热采井下泵作业中卡钻事故成因及处理技术

许 坤

热采井下泵作业中卡钻事故成因及处理技术

许 坤

（辽河油田曙光工程技术处安全监督站， 辽宁 盘锦 124109）

蒸汽吞吐是稠油油田开采最经济有效的手段，工艺技术在较长时间的应用过程中已经十分成熟，但是由于井底温度高在下泵作业中总是发生套管变形、套管内壁上集结许多矿物结晶和蜡、金属密封器卡的现象，不能有效使油井进行正常下泵开采。针对热采下泵过程中造成卡钻原因进行有效分析，制定解卡工艺，来处理热采井下泵作业中卡钻事故的发生，并制定有效的预防措施。

热采；下泵作业；成因；处理技术

蒸汽吞吐是稠油油田开采最经济有效的手段，工艺技术在较长时间的应用过程中已经十分成熟，但是由于井底温度高，在下泵作业中总是发生套管变形、套管内壁上集结许多矿物结晶和蜡、金属密封器卡的现象。冷家油田目前的注汽管柱结构是Ф 100 mm喇叭口+Ф73.02 mm尾管+K332-152 mm密封+Ф114.3 mm隔热管+KXX62-140伸缩管+Ф 114.3 mm隔热管，密封器距油层上界30 m，喇叭口距油层上界10 m。注汽管柱相对复杂，对下井工具、管材、人员的操作要求较高，任何一个环节发生了问题都会造成不良的后果。针对冷家油田目前的注汽管柱结抅，分析卡钻原因，选择有效的解卡工艺，来应对热采井下泵作业中卡钻事故的发生，同时制定有效的预防措施。

1 热采下泵过程中造成卡钻原因

1.1 套管变形

套管变形卡一般处于金属密封器的上部，因注汽过程中在高温高压的作用下造成套管弯曲、缩径、错断，使注汽管柱不能正常起出。以冷 43-19-172井为例，该井上提注汽管柱卡,经多次解卡无效,倒扣解卡成功。经多次打捞,共捞获4寸隔153根 +4寸平1根+φ80伸缩管1根后打捞无效。后大修作业，下胀管器在1 452.1～1 451.98、1 468～1 467、1 506～1 505.96 m涨管成功，将落物全部捞出。

1.2 套管内壁矿物堆积

油井套管内壁上集结许多矿物结晶和蜡，有些隔热管外壁上存在大量的铁锈和油污。在注汽过程中，粘附在套管和隔热油管壁上的各种固体物质脱落堆积到金属密封器处，水分蒸发后变硬，造成转抽作业时管柱卡。

施工过程中用脚踩管柱、拉送油管时撬棍和管钳上的泥砂粘在管柱上、运送过程中四轮车带起的泥砂、井口操作人员为防止工具及手套打滑用土擦工具手套所携带的泥砂、操作失误管子插入泥土中不及时清理，以上五种情况都不同情况的直接或间接的将泥砂带入井内，注汽过程中遇热堆积在金属密封器上，造成转抽卡。

造成卡钻的物质主要来源于套管内壁，0.1 m3的固体物质可在注汽管柱与套管环空形成10 m的高度，足以将密封器和注汽管柱卡死。

1.3 金属密封器位置达不到设计要求

隔热管长度一致又没有隔热管短接，金属密封器位置达不到设计要求，最多误差达到4～5 m。

注汽管柱组配不准确，注汽管柱受热伸长，造成金属密封器座封在套管接箍位置，形成卡钻。

以K(Y)331-150注蒸汽封隔器为例，这种类型封隔器在温度达到 150°，上面的密封件自动扩张形成密封，下面的液缸运动压缩下面的密封件也形成密封，达到双重密封的作用。碳素钢热胀冷缩系数12×10-6m/℃，最高注汽温度达到300°，1 700 m隔热管热膨胀最多产生伸长5 m，使密封器座封于套管接箍位置，造成金属密封器变形，液缸不能正常回缩，密封件不能解封。

