井下复杂情况（共4篇）
井下复杂情况 篇1
1 前言
随着钻井工作的难度不断加大, 如何提高钻井工作的质量成为了研究的重点问题。要想提高钻井工作的质量, 必须预防作业中的不良现象出现, 从而提高作业的效率, 圆满完成作业过程。
2 井漏的特点及预防措施
在钻井或固井作业中, 由于压差的存在, 容易引起工作液漏失, 如钻井液的漏失、水泥浆的漏失, 或者其他井液流体的漏失情况[1]。所以, 当应用钻井液技术的时候, 遇到井下复杂情况, 必须要针对实际情况展开预防工作。预防工作可以具体包括以下几个方面:
2.1 有效调整钻井液的动压力
在钻井和完井工作这两个环节里, 可以通过测定和调整的方式来预防钻井液的漏失和预防井漏, 因为钻井液的密度和选型及其在工作过程中处于环空压耗的时候, 都可能出现较大的动压力。所以, 必须准确选择各个类型钻井液的密度等性能要素, 在下钻或下套管的过程中必须要采取科学的方法, 减少即时性的压力。
2.2 对钻井液的物理化学性能进行调整
另一个可以有效减少钻井液渗失性的办法是调整钻井液的物理化学性能, 比如, 对于孔隙型漏失, 可以通过加增加膨润土以及增加粘稠剂的方式, 以此增加钻井液的动切力和静切力, 从而增强防渗透能力, 提升地层抗压力的效果。
2.3 对钻井液增加一定的堵漏材料
作业过程中如遇到了有孔隙和裂缝性质的漏失地层, 要准确的在该地层处增加适量堵漏材料, 从而起到预防孔洞漏失的效果。例如, 对某油井的地层压力展开研究的时候, 一旦出现了井漏现象, 可以马上使用狄塞尔堵漏剂, 让井漏现象先得到控制, 如果继续钻探, 再次发生漏失, 就可以认定漏失原因是砂质地层, 针对这种情况, 使用增加单向压力封堵剂、持续灌注、循环堵漏等方式来达到彻底的防漏, 不仅提高了地层的承压能力, 还使得完井时没有出现过漏失情况。所以, 在堵漏材料的准备上, 一定要有多种性能的堵漏材料, 同时, 也要确保这些材料的数量, 避免影响钻井的堵漏效能。此外, 一旦出现了钻井液漏失, 如果出现了钻井液储备不多或者钻井液不能马上运到的情况, 要马上起钻, 避免导致卡钻等故障情况[2]。
3 井喷的特点及预防措施
井喷的主要原因是地层流体失去了控制, 导致流体喷出地面, 亦或者流体窜入到地层里的情况。它是钻井工程中经常会出现的比较严重的事故。轻度的井喷会使得油气层被破坏, 导致钻井工期延迟;重度的井喷会使油气井报废, 耽误油气田的勘探开发施工。要想防止井喷, 必须使用有效的预防井喷的钻井液技术措施。
3.1 选用合理的钻井液密度
按照三个地层压力剖面情况, 制定合理的钻井液密度, 让它的液柱压力超过裸眼井段最高处的孔隙压力, 又不会超过地层漏失压力和裸眼井段最底部地层的破裂压力。油层或水层, 钻井液密度最好能加到0.05~0.10g/cm3, 对于气层应附加0.07~0.15g/cm3。对于探井应依据随钻地层压力监测的结果, 然后根据情况来变化钻井液密度, 让井筒中液柱的压力一直可以超过裸眼井段最高地层的孔隙压力。
3.2 进入油气水层前调整钻井液性能
