鄧昌松 何銀坤 馮少波 任 亮 王鵬程 何川江（中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

引用格式：鄧昌松，何銀坤，馮少波，等.泡酸解卡技術在塔中11井的應用與認識［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：120-123.

泡酸解卡技術在塔中11井的應用與認識

鄧昌松 何銀坤 馮少波 任 亮 王鵬程 何川江
（中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

引用格式：鄧昌松，何銀坤，馮少波，等.泡酸解卡技術在塔中11井的應用與認識［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：120-123.

摘要：塔中11井鉆遇了兩個漏層和一個高壓層，同一裸眼內存在多個不同的壓力系統(tǒng)。鉆井復雜使得鉆井液性能變差，鉆井液攜砂性變差、濾餅摩阻增大增加了發(fā)生卡鉆事故的概率。鉆井過程中發(fā)生了2次卡鉆事故，由于卡鉆地層為碳酸鹽巖儲層，借鑒試油、修井的酸化技術來解除卡鉆事故。實踐表明，泡酸解卡工藝是一種解除碳酸鹽巖儲層卡鉆行之有效的方法，還利于儲層保護，但能否在大漏失、高套壓、高含硫油氣井運用及泡酸解卡對后續(xù)作業(yè)有何影響，需要進一步分析研究。

關鍵詞：卡鉆；泡酸解卡；事故處理；碳酸鹽巖

酸化作業(yè)主要用于鉆完井后試油以及儲層改造，鉆井作業(yè)基本不需使用酸液。隨著鉆井技術的不斷發(fā)展，尤其是超深水平井的廣泛運用，水平段發(fā)生卡鉆事故時的處理難度越來越大。塔里木油田塔中區(qū)塊所鉆的油氣井除了探井采用直井外，其他預探井、開發(fā)井均為超深水平井。井越來越深，水平段長度越來越長，地層越來越復雜，給水平井鉆探帶來一系列技術難題，其中一個難點是一旦水平段發(fā)生卡鉆，如何安全、高效的解卡。井斜角約為90°的長水平段發(fā)生卡鉆，受現(xiàn)場條件限制，既不具備爆炸松扣的條件，也不具備倒扣作業(yè)的條件［1-2］。如果采用泡解卡劑方法解卡，則時間長，效率低，成本高，而且井下硫化氫可能會對井下鉆具產生嚴重危害［3］。而采用泡酸解卡工藝具有處理時間短、效果好、處理事故費用低等優(yōu)點［4-5］。塔中區(qū)塊水平井開發(fā)地層均為奧陶系碳酸鹽巖儲層，這使泡酸解卡成為可能，但儲集空間為碳酸鹽巖裂縫、巖溶孔洞，具有“易噴、易漏、高含硫”等特點，也是泡酸解卡的難點和風險因素。

1　塔中11井概況

塔中11井設計井深5 448 m，裸眼段長1 546 m，其中井斜角近90°的水平段長1042 m。采用三開式井身結構，二開采用?215.9 mm鉆頭鉆至井深4 326 m，下入?177.8 mm套管至井深4 324 m；三開采用?152.4 mm鉆頭鉆進，裸眼完井。造斜點3 892 m，A點為4 447 m，設計B點為5 448 m。鉆進至4 659.5 m發(fā)生第1次井漏，在4 858.7 m發(fā)生第2次井漏，鉆至5 050 m遇高壓氣層，并發(fā)生多次溢流險情，隨后鉆頭在井深5 092 m和5 133 m分別發(fā)生卡鉆事故。

2　鉆井技術難點

（1）溢漏同存，井控風險高。水平段存在2個漏失層和1個高壓層，形成“上漏下噴”，現(xiàn)場施工難度大。油氣層活躍，氣液置換量多，油氣上竄速度快，鉆井液幾乎無密度安全窗口。循環(huán)時鉆井液邊漏失，液氣分離器出口火焰邊持續(xù)燃燒。

（2）鉆井液性能難維護，攜砂效果差。鉆井液日消耗量大（每天漏失鉆井液100 m3以上），鉆井液全部為新配，即配即用，性能難達標，使其潤滑性變差，摩阻增大，井眼軌跡難控制；此外，井漏致使鉆井液返速低，不利于攜砂，巖屑沉積在水平段易形成巖屑床。

