Q1井套管弯曲通井遇阻事故处理.doc

Q1井套管弯曲通井遇阻事故处理

2011年12月10日

随着气田勘探开发规模的不断扩大，暴露出的通井遇阻问题逐渐增多。不但延长了试气工期，还需要花费大量的人力、物力及财力。下面就Q1井套管弯曲通井遇阻处理情况进行分析及研究。
1气井基本情况
Q1井是钻井公司4053队所承钻的一口预价井，设计井深2892m，完钻井深3002m，该井位于延长县七里村镇杨旗村西北约0.8km处。岩心测试和电测气层物性较好。
2套管弯曲原因
Q1井于2010年10月3日进行下套管作业，套管串长度2995.6m，下至底界距井底6.4m时，由于吊卡突然崩开，导致套管串落井致使套管弯曲变形，后打捞成功并固井试压合格后交付试气。
3通井遇阻经过
2010年10月9日，川油测井310队对Q1井进行固井质量测井作业至1446.66m处遇阻，按规定反复下放5次，仪器遇阻点未发生变化，仪器长度为5.117米，外径为89毫米。
2010年10月15日中油测井公司对Q1井再次进行固井质量测井作业，仪器串长7.35米，外径89mm，下放至1466.66米处遇阻；第二趟下外径为73mm的仪器，仪器串长8.32米，下至1466.66米处遇阻；第三趟去掉伽马、磁定位仪，直接下变密度测井仪器，长5.3米，下至井深1450米处遇阻。
2010年10月23日由中原测井公司对Q1井进行固井质量测井作业，仪器串长6.5米，外径51mm，实测阻位2966.2米。至此，测井作业全部完成。
2011年4月27日子长博源试气队下φ116mm×1.5m通井规在井深1446.66米处遇阻，现场经过上下活动，旋转加压无效。
考虑到目前使用的井下压裂封隔器规格为φ114mm×1.4m（含接头），决定下φ114mm×1.3m通井规进行试探通井。
2011年5月7日，子长博源试气队下φ114mm×1.3m通井规至井深1446.66m处遇阻，将钻具全部重量释放仍然遇阻。
4事故处理对策及过程
经过以上几次通井遇阻情况，可以证实目前通用的压裂封隔器是无法通过遇阻点，也就是说现有技术不能对该井进行压裂施工。因此，公司技术部门召集我部与钻井工程部相关人员对此问题进行讨论。
为解决这一问题，当时有两种方案可供参考：第一种是用Φ118mm磨鞋（钻头）强行钻铣，钻穿打直遇阻点后挤水泥补救井筒，然后压裂；第二种是考察小尺寸封隔器进行压裂。出于保护全井套管的目的，最后决定先采取第二种方案进行试验。
4.1采用小尺寸通井规试通井
为了能尽早解决该井通井遇阻问题，2011年5月13日，考察到一种封隔器的规格为φ112mm×1.3m（含接头），于图1延315井套管弯曲条件下封隔器防卡模拟图
是便委托子长博源试气队下φ112mm×1.0m通井规进行试探通井，通至井深1446.66m处再次遇阻，将钻具全部重量释放仍然遇阻。
2011年5月24日，又考察到西安大佳润厂家有一种尺寸更小的扩张式封隔器，型号为K344-110-150/70，工具全长0.89m，最大外径段工具长度0.69m。决定下φ112mm×0.7m通井规进行试通井，结果通井畅通无阻，顺利通至人工井底，在遇阻点上下活动，无阻卡现象，但通井规下端有磨损，最深划痕深度0.3mm，最长划痕0.13m。见下图：

图2、3底部和本体多处有明显划痕如图一，长42mm宽36mm深0.6mm。

图3、4划痕长133mm,宽22mm最深处0.6mm
4.2计算模拟特制工具过遇阻点情况
为了确保封隔器能通过遇阻点，首先我们模拟计算了弯曲段套管的弯曲度，已知套管串长度2995.6m，弯曲点在1446.66m处，目前所用封隔器最大外径段长度为1.0m，可计算出遇阻点弯曲度为：1/2995.6*100%=0.033%。因此，入井工具长度在模拟圆中弯曲度必须小于0.033%才能够通过遇阻点。经过多方考察，最终了解到西安大佳润K344-110封隔器最大外径长度为0.7m，且胶筒最大外径小于φ112mm，经过计算其弯曲度为0.7/2995.6*100%=0.023%，初步推算可以通过遇阻点。
其次又利用精确绘图模拟了在套管弯曲条件下的封隔器全尺寸：假定φ112mm×0.7m通井规刚好被弯曲的套管卡住的条件下，近似地认为封隔器最大外径段形状与该通井规完全相同，加上封隔器两端接头后，绘图模拟结果是增加两端接头后的封隔器也能顺利通过套管弯曲段（见图1）。
因此，最后决定采用西安大佳润K344-110封隔器，为保险起见，特别订购了两只封隔器和一只配套水力锚。对管柱组合的要求是在每个工具之间连接两根9m多长的油管，以增加两个工具之间的柔性，借以提高通过率。订购的工具规范如下：
1、JRKSM-110水力锚规范及性能参数
表1水力锚规范及性能
型