海油田某区块一口常规定向井。初期井身结构设计为:609.6mm隔水导管+444.5mm井眼×339.7mm套管+311.2mm井眼×244.5mm套管，609.6mm隔水导管锤入深度约110m，一开444.5mm井眼初期设计中完深度约420m左右，轨迹设计自160m左右开始造斜至一开中完达到18°左右。

实际作业时，一开自161.31m开始造斜，钻进至265.31m时MWD定向测斜由磁力工具面转入重力工具面后发现定向方位偏差较大，如果继续钻进不仅不能满足后续轨迹控制要求而且会对对周边其他井产生较大的防碰影响，因此决定注水泥回填侧钻。下光钻杆至261m，循环，注入水泥浆，设计封固井底261～84.31m，注入结束后，拆掉循环接头，起钻即遇阻，最大上提至150t无法提活钻具，发生水泥卡钻即“插旗杆”事故。

1.2 初期处理

1)大吨位未提活后，立即接顶驱，首先尝试循环出水泥浆。逐渐开泵至排量500L/min，泵压上升至2.62MPa后逐渐下降至1.84MPa，井口未见返出。

2)循环未通后，尝试蹩扭矩至23kN·m，钻具未旋转。在悬重75～280t之间活动钻具，钻具未上移;提高排量至3 000L/min，继续在75～280t之间活动钻具，观察泵压由1.75MPa上升至2.67MPa后稳定，井口无返出。停泵后憋压1.75MPa，放压检查，回水中有少量水泥混浆。

3)倒扣:上提至38t(顶驱悬重28t)，施加反扭矩至55.8kN·m倒扣。起钻，共起出139.7mm、S级钻杆76.37m，井内落鱼总长181.52m，鱼顶深度79.81m，隔水导管内约有30m。

4)下钻，冲洗水泥浆、探水泥面至117.31m。

2 后期处理思路与方案

为继续实现N13井、完成槽口的有效利用，考虑防碰轨迹设计以及后续完井分采管柱要求。后期处理形成了2种思路:①打捞井下钻具法;②不打捞井下钻具法。

2.1 打捞井下钻具法

此方法是使用套铣筒套铣井内落鱼至满足后续钻井作业深度即可。其存在以下难点:

1)井眼、隔水导管尺寸较大，本井又是定向井，钻杆存在极大的贴边可能性，增加了套铣及打捞的难度。

2)落井的139.7mm钻杆钢级为S135，耐磨带最大外径(182.88mm)与管体外径(139.7mm)不一，套铣时钻杆本体与套铣筒环空间容易残留水泥环，容易掉落卡钻，影响作业安全。

2.2 不打捞井下钻具法

基础数据:609.6mm隔水导管内径为558.8mm，139.7mm钻杆最大外径182.88mm。理论上如果钻杆在隔水导管的状态是完全贴边，此时环空最大间隙: 558.8-182.88=375.92(mm)。同时339.7mm套管节箍外径365.1mm;244.47mm套管节箍外径269.87mm，在完全贴边状态下，存在套管下入的可能性。

如果落鱼钻杆在隔水导管内贴边或者部分偏心，可利用铣锥尝试磨铣且探索可通过直径尺寸。由于一开下入244.47mm套管满足不了后期分采要求，因此要求一开尽量下入339.7mm套管。而339.7mm套管节箍外径为365.1mm，因此井眼必须满足能通过365.1mm钻具并且有一定环空容量满足固井水泥浆上返通道，而隔水导管内可利用极限井眼尺寸为375.92mm(钻杆完全贴边)，鉴于此表层磨铣最小井眼尺寸为368.3mm。

2.3 方案的确定

通过以上分析，形成了系列方案，以在不断探索和认识中解决问题。首先尝试使用较小尺寸铣鞋进行套铣，同时探索落鱼钻杆在隔水导管内的状态，如果套铣成功，则下入反扣钻具、倒扣打捞，之后通井钻水泥塞、侧钻，如果探得落鱼贴边或者偏心，依次下入311mm、355.6mm、368.3mm铣锥磨铣侧钻，如图1所示。

同时考虑备用方案，特制457.2mm变339.7mm大小头作为引鞋，连接339.7mm套管座于井口将落鱼套住，再下入273.05mm套铣筒，继续套铣，套铣成功后下入公锥倒扣，如图2所示。但是考虑到此方法套铣打捞不确定因素较多，作业时间较长，套铣卡钻以及倒扣不成功的风险极大，只作为最后的备用方案。

图1 处理方案流程图

图2 加大引鞋打捞示意图

2.4 一开深度的确定与防碰分析

1)如果273mm套铣筒套铣成功，按满足后续常规406mm井眼表层作业要求只要套铣至出隔水导管鞋且有一定的侧钻空间余量即可，初步设计在160m左右。

2)套铣失败，进入磨铣方案。此方案下磨铣井眼轨迹存在2种可能:一种是沿着原回填轨迹方向，另一种是沿着隔水导管方向向下方走。对2种情况做井眼防碰分析，如图3所示，扫描结果显示:第一种情况下N13井磨铣轨迹在183m左右与N10井最近防碰距离0.36m;第二种情况下N13井在180m左右与N10井最近距离0.75m。据此磨铣轨迹控制在170m前结束，以便给后续操作留足防碰余量。