不仅要不断修正钻井液密度, 让它可以符合设计的要求, 还要在确保钻屑正常携带的情况下, 使用较低的钻井液粘度和切力, 最关键的是终切力不可以随着时间变化而出现太大的改变, 目的是减少起下钻的环节出现过多抽吸压力和激动压力。
3.3 严防井漏
钻进的环节中, 必须严格把握加重速度, 加重速度太大容易压漏地层。同时, 要把握开泵压力, 避免压漏地层。对于裸眼井段部分有不同压力存在的地层, 如果下部地层有高压油、气、水层的压力大于上部裸眼井段地层的漏失压力的情况, 以及出现了破裂压力系数的时候, 必须要在到高压层之前就展开堵漏工作, 提升上部地层抗压的性能, 避免钻到高压油、气、水层时出现井漏, 继而导致井喷[3]。
3.4 及时排除气侵气体
钻进作业过程中如果碰到了高压油气层的时候, 钻井液就会在高压油气的作用下密度变低。所以, 一定要对钻井液密度进行监控, 如果出现了气侵, 要马上使用除气器, 同时, 配合利用消泡剂, 尽最大的可能使钻井液密度恢复到正常。
3.5 注意观测钻井液的体积
当钻井作业到油、气、水地层的时候, 应时刻关注和判断泥浆池中钻井液的总体含量。起钻之前首先要保证钻井液的含量, 同时, 要检查加入钻井液的数量。在下钻的环节, 要检查泥浆池液面, 以及作业井里升起了多少的钻井液。
3.6 储备一定数量的加重钻井液
钻进中遇到高压油、气、水层的井, 应储备高于井筒内钻井液密度的加重钻井液, 其数量应接近井筒中钻井液的数量。
4 卡钻的特点及预防措施
钻井作业环节, 钻具在井下停止工作, 不论如何进行摆正都不能转动继续在井下工作的情况叫做卡钻。一般来说, 如果没有合理的处置井漏和井喷等各种故障, 也会导致卡钻事故, 所以, 必须严格处理各种故障, 避免引起卡钻。
4.1 粘附卡钻的预防
(1) 科学的配置钻井液密度。首先要保证地层压力的均匀, 尽可能减小钻井液密度, 从而起到减小钻井液静液柱压力和地层孔隙压力这两者存在的压力差, 在压力均匀的情况下展开钻井工作。油井的压力差在1.5~3MPa, 气井压力差在3.5~5MPa。
(2) 时刻控制地层的压力情况。按照地层压力系数以及钻井液密度的附加原则来不断的修正钻井液的密度值, 从而保证可以在压力均匀的情况下展开钻井。
(3) 确保钻井液具有高质量的效果, 失水率小, 密度小, 固相少, 含砂量少, 粘度小。
(4) 要经常对钻井液的性能进行检查, 一旦发现钻井液不正常的情况要立即进行维护。一般作业中, 要保证能够进行一次全方位性能测试。
4.2 垮塌卡钻的预防
(1) 首先要掌握岩屑的情况, 一旦检查出井内某一个地层岩屑过多, 要马上告知钻井工作人员尽快的使用应对策略。
(2) 避免钻井液失水量过多, 中压失水不能超过5m L, 高压失水不能超过15m L, 尽量不让钻井液里面的水分对泥页岩产生水化效应, 避免泥页岩在遇到水分之后出现坍塌情况。
(3) 地表砾石层和浅部坍塌层也是要重点关注的对象, 为此, 最好利用高粘切钻井液, 让坍塌物能够被顺利的粘出来, 塑造井内的适宜环境。
5 结束语
