長北氣田大位移水平井斷具事故原因分析

吳剛

中國石油長慶油田分公司 長北天然氣開發(fā)項目部井工程組 （陜西 榆林 719000）

長北氣田大位移水平井斷具事故原因分析

吳剛

中國石油長慶油田分公司 長北天然氣開發(fā)項目部井工程組 （陜西 榆林 719000）

通過對大位移分支水平井的受力及事故原因分析，提出了除從質量控制方面進行深入研究外，還應該盡量優(yōu)化經(jīng)驗軌跡設計，防止出現(xiàn)突變的拐點。從鉆井液優(yōu)化方面進行研究，防止井下復雜情況發(fā)生。

斷掉鉆具 水平井 質量控制

長慶油田分公司長北氣田（以下簡稱長北氣田）是近年來天然氣勘探的重大發(fā)現(xiàn)之一，是 “西氣東輸”和“陜京二線”最重要的資源基礎。同時也是目前中國石油最大的陸上對外合作區(qū)塊。根據(jù)開發(fā)方案要求，在長北區(qū)塊總共鉆53口水平井，其中包括35口雙分支水平井和18口單分支水平井。目前，總共有3臺鉆機在長北氣田施工，已經(jīng)完井11口雙分支水平井。通過實踐證明,長北區(qū)塊雙分支水平井開發(fā)配套技術已經(jīng)基本成熟,采收率得到了很大的提高,為長北合作區(qū)的可持續(xù)發(fā)展奠定了堅實的技術基礎。

長北地區(qū)地質情況復雜,主要體現(xiàn)在：延長組下部容易垮塌；劉家溝組經(jīng)常出現(xiàn)泥漿大量漏失；石千峰和石盒子段泥巖可塑性和吸水性較強，容易在鉆頭上形成泥包；山西組山一煤層段易垮塌,地層傾角大,有些還會出現(xiàn)斷層。以上種種因素導致井下事故頻繁出現(xiàn),屢次出現(xiàn)鉆具斷掉情況。據(jù)統(tǒng)計，從2005年8月CB1-1開鉆起，至2007年底，斷掉鉆具事故總共發(fā)生了5起，斷馬達事故發(fā)生了7起，造成了建井周期過長，費用過高的問題。這就要求我們對目前現(xiàn)狀進行分析和研究，找出切實可行的解決措施，進一步完善雙分支水平井開發(fā)配套技術。本文主要以CB3-2井鉆具斷掉及打撈過程進行分析，并提出幾點預防對策。

1 事故情況

1.1 基本情況

CB3-2井第一分支水平段井深3 543～5 738m，于2007年11月14日完鉆并相繼進行了水平段的測井、下篩管工作。2007年 11月 21日組合215.9mm（8″）鉆頭實施第二分支鉆井作業(yè)，設計和實際側鉆點3 645m，側鉆鉆進2m至3 647m發(fā)生事故。

1.2 事故發(fā)生經(jīng)過

2007年11月22日凌晨側鉆鉆具正常下到預定井深3 541m，調(diào)整工具面、建槽，7:30從3 645m深度按計劃側鉆鉆進，作業(yè)過程正常。14:45鉆至井深3 647m時泵壓突然降低，從 14.8MPa下降至6.7MPa，鉆具提離井底懸重無變化，檢查地面循環(huán)設備正常，決定起鉆，起鉆時懸重顯示穩(wěn)定。16:00鉆頭起至井深3 516m，卸去整根鉆桿立柱后吊起井內(nèi)鉆具提離轉盤2m時突然巨烈震跳，懸重隨之降至49t，停止作業(yè)檢查鉆架懸吊系統(tǒng)正常后起鉆。19:00起出總共31根鉆桿立柱，下部鉆具落入井內(nèi)。

1.3 落魚情況分析

斷裂位置發(fā)生在93#、94#鉆桿連接處，即94#鉆桿母扣接頭根部處(此處為應力集中點)，母扣接頭總長31cm，有12cm斷開部分帶在上接鉆桿公扣上，其余19cm部分殘留在魚頂。

井下落魚總長：2 638.27m；

落魚頂部提至深度：877.73m；

探落魚頂部實際深度：984m；

(斷鉆具后落魚下落106.27m)；

計算落魚底部鉆頭深度：3 622.27m；

(落魚井段984～3 622.27m)；

井段長：135.27m；

長：2 503m；

落魚底部鉆頭距側鉆井深上部:22.73m。

1.4 事故處理經(jīng)過

由長慶鉆井總公司組織第1次打撈處理。打撈工具組合：206.38mm(8″)卡瓦打撈筒（序列號LT181）+175mm(177.8mm(7″)螺旋卡瓦)+6根171.45 mm(6″)鉆鋌+配合接頭+139.7mm(5″)鉆桿。用現(xiàn)場備用打撈筒，打撈鉆具總重55t，計算打撈后提離總懸重158t。