图3 磨铣井眼防碰分析

2.5 其他辅助技术措施

2.5.1 特制铣锥

处理过程尤其磨铣过程卡钻风险较高，为保证进退均能磨铣，参考现有的铣锥［4-5］，项目组特制了“梭型”铣锥，如图4所示，以实现上下磨铣减小卡钻风险。

图4 “梭型”铣锥示意图

2.5.2 倒角套管

为保证339.7mm套管顺利下入，加工为倒角套管，将常规管串简化为:339.7mm浮鞋+339.7mm倒角套管;339.7mm套管不安装套管扶正器。

3 处理过程

3.1 套铣

套铣钻具组合为:273.05mm铣鞋(外径: 282.57mm，内径:254mm)+273.05mm套铣筒×9根+变扣接头+203.2mm随钻震击器+变扣接头+127mm加重钻杆×3根;下钻探鱼顶深度在79.75m，探水泥面在113m(钻具过鱼顶时泵压上涨0.6MPa)。套铣钻进至158m，期间133m以后套铣速度时快时慢，150m以后返出全部为砂岩(判断落鱼未进入套铣筒内)，决定尝试使用原套铣钻具进行第二次套铣，继续套铣钻进至165.60m(套铣钻具最大套铣深度165m)，钻速及泵压无变化。由此基本可以判断落鱼钻杆在井内存在较为严重的偏心状态或者已经贴边，如图5所示。

图5 落鱼与铣鞋在隔水管内位置

3.2 磨铣

首先下311.15mm铣锥磨铣探水泥面;然后下355.6mm铣锥磨铣至隔水管鞋以下;最后下368.3mm铣锥扩眼加钻进。

1)探水泥面磨铣组合:311mm铣锥+203.2mm浮阀接头+203.2mm钻挺×3根+变扣接头+127mm加重钻杆×3根，下钻探水泥面在113m，鱼顶位于79.75m顺利通过，证明落鱼确实贴边，存在磨铣通过的可能性。

2)第二趟磨铣组合:355.6mm铣锥+203.2mm浮阀接头+203.2mm钻挺×9根+203.2mm随钻震击器+变扣接头+127mm加重钻杆×6根，下钻探水泥面114m。磨铣钻进至173m，磨铣参数:钻压:0.5～1t，转速:40rpm，排量:2 800L/min，陀螺定向，循环至返出干净，起钻。

3)起钻，更换为368.3mm铣锥。下钻，扩眼磨铣至173m，短起修正井壁，扩眼钻具下钻至79.6m有明显遇阻显示，反复修正鱼头，直至上提下放无遇卡、遇阻显示，下钻至井底，循环，井底垫稠浆35m3，起钻，顺利下入339.7mm套管到位。

4 结论

1)浅层发生“插旗杆”固井事故后，初期处理方式建议为大排量循环配合大吨位活动钻具尝试解卡，如不成功后采用倒扣法倒出上部钻具，再次下入钻具尝试冲洗水泥浆。

2)海上丛式井浅层轨迹防碰要求高，在处理事故、保证槽口可再用的同时，对轨迹的防碰控制需要做充足准备。

3)对于大尺寸隔水导管内存在钻杆等落鱼时，落鱼状态需要不断尝试不断认识，在此基础上确定合适的解决方案是成功的第一步，从N13井情况看浅层造斜定向井钻杆类落鱼贴边或者偏心的可能性极大。

4)磨铣作业，铣锥尺寸应按卡钻风险最小化从小到大逐步尝试，铣锥选择以进、退均可磨铣的“梭型”为主。

［1］刘振通，宋元洪，吴红波，等.特殊注水泥作业“插旗杆”事故案例分析与思考［J］.钻井液与完井液，2011，28(6):81-87.

［2］张君亚，夏柏如，曹永斌，等.Rabaa.1井177.8mm尾管固井“插旗杆＂事故处理［J］.石油钻采工艺，2010，32(4):33-36.

［3］董星亮，曹式敬，唐海雄.海洋钻井手册［M］.北京:石油工业出版社，2011.

［4］沈传海，曹继虎.高效磨铣工艺技术配套总结［J］.石油化工应用，2007，26(3):81-85.

［5］陈广超，张成江，刘海明.磨铣打通道技术在C3-21井的应用［J］.复杂油气藏，2011，4(1):84-86.

Cementing is an important step in well drilling，and it must achieve to the quality requirements once.But because of a variety of factors，sometimes cementing accidents will occur.“Drilling rod stuck”is a typical cementing accident.The accident occurred on N13 well of Bohai Oilfield in 444.5 mm borehole operation.On the basis of introducing the information of N13 well and the process of the accident，the thinking for dealing with the type of accidents is presented，and it is successfully applied to N13 well.

Bohai Oilfield;cementing accident;well slot utilization;track anti-collision;milling

王梅

2015-01-22

李凡(1979-)，男，工程师，主要从事海洋石油钻完井技术监督与管理工作。