文章编号：1001-5620（2011）06-0081-03
特殊注水泥作业“插旗杆”事故案例分析与思考刘振通， 宋元洪， 吴洪波， 钟福海， 孙万兴， 蔡斌， 周坚， 李清杰（中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一固井分公司，河北任丘）
摘要 随着深井、复杂井等特殊注水泥施工作业的增多，“插旗杆”事故时有发生，虽然作业类型不同，事故原因各异，但后果严重，损失惊人。例举了注水泥塞、挤水泥和尾管固井3种不同作业类型的部分卡钻事故案例，分析了事故原因和影响施工安全的因素。对汲取教训、警示未来，具有一定的借鉴和参考价值。
关键词 插旗杆；卡钻；注水泥塞；挤水泥；尾管固井；事故；案例
中图分类号：TE256.9 文献标识码：A
“插旗杆”事故，是指在注水泥塞、挤水泥及尾管固井等特殊注水泥施工作业中，由于各种因素，导致钻具被水泥封固卡死的工程事故。随着深井、超深井、复杂井等特殊注水泥施工作业数量的增多，类似的“插旗杆”事故时有发生，造成巨大的经济损失，事故处理会消耗大量的人、财、物和技术资源；使钻井周期延长，作业成本增加，生产效益下降；影响了油气田勘探开发的进度[1-11]。为了借鉴事故教训，避免类似事故重复发生，下面结合部分案例，按不同的施工类型分别进行解剖分析。
1 事故案例与分析
1.1 注水泥塞作业中出现的“插旗杆”事故1.1.1 HA***井“大肚子”井眼注水泥塞作业存在
的问题
1）工程概况。该井使用φ241.3 mm钻头，中途完钻井深为6 640 m。下入φ177.8 mm套管至井深6 347.2 m时，因设备因素未下至井底，套管鞋以下易垮、易漏地层未封固。要求对裸眼段6 640 ～6 200 m回填侧钻。注水泥塞后，起钻过程中发生卡钻具事故。回填段最大井径为425 mm，平均为335 mm；井底温度为130 ℃；井浆为下套管前的高黏度、高切力防卡液；施工前用φ152.4 mm 钻头钻塞并通至井底，循环钻井液90 min起钻，排量为12 L/s，环空平均返速为0.13 m/s，大井径段环空返速仅为0.088 m/s。
2）作业工况。下入φ88.9 mm钻杆至井深6 631.65 m，循环洗井300 min，排量为12 L/s；注入8 m3密度为1.03 g/cm3的前置液；26.5 m3密度为1.84～1.90 g/cm3的水泥浆；1.5 m3后置液；21.5 m3密度为1.28 g/cm3的顶替钻井液，排量为12 L/s；卸方钻杆，起钻至17柱时遇卡，接方钻杆开泵23 MPa水眼不通，旋转钻具无效，钻具卡死。卡点深度在5 491 m，爆炸松扣起钻出173柱时钻杆周围见水泥。计算水泥混窜上返深度为5 033 m，比设计高返1 167 m。
3）原因分析。①回填段井浆是下套管前的高黏度、高切力防卡液，静止长达12 d，在高温高压条件下已失水变稠。小尺寸钻具通井循环排量受限，以12 L/s小排量循环90 min，井浆未循环顶活；下入注浆管柱后，以12 L/s排量循环约一周半，井浆性能未得到根本改善。②虽注入8 m3密度为1.03 g/cm3的隔离液，因井眼大，施工排量小，不能形成稳流。前置液与井浆间，因黏度差形成窜流通道，导致水泥窜槽，塞面高于设计1 167 m。③井浆取样失真，井下防卡液未能获取，污染试验数据没有参考价值和指导意义。地面泥浆罐内取样试验结果：
第一作者简介：刘振通，工程师，1961年生，现在主要从事海外固井技术工作。地址：河北省任丘市北站路渤海钻探第一固井分公司；邮政编码 062552；电话139********；E-mail：784505571@https://www.doczj.com/doc/3111437253.html,。
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钻井液：水泥浆= 3∶7，稠化时间为295 min，比污染前的385 min缩短了90 min；而井下长时间静止的防卡液对水泥浆污染更为严重，稠化时间缩短更多。
综上所述，水泥浆严重窜槽、浆体污染，稠化时间缩短是造成事故的成因。
1.1.2 HA**-*C井注水泥塞后起钻发生溢流的问题
