趙 文 彬

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院， 鄭州 450006)

?

DPT-75井試壓過程套管擠毀事故分析

趙 文 彬

(中石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院， 鄭州 450006)

剖析典型案例井DPT-75井套管擠毀事故的全過程，指出最易誘發(fā)事故的諸多因素，提出合理化的建議。在此基礎(chǔ)上，制定了科學(xué)的氣田試壓流程規(guī)范，實現(xiàn)了試壓的節(jié)點控制，現(xiàn)場再未發(fā)生此類事故。

大牛地氣田；試壓；套管擠毀；皮碗試壓器；外擠力

井控安全技術(shù)直接影響著油田企業(yè)的發(fā)展。鉆開目的層前的試壓作業(yè)是測試防噴控制裝置性能的關(guān)鍵性環(huán)節(jié)，井口試壓過程中由于人為因素和設(shè)備因素導(dǎo)致的安全事故時有發(fā)生。目前未查閱到因試壓造成套管變形破壞的相關(guān)文獻(xiàn)，現(xiàn)有的套管破壞研究多側(cè)重于固井及開采過程[1-4]。本次研究將對DPT-75井的井口試壓過程套管擠毀事故原因進(jìn)行分析，明確目前試壓標(biāo)準(zhǔn)的缺陷以及現(xiàn)場操作問題?；诜治鼋Y(jié)果，提出合理化建議，制定并完善了鉆井過程的井口試壓流程規(guī)范。

1 事故概況

DPT-75井是中石化華北油氣分公司所轄大牛地氣田的一口致密低滲氣藏水平井[5]，平均地層壓力系數(shù)為0.80～0.85。該井采用三級井身結(jié)構(gòu)，二開鉆至水平段A靶點，下入技術(shù)套管封固上部井段，三開鉆開目的層。表1所示為二開技術(shù)套管基本參數(shù)。

表1 二開技術(shù)套管基本參數(shù)

2016年4月25日15:30，該井二開試壓完成，三開開鉆驗收合格后井隊組合儀器鉆頭下至31.28 m處遇阻(第4根177.80 mm套管接箍位置為26.60 — 37.93 m)，反復(fù)起鉆不能通過而無法起出鉆具。改用普通101.60 mm光鉆桿下鉆(鉆桿接箍127.00 mm)，遇阻位置為31.78 m處，開泵循環(huán)清洗卡點管壁，轉(zhuǎn)動轉(zhuǎn)盤撥動3圈，無法通過，起出的鉆桿公扣端有磨痕，判斷套管變形。

2016年4月26日安裝鉛模，鉛模入井前外徑為150.00 mm，在下入深度31.39 m處遇阻，起出的鉛模外觀呈橢圓形，測量鉛模外徑(最大151.00 mm，最小145.00 mm)。4月27日進(jìn)行技術(shù)套管內(nèi)徑多臂井徑測井，2次儀器下放當(dāng)中，均在32.00 m處遇阻。

通過多次鉆具組合下放，套管在井深32.00 m處附近受擠壓而變形。初步分析認(rèn)為，遇阻最窄處在井深32.00 m處，內(nèi)徑變形小于50.00 mm，技術(shù)套管的整體變形長度超過1.44 m。圖1所示為擠毀套管變形預(yù)測簡圖。

圖1 擠毀套管變形預(yù)測簡圖

2 事故處理

2016年4月27日起套管作業(yè)，先用反扣公錐下壓4 t倒扣17圈，上提倒出套管3根，長26.60 m。其后下入卡瓦打撈矛，原懸重12 t，上提至16 t，倒扣18圈，倒扣出套管1根，長11.33 m。套管距離接箍4.90 — 6.60 m處變形嚴(yán)重，套管擠扁，變形長度1.70 m，寬度227.00 mm，厚度40.00 mm。圖2所示為出井口擠毀套管。

