Y2-S1HF井长水平段滑套固井“替空”事故原因及对策

Y2-S1HF井长水平段滑套固井“替空”事故原因及对策

张卫平

中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司   湖北 潜江 433121

摘要：本文描述Y2-S1HF井水平井滑套固井事故状况，从飞镖胶塞与碰压座锁紧密封不严和过量注入清水顶替方面分析事故发生的主要原因。根据分析，提出对替空水平段裸眼地层挤水泥二次固井补救对策并取得成功，为今后处理类似事故提供了有益的借鉴。

关键词：Y2-S1HF井；滑套固井；水平井；替空；挤水泥

引言

滑套固井工艺是近年来兴起的一种低渗储层改造新技术，它具有保持井眼全通径、施工简单、压裂级数不受限制等优点，在威远-长宁、涪陵等页岩气田开发中被广泛应用。固井是页岩气钻探最后一个环节，也是最重要的一个环节[1]。固井工作具有不可逆转性，要求作业时一次性成功。“碰压”是注水泥过程结束的重要标志，但由于一些客观因素的存在,还是经常出现一些问题。Y2-S1HF井是一口页岩气长水平井，一开（0～200m）采用Φ406.4 mm 钻头钻进，下入Φ339.7mm套管；二开（200～1993m）采用Φ311.2mm 钻头钻进，下入Φ244.5mm套管；三开（1993～5017m）采用Φ215.9mm 钻头钻进，水平段长2000m，下入Φ139.7mm生产套管，采用固井滑套完井方式，注水泥封固龙马溪组碳质页岩储层。在Φ139.7mm套管固井作业过程中，因现场“碰压”操作失误， 导致4332.5m至井底水平段水泥浆被“替空”固井事故，后对裸露油气层段进行挤水泥二次固井，成功解决问题，避免了水平段进尺的报废。

1 固井施工过程

Y2-S1HF井三开Φ215.9mm水平段钻井作业过程中一切正常，Φ139.7mm产生套管顺利下至地质设计要求井深5013.69m，趾端滑套下深4954.27～4956.01m，碰压座4978.62～4978.79m，工程设计要求水泥浆返至500m,采用压裂车清水顶替水泥浆和预应力固井技术施工。循环2周后进行固井作业，注入密度1.43kg/L清洗隔离液26.5m3，密度1.05kg/L双效驱油冲洗液4m3；密度平均值为1.45kg/L的低密度与密度平均值为1.90kg/L的高密度G级油井水泥浆，共计118.6m3；胶塞入井并注入顶替清水47.7m3，后期降排量降至0.5m3/min观察飞镖胶塞通过滑套压力变化情况，替清水至理论设计替浆量51.7m3时未碰压，现场判断胶塞未通过滑套，继续注替清水至63.7m3，压力仍然维持在32.5MPa无法上升，井口观察到水泥浆返出地面才停泵，硬“碰压”失败，关井加压25.1MPa候凝。

2 事故原因分析

候凝72h对套管进行试压，最高打压至29.5MPa，停泵压力降至26.0MPa，试压失败。通过调查分析，造成此次事故原因如下：

（1）现场施工未严格执行设计要求，是造成固井质量故障的直接原因。固井施工设计替浆碰压不成功预案中明确要求，替浆已达设计量但未碰压时，应对注入替浆液量进行校核；如果由于流量计仪表计量或容器计量有误差，且水泥浆返出井口，应立即停止作业。但因现场指挥失误，追求硬“碰压”，较设计多注入12m3替浆液，致使近681.19m水平段水泥浆被替空，油气层漏封。

（2）飞镖胶塞到位后，与碰压座锁紧密封不严，无碰压显示是本次替空事故的主要原因。可能性主要有两点，一是胶塞老化（存放5年进口，无合格证），过滑套时仅有0.3MPa压力波动现场未及时捕获，胶塞虽已入座但高压下击穿；二是套管内有异物，在碰压座处将胶塞支起，不能与碰压座水眼密封配合，不能碰压。