１）工程概况。该井是在老井基础上实施的注回填侧钻水泥塞作业。其φ177.8 mm套管下深为6 597.56 m；φ152.4 mm井眼深度为6 745 m；注水泥塞井段为6 745～6 500 m，井底温度为163 ℃；老井完钻钻井液密度为1.18 g/m3，钻进中有后效，同时也曾发生井漏，属于地层窄压力窗口井；作业前通井钻井液密度为1.16 g/m3；循环后效重，全烃值80%， H2S含量为15 g/m3。
2）作业工况。下入φ88.9 mm钻杆至井深6 745 m，循环排后效（全烃值为65%），油气上窜速度为10 m/h，出口密度最低值为1.13 g/cm3；注3.8 m3密度为1.02 g/cm3的前置液；注5.5 m3密度为1.88 g/cm3的水泥浆；注1.2 m3后置液；注密度为1.16 g/cm3的顶替钻井液23.1 m3，排量为8～12 L/s；起钻15柱（套管鞋深度为6 306.42 m）；旋转钻具循环钻井液，循环到50 min时，井口发现溢流，立即实施关井节流循环井控程序并分离点火。泵入钻井液24 m3，返出12.3 m3，漏失11.7 m3；随后改为环空反挤钻井液34.7 m3， 17 MPa的高泵压无法继续反挤。考虑反循环排气压井，因无法实施节流控制而放弃；故继续以17～12 MPa的立管压力，7～2.5 MPa的套管压力，以 6～10 L/s的排量，节流正循环排气压井。13 h后开封井器，上提钻具167 t未动，测卡点深度为6 280 m。
3）原因分析。①井下情况掌握不准，在未压稳前提下实施注水泥塞作业。由于油气活跃，循环时井口看似稳定，但井下实际处于欠平衡临界状态，地层气持续进入环空，气体滑脱上升并随着打塞后的循环洗井，气侵钻井液被推至上部井段，气体膨胀加剧了液柱压力下降，导致井口溢流。②井下压力欠平衡，当密度为1.02 g/cm3的前、后置液进入井眼环空后，加剧了井下压力失衡。③压力失衡后，地层流体将水泥浆推至钻具与套管环空。关井节流正循环和环空反挤，钻具不能转动，滞留在环空的水泥浆未清洗干净，导致卡钻事故。1.2 挤水泥作业中出现的卡钻事故
1.2.1 LN*-**-H*井挤水泥作业存在密度测量误差
的问题
1）工程概况。该井在φ139.7 mm套管内，封堵5 052.5～5 355 m井段炮眼。φ73 mm油管管柱下入深度为5 354.9 m；注1.8 m3密度为1.03 g/cm3的前置液；5.5 m3测量密度为1.84～1.87 g/cm3的水泥浆，注0.6 m3密度为1.03 g/cm3的后置液，替入11.6 m3密度为1.09 g/cm3的压井液。设计起管柱至井深4 860 m循环洗井后，实施挤水泥作业。当起至井深5 042.79 m时，悬重上升，管柱卡死。
水泥浆性能：密度为1.90 g/cm3，析水量为0.1%，流动度为23 cm；失水量为47 mL，小样稠化时间为492 min，大样稠化时间为488 min；污染实验：钻井液∶水泥浆=1∶1时常温流动度为30 cm，高温流动度为26 cm，稠化时间为238 min；钻井液∶水泥浆=3∶7时常温流动度为30 cm，高温流动度为25 cm，稠化时间为233 min。
施工现场测量水泥浆密度为1.84～1.87 g/cm3。卡钻后校对密度计误差为+0.16 g/cm3。实际入井水泥浆密度为2.00～2.03 g/cm3。对密度为2.03 g/cm3的水泥浆做稠化试验，稠化时间为202 min；污染实验无流动性，稠化时间为105 min。
2）事故原因分析。①施工前未校核密度计，使水泥浆密度偏离设计，随着密度升高，液固比下降，浆体中的处理剂含量减少，浆体变稠，流动性变差，稠化时间缩短。②低缓凝剂含量水泥浆遇井浆污染后，稠化时间会加剧缩短，性能不能满足作业要求。
③水平井注水泥塞，管柱紧贴井壁下缘，在井漏和压差作用下摩阻增大，也是造成卡钻因素之一。
1.2.2 TK***CH井挤水泥作业中存在方案不合理的
问题
1）工程概况。该井在φ177.8 mm套管内挤水泥封堵炮眼。φ 88.9 mm油管下入深度为3 300 m；试挤测吸水量为5 m3/6 min，压力为1 MPa，停泵压力降至0。注3.5 m3密度为1.01 g/cm3前置液，关封井器，挤注10 m3密度为1.88 g/cm3水泥浆；泵压为1 MPa；挤注2 m3密度为1.01 g/cm3后置液，泵压为1 MPa；挤替15 m3密度为1.13 g/cm3压井液，施工排量为7.5 L/s，泵压由1上升至12 MPa；环空反挤1.0 m3压井液，泵压为25 MPa，停泵降至23 MPa；继续开泵反挤0.3 m3，压力上升至30