综上所述, 钻井液技术的应用虽然能够大大提高钻井的效率, 但是, 钻井过程中的各种问题依然存在, 今后必须更加深入的分析复杂情况下的钻井技术, 提高钻井作业的效率和质量。
摘要：本文主要分析了钻井液技术在井下复杂情况下工作时遇到的井漏、井喷、卡钻等三种不良情况, 并针对这三种现象提出了预防措施, 以期为今后的钻井工作提供参考。
关键词：钻井液技术,复杂情况,特点,预防
参考文献
[1]王静.石油钻井事故的统计分析[J].现代经济信息, 2012, (06) 12
[2]宋少博.大庆水平井防塌钻井液技术研究[D].东北石油大学, 2012 (08)
[3]孙金声, 张家栋, 黄达全.超低渗透钻井液防漏堵漏技术研究与应用[J].钻井液与完井液, 2005, 22 (4) :21-26
井下复杂落物打捞技术分析 篇2
一、井下复杂落物的危害及打捞时应注意的问题
井下复杂落物主要包括小件类井下落物、井下工具、不规则管类、杆类落物等, 如柱塞、拉杆、加重杆、油管及筛管等。由于井下落物较为复杂, 如无法及时打捞, 将可能造成井下工具及管柱等被卡死, 甚至导致套管损坏。由复杂落物导致的套管损坏主要分为套管折断、错位、破裂及管径缩小等, 如套管破裂, 则可能导致油井中涌入大量砂子, 砂子进入油井后可造成停产事故;当套管的管径变小时, 可能导致下井工具无法顺利通过[2]。在打捞井下落物时应注意以下问题:首先应对打捞工具进行检查, 如检查指重表的灵敏度等;其次, 要优化选择管柱组合形式, 确保打捞的过程中能进能退、能捞能放;第三, 如需对直径较大的工具进行打捞, 则应先冲洗干净鱼顶上附着的砂子, 以免发生砂卡管柱的问题。
二、井下复杂落物打捞技术分析
1. 小件类、不规则管类与杆类井下落物打捞技术
在打捞小件类井下落物及不规则管类、杆类落物时应采用以下技术: (1) 对于小件类落物, 在打捞时可先采用套铣筒及磨鞋等进行处理, 经过初步处理后, 采用一把抓、强磁打捞仪器等进行打捞即可。例如, 在某油井的冲砂作业无法顺利进行, 证实井下存在小件落物后, 采用套铣 (规格为1.5m×120mm) 进行打捞, 下入套铣后成功捞出落鱼。 (2) 在打捞不规则管类与杆类落物时, 首先应明确管、杆的落鱼表面的杂物情况, 如木头、砖块及石块等, 明确鱼顶落物情况后, 利用套铣筒、一把抓及钻头钻处理落物, 当发现鱼顶露出后, 才能开始下一步的打捞作业。如发现鱼顶为油管, 且油管本体存在长裂缝, 则先采用引鞋捞矛将油管下部打捞出来, 同时观察打捞后能否解卡。如无法有效解卡, 则对鱼顶进行倒、扣、换处理, 并同时采用常规工艺技术进行打捞[3]。 (3) 如在打捞过程中发现鱼顶为井下抽油杆及解卡活页, 则首先分析落物落井的原因。就一般情况而言, 活页座台的台肩过小是引起活页落井的主要原因, 对此在打捞之前应对活页座进行重新加工, 确保活页座的内径变大, 从而使台肩与活页之间的接触面积得以增加。当以上两者的接触面积变大时便可以保证抽油杆的接箍能够顺利通过反扣钻杆, 因此有利于将抽油杆柱打捞出油井。
2. 井下工具打捞技术