（3）明顯卡鉆跡象。下鉆至4 810 m后遇阻，用方鉆桿接單根下鉆至5 050 m，因套壓上升至5 MPa，關半封閘板防噴器，節(jié)流循環(huán)排氣。當套壓降至1.5 MPa以內結束循環(huán)，活動鉆具發(fā)現(xiàn)鉆具被卡。采用向上提200 kN，向下壓330 kN，轉25圈的方法解卡。

（4）劃眼困難。上提正常，下放遇阻，反復劃眼后，有越劃越淺的趨勢。下鉆至5 050 m遇阻劃眼，劃眼后不能順利接單根，倒劃至5 020 m，再正劃至5 040 m，期間用黏度120 s的稠漿攜砂兩周，效果均不理想。

（5）托壓嚴重。泡酸后繼續(xù)鉆進了34 m，泡酸前摩阻為80 kN，泡酸后下放摩阻達到180 kN。原因是鉆進時形成的潤滑性較好的濾餅在泡酸后遭到破壞，新形成的濾餅潤滑性差，促使摩阻增大，托壓嚴重，定向困難。

3　卡鉆經過及處理

3.1 第1次卡鉆情況

3.1.1 經過及原因 螺桿鉆具已到使用時間，起鉆更換螺桿后，下鉆繼續(xù)強鉆。下鉆到底轉動轉盤，節(jié)流循環(huán)排氣，套壓從0 MPa升至5.8 MPa，停止活動鉆具。上提鉆具至井深5 092 m，關半封閘板防噴器節(jié)流循環(huán)排氣，漏失鉆井液12.5 m3，套壓上漲超過6 MPa，并有繼續(xù)上漲趨勢，立即關井。隨后套壓升至15.0 MPa，環(huán)空反擠密度1.06 g/cm3的鉆井液30 m3，密度1.40 g/cm3的加重鉆井液50 m3，立壓9.5 MPa↑17.4 MPa↓0 MPa，套壓15.0 MPa↑18.4 MPa↓0 MPa，關井觀察。觀察無異常情況后開井，并上提活動鉆具，上提2.5 m后，懸重930 kN↑1 320 kN，鉆具未提開。于是下壓鉆具5 m，懸重1 320 kN↓850 kN未開，鉆具卡死。

鉆具從關半封閘板防噴器到開井活動鉆具，總共靜止137 min。前期復雜，套壓高，關半封閘板防噴器節(jié)流循環(huán)及環(huán)空反擠，均無法活動鉆具，致使鉆具在裸眼段靜止時間過長為本次卡鉆的直接原因。在水平段4 659.5 m和4 858.7 m分別鉆遇2個漏層，前期堵漏和強鉆時堵漏材料和巖屑未能及時返出地面，節(jié)流循環(huán)時漏層的巖屑和堵漏材料可能上返，環(huán)空反擠時可能將一部分材料在環(huán)空堆積成為發(fā)生卡鉆的間接原因。其次，該鉆井隊剛從中石化塔河油田轉戰(zhàn)中石油塔里木油田，對塔中區(qū)塊復雜處理的經驗不足、操作不及時，造成高套壓，處理難度變大，井況變復雜。

3.1.2 卡鉆的相關計算 發(fā)生卡鉆時鉆井液的主要性能為：密度1.06 g/cm3，黏度46 s，塑性黏度15 mPa·s，屈服值6 Pa，切力2.5 Pa，API失水量5 mL，API濾餅厚度0.5 mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12 mL，HTHP濾餅厚度1 mm，固相含量15%，氯根含量4 200 mg/L。

卡鉆時鉆具組合及長度為：?152.4 mmPDC鉆頭×0.29 m + ?120 mm1.25°螺桿×4.96 m + ?88.9 mm浮閥×0.51 m +?88.9 mm浮閥×0.52 m +?120.6 mm無磁懸掛×5.88 m+?88.9 mm無磁加重鉆桿×8.81 m + ?88.9 mm鉆桿×863.38 m + ?88.9 mm加重鉆桿×401.09 m + ?88.9 mm鉆桿×3 807.06 m。

第1次卡鉆鉆頭位置5 092 m，井深5 100 m。?177.8 mm套管內容積19.37 L/m；?152.4 mm鉆頭的裸眼容積18.23 L/m；?88.9 mm加重鉆桿內容積2.19 L/m，閉排容積7 L/m；?88.9 mm鉆桿內容積3.87 L/m，閉排容積6.7 L/m；?88.9 mm鉆具所在的裸眼環(huán)空容積為11.53 L/m。經計算可得，卡鉆時套管內環(huán)空鉆井液體積為54.68 m3，裸眼環(huán)空鉆井液體積8.86 m3，鉆頭至井底鉆井液體積為0.16 m3，水眼體積為19.01 m3，即井筒內鉆井液總體積為82.71 m3。此外，鉆頭至第2個漏點4 858.71 m的裸眼環(huán)空體積2.70 m3；鉆頭至第1個漏點4 659.5 m的裸眼環(huán)空體積5.00 m3。

