李鑫淼， 張永勤， 李 寬， 劉秀美， 尹 浩， 李小洋， 王志剛

(中國地質(zhì)科學(xué)院勘探技術(shù)研究所，河北 廊坊 065000)

天然氣水合物試采對接井卡鉆事故分析與處理

李鑫淼， 張永勤， 李 寬， 劉秀美， 尹 浩， 李小洋， 王志剛

(中國地質(zhì)科學(xué)院勘探技術(shù)研究所，河北 廊坊 065000)

2016年，在青海木里盆地順利完成了陸域天然氣水合物試采工作，首次將對接井技術(shù)應(yīng)用于天然氣水合物試采，取得了顯著的效果。鉆井區(qū)域復(fù)雜地層給對接井鉆井施工帶來了極大的難度與風(fēng)險，鉆井過程中多次出現(xiàn)卡鉆現(xiàn)象，本文主要介紹了天然氣水合物試采對接井鉆井過程中遇到的卡鉆事故，并對主要卡鉆原因進行了詳細(xì)分析，給出了相應(yīng)的解卡措施。

天然氣水合物；試采；對接井；復(fù)雜地層；卡鉆；解卡；木里盆地

0 引言

2016年，陸域天然氣水合物試采工作順利完成，試采井首次采用了對接井方案，成功將對接井技術(shù)的高效、經(jīng)濟、環(huán)保等特點應(yīng)用于天然氣水合物試采[1-2]。本次試采井由1口主井(SK0)及2口水平對接井(SK1、SK2)組成，井底連通后實現(xiàn)天然氣水合物的降壓加熱開采，水平段穿過天然氣水合物主儲層，增加了天然氣水合物分解釋放的自由度，達到了增產(chǎn)的目的[3]，與2011年單直井天然氣水合物開采相比，采氣量及采氣效率均得到了顯著提高[4]。盡管試采工作已經(jīng)完成，但是在對接井鉆井過程中仍然遇到了許多問題。眾所周知，對接井進入造斜段及水平段鉆井時，上井壁的穩(wěn)定性下降，加之地層復(fù)雜因素影響，極易出現(xiàn)卡鉆、埋鉆等事故。與直井不同，對接井鉆井時鉆桿在井內(nèi)不處于中心位置，在自重及泥漿液柱壓力的作用下緊貼下井壁，同時水平段容易形成巖屑床[5-6]，綜合因素作用下易出現(xiàn)卡鉆等孔內(nèi)事故，遇到卡鉆問題時應(yīng)及時掌握孔內(nèi)情況，快速、準(zhǔn)確地分析卡鉆原因，制定周密的解決方案。

1 地層情況

天然氣水合物試采井鉆井區(qū)域地層條件相對復(fù)雜，斷層泥易水化，易出現(xiàn)縮徑、坍塌、掉塊等現(xiàn)象[7]。

2 井身結(jié)構(gòu)

SK0井一開孔徑311 mm(?219.1 mm套管)，二開孔徑200 mm(?177.8 mm套管)，三開孔徑152 mm(?139.7 mm套管)，井深386 m。SK1井及SK2井一開孔徑311 mm(?219.1 mm套管)，二開孔徑152 mm(?139.7 mm套管)，三開孔徑118 mm(?73 mm套管)，SK1井井深498 m，SK2井井深620.5 m[4]。

3 SK1井水平段卡鉆

3.1 基本情況[4]

主要設(shè)備包括：HXY-6BⅡ型立軸式鉆機、TBW-1200/7B型泥漿泵、YC6MK420L-D20型發(fā)電機、150GF型發(fā)電機、慧磁中靶引導(dǎo)系統(tǒng)、磁測探管等。

鉆具組合：一開直井段為?311 mm牙輪鉆頭+?120 mm螺旋鉆鋌+?89 mm石油鉆桿；二開直井段為?152 mm牙輪鉆頭+?120 mm螺旋鉆鋌+?89 mm石油鉆桿；二開造斜段為?152 mm PDC鉆頭+5LZ127×7.0L(1.75°、1.50°)單彎螺桿+定向短節(jié)+?120 mm無磁鉆桿+?89 mm石油鉆桿；三開水平段為?118 mm PDC鉆頭+強磁接頭+5LZ95×7.0L(1.50°)單彎螺桿+定向短節(jié)+?105 mm無磁鉆桿+?73 mm鉆桿。