在井下作业中需要打捞的井下工具主要包括电泵类、防顶卡瓦类及封隔器类等, 在运用打捞技术时应做到区别对待。
(1) 封隔器类井下落物打捞技术
封隔器是常见的井下工具, 在打捞封隔器类井下落物时应注意采用不同的工艺技术对常规封隔器与皮碗封隔器进行处理。在打捞常规形式的封隔器之前应全面了解留井部分具体尺寸, 以便优化选择打捞设备。例如, 在打捞Y221-115型封隔器时, 应采用内径为50mm的滑块捞矛, 而在打捞Y221-150及Y211-150型封隔器时, 应采用内径为60mm的滑块捞矛。在某油井中实施井下作业时发现Y211-115型封隔器管柱落入井中, 在证实落井管柱的内径为54mm后采用了内径为40mm的滑块捞矛进行打捞, 并同时在打捞前将钢板 (厚度为6mm) 焊接在滑块部位, 采用以上方法成功将管柱捞出油井。此外, 在打捞皮碗封时, 应根据具体的尺寸规格优化选择打捞技术。例如, 对于中心管的直径为60cm, 长度为40cm的皮碗封, 在打捞滑套、钢环及胶皮时应采用内径为57mm的滑块捞矛, 以便能够将全部落鱼捞出。
(2) 防顶卡瓦类井下落物打捞技术
如防顶卡瓦的内径为54mm~96mm, 则在打捞时应将打捞点设置在58mm处, 确保打捞后防顶卡瓦距油井上端面的距离为20cm左右。当防顶卡瓦在井下停留的时间较长时, 容易导致丝扣异常, 如丝扣异常且堆积了大量水垢, 则在打捞时应采用特制公锥, 确保公锥外径70mm处至60mm处之间的距离>23cm。
(3) 电泵类井下落物打捞技术
导致电泵落入油井的原因主要为断脱, 电泵外径通为98mm或94mm, 如需采用电泵捞筒进行打捞, 则捞筒的外径应为97mm及93mm。在开展井下作业时采用的套管外径通常为140mm左右, 但在实际打捞过程中应保证套管内径为120mm~124mm, 以便能够顺利打捞出电泵落物。此外, 如在井内存在不规则的鱼顶或电缆, 则采用闭式套铣或开窗套铣进行打捞。如在某油井中发现电泵的分离器出现断开现象后, 电泵中的其他部件均不慎落井, 且落物多为小电缆, 小电缆的直径多为10mm左右, 如采用电泵捞筒及外钩进行打捞均无法起到效果。对此在打捞时可采用开窗捞筒 (规格为6.2m×155mm) , 进行套铣打捞处理, 采用以上技术后, 全部落鱼均被打捞出油井。
结束语
综上所述, 油井中的复杂落物可对井下作业产生不良影响, 所以在修井时应采用有效的方法打捞复杂落物。为了能够将复杂落物顺利打捞出油井, 则应根据落物的实际情况与井下作业条件优化选择打捞技术。此外, 如经过打捞后无法取出油井下的落物, 则可以采用磨铣工具对落物进行磨铣处理, 以免影响井下作业的持续开展。
参考文献
[1]雷刚, 徐先亮, 崔迎宾, 李鹏亮, 邱森.出砂腐蚀电泵井生产管柱大修打捞技术在海上油田首获成功[J].中国化工贸易, 2013 (8) :121-122.
[2]钟小宏, .李玉清, 南江峰, 李英林, 王友.Y221型封隔器管柱解卡遇阻分析及管柱可靠性探索[J].中国石油和化工标准与质量, 2012, 32 (7) :115.