（3）固井技术员对滑套固井质量风险识别不到位，对碰压异常情况判断不准确。现场指挥、操作失误，继续注入超量替浆液，是导致井底水平段水泥浆被替空的次要原因。

（4）关键节点管控存在薄弱环节，出现异常后信息汇报不及时，固井全流程监控出现盲区，专家实时远程决策支持未有效履职。

3 事故处理措施

试压失败说明生产套管的碰压座，浮箍、浮鞋与套管外的环空是有联通通道的，因此可以对替空井段采取射孔，挤水泥的方式进行二次固井补救[1-2]，具体补救技术措施如下：

（1）对水平段进行CBL/VDL测井，4332.5～5013.69m井段声波幅度100%，确认环空无水泥浆。

（2）下入Φ139.7mm套管通刮洗一体化管柱，通井至4978.62m，清洁套管。

（3）用89枪装YD89型射孔弹，下至4332.5～4334.0m井段，射孔段长度1.5m,孔密度8孔/m,套管圆周内射孔12个，每个弹射孔洞直径为9.0mm。

（4）下Φ139.7mm套管刮管器，对4973.50～4978.62m，井段反复刮管5次,充分循环洗井。

（5）采用弹性树脂水泥浆体系，水泥浆失水＜50ml，稠化时间280～320min。

（6）下Φ139.7mm套管承流器至4975.50m坐挂、洗井，对4332.5～5013.69m进行挤水泥二次固井，炮眼处以上套管内留水泥塞100m，起钻反洗，关井憋压25MPa侯凝24h。

（7）下钻探水泥面，上塞面4252.50m、炮眼处以上套管内有水泥塞80m,下塞面4975.50m、套管内留有水泥塞38.19m。

（8）钻塞,对全井筒套管柱进行试压检验，30min压降大于0.7MPa，炮眼处存在微裂隙。

（9）通过优选膨胀剂、固化剂、缓固剂以及加重剂材料,构建了一套以水溶性树脂为基液的弹性膨胀凝胶体系，对4332.5～4334.0m挤入弹性膨胀凝胶1.5m3进行封堵，试压合格，补救措施取得成功。

（10）对4330.0～5013.69m井段进行CBL/VDL测井，声波幅度＜30%，水平段环空均有水泥填充，水泥石胶结良好。进行测试求产，页岩气气日产量为25.36×104m3。

4 改善固井作业质量的措施

（1）严格执行固井作业各项技术规范和操作规程，认真执行固井施工设计和应急预案中的技术方案和措施。

（2）制定落实重要关键节点具体管控措施和应急处置具体流程。根据施工进程，各岗位熟知当前工况的风险及本岗位的职责，出现异常现象及时分析清楚原因，排除问题后继续进行后续操作。

（3）计量精准化，采用现场水罐硬计量，电磁流量计辅助计量方法使现场计量更加精准，减小注入替浆液计算误差。

（4）“碰压”是注水泥过程结束的重要标志，但不是唯一指标，要树立质量风险意识。针对滑套固井特殊完井工艺不能一味强行追求硬“碰压”，要以固井质量为主。

（5）要与滑套厂家进一步优化滑套固井替浆参数，出现碰压异常时应立即停泵检查、校核施工作业参数，避免现场误判及指挥失误。

（6）要强化过程管控，对新工具、新工艺使用，一定要进行质量风险分析和评估，制定针对性的防范措施，并对入井的工具严格落实验收、检查制度。

5 结语

通过本文研究，提出以下对于滑套固井的认识和建议：

（1）固井是完井工程的关键环节，一旦出现事故会直接影响后续的压裂工程。因此，一是要树立质量风险意识，确保固井过程中各岗位人员各司其职，严格执行固井施工设计的技术措施和异常应急处置预案。

（2）在固井作业中，操作人员要密切关注泵排量、泵压以及井口返浆情况，一旦发现异常情况，要严格执行异常汇报制度，并及时进行判断处置。本井如果不一味追求硬“碰压”，在注入替液量达到计算量时及时停泵，该事故是完全可以避免的。

（3）套管固井滑套完井工艺是近年来兴起的一种页岩气储层改造新技术，应加强对滑套固井工艺技术研究工作，强化日常技术管理和技术培训，落实关键工序和重要节点的管控。

参考文献:

[1]王歌.中联国昊国3-1井固井事故原因及对策[J].中国石油和化工标准与质量，2017,01（35）：76-77.

[2]胡宝青.生产套管射孔注水泥防钻塞技术[J].石油钻采工艺，1998,20（6）：46-67.

作者简介: 张卫平,男，高级工程师，2003年毕业于西南石油大学油气田应用化学专业,主要从事于钻完井工艺技术研究工作。