刘振通等：特殊注水泥作业“插旗杆”事故案例分析与思考83
MPa停泵，压力降至29 MPa；再开泵反挤0.1 m3，压力上升至30 MPa停泵，关井憋压候凝24 h，开井上提钻具未动，卡钻事故发生。
2）原因分析。①方案设计不合理。应先注水泥塞，将钻具起至安全位置，循环冲洗干净井下环空，再关井挤注；或水泥浆即将出钻具前，环空液面未降或能灌满的前提下，实施关井正、反挤作业。
②地层漏失，环空液面下降掏空，水泥浆出钻具后，部分返入环空；正挤注过程中，随着地层饱和及水泥浆地层封堵而泵压升高；环空反挤压力高，排量小，水泥未全部推至管柱以下，造成卡钻。
1.2.3 LN***井挤水泥后存在探塞措施不当的问题
1）工程概况。该井在φ177.8 mm套管内封堵4 549.5～4 555.0 m井段炮眼；设计塞面深度为4 365 m。施工后，关井候凝23 h，开井下入φ149 mm扫塞磨鞋，至井深4 335.57 m遇阻卡钻。倒扣起出钻具4 169 m。
2）原因分析。①探塞过程中，未提前开泵循环并旋转钻具；下放速度快，钻具插入水泥混浆卡钻。
②塞面处水泥浆被前置液混窜稀释，形成超缓凝浆。
1.3 尾管固井作业中出现的“插旗杆”事故1.3.1 QG***井尾管固井存在措施不当的问题
1）工程概况。该井完钻钻井液的密度为1.75 g/cm3；井深6 145 m以上裸眼段平均井径为284.5 mm，井深6 145 m～井底未测井径，按井径为305 mm估算环空容积。φ177.8 mm尾管下入4 905.49 ～6 211.11 m井段；水泥浆密度为1.88 g/cm3，小样稠化时间为372 min，大样稠化时间为392 min；施工后拔出中心管，起钻8柱接循环头循环，钻具不能旋转，只能上下活动，循环2周后准备再起钻时遇卡。事故处理28 d。
2）原因分析。①替浆密度为1.75 g/cm3，拔出中心管后环空返钻井液，怀疑没有水泥上塞，未将钻具起至安全位置；循环未接方钻杆，钻具不能旋转，上下活动钻具幅度小，致使环空滞留的水泥浆未能冲洗干净，导致卡钻。②施工措施制定不详细，风险提示不够；井下情况判断失误。
1.3.2 中古***井尾管固井存在悬挂器故障的问题
１）工程概况。该井将φ177.8 mm尾管下入6 118.10～4 197.28 m井段，悬挂器坐挂、倒扣正常，中心管试提2 m悬重无变化，证明反扣已倒开；水泥上塞设计为200 m。注替结束，上提钻具拔中心管，100～300 t未拔出，反复旋转上提，结果直至水泥凝固仍未拔出，钻具卡死。事故处理3个多月。
２）原因分析。悬挂器防尘帽不合适，防尘帽不能保持始终封盖在回接筒喇叭口上，封挡效果欠佳，在下套管、循环及施工过程中，岩屑、砂粒进入回接筒，致使送入工具被卡。
2 事故预防与措施
１）特殊注水泥设计及施工，必须遵循施工前、作业中和候凝期“三平衡”的压力体系原则，实现作业中各环节的压稳、平衡。
2）作业前通井，要对井下复杂井段认真处理，确保井眼畅通，井壁稳定；大井径、“糖葫芦”井眼，要大排量充分循环处理钻井液，改善钻井液性能，使其具有较好的流变性，良好的驱动效果；对油气活跃、高含硫井，施工前充分循环排气并压稳。
3）准确掌握井下油气水层分布、地层破裂压力、孔隙压力、平衡当量密度及钻井液类型和性能，了解井下复杂及处理情况等。为做好施工设计收集全面的基础资料；设计要有合理的施工方案，详细的技术措施，科学准确的施工数据、参数及正确的作业程序；要有全面的风险评估和周全的消减预案，以及风险提示等。
4）优选水泥浆配方，做好水泥浆性能实验，密度高点和污染实验及大样性能复查。当抗污性能不能满足施工要求时，应使用足够量的配伍性良好的先导钻井液和隔离液，以充分隔离、冲洗，减少污染，降低作业风险。实验取样要真实、可靠、准确，具有代表性。深井、复杂井作业，实验温度应取井底静止温度的95%左右。
5）注水泥混浆作业，要操作平稳，密度均匀，上下浮动值控制在允许范围内；施工前要校核测量仪器，确保测量准确；一次注水泥塞作业，封固井段应控制在300 m以内；注替结束，管柱起至安全位置，远离水泥面建立循环，并坚持旋转钻具，冲洗干净环空水泥浆及混浆。
6）确保地面设备、仪器和井下工具、附件安全可靠。使用前做好检查、保养和校核。