井下复杂落物打捞技术的探讨 篇3
关键词：胜利油田,打捞,井下复杂落物
0引言
随着油田开发的不断深入, 近年来, 井况的复杂化、多样化, 导致套管变形、落物鱼顶破坏等, 另外, 新工具、新工艺等各种上产措施的实验、推广和应用过程中, 留井部分打捞工具种类繁多, 这一切都使作业打捞施工难度越来越大。
打捞施工在整个井下作业施工中占有很大的比重, 提高油水井打捞施工一次成功率, 减少返工工序的发生, 将极大地缩短油井作业周期, 降低作业成本。
1复杂落物的分类
通过对多年来井下落物打捞实际经验的总结, 归纳出各种复杂落物的种类, 将它们分为以下三类: (1) 具有不规则鱼顶的杆、管类落物; (2) 井下工具类落物; (3) 小件类落物。
2复杂落物的打捞
针对不同种类的复杂落物, 我们应根据不同的井况采取不同的打捞方式及选用适当的打捞工具。
2.1 鱼顶不规则杆、管类落物的打捞
当油井长期停产时, 其井口很容易受到人为破坏, 比如, 锯掉抽油井口, 导致原井杆、管落井, 此类落鱼上面往往有石块、砖块、木头等杂物。我们总结出处理杂物的高效方法:先打印确定落鱼情况, 然后用钻头钻, 一把抓抓, 套铣筒套铣, 三种措施交替使用, 直至杆、管组合类落物的鱼顶露出, 进行下步打捞。
当鱼顶是油管本体并且因偏磨等原因导致油管本体出现较长的裂缝时, 可以使用加长引鞋捞矛打捞油管下部, 如果捞上后不能解卡, 可以倒扣换鱼顶, 转化成正常打捞。
2.2 井下工具类落物的打捞
根据井内落物的种类, 我们可以将此类落物的打捞分为六类, 即: (1) 电泵类落物的打捞; (2) 防顶卡瓦类落物的打捞; (3) 螺杆钻类落物的打捞; (4) 封隔器类落物的打捞; (5) 其它下井工具类落物的打捞。
2.2.1 电泵类落物的打捞
油井生产或作业检修过程中, 井下电泵很容易从电泵本体、法兰连接处、分离器本体等部位断脱。一般来说, 落井电泵外径有两种, 即φ94mm和φ98mm, 其对应的打捞工具为φ93mm电泵捞筒和φ97mm电泵捞筒, 其外径都是120mm。由于φ139.7mm套管的内径一般在121mm和124mm之间, 所以用电泵捞筒打捞此套管内的电泵落物时, 对套管内通径的要求比较高。
但当井内落物有电缆或鱼顶不规则时, 可以使用开窗或闭式开窗套铣打捞。
如:呈24-141井, 电泵从分离器处断其余部件落井, 并且鱼顶上部有10m小电缆, 不能直接下电泵捞筒打捞, 多次用外钩打捞鱼顶上部的小电缆均无效, 最后使用φ140mm×5.2m开窗捞筒 (底部加工成波浪形, 铺有碳化钨, 捞筒底部以上10cm处开窗) , 套铣打捞, 捞出全部落鱼。
2.2.2 防顶卡瓦类落物的打捞
φ139.7mm套管井用的防顶卡瓦内通径依次为:φ71mm-φ97mm-φ58mm-φ54mm-φ62mm, 打捞部位一般选择内径58mm处, 打捞部位上端面以上留井长度为22.5cm。在φ139.7mm (φ177.8mm) 套管内的防顶卡瓦, 常规打捞工具是2吋半对扣捞矛 (3吋对扣捞矛) 。如果防顶卡瓦留井时间过长, 打捞处丝扣出现异常, 如水井水垢堆积等原因, 可以选择特制公锥:公锥本体处φ58mm到φ71mm之间的长度必须大于22.5cm。
2.2.3 螺杆钻类落物的打捞
下螺杆钻处理井筒时, 由于工具本身的质量问题或处理井段套管变形等原因, 容易发生螺杆钻落井事故, 大致分为三种情况:1.整体螺杆钻落井;2.从定子正反扣处脱扣落井;3.从“细脖子”处断脱落井。