卡鉆出現(xiàn)在三開水平段，水平段的泥漿配方：1 m3基漿+5 kg廣譜護壁劑Ⅲ型+1 kg高粘防塌劑+40 kg褐煤樹脂+140 kg重晶石粉+6 kg氯化鉀+25 kg酚醛樹脂+25 kg石墨。泥漿性能參數(shù)：密度1.27 g/cm3、漏斗粘度48 s、失水量4 mL/30 min、泥皮厚0.5 mm、pH值9.0、含砂量4%、含鹽量4%、切力10 Pa、膠體率>98%。

3.2 卡鉆經(jīng)過

三開水平段沒有設(shè)計復(fù)合鉆進，采用滑動鉆進配合孔底動力的方式鉆進，孔深485.94 m時，上一次加接單根進尺完畢，正常進行鉆具劃眼。由于泥漿泵泵頭缸體已經(jīng)出現(xiàn)拉缸現(xiàn)象，檢修完畢使用一段時間后會出現(xiàn)泵壓及排量下降的情況，出現(xiàn)卡鉆問題時泥漿泵排量600～700 L/min，泵壓3～5 MPa。劃眼完畢后上提鉆具接短單根，加接鉆桿下鉆正常鉆進，短單根打完上提鉆具進行劃眼，提起一段后發(fā)生卡鉆，利用動力頭液壓油缸上下活動鉆具無效，泥漿可以正常循環(huán)，輕微憋泵，此段地層以砂巖、泥巖為主，初步分析出現(xiàn)壓差卡鉆的可能性較大。

3.3 原因分析

進入水平段后，鉆桿柱彎曲的曲率半徑進一步減小，鉆桿柱回直彈性大，外加自身重力的作用，壓力均作用在下井壁上，極大地增加了壓差卡鉆的可能性。隨著井深逐漸加深，泥漿液柱壓力不斷升高，出現(xiàn)憋泵現(xiàn)象后孔內(nèi)泥漿壓力進一步提高，增加鉆桿柱與下井壁之間的壓力，同樣會導(dǎo)致壓差卡鉆的出現(xiàn)。同時，泥漿泵檢修過后已經(jīng)使用了一段時間，泵壓與剛檢修好時的使用情況相比已經(jīng)有所下降，排量也在減小，加之進尺速度過快，長期的重復(fù)與積累導(dǎo)致井內(nèi)產(chǎn)生的巖屑上返不及時，極有可能在孔底形成巖屑床，加之水平段鉆進鉆具易形成較厚的泥皮，增加了壓差卡鉆的出現(xiàn)機率[8]。

3.4 卡鉆處理

水平井卡鉆處理通常沿用常規(guī)卡鉆處理方法，根據(jù)壓差卡鉆的成因分析，解決壓差卡鉆的出發(fā)點主要包括減輕或消除卡鉆處正壓差，減輕鉆具與下孔壁之間的壓力，去除鉆具上的泥皮，消除或減輕吸附力，提升泥漿的攜粉及潤滑性能等[9]。有效解決壓差卡鉆的方法主要包括降壓解卡，即在保證井壁穩(wěn)定的前提下適當(dāng)降低泥漿密度，減小壓差，配合上下活動鉆具解卡[10]；泡原油或解卡劑解卡，即利用泥漿泵向井內(nèi)卡鉆部位泵入原油或者解卡劑，對卡鉆位置進行浸泡，上下提放鉆具解卡[11-12]；通過套銑、倒扣等方式處理壓差卡鉆[13-14]。