鉆進中錄井每米撈砂取樣和做碳酸鹽含量分析實驗，調取裸眼段碳酸鹽含量分析實驗數(shù)據后［6］，決定采用鹽酸、氫氟酸、緩蝕劑、水配制成質量分數(shù)14%、密度1.06 g/cm3的酸液。

3.1.3 卡鉆處理過程 解卡作業(yè)前先做好施工方案和應急預案，注酸前正轉轉盤45圈，下壓鉆具至懸重660 kN。先注密度1.06 g/cm3、黏度120 s前置液4 m3；接著注密度1.06 g/cm3、黏度60 s酸液15 m3；后注密度1.06 g/cm3、黏度120 s后置液3 m3。完成后倒換閘門，開始用井漿頂替酸液至卡點位置。替井漿到3.8 m3時鉆具明顯振動，轉盤轉動，懸重恢復，鉆具解卡。接著替井漿16 m3，將鉆具水眼剩余酸液全部推入裸眼環(huán)空，讓其完全反應。然后環(huán)空反擠26 m3井漿，正注密度1.40 g/cm3、黏度70 s加重鉆井液10 m3。完成所有操作后，套壓由14.2 MPa降至1.5 MPa，抓緊時間探傷起鉆。

3.2 第2次卡鉆情況

3.2.1 經過及原因 控時控壓鉆進至井深5 134.22 m后劃眼，待井下正常后再進行MWD測斜作業(yè)，鉆頭需提離井底0.9~1.2 m后靜止。第1次測斜鉆具提離井底1.11 m，靜止7 min測斜不成功；第2、3次測斜鉆具提離井底0.94 m、0.9 m靜止2 min測斜不成功；第4次測斜鉆具提離井底0.9 m，靜止6 min測斜不成功。停止測斜，上下活動鉆具有阻卡；轉動轉盤，扭矩不斷升高，轉盤憋停，停止轉動，扭矩不釋放，鉆具發(fā)生卡鉆。發(fā)生卡鉆時的井斜角88.9°，發(fā)生卡鉆后采取如下措施：首先，上下活動鉆具，活動范圍：1050~600 kN（原懸重800 kN）；其次，正轉轉盤50轉，下壓至懸重500 kN；接著，注黏度120 s的稠漿30 m3循環(huán)攜砂洗井，期間上下活動鉆具，活動范圍：1000~600 kN，漏失鉆井液達100 m3；然后，每2 h活動鉆具一次，鉆具活動范圍：1 000~600 kN，正轉轉盤40轉，未能解卡；最后決定再次使用泡酸解卡方法。

第1次泡酸解卡后，對井徑造成了影響。泡酸后造成井壁不平滑，反應殘留物及一些巖屑下沉在下井壁，循環(huán)沖洗、倒劃眼都不能有效解決沉砂問題。鉆井液消耗大，性能難以維護，井底巖屑返出困難，高壓氣層、漏失層加速巖屑床的形成。巖屑床致接單根下放鉆具時，巖屑堆積，頂住鉆頭或鉆具接頭。泡酸后原潤滑性好的濾餅被破壞，新形成的濾餅潤滑性差，造成摩阻增大，表現(xiàn)為托壓嚴重、定向困難。經測斜發(fā)現(xiàn)有增斜的趨勢，于是甩掉螺桿，采用常規(guī)鉆具加MWD儀器的鉆具組合進行降斜、勤測斜的方式鉆進。每次起下鉆在井段4990~5020 m，摩阻160~200 kN，對該井段進行多次正劃眼和倒劃眼，均沒有明顯改善，下放遇阻嚴重。阻卡嚴重，給測斜作業(yè)帶來很大難度，每次測斜需要多次反復擺工具面，致使測斜時鉆具靜止時間延長造成卡鉆。

3.2.2 第2次解卡的相關計算 發(fā)生卡鉆時鉆井液的主要性能為：井深5133 m，密度1.15 g/cm3，黏度51 s，塑性黏度14 mPa·s，屈服值6.5 Pa，切力7 Pa，API失水量4.8 mL，API濾餅厚度0.5 mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12 mL，HTHP濾餅厚度1 mm，固相含量15%，氯根含量2 800 mg/L。