1.4 隔热管质量不过关

现在使用的隔热管有些本身质量不过关，衬管与外管脱离，隔热效果差，等同于普通油管，井筒热损失严重，造成套管温度过高。操作过程中，隔热管由于丝扣磨损等原因丝扣密封不严，隔热管密封圈或衬管衬套使用不规范，上扣扭矩小等一系列的原因，造成大量热损失使套管自身的热胀冷缩变化加剧，造成套管变形损坏。

1.5 环空介质热损大

当环空为清水时井筒热损失最大，高压氮次之，常压空气最小。现在注汽管柱完井后，由于地层压力低，金属密封器上部200～300 m是水，其次是油，最上部是空气。金属密封器以上200～300 m热损失最大，套管温度最高也最容易引起变形。

1.6 注汽轮次多造成套管损坏

高温增产措施是造成冷家地区套管损坏的主要原因。资料表明，注汽轮次越多，套管损坏越严重。注汽造成井下温度过高，套管受热膨胀。在下端及上端固定或在受到极大阻力的情况下，产生的轴向压力为压缩应力。当此热应力超过套管屈服点后，产生永久变形。转抽时由于油田生产后期，硫化氢含量高，要压井作业[1]。压井时套管遇冷迅速收缩，由压缩应力转变成拉伸应力。此时的应力大大超过了套管强度，引起套管接箍或本体断裂。套管的损坏不仅是在温度升高过程中的损坏，也是在温度降低过程中的损坏。在注汽过程中由于各种原因，注注停停，套管热胀冷缩反复压缩——拉伸——压缩——拉伸，反复达到一定的程度后，产生疲劳破坏变形、断裂(图1)。

2 热采下泵过程中卡钻的判断方法

2.1 反洗井解卡法[2]

通过反洗井，根据泵压、泵入量判断。只能泵入极少量的洗井液，或泵入初始阶段泵压就很大，说明管柱上部卡，如果泵入量超过10 m3泵压升高说明下部卡，而且是环空落物卡。

2.2 活动管柱解卡法

通过活动管柱，如果管柱可以在大于伸缩管伸缩距范围内活动，证明是套变卡，反之则证明是金属密封器卡[3]。

3 解卡工艺

3.1 活动管柱解卡

因金属密封器的质量问题和固体物质脱落堆积造成的金属密封器卡，通常下放管柱，迫使管柱下行基本上都能达到解卡的目的。这种解卡方法只适用于没有伸缩管光管注汽的管柱，其他的不适用。注汽管柱中的KXX62-140热力补偿器俗称伸缩管，整体长度5.4 m，伸缩距4.1 m，伸缩管伸出后总长9.5 m。由于伸缩管的存在，强行下放管柱金属密封器解卡后管柱重力加速下行巨大的冲击力会造成拉倒井架的恶性事故。解卡时若活动解卡，必须计算出伸缩管上部管柱悬重。下放悬重是根据伸缩管上部隔热管多少而定，一般情况是1 200 m，悬重大约30 t，所以解卡悬重下放时不能小于30 t，最大上提负荷根据井架而定。

3.2 倒扣套铣解卡

首先确定卡点位置，现在普遍使用现场经验提拉法计算卡点，结果不准确，相差几十米甚至上百米，严重影响下步处理措施顺利进行，容易造成事故复杂化。应该使用测卡仪准确测量出卡点位置，测卡仪可以准确测出2.54×10-3mm的应变值，而且不受钢材磁化的影响。倒出卡点以上管柱后，下套铣筒[4]，磨碎环空落物，扩大套管内通径，解除卡钻。

3.3 震击解卡

震击解卡效果大大高于活动管柱解卡，可以反复震击，直至解卡为止。冷家作业施工的井较深，可以不与加速器配合使用。上击器[5]的位置尽量靠近卡点，打捞工具+安全接头+ YSQ-108上击器+100m钻铤+钻柱至井口，YSQ-108上击器最大可对被卡落物产生1 923 kN的瞬间上击力，足以使被卡封隔器解卡。

3.4 扩大套管内径解卡方法

套变造成的金属密封器卡解卡，一般套变都处于金属密封器位置以上，在套变以下金属密封器可以自由活动。这种类型的卡处理起来和金属密封器卡解卡方法基本相似，只是倒扣时要将管柱提到卡点位置，将金属密封器卡在变形位置再进行倒扣。通过倒扣、打捞再倒扣逐步倒出注汽管柱，当鱼顶位于变形套管以下时，通过涨管或者铣锥磨铣扩大套管内通径，下打捞工具一次性捞出井内全部管柱。