7）认真执行施工设计，避免随意性和盲目性，消除侥幸心理。（下转第87页）
杨国涛等：中原油田文101区块开窗侧钻钻井液技术
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文284侧井各井段钻井液性能见表4。
表4 文284侧井钻井液分段性能
井段/m ρ/g/cm 3
FV /s Gel /
Pa/Pa PV /mPa ·s YP /Pa FL /mL pH 老浆 1.50640.5/2.0539.0 2.87.0～2 000.4 1.2555 1.0/3.0418.0 2.48.0～2 100.0 1.2757 1.5/3.0389.0 2.08.0～2 253.0 1.3052 2.5/5.0317.0 3.29.0～2 340.0 1.3156 3.5/5.0329.0
2.8
8.0～2 440.0 1.3757
3.5/7.0
4010.5 4.48.0～2 487.0 1.6079 3.5/10.53812.5 3.48.5～2 492.0
1.60
82 5.0/12.0
40
14.0 3.0
9.0
4 认识与结论
1.该聚合物钻井液具有良好的抑制性、润滑性和防塌性能，能够满足开窗侧钻小井眼钻井的需求。
2.在文101-侧17井、文101-侧49井和文
284侧井的施工过程中，井壁稳定，井径规则，井径扩大率小，电测和下套管均一次性成功，有效降低了复杂情况的出现率。
3.该钻井液体系有一定的应用前景，可以在中原油田其他区块推广，挖潜剩余油气。
参 考 文 献
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（收稿日期2011-09-22；HGF=1106F3；编辑 付玥颖）
3 思考与认识
良好的井下条件是注水泥作业成功的基础。坚持 “三平衡”原则，是施工安全的保证。掌握井下情况，是做好施工设计的前提；严谨的设计是施工作业的灵魂；严格执行设计是成功的关键。水泥浆性能和密度高点及污染试验数据是施工作业的依据。认真对待试验结果，深入分析，做好评估。可靠的井下工具和良好的作业设备是施工安全的保障。
参 考 文 献
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（收稿日期2011-08-22；HGF=1106M7；编辑 马倩芸）
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V ol. 28，No. 6ABSTRACT97
Research on High Temperature Stability Effects of Xanthan Gum. DFCF, 2011, 28(6):77-80
Authors WU Le, XU Tongtai, HAN Xiao, PAN Xiaoyong
Abstract Xanthan gum is a kind of biopolymer produced by ferment of microbes. The aqueous solutions of that have great viscosity and shear thinning property making it widely used as viscosity agent in oilfield. But for the bad performance of high temperature stability, it can not be used in high temperature and high pressure deep wells. This article analyzed the results of research and summarized the effects on high temperature stability of xanthan gum, and drew a conclusion of that the effects are molecular structure, side chain, substituents, pH value, salinity and dissolved oxygen in solution.