第2次卡鉆時鉆具組合及長度為：?152.4 mmPDC鉆頭×0.29 m+330×310雙母接頭×0.84 m+?88.9 mm浮閥×0.51 m + ?88.9 mm浮閥×0.52 m +?120 mm（無磁短鉆鋌+MWD短節(jié)）×7.77 m+?88.9 mm無磁加重鉆桿×8.81 m +?88.9 mm鉆桿×1 602.09 m + ?88.9 mm加重鉆桿×391.87 m + ?88.9 mm鉆桿×3 125.6 m。

第2次卡鉆鉆頭位置5 133 m，井深5 134.22 m?？ㄣ@時套管內環(huán)空鉆井液體積為55.08 m3，裸眼環(huán)空鉆井液體積9.33 m3，鉆頭至井底鉆井液體積忽略，水眼體積為19.20 m3，井筒內鉆井液總體積為83.61 m3。鉆頭至第2個漏點4 858.7 m的裸眼環(huán)空體積3.2 m3；鉆頭至第1個漏點4 659.5 m的裸眼環(huán)空體積5.47 m3。

3.2.3 卡鉆處理流程分析 首先，節(jié)流循環(huán)排氣，做好泡酸前的各項準備工作。連接泵車地面管線，清水試壓合格。施工前先節(jié)流循環(huán)至少1.5循環(huán)周，通過調節(jié)節(jié)流閥開度控制好套壓，為了避免或延緩后續(xù)施工出現(xiàn)高套壓影響施工，寧愿讓鉆井液多漏一點，也不能讓地層的流體侵入井筒太多。

第2步注密度1.06 g/cm3、黏度120 s的前置液15 m3，泵壓20 MPa，套壓4 MPa↑4.3 MPa，漏失鉆井液4.5 m3。

第3步倒換泵車閘門，用排量8~9 L/s注密度1.07 g/cm3的酸液14.1 m3。當酸液液面降至罐底時加清水1 m3，配成沖洗液1.9 m3，套壓4.3 MPa↑4.9 MPa，漏失鉆井液6 m3。如條件允許，可在注沖洗液時，讓泵車進入少量空氣，從而使管線產生一定的振動，這種振動很有利于解卡。注酸期間，正轉轉盤45圈，鉆具下壓至懸重600 kN。

第4步倒換閘門，利用井隊鉆井泵注后置液。注密度1.06 g/cm3、黏度120 s后置液3 m3，泵壓20MPa，漏失鉆井液1.5 m3。

第5步倒換上水罐，替入密度1.15 g/cm3的井漿5 m3時懸重600 kN↑800 kN，鉆柱微微振動，指重表晃動并恢復到原懸重800 kN，鉆具解卡，事故解除。一旦鉆具解卡，必須上提方鉆桿下端的旋塞出轉盤面，不間斷轉動轉盤，防止再次發(fā)生卡鉆。

由前面計算可知，水眼體積19.2 m3，酸液（包括沖洗液）16 m3，后置液3 m3，替井漿5 m3，則進入裸眼的酸液為4.8 m3，還有11.2 m3在鉆柱水眼內。如果不考慮酸液的漏失和擠入地層，則酸液在裸眼段長416 m；而鉆頭到第2個漏點距離為275 m，到第1個漏點距離為474 m，因此酸液至少到達了第2個漏點以上。接著繼續(xù)替井漿15 m3，漏失鉆井液7.2 m3。15 m3井漿大于水眼內剩余鉆井液量11.2 m3，所以酸液全部出水眼，并且進入裸眼環(huán)空的鉆井液量為3.8 m3。3.8 m3鉆井液體積大于鉆頭到第2個漏點的體積3.2 m3，小于替漿時漏失量7.2 m3，可以認為大部分酸液通過第2個漏點漏入地層。假設酸液沒有漏入地層，則進入裸眼環(huán)空鉆井液體積3.8 m3，小于鉆頭至第1個漏點的裸眼環(huán)空體積5.47 m3，大于鉆頭至第2個漏點的裸眼環(huán)空體積3.2 m3，認為這些酸液位于第1個漏點與第2個漏點之間，這為后續(xù)將殘酸推入漏層創(chuàng)造了條件。