圖2 出井口擠毀套管

出井套管擠毀最嚴(yán)重處為井深32.35 m處，擠毀形狀、長度與預(yù)測結(jié)果基本一致。4月27日，組合鉆具為154.20 mmPDC鉆頭+雙母+101.60 mm鉆桿，實施套管作業(yè)，共下入8柱鉆桿，總長225.00m，起下均無阻卡現(xiàn)象。重新下入Φ177.80 mm×N80×9.19 mm技術(shù)套管4根，總長45.49 m。對扣扭矩7 045 N·m，上扣19圈后上提懸重至40 t懸重不回，判斷套管對扣成功后座掛技套卡瓦，座掛懸重30 t。4月28日，安裝封井器進(jìn)行封井器試壓，封井器組均達(dá)到設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)，隨后進(jìn)行組合鉆具下鉆。DPT-75井下鉆遇阻復(fù)雜情況解除，共計耗費時間68.5 h。

3 事故分析

3.1 試壓前井況分析

DPT-75井共入井寶鋼產(chǎn)Φ177.80 mm×N80×8.05 mm技術(shù)套管196根(總長2 205.56 m)，入井寶鋼產(chǎn)Φ177.80 mm×N80×9.19 mm技術(shù)套管76根(總長854.34 m，含浮箍、浮鞋、聯(lián)入)。2種技術(shù)套管合計272根，總長3 059.90 m，下深3 053.11 m，阻位3 018.41 m，口袋1.89 m。

固井替漿過程中發(fā)生漏失，水泥漿未返出地面。其后進(jìn)行環(huán)空反擠水泥，反擠壓力最高達(dá)9.00 MPa， 持續(xù)48 h，候凝后測得水泥返高為30.00 m；測井過程中無阻卡現(xiàn)象(至反擠水泥完測完井此時套管完好)，外擠壓力不超過10.0 MPa，排除反擠水泥擠毀套管的可能性。圖3所示為井口50.00 m技術(shù)套管固井質(zhì)量測井圖。

圖3 井口50.00 m技術(shù)套管固井質(zhì)量測井圖

DPT-75井鉆完井過程發(fā)生漏失，導(dǎo)致固井水泥未返至井口。井口50.00 m范圍內(nèi)基本無水泥附著，該段套管無應(yīng)力支撐是導(dǎo)致套管被擠毀的主要原因之一。

3.2 試壓過程分析

2016年4月24日，井隊實施了三開試壓，使用大鉤提127.00 mm鉆桿單根接皮碗試驗器下入井內(nèi)。關(guān)閉3#、4#閥門，環(huán)空灌滿清水，關(guān)閉防噴器下閘板。緩慢上提單根并觀察套壓表，皮碗井深由h1(8.50 m)上升到h2(7.30 m)，如圖4所示。壓力上升至34.98 MPa時剎住滾筒，穩(wěn)壓10 min，壓降為0.48 MPa。

在正常井口試壓過程中，皮碗上提高度為h1與h2之差，一般小于0.50 m。該井上移1.20 m，由此可判斷皮碗失效或皮碗上部環(huán)空與表層套管之間密封失效。壓力上升并保持了穩(wěn)壓10 min，于是排除皮碗失效的可能性。分析認(rèn)為，技術(shù)套管與套管頭密封不嚴(yán)，從而導(dǎo)致壓力竄至技套與表套環(huán)空無水泥封固段。對技術(shù)套管的外擠力是套管被擠毀的主要原因之一，產(chǎn)生的外擠力大小與井口穩(wěn)壓值34.98 MPa一致。

圖4 憋壓過程皮碗上移示意圖

同時，由于憋壓過程中上提皮碗會對其下部技術(shù)套管產(chǎn)生負(fù)壓作用，皮碗上提位移過大而導(dǎo)致下部套管負(fù)壓嚴(yán)重。皮碗以下套管最大負(fù)壓值為3.14 MPa[6-7]，井深超過100.00 m，可忽略不計。

負(fù)壓差與外擠力的合力為38.12 MPa，而采用的技術(shù)套管抗擠強(qiáng)度僅為26.40 MPa，于是導(dǎo)致下入DPT-75井31.5 — 33.2 m處的技術(shù)套管嚴(yán)重擠毀。