現(xiàn)場分析認(rèn)為泡油或解卡劑解卡會造成大量泥漿損失，處理時間長，經(jīng)濟消耗大，不宜作為第一選擇。另外，由于現(xiàn)場沒有配備合適的套銑及倒扣處理工具，現(xiàn)加工或采購器具會浪費大量時間，容易錯過事故處理的最佳時機。綜合現(xiàn)有條件，采取降壓解卡配合上下活動鉆具的方式最為實用，且經(jīng)濟可行。

根據(jù)本井的實際情況，將泥漿密度降至1.15 g/cm3，其它性能盡量保證在原來狀態(tài)，對孔壁的穩(wěn)定性影響不大?，F(xiàn)場利用泥漿攪拌罐1 m3清水加入褐煤樹脂5 kg、廣譜護壁劑Ⅲ型5 kg配制膠液，攪勻后注入到泥漿池中，降低泥漿密度的同時保證潤滑及降失水性能，適量添加高粘防塌劑保證粘度，同時測量混合后的泥漿性能參數(shù)，直到泥漿密度降至1.15 g/cm3，此時井內(nèi)液柱壓力下降約0.4 MPa。調(diào)整泥漿密度的同時，完成泥漿泵的檢修工作，保證在事故處理時能夠提供足夠的泵壓和排量。利用泥漿泵將配置好的泥漿泵入到井內(nèi)，替換井內(nèi)高密度泥漿，并在另一泥漿池中儲存，可在后續(xù)鉆井時繼續(xù)使用，避免浪費。泥漿替換完畢后，開泵進行低密度泥漿循環(huán)，利用動力頭液壓油缸配合鉆機升降機進行上下強力活動鉆具，經(jīng)過數(shù)次鉆具上下竄動后解卡成功，迅速提鉆檢查，鉆具功能基本正常，鉆具臺階處形成泥包，為誘發(fā)本次壓差卡鉆的原因之一。

4 SK2井套管內(nèi)卡鉆

4.1 基本情況

SK2井井徑及套管規(guī)格與SK1井設(shè)計相同，使用的鉆探設(shè)備、鉆具組合及水平段泥漿配方均與SK1井一致。

4.2 卡鉆經(jīng)過

鉆進至井深560 m左右時，泥漿泵缸套、活塞磨損加劇，造成泵壓及排量嚴(yán)重下降，進入后50 m鉆井時要實現(xiàn)精準(zhǔn)對接，需保證泥漿泵排量穩(wěn)定，防止螺桿轉(zhuǎn)速不均勻影響旋轉(zhuǎn)磁信號的精準(zhǔn)度，現(xiàn)場檢修泥漿泵并提鉆檢查鉆具，為水平井對接做好充分準(zhǔn)備。上提鉆具至380 m左右時發(fā)生卡鉆，利用升降機強力提拔直至露出鉆桿母接手，連接主動鉆桿開泵循環(huán)，泵壓基本正常，利用動力頭上下竄動鉆具，通暢后繼續(xù)提鉆，提至井深365 m處時，再次發(fā)生卡鉆，向上向下均無法竄動，此時鉆桿接手超過井口約1.1 m，立軸鉆機回次進尺行程短，無法連接主動鉆桿，不能利用動力頭上下竄動鉆具及開泵循環(huán)，同時也實現(xiàn)不了升降機與立軸油缸共同給壓強力提升。

4.3 原因分析

SK2井?139.7 mm技術(shù)套管下入井內(nèi)437 m，對井內(nèi)剩余鉆桿及鉆具長度進行計算，鉆頭已經(jīng)進入到?139.7 mm套管內(nèi)部，正常情況下不會出現(xiàn)卡鉆問題。對井內(nèi)情況進行了仔細(xì)分析，造成此次卡鉆的原因可能包括以下幾方面。

(1)孔深365 m處井斜為60°，套管彎度較大，螺桿鉆具本身具有彎度，并且下端連接有鉆頭、強磁接頭、變絲等，可能是鉆具彎曲方向與套管彎曲方向相反，造成套管內(nèi)部可用空間變小，導(dǎo)致鉆具上提不順暢。為了對此原因進行驗證，將測斜儀器下入到鉆具內(nèi)部，對螺桿鉆具的方位及工具面進行測量，并與之前鉆井時此位置的相關(guān)參數(shù)進行比對，發(fā)現(xiàn)鉆具彎曲方向與套管彎曲方向幾乎是相反，這也驗證了之前的假設(shè)。