第6步，鉆具已解卡，殘酸留在裸眼內只會使井下情況更復雜。為了安全起見，要么盡快將殘酸循環(huán)出地面，要么直接擠入地層。殘酸到地面的處理也是一個很大的問題，處理不當會造成人身傷害和環(huán)境污染。考慮到井漏的實際情況，選擇直接擠入地層是最好的方法。前置液、酸液、后置液的總體積為34 m3，于是環(huán)空反擠密度1.40 g/cm3的加重鉆井液35 m3。開始反擠時套壓持續(xù)上升，并逼近12.5 MPa（12.5 MPa是旋轉防噴器試壓的最大動壓值），此時不能停止轉動轉盤，不能關環(huán)形、半封閘板防噴器，是井控工作最關鍵時刻。隨著加重鉆井液不斷進入環(huán)空，環(huán)空氣體不斷被擠回井底或地層，立套壓不斷下降，35 m3加重鉆井液注完后套壓降至3.8 MPa。

第7步，套壓下降后，抓緊時間控壓起鉆。每當套壓值超過5 MPa，停止起鉆，節(jié)流循環(huán)排氣，注入高黏封閉漿，并根據現(xiàn)場情況，注入一定量的加重鉆井液，使井底液柱壓力能近平衡于地層壓力。如果注完加重鉆井液后，環(huán)空液面不在井口，起鉆時必須進行液面監(jiān)測和逐根鉆具探傷。

4　認識與建議

（1）減少鉆具在裸眼段靜止時間。根據套壓值大小，首先考慮使用旋轉防噴器，盡量讓鉆具旋轉起來；其次考慮關環(huán)形防噴器，上下活動鉆具；在套壓高，需要關半封閘板防噴器循環(huán)前，盡量將鉆具起到套管內或直井段，避免循環(huán)時鉆具因靜止時間過長而發(fā)生卡鉆事故。

（2）調整好鉆井液性能。泡酸后，酸液對井徑、井壁影響很大。泡酸使部分井徑擴大，形成“大肚子”，易沉淀、堆積巖屑形成“砂橋”，起下鉆遇阻或卡鉆。井壁因泡酸而變得凹凸不平，原濾餅被破壞，增加了鉆具摩擦阻力，易形成黏附卡鉆。因此泡酸后維持鉆井液攜砂性、潤滑性、造壁性顯得尤為重要。

（3）避免出現(xiàn)高套壓。出現(xiàn)高套壓后的復雜處理，大大增加了卡鉆幾率。一般采用適當提高鉆井液密度、節(jié)流循環(huán)排污、注稠漿和重漿帽、環(huán)空反擠等方法控制好套壓，避免復雜惡化。

（4）測斜時要警惕鉆具卡鉆。定向鉆進時需要經常測斜，測斜需要鉆具靜止。在復雜情況下測斜，如果測斜不成功，不僅要上下活動鉆具，還要轉動鉆具，待各項鉆井參數(shù)正常后再測斜，避免長時間多次連續(xù)測斜作業(yè)。

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（修改稿收到日期 2015-07-25）

〔編輯 景 暖〕

Application of acid soaking to release stuck pipe technology in Well Tazhong-11 and relevant understanding

DENG Changsong, HE Yinkun, FENG Shaobo, REN Liang, WANG Pengcheng, HE Chuanjiang
（CNPC Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China）

Abstract:Well Tazhong-11 encountered two leakage zones and one high pressure zone, and there were several different pressure systems in one open hole. The drilling complexities made the drilling fluid properties become poor, and the deterioration of sand carrying property of drilling fluid and increase of filter cake drag increased the probability of occurrence of pipe sticking. Pipe sticking occurred two times during drilling. The sticking formation was carbonate reservoir, so the acidization technique which is used in oil test and downhole service was used to release the pipe sticking incident. Practice shows that the technique of acid soaking to release stuck pipe is an effective means of releasing pipe sticking in carbonate reservoirs, and it is also favorable for reservoir protection and has good economic benefits and high technical feasibility. But further analysis and research need to be conducted to its use in oil/gas wells with large leakage, high casing pressure and high sulphur content and the effects of acid soaking to release stuck pipe on subsequent operations.

Key words:pipe sticking; acid soaking to release stuck pipe; accident h disposal; carbonate rock

作者簡介：鄧昌松，1981年生。2012年畢業(yè)于西南石油大學油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣勘探開發(fā)技術與監(jiān)督、HSE管理工作。電話：18742851823。E-mail：dcs023@163.com。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.030

文獻標識碼：B

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0120 – 04

中圖分類號：TE28