如:呈118-气1井在用螺杆钻钻塞施工中, 螺杆钻从反扣处脱落, 其余部分落井, 鱼顶为螺杆钻转子, 直径60mm, 只能打捞下部的定子部分, 使用φ120mm×φ93mm电泵捞筒 (长2.96m) , 打捞失败, 后使用φ114mm×φ102mm套铣筒套铣后, 使用φ114mm×φ93mm (长2.35m) +φ120mm×φ93mm (长0.61m) 组合电泵捞筒捞出全部落鱼。
2.2.4 封隔器类落物的打捞
为了便于打捞施工, 我们对封隔器类落物进行了统计汇总, 将封隔器类落物的打捞分为以下两类:
A 皮碗封的打捞
油井生产时, 为了避免套管内原油被盗, 往往在油管挂下面10m左右油管处连接皮碗封, 其长40cm, 中心管直径62cm, 皮碗封落井后应根据具体情况具选择打捞工具及打捞方法。如:义5-5-1井起原井管柱时, 带出皮碗封的中心管, 皮碗封的2块胶皮, 2个压环, 2个滑套及原井管柱全部落入井内。先使用外钩捞出皮碗封的2块胶皮, 2个钢环和2个滑套后, 用φ57mm (2吋半) 双滑块捞矛打捞, 捞出全部落鱼。
B 常规封隔器的打捞
当常规封隔器全部或部分留井需要打捞时, 必须先了解留井部分的尺寸规范, 再选择合适的打捞工具。
Y221-115封隔器的内通径为48mm, 选择φ45mm (2吋) 滑块捞矛打捞, 而Y211-150封隔器和Y221-150封隔器的内通径均为62mm, 打捞选择φ57mm (2吋半) 滑块捞矛, 而Y211-115封隔器的内通径为54mm, 打捞时需要对打捞工具进行一下加工改进。
如:大北20-22井Y211-115封隔器上接头以下管柱落井, 在证实落井部分内腔直径为54mm后, 在φ45mm (2吋) 单滑块捞矛滑块的对称部位焊接7mm厚的钢板, 下井打捞, 捞获。
2.2.5 其它下井工具类落物的打捞
对于井下工具类落物要先了解该类落物的几何尺寸后, 再选择合适的打捞工具打捞。
如:车古201-22井起出原井管柱时, φ177.8mm套管扶正器下部及丝堵落井, 井内扶正器长42cm, 内径57mm, 扶正块的内径66mm。下φ145mm铅模打印, 证实鱼顶为扶正器公扣, 且扶正器在φ139.7mm套管悬挂器处, 未落入井底。下φ56mm×φ95mm公锥 (φ50mm到φ57mm的长度为20cm, 目的是先捞扶正器本体, 打捞时如果本体落入小套管内, 可以打捞扶正块) , 带φ177.8mm套管扶正器, 造扣打捞, 捞出全部落鱼。
2.3 小件类落物的打捞
小件类落物落井后, 一般先使用磨鞋、套铣筒等工具进行处理, 再使用强磁打捞器、一把抓等打捞工具将其捞出。
如:呈126-2-G61冲砂施工中途遇阻, 打印证实有捞矛牙块等小件落物, 下入φ114mm×1.2m一把抓套铣至人工井底, 后打捞, 捞出落鱼。
3实施效果
据统计, 2012年全年作业井共打捞施工483井次, 其中一次打捞成功438井次, 打捞一次成功率90.7%, 效果非常明显。所以, 提高油水井打捞的一次成功率, 能大幅提高作业时效, 尤其对井下复杂落物的打捞, 更能起到事半功倍的效果。
4下步打捞施工的几点建议
(1)
打捞前, 先详细了解与井下落鱼同规格工具的具体尺寸, 然后选择合适的打捞工具, 下井前用打捞工具在地面试捞一下, 从而最终确定工具是否适宜, 另外, 打捞落物时应优先使用常规打捞工具, 遇有特殊情况下再加工打捞工具, 提高施工进度。