(2)套管內(nèi)壁結(jié)垢可能比較嚴(yán)重，減小了套管內(nèi)部空間，導(dǎo)致鉆具上提阻力大，鉆頭及鉆具臺階處可能形成泥包，進一步加大了鉆具上提阻力，在多種因素綜合作用下形成套管內(nèi)部卡鉆。

4.4 卡鉆處理

根據(jù)對卡鉆原因的分析，首先應(yīng)想辦法調(diào)整鉆具的彎曲方向，令其與套管的彎曲方向相同，提高鉆具在?139.7 mm套管內(nèi)部的通過性。鉆具在卡點位置上下均不能竄動，向上不能動是因為鉆機升降機的提升能力已經(jīng)達到極限，向下不能動是因為鉆具自重產(chǎn)生的壓力小于卡點處產(chǎn)生的阻力及套管給予整個鉆柱的摩擦阻力之和，若能夠?qū)φ麄€鉆柱施加向下的壓力，使整個鉆柱向下動應(yīng)該是容易實現(xiàn)的，之后便可以進行鉆具彎曲方向的調(diào)整。出于此種目的，設(shè)計試制了下壓工具，工具上端與提引器相連，防止下壓作業(yè)時鉆桿鉆具掉入井內(nèi)，造成新事故，工具下端與鉆桿相連，用于傳遞壓力，工具中間部位設(shè)計有定滑輪，用于給壓，壓力的來源為動力頭給進液壓油缸。下壓作業(yè)時，先將給進油缸上移至頂部，將下壓工具與鉆桿及提引器連接好，利用鋼絲繩穿過滑輪，鋼絲繩一端與主動鉆桿下端固定，另一端與機臺下部底梁固定，下壓時注意油缸與升降機操作動作的配合，僅經(jīng)過一次嘗試便實現(xiàn)了鉆具向下移動。井口調(diào)整鉆具彎曲方向至合適位置，連接鉆桿與主動鉆桿，開泵循環(huán)并上下劃動鉆具一段時間，待順暢后提鉆，鉆具順利上提，解卡成功。提升過程中阻力也很大，鉆具提出后經(jīng)檢查，鉆頭及鉆具臺階處均形成了較大泥包(如圖1所示)，嚴(yán)重影響了鉆具在套管內(nèi)部的通過性，加之套管內(nèi)部結(jié)垢及彎曲方向相反，諸多影響因素綜合作用下導(dǎo)致此次套管內(nèi)卡鉆。泥包形成的主要原因是巖粉上返不及時，在鉆具及井內(nèi)沉淀、積累產(chǎn)生泥包。另外三開鉆進開始后一直保持正常，由于地層不穩(wěn)定，孔內(nèi)易出現(xiàn)縮徑、坍塌，起下鉆的抽吸力很有可能造成孔壁失穩(wěn)，所以沒有進行全面提鉆，未能及時發(fā)現(xiàn)鉆具泥包問題。

圖1 鉆具泥包

5 SK0井?dāng)U穴處卡鉆

5.1 基本情況

SK0井為本次天然氣水合物試采井主井(靶井)，首先在SK0井井底擴穴，然后SK1、SK2與SK0在井底擴穴處對接連通，實現(xiàn)對接井方法開采天然氣水合物，擴穴的目的是為兩口水平井與主井對接留有足夠的空間，保證對接成功，擴穴位置在三開?152 mm井段，深度342～345 m，孔底余下空間用于下放潛水泵及巖粉沉淀。

主要設(shè)備包括：XY-5型立軸式鉆機、BW-320型泥漿泵，其余設(shè)備與SK1井相同。

擴穴鉆具組合：?152 mm PDC鉆頭+?150 mm PDC雙翼式擴穴鉆頭+?89 mm石油鉆桿。?152 mm PDC鉆頭起到導(dǎo)向的作用，防止井內(nèi)擴穴時發(fā)生偏離，導(dǎo)致擴穴位置不準(zhǔn)，影響對接精度，擴穴鉆頭的擴穴直徑為500 mm。