2007年11月22日21:00接打撈工具下鉆，23日2:30下至魚頂深度984m?？ㄍ咄蔡卓埏@示正常（加壓20t，鉆具下行0.5m），上提時在懸重升至125t后脫扣，鉆具未提離井底。23日5:30起出打撈工具后發(fā)現(xiàn)打撈筒外體壓扁變形，無法取出螺卡固定套，內(nèi)裝螺旋卡瓦破損，大部分掉落井內(nèi)。

由長慶鉆井總公司組織 (建議換用小尺寸卡瓦打撈)第2次打撈處理。打撈工具組合：206.38mm (8″)卡瓦打撈筒(序列號LT206)+172mm(177.8mm (7″)螺旋卡瓦)+6根171.45mm(6″)鉆鋌+配合接頭+139.7mm(5″)鉆桿。

23日 7:00接打撈工具下鉆，9:30探至魚頂984m。循環(huán)套扣，上提70～80t即滑脫，嘗試3次無效。12:30起出螺旋卡瓦無擦傷痕跡。

由長慶鉆井總公司組織第3次打撈處理。原計劃下工錐，甲方提議第二次打撈時卡瓦實際未接觸到魚頂，決定重新下入原工具組合，只將下部斜角做打磨處理成45°導角。工具組合：206.38mm(8″)卡瓦打撈筒175mm(174.63mm(6″)螺旋卡瓦)×1.16 m+3根171.45mm(6″)螺旋鉆鋌×28.40m+轉換接頭(520mm×411mm)×0.79m+139.7mm(5″)鉆桿。

23日15:30下鉆，18:00下至魚頂984m。初次套扣上提84t滑脫，再次加壓20～25t套扣下行0.3m，上提近2m懸重達160t時落魚掉脫。24日14:00起出,打撈筒局部變彎隆起,卡瓦大部分掉入井內(nèi)。

由于懸重突變產(chǎn)生強烈沖擊震動，造成頂驅液壓油箱入口處噴漏，現(xiàn)場無配件最后焊接，儀表測試系統(tǒng)亦出現(xiàn)異常。

由貝克公司提供工具和技術服務第4次打撈處理。工具組合：206.38mm(8″)卡瓦打撈筒+ 172mm(174.63mm(6″)螺旋卡瓦)×1.02m+轉化接頭(NC50B×NC46P)＋3根171.45mm(6″)螺旋鉆鋌× 28.40m+轉換接頭(520mm×411mm)×0.79m+139.7mm (5″)鉆桿。

24日16:00下鉆，17:30到底(魚頂984m)打撈。套扣上提共3次均滑脫,懸重依此為:84t、67t、62t。23:00提出打撈筒，觀察未能套入魚頭。

長慶鉆井公司提供安全接頭并借用遼河公司工錐，由貝克人員現(xiàn)場指導第5次打撈處理。打撈工具組合：φ80mm×φ130mm公錐×1.15m+安全接頭× 1.16m+3根171.45mm(6″)螺旋鉆鋌×28.40m+轉換接頭(520mm×411mm)×0.79m+139.7mm(5″)鉆桿。

25日2:30下鉆到底(魚頂984m)打撈。套扣上提共3次未成功,第1次上提懸重76t脫開，第2次上提無懸重，第3次上提至158t顯示落魚有移動跡象，持續(xù)提至178t時斷脫。強烈軸向震動使頂驅再次受損漏油，現(xiàn)場維修頂驅。25日13:30起出，公錐造扣部分有4扣被拉傷。

第6次下φ200mm鉛印，探魚頭形狀。鉆具組合：φ200mm鉛?！?.5m+3根171.45mm(6″)螺旋鉆鋌×28.40m+轉換接頭 (520mm×411mm)×0.79m+ 139.7mm(5″)鉆桿。

25日16:00到底,探魚頂984.2m,于此處加壓15t壓入后起鉆,起出后觀察壓痕為環(huán)行截面,但有1/3缺失,應為斷裂時缺失部分,與起出部分斷裂截面相符。

第7次套銑處理。套銑筒結構：φ206mm套銑筒×0.92m+轉換接頭×0.81m+3根171.45mm(6″)螺旋鉆鋌×28.40m+轉換接頭(520mm×411mm)×0.79m+ 139.7mm(5″)鉆桿。26日2:30到底套銑,套銑井段為983.64～984.57m。

下貝克打撈筒（同第4次結構）進行第8次打撈處理。鉆具組合：φ206mm卡瓦打撈筒×1.27m+ 177.8mm(7″)螺旋卡瓦+NC50B×NC46P轉換接頭× 0.67m+浮閥×0.85m+轉換接頭 (520mm×411mm)× 0.79m+139.7mm(5″)鉆桿。

26日10:30到底打撈，無法抓住魚頭,起出螺旋卡瓦無損傷，但打撈筒內(nèi)替代盤根的止推環(huán)有損傷。

26日17:00到底打撈，無法抓住魚頭。起出卡瓦打撈筒發(fā)現(xiàn)，螺旋卡瓦壓有部分損傷。

繼續(xù)下磨鞋工具進行第12次磨鞋處理。組合結構：φ206mm套銑筒(+200mm磨鞋)×0.64m+NC50B× 114.3mm(4″)B×0.71m+浮閥×0.85m+6根171.45mm (6″)螺旋鉆鋌×56.80m+轉換接頭(520mm×411mm)× 0.79m+9根139.7mm(5″)加重鉆桿×84.83m+139.7 mm(5″)鉆桿。29日5:00到底磨進至井深985.77m起鉆。