3.3 事故認(rèn)識

(1) 由于未對鉆井過程的漏失現(xiàn)象給予足夠重視，下套管前未進(jìn)行承壓措施而導(dǎo)致固井水泥失返，漏失的存在也使反擠水泥未返至井口，井口以下50.00 m范圍內(nèi)無任何水泥附著，為技術(shù)套管的擠毀埋下安全隱患。

(2) 在固井、候凝后安裝套管頭的過程中，未使橡膠性能充分發(fā)揮，未能密封環(huán)形空間，因而形成了試壓過程中壓力竄至技術(shù)套管與表層套管環(huán)空的通道。

(3) 現(xiàn)場試壓過程中未對皮碗上移距離過大的現(xiàn)象進(jìn)行及時調(diào)整，產(chǎn)生了外擠力與負(fù)壓差，最終導(dǎo)

致了DPT-75井技術(shù)套管嚴(yán)重擠毀的事故。

4 結(jié) 語

(1) DPT-75井發(fā)生套管擠毀并非由單一事件引起，是鉆完井連續(xù)作業(yè)過程中諸多事件所導(dǎo)致。嚴(yán)格規(guī)范鉆完井過程中每一個環(huán)節(jié)的操作步驟，對井控安全工作至關(guān)重要。

(2) 下套管前井況必須滿足承壓要求。為了進(jìn)一步提高固井質(zhì)量，試壓前要求確保入井工具及配件質(zhì)量合格，質(zhì)檢書與合格證必須同時檢查到位。

(3) 為了減少皮碗試壓器提拉產(chǎn)生的抽吸作用，皮碗提拉起壓后，可采用試壓車從管匯試壓口注入壓力設(shè)定試壓值。這種壓力操控方式簡單便捷，試壓曲線明晰。

(4) 現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)存在弊端。皮碗施壓有一定危險性，易形成負(fù)壓，壓差過大可能導(dǎo)致套管受擠變形。在東勝氣田JPH-305井曾發(fā)生過此類事故。建議針對致密低滲氣藏試壓15.00～20.00 MPa即可。

[1] 林泉清.井控安全技術(shù)在鉆井中的重要性[J].中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量,2013,33(12):160.

[2] 張宏軍.固井過程中套損事故的判斷分析與處理[J].石油鉆采工藝,2013,35(5):40-42.

[3] 胡文平,張來斌,樊建春.套管擠毀問題研究現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].石油礦場機(jī)械,2006,35(5):1-4.

[4] 常龍,高連新,王為民.套管擠毀試驗研究與有限元分析[J].焊管,2007,30(5):45-48.

[5] 郝蜀民,惠寬洋,李良.鄂爾多斯盆地大牛地大型低滲氣田成藏特征及其勘探開發(fā)技術(shù)[J].石油與天然氣地質(zhì),2006,27(6):762-768.

[6] 羅長吉,李楊,趙永會.固井技術(shù)[M].北京: 石油工業(yè)出版社,1999:33-57.

[7] 李子杰,鞏同標(biāo).梁38- 平6 井套管事故原因分析及處理措施[J].石油鉆采工藝,2009,31(6):107-109.

Analysis of DPT-75 Casing Collapse Accidents During Pressure Testing

ZHAOWenbin

(Petroleum Engineering Technology Research Institute, North China Oil and Gas Company, SINOPEC, Zhengzhou 450006, China)

By analyzing typical cases about DPT-75 casing collapse accidents, the most likely cause of accidents is found out and the rational suggestions are put forward. On this basis, the scientific testing process specification is made to implement the node control of pressure testing. Therefore, there is no such accidents in Daniudi gas field any more.

Daniudi Oilfield; pressure test; casing collapse; leather cup pressure tester; external extrusion force

2016-08-30

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)

趙文彬(1982 — )，男，研究方向為鉆井工程。

TE256

A

1673-1980(2017)02-0054-03