SK0井?dāng)U穴泥漿配方：1 m3基漿+5 kg廣譜護壁劑Ⅲ型+3 kg高粘防塌劑+20 kg褐煤樹脂+3 kg PAC141+2 kg氯化鉀。泥漿性能參數(shù)：密度1.18 g/cm3、漏斗粘度42 s、失水量15 mL/30 min、泥皮厚0.2 mm、pH值8.0、含砂量1%、含鹽量2%、切力7 Pa、膠體率100%。

5.2 卡鉆經(jīng)過

擴穴鉆頭下井前先進行試壓，調(diào)試鉆頭雙翼的張開及回收動作，下鉆到擴穴位置上端開泵擴穴。剛開始擴穴時不施加鉆壓，擴穴一段時間后，待擴穴鉆頭雙翼展開至水平后開始給壓鉆進，進尺達到3 m后沖孔、提鉆，提離擴穴位置上端20 cm時升降機無法拉動鉆桿柱，發(fā)生卡鉆。

5.3 原因分析

經(jīng)分析，發(fā)生本次卡鉆的原因可能包括塌孔、掉塊導(dǎo)致卡鉆及擴穴鉆頭雙翼沒有實現(xiàn)正?；厥諏?dǎo)致卡鉆。連接主動鉆桿開泵循環(huán)，泥漿泵壓力及排量基本正常，與擴穴鉆進時參數(shù)基本一致，但由于卡死無法實現(xiàn)鉆桿柱回轉(zhuǎn)。泵壓及排量正常說明孔內(nèi)沒有出現(xiàn)大面積塌孔，很有可能是擴穴鉆頭雙翼沒有正?；厥栈蚓畠?nèi)掉塊導(dǎo)致卡鉆。正常情況下，停泵后擴穴鉆頭雙翼在復(fù)位彈簧及齒輪齒條機構(gòu)作用下能夠?qū)崿F(xiàn)自行回收，即使彈簧疲勞失效，理論上來說，上提鉆具過程中雙翼水平狀態(tài)時受到孔壁向下的作用力后，可以實現(xiàn)鉆頭雙翼的被動回收。對擴穴鉆頭鉆進的實際過程進行了分析，大概分為4步(如圖2所示)：第一步，鉆頭下放到指定位置，開始擴穴；第二步，原位置擴穴直到雙翼展開達到水平狀態(tài)；第三步，擴穴過程中，鉆壓施加過大，導(dǎo)致鉆頭雙翼展開角度>180°，同時造成雙翼回收結(jié)構(gòu)失效；第四步，雙翼無法回收，處于倒鉤狀態(tài)，上提鉆具時插入到?152 mm裸孔井壁內(nèi)部，造成卡鉆。

圖2 擴穴鉆進過程示意圖

5.4 卡鉆處理

針對卡鉆出現(xiàn)的可能原因，首先應(yīng)將擴穴鉆頭下放到擴穴腔體內(nèi)部，開泵循環(huán)，另產(chǎn)生的掉塊落入擴穴腔內(nèi)，解決掉塊卡鉆問題，停泵解除擴穴鉆頭壓力，回轉(zhuǎn)鉆桿柱并上下竄動鉆具，希望通過震動的方式使雙翼展開角度<180°，進而實現(xiàn)鉆具上提。本著這個解決思路，利用給進油缸將擴穴鉆頭下放到擴穴腔內(nèi)，下入深度控制在1 m以內(nèi)，因為剛開始擴穴時雙翼保持水平效果好，腔體直徑能夠達到甚至超過500 mm，能給雙翼向鉆頭內(nèi)回轉(zhuǎn)提供足夠的空間，同時也給掉塊下落留有足夠的空間，開泵循環(huán)一段時間，同時觀察泵壓及上返巖粉情況，停泵、回轉(zhuǎn)鉆桿柱并上下抖動鉆具，同時嘗試長提鉆具，經(jīng)過多次嘗試后將擴穴鉆頭提起，解卡成功。提鉆檢查鉆具發(fā)現(xiàn)，擴穴鉆頭雙翼向上展開角度已經(jīng)達到200°左右，形成了倒鉤狀，鉆頭雙翼回收機構(gòu)已經(jīng)完全失效，齒輪齒條已經(jīng)出現(xiàn)斷齒現(xiàn)象，表明擴穴鉆進時為了提高進尺效率，鉆壓施加過大，造成鉆頭內(nèi)部結(jié)構(gòu)損壞，本次卡鉆原因可以確定為雙翼無法正常回收導(dǎo)致卡鉆。