(2) 特殊井的打捞施工往往仅限于技术组和施工队伍之间的交流, 资源共享率较低。
可通过特殊井的打捞施工加强技术组和各个基层队之间的交流, 提高资源共享率。
5结束语
不同的落物种类及鱼顶状况, 采取的打捞方式也不同, 在确定打捞方案, 选择打捞工具时, 应遵循“井下打捞地面保障”的原则。总之, 打捞复杂多变的井下落物时, 通过细致慎密的调查研究和现场实践, 找出打捞规律, 可有效提高类似复杂落物的打捞成功率。
参考文献
[1]吴奇主编·井下作业工程师手册.北京:石油工业出版社, 2002
井下复杂情况 篇4
关键词：TP172井,7″尾管,复杂
1 TP172井前期施工基本情况
1.1 井深结构
一开Φ444.5mm钻头×802m, 表套Φ339.7mm×801.34mm;二开Φ311.2mm钻头×5230m, 技套Φ244.5mm×5227.11mm;三开Φ215.9mm钻头×6606m
1.2 地层情况
本井先后钻遇第四系、库车组、康村组、吉迪克组、苏维依组、巴什基奇克组、巴西盖组、舒善河组、亚格列木组、侏罗系、哈拉哈塘组、阿克库勒组、柯吐尔组、二叠系、卡拉沙依组、巴楚组、泥盆系、志留系、奥陶系 (一间房组结束)
2 下7″尾管复杂发生经过
2.1 下尾管前井下情况
下尾管前进行综合电测, 电测作业顺利, 电测最大井斜:1.18°/5927m井底闭合位移25.29m, 平均井径233.81mm, 平均井径扩大率8.3%。
下套管前通井、短起下钻至井底均正常, 裸眼段无阻卡, 井底无沉砂。
下套管前通井钻具组合:Φ215.9mm HJ517G+Φ158.8mm钻铤×2根+Φ211mm螺旋扶正器+Φ158.8mm钻铤×16根+Φ127mm加重钻杆×15根+Φ127mm钻杆+Φ139.7mm钻杆。
下套管前钻井液性能:密度1.32g/cm3、粘度51s、塑粘21m Pa.s、动切力7Pa、静切力3/7Pa、中压失水4ml、高温高压失水12ml、泥饼厚0.5mm、含砂0.2%、固相含量12%、坂含32、p H值9、CL-8000、Kf0.062。
2.2 下7″尾管复杂发生经过
2013年7月11日22:00开始下7″尾管, 套管串组合为:浮鞋+2根7″套管+1号浮箍+2根7″套管+2号浮箍+1根7″套管+球座+7″套管串+尾管悬挂器 (套管串总长1486.03m) 。7月12日7:00接下套管完, 8:00接悬挂器后开始下钻具送尾管, 7月12日20:50下钻具送尾管至井深6428m (层位:桑塔木组) , 下放过程中突然遇阻, 最大遇阻15t (原悬重198t) , 然后上提至230t提出钻具。至21:30多次采用上提下放活动钻具 (范围185-240t) , 在上提下放活动过程中, 钻具不但不下行反而越活动越浅, 上提挂卡严重, 阻卡位置不固定, 被迫活动出1根单根。根据现场分析:通过上提下放活动钻具不能解决遇阻情况。现场开泵顶通, 顶通正常 (3MPa顶通) , 小排量循环最高压力4MPa, 开泵后上提下放及遇阻卡过程中泵压一直平稳, 返浆正常, 尾管位置越活动越浅, 开泵活动钻具与不开泵活动钻具情况基本一样, 通过上提下放仍无法解决阻卡情况, 活动钻具至22:30, 又被迫拆1根单根。后现场被迫进行起套管、通井作业。
起7″尾管过程中多处遇阻, 遇阻卡时控制最大上提下放20t范围活动, 个别点阻卡严重, 需活动十余次才能起出, 直到尾管全部快进入上层95/8″技套前, 阻卡仍然很严重;尾管进入技套后阻卡情况减弱, 但仍有个别点出现阻卡。