用貝克公司大噸位打撈工具進行第13次打撈處理。打撈工具組合：φ206mm卡瓦打撈筒+139.7 mm(5″)藍式卡瓦×1.27m+NC50B×NC46P×0.67m+下?lián)羝鳌?.05m+轉換接頭(520mm×411mm)×0.79m+9根139.7mm(5″)加重鉆桿×84.83m+139.7mm(5″)鉆桿。

29日14:30到底(魚頂986.2m)打撈。加壓22t上提190t套扣成功，低泵沖增加泵壓，而后平穩(wěn)活動使壓力下降，最后水眼憋開落魚提離井底，打撈成功。

2 事故原因分析

2.1 受損鉆桿調(diào)查分析

斷損鉆桿總計旋轉時間407h，低于標準檢驗時間的1/3。

表1為24號鉆具組合中加重鉆桿被分成2段，斷損鉆桿位于當時在第1段加重鉆桿下接的第1柱鉆桿立柱下部，僅在本次鉆具組合中位于這一位置。本次鉆進結束后錯扣上提，其上接的2根鉆桿檢查出公扣絲扣損壞而被甩掉(未查明損壞原因)，但這根鉆桿由于母扣外觀沒發(fā)現(xiàn)明顯傷痕而被重新使用。從這次鉆桿損壞過程看斷裂位置是在前期有內(nèi)應力的作用下變形，絲扣問題出在其上接鉆桿接頭的連接過程中（由于過載扭矩或其他因素造成）。

2.2 事故分析

（1）本次事故從2007年11月22日20:00發(fā)生至2007年11月30日20:00處理結束共用時192h，為事故處理作業(yè)的非生產(chǎn)時間。其中包含部分頂驅受損所造成的修理時間。

（2）本次事故處理直接費用總計:265 759美元，對鉆具的檢查更新、設備損傷等間接費用也較大。

（3）本次事故發(fā)生較突然，出現(xiàn)異常后沒有足夠的反應時間，鉆桿斷裂截面無過多泥漿沖蝕痕跡，由此判斷造成事故的原因屬于鉆桿內(nèi)應力較大，可能有出廠質量的問題，也可能現(xiàn)場使用中上扣扭矩過大造成損傷。

（4）事故打撈用時較多，由于魚頭為斷裂的部分鉆桿接箍，上面焊有耐磨硬化帶，增大卡瓦套扣難度，前期由于現(xiàn)場工具限制選用打撈工具尺寸不充分、承載負荷不夠，套扣后多次提脫，給后序處理增加不利影響，最終在用磨鞋磨掉殘存鉆桿接箍后才打撈成功。應該吸取教訓。

3 結論及建議

由于所鉆的井多數(shù)為大位移分支水平井，鉆具在井下受力復雜，并且水利參數(shù)全部采用大排量，高泵壓操作，發(fā)現(xiàn)鉆具扭曲變形、刺漏的現(xiàn)象十分嚴重，盡管按照NS-1和NS-2標準，對加重鉆桿在井下旋轉150h，普通鉆桿在井下工鉆300h都要探傷一次，并且對所有鉆桿，都加焊Arco300耐磨帶，由于在水平段施工，大量的鉆桿在斜井段和水平段受到長期的彎曲應力的作用容易產(chǎn)生疲勞破壞，同時由于鉆桿接頭時鉆具的薄弱部位，由于長期的疲勞破壞很容易使鉆桿從接頭處斷裂。

表1 斷裂鉆桿使用統(tǒng)計表

雖然設備在出廠前經(jīng)過了嚴格的扭矩，拉壓應力實驗，但在實際施工過程中，由于井下工況比在實驗室復雜得多，在復合應力的作用下也容易產(chǎn)生突然失效破壞。

針對這類井下工具問題，除了從質量控制方面進行深入地研究外，還應該盡量優(yōu)化經(jīng)驗軌跡設計，盡量使鉆井剖面平滑，防止出現(xiàn)突變的拐點。同時，從鉆井液優(yōu)化方面進行研究，防止井下復雜的發(fā)生。

Through the analyses of the stress weighted on branching horizontal wells of distant displacement and of the accident causes,it is presented that it is necessary to try one's best to optimize the experimental track design so as to prevent the inflection appearance of sudden changes besides the deep research from the aspect of quality control.Meanwhile,it is essential to do some research from the optimization of drilling fluid in order to prevent the occurrence of downhole complex situation.

drilling pipe breaking;horizontal well;quality control

吳剛（1985-），男，畢業(yè)于重慶大學石油工程專業(yè)?，F(xiàn)任長慶油田長北天然氣開發(fā)項目部井工程組完井監(jiān)督。

尉立崗

2011-09-19