6 結(jié)論與認(rèn)識

(1)水平對接井鉆井極易出現(xiàn)卡鉆現(xiàn)象，出現(xiàn)問題時應(yīng)對問題發(fā)生的原因進行認(rèn)真分析，根據(jù)現(xiàn)場情況快速制定合理、準(zhǔn)確、高效的解決方案，避免時間拖延錯失最佳處理時機，造成孔內(nèi)事故進一步加劇。

(2)水平井鉆井出現(xiàn)壓差卡鉆較為常見，降壓方法是解決壓差卡鉆的經(jīng)濟有效方法，降壓之前要對井內(nèi)情況進行仔細(xì)分析，在保證井壁穩(wěn)定的前提下進行合理降壓，達到解除壓差卡鉆的目的。

(3)水平井裸孔鉆進，尤其是進入到水平段后，應(yīng)將井內(nèi)鉆具靜止時間降到最低，鉆井泥漿應(yīng)盡量處于循環(huán)狀態(tài)，如果遇到設(shè)備維修時間較長的情況，必須提鉆至套管內(nèi)，回次進尺結(jié)束后都要進行劃眼，使巖屑能夠充分上返，降低卡鉆出現(xiàn)的機率。

(4)水平井鉆井尤其是采用孔底動力及滑動鉆進方式鉆井時，泥漿應(yīng)具有良好的攜巖、護壁及潤滑性能，能夠保持井壁穩(wěn)定，同時高度重視地表除砂工作，防止井內(nèi)形成巖屑床及鉆頭、鉆具泥包，造成井內(nèi)及套管內(nèi)卡鉆。

(5)進行擴穴作業(yè)時，應(yīng)充分了解擴穴鉆頭的性能及使用方法，合理控制進尺速度，避免由于鉆壓施加過大，造成擴穴鉆頭損壞，導(dǎo)致卡鉆等孔內(nèi)事故。

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AnalysisandProcessingofDrillPipeStickinginGasHydrateTrial-produceHorizontallyButtedWell

LIXin-miao,ZHANGYong-qin,LIKuan,LIUXiu-mei,YINHao,LIXiao-yang,WANGZhi-gang

(The Institute of Exploration Techniques, CAGS, Langfang Hebei 065000, China)

In 2016, land gas hydrate trial-produce has been carried out successfully in Muli basin, Qinghai. It is the first time that the technology of horizontally butted well has been applied in gas hydrate trial-produce and remarkable results have been achieved. Complex stratum of drilling area brought great difficulty and risk to the horizontally butted well drilling. Drill pipe sticking appeared several times during the drilling process, this paper mainly introduces and analyzes in detail on the main reason of drill pipe sticking with the corresponding jam release methods.

gas hydrate; trial-produce; horizontally butted well; complex stratum; drill pipe sticking; jam releasing; Muli basin

2017-01-18；

2017-08-30

中國地質(zhì)調(diào)查局國家海洋地質(zhì)專項子項目“陸域天然氣水合物試采技術(shù)與工程”(編號：GZH201400307)

李鑫淼，男，漢族，1985年生，碩士，從事鉆探技術(shù)研究工作，河北省廊坊市金光道77號，lixinmiaosmile@163.com。

P634.8；TE28+3

A

1672-7428(2017)09-0012-05