7月14日0:00起出全部7″套管。起出套管情况:底部6根长圆扣7″套管其中5根丝扣损坏, 1根完好, 其它125根FOX扣套管丝扣完好;附件浮鞋完好, 其余两只浮箍及一只球座丝扣全部损坏;弹性扶正器入井14只, 出井6只 (其中3只完好, 3只损坏的均掉一根支撑片) , 8只弹性扶正器未见 (判定落井) ;刚性扶正器4只全部出井且完好;树脂扶正器4只全部出井 (其中3只完好, 1只损坏不完整) , 尾管悬挂器卡瓦牙脱落6片, 悬挂器部分销钉剪断。
3 下7″尾管复杂原因分析
3.1本井电测完通井正常, 未发现阻卡现象, 短起下钻正常, 井底无沉砂, 开泵正常。下套管遇阻卡前, 井眼通畅, 下套管过程中无阻卡现象, 返浆正常。下套管至6428m遇阻后, 开泵3MPa开通, 在遇阻卡后上提下放时泵压仍然平稳。在起尾管过程中及尾管快进入9 5/8″技套内, 以及尾管全部进入套管内仍然有阻卡, 说明起套管阻卡与是否在裸眼段无直接关系。
3.2从起套管遇阻卡情况及起完套管发现扶正器脱落8只、悬挂器卡瓦牙脱落6片;悬挂器部分销钉剪断, 分析此次下套管遇阻卡是因为尾管悬挂器卡瓦机构提前意外打开, 导致最终下至6428m附近遇阻;上提遇卡原因为悬挂器所掉卡瓦牙, 与悬挂器摩擦所致。
4 复杂处理过程
由于井下落物较多, 套管起出后先后进行了3次通井。
第一次通井钻具组合:Φ215.9mm牙轮钻头+Φ158.8mm钻铤×6根+Φ127mm加重钻杆×15+Φ127mm钻杆+Φ139.7mm钻杆。
第一次通井, 下钻至5702m遇阻, 划眼6056m后下钻至井底, 钻头接触井底无明显显示, 起钻个别点有轻微挂卡现象, 最大挂卡8t, 反复上提下放活动后无显示。
第二次通井钻具组合:Φ215.9mm牙轮钻头+Φ158.8mm钻铤×2根+Φ211mm螺旋扶正器+Φ158.8mm钻铤×4根+Φ127mm加重钻杆×1 5 根+Φ127mm钻杆+Φ139.7mm钻杆。
第二次通井, 下钻至井深6602m遇阻, 划眼至井底, 划眼时较困难, 有蹩卡现象, 井底明显感觉有异物, 起钻较正常, 起出钻头之间带有部分扶正器及尾管悬挂器卡瓦牙碎片。
第三次通井钻具组合:Φ215.9mm牙轮钻头+Φ158.8mm钻铤×2根+Φ211mm螺旋扶正器+Φ158.8mm钻铤×1根+Φ211mm螺旋扶正器+Φ158.8mm钻铤×3根+Φ127mm加重钻杆×15根+Φ127mm钻杆+Φ139.7mm钻杆。
第三次次通井, 下钻正常无阻卡, 钻头接触井底明显感觉有异物。
根据井下情况, 为减少复杂时效, 加快施工进度, 现场决定先下套管固井, 后期再处理井底异物。
7月19日4:00开始下套管, 尾管悬挂器更换为内嵌卡瓦式悬挂器, 至7月20日0:30下钻送套管至6606m, 套管顺利下完。后进行固井施工, 施工过程顺利。候凝结束后进行钻塞, 钻水泥塞至井深6606m, 钻水泥塞完后进行了试钻进, 但因扭矩太大无法继续施工, 判定为起尾管过程中井下落物的残余落物所致。
现场起钻更换磨铣井底落物的钻具组合:Φ149.2mm巴拉斯+Φ88.9mm单流阀+Φ120.7mm钻铤×18根+Φ88.9mm旁通阀+Φ88.9mm钻杆+Φ127mm钻杆+Φ139.7mm钻杆, 磨铣过程中扭矩较大, 且不稳定, 井底不干净, 钻进过程中振动筛返出较多铁屑, 钻至井深6611m (已钻入新地层5m) 后发现钻时明显变慢、扭矩平稳后起钻, 起钻发现钻头磨秃。