Key words Xanthan gum; High temperature stability; Conformation transition temperature; pH; Salinity; Molecular structure; Antioxidant
First Author’s Address Beijing Shi Da Hu Yang Petroleum Technology Development Co., Ltd, Beiijng 102200, China
Analysis on Trouble of Pipe Stuck While Cementing in Special Cementing Job. DFCF, 2011, 28(6):81-83 Authors LIU Zhentong, SONG Yuanhong, WU Hongbo, ZHONG Fuhai, SUN Wanxing, CAI Bin, ZHOU Jian, LI Qingjie Abstract With the increase of special cementing jobs in deep or complex wells, troubles of pipe stuck while cementing happen occasionally, and the damage caused by which is very heavy. In this paper, three types of trouble cases of cement plugging, squeezing cement and liner cementing are introduced and the causes of the troubles are analyzed.
Key words Pipe stuck while cementing; Pipe stuck; Cement plugging; Squeezing cement; Liner cementing; Trouble; Case First Author’s Address No.1 Cementing Company of Bohai Drilling and Exploration Engineering Company, Ltd., Renqiu, Hebei 062552, China
Drilling Fluid Technology of Window Cutting Sidetracking in Block Wen101 of Zhongyuan Oil Field. DFCF, 2011, 28(6):84-87
Authors YANG Guotao, MA Wenying, LU Guolin, ZHONG Ling, QI Donglai
Abstract In order to deal with downhole problems encountered in block Wen101 Zhongyuan oil field, such as unreliable formation pressure factor, sloughing, water invasion and mud loss, a polymer drilling fluid system is optimized with agents of amphion sulphonate polymer CPS-2000, anti-sloughing agent AOP-1 and lubricator JHF-2. This drilling fluid system is applied successfully in wells of Wen101-17, Wen101-49 and Wen284, which ensures the wells having advantages of stable wellbore, small borehole diameter enlargement ratio and high success ratio of running casing and logging.
Key words Small hole; Sidetracking through window cutting; Drilling fluid technology
First Author’s Address Drilling Technology Research Institute, ZPEB, Puyang, Henan 457001, China
Application of BH-NAT Drilling Fluid in Well of Su20-17-16H. DFCF, 2011, 28(6):88-90
Authors WANG Xin, ZHANG Minli, WANG Weizhong, ZHANG Xiaojuan, LI Xinfang, WANG Menghua
Abstract The successful application of BH-NAT drilling fluid in well of Su20-17-16H Sulige gas-field for the first time shows that the lost circulation and caving are prevented at the directional and horizontal sections of the second interval, which is also friendly with sensitive reservoir and environment. Moreover, it has the characteristics of simple formulation, no sulfonated agents, good lubrication anti-caving and anti-pollution performances, being good at carrying cuttings and increasing ROP in horizontal section with the bit of φ215.9 mm.
Key words Natural high polymer drilling fluid; Development well; Horizontal well; Sulige gas field; Mud loss prevention; Sealing; Borehole stability
First Author’s Address Drilling Fluid Technology Service of Bohai Drilling and Exploration Engineering Company, Ltd., Tianjin 300282, China