4 预防措施

（1）提高隔热管质量。长期反复使用的隔热管许多都内外管失去密封性，起不到良好的隔热效果，造成大量的热量损失，套管温度过高，增加了套管变形的机率。隔热管在使用过程中要及时探伤，将不合格管子找出来，防止再次下入井内。

（2）规范操作。由于管材自身存在的原因，隔热管丝扣达不到密封要求。操作过程中不按要求安装密封圈，不使用衬管、衬套等辅助密封工具，造成热量损失造成套管变形。下井隔热管必须将丝扣清洁，涂好高温丝扣油，按标准上扣扭矩上紧扣。隔热管接箍内不但要上好密封圈，还要加装衬管、衬套，达到双重密封的作用，从而保证密封性。

（3）下注汽管柱前进行套管刮削，并用热洗车大排量反洗井，彻底清除套管内壁上的油、蜡、矿物结晶，防止注汽过程中下落卡死管柱。

（4）选择合适的通井规按标准通井。通井规[6]外径小于套管内径6 mm，长度1.2 m为宜，直径太小、长度太短不能准确判断套变。操作过程中下至油层以上300 m就要以0.5 m/s的速度下放，如有轻微遇阻显示即使能够通过也要核实情况，选择大一级的通井规再次通井，切不可盲目下入注汽管柱。

（5）使用的工具不许落地，放在管桥或滑道上。井口操作人员使用的手套过滑时，严禁用泥土擦，使用面纱清洁干净。下井管柱在操作中不慎插入泥沙中，隔热管在排放过程中落地，此类隔热管及时甩掉，不能再次下入井内。隔热管运送过程中要求用苫布包好，一旦发现隔热管上有泥砂，必须及时更换。大风攘砂天气，井场隔热管要用防污膜盖好，防止沙尘粘附在隔热管内外壁上。

5 结束语

任何事故都是可以避免的，最少是可以降低的，只是我们采用的工艺技术、操作方法有待于提高。转抽卡是井下作业中常见的卡钻事故之一，主要是套管变形卡，套管损坏的原因是多种多样的，有人为原因也有地质原因，如何尽最大限度的防止套管的损坏才是我们工作的重中之重。地质原因是不可避免的，人为原因是可控的，这就要求首先从保护地层的角度出发，控制好每一个环节最大限度地实现油井有效、长期、稳定的开采。

［1］崔凯华，苗崇良．井下作业设备[M]. 北京:石油工业出版社,2007-05-01．

［2］吴琦.井下作业工程师手册[M].北京:石油工业出版社,2002-09-01．

［3］聂海光，王新河．油气田井下作业修井工程[M]. 北京:石油工业出版社,2002-02-01．

［4］龙芝辉.钻井工程[M]. 北京:中国石化出版社,2010-02 .

［5］王新纯.钻井施工工艺技术[M]. 北京:石油工业出版社, 2005-06-01 .

［6］胡湘炯，高德利．油气井工程[M]. 北京:中国石化出版社, 2004-01．

Causes and Treatment Technology of Sticking Accidents in Downhole Pump Operation in Thermal Recovery

XV Kun
（Liaohe Oilfield Shuguang Engineering Technology Department Safety Supervision Station, Liaoning Panjin 124109，China）

The steam stimulation is the most economic and effective method for heavy oil field exploitation, the technology has been very mature. But due to high bottom hole temperature, casing deformation, formation of mineral crystallization and wax on casing internal wall, metal sealing device sticking phenomenon often happen in downhole pump operation, which can affect normal oil well production. In this paper, reasons to cause the sticking accidents in downhole pump operation in thermal recovery were analyzed, the process to treat the sticking accidents was developed, and effective precautionary measures were put forward.

Thermal recovery; Pump operation; Cause; Treatment technology

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）05-1155-03

2014-11-14

许坤（1981-），男，辽宁盘锦人，工程师，2004年毕业于重庆石油高等专科学校油气开采专业，研究方向：从事油田修井作业技术工作及安全管理。E-mail：41010243@qq.com。