六盘水某参数井生产套管脱扣事故分析和处理

王林杰

中煤科工集团西安研究院有限公司（陕西 西安710077）

套管事故是在下入套管或完井作业中发生的井内事故，常见的有套管断裂、落井、卡套管等[1-3]。六盘水牛场区块某参数井在生产套管固井候凝期间，由于拆卸联顶节时操作不当，造成生产套管倒开脱扣事故，给后续压裂排采造成一定的安全隐患。现场通过印模探明落鱼情况、加工引扣工具、多次尝试对扣后，经套管试压合格，成功处理该起事故，为类似事故或复杂情况提供一定的借鉴。

1 工程概况

1.1 地质及煤层特征

该参数井所在的牛场区块隶属于贵州织纳煤田比德-三塘向斜，位于贵州省西部的云贵接壤地带的六盘水市水城县境内。该井为一口煤层气勘探井，钻探目的主要为取全取准煤系地层各项地质资料及评价煤层气可采性。钻孔实际揭露的地层自上而下分别为：第四系（Q）地层、三叠系下统飞仙关组（T1）f地层、二叠系上统长兴组（P3c）地层及二叠系上统龙潭组（P3）l地层。

区块含煤地层为二叠系上统龙潭组（P3l)，系海陆交互相沉积为主的含煤建造，沉积物主要由碎屑岩及煤组成，与下伏峨眉山玄武岩组呈假整合接触。含煤地层厚度300～450 m，共含煤25～57层，煤层总厚度为20~40 m，其中可采煤层3~17层，可采总厚9.4~23.35 m[4-7]。

1.2 钻完井概况

该参数井完钻井深990 m，井型为直井。采用二开井身结构：一开采用Ф311.2 mm钻头钻至井深151.25 m，下入Ф273.1 mm表层套管，封隔上部易漏易垮地层和水层，保证二开裸眼段及煤层段的安全钻进；二开采用Ф215.9 mm钻头钻至完钻井深990 m，下Ф139.7 mm套管完井。完钻原则为钻至33#煤层以下30 m完钻，完井方式为套管射孔完井。另外，该井在目的煤层进行分段取心，累计取心进尺96.70 m。

2 事故发生经过及处理难点

2.1 事故发生经过

完钻下入生产套管后顺利固井，但由于漏失水泥未返至地面。套管下入情况如下：浮箍+1根Φ139.7 mm套管+浮箍+32根Φ139.7 mm套管串+定位短节+63根Φ139.7 mm套管串，套管下深986.07 m。为保证套管在井内处于居中位置，煤层段每2根套管安装1个弹性扶正器，非煤层段则每3根安装1个扶正器，共安装扶正器32个。

固井后井壁环空液面下降5 m，使用水泥浆回灌。候凝36 h后，观察到井口回灌的水泥浆液面未下降。若按照一般流程应先将套管吊卡及下垫小方木拆掉，联顶节放空后方可用B型大钳拧卸。在松开防喷器法兰盘螺栓后，敲打垫块方木数次未能取出，操作人员认为固井水泥已返至地面，井内套管全井封固，可以转盘挂倒挡进行松扣。倒转5至6圈后，井口观察发现联顶节已松扣，继续转动转盘，但未能注意到下部套管也随之转动，上部套管在拉力的作用下脱扣并向上弹起，套管脱扣如图1所示（根据声幅测井数据，固井水泥返高为252.30 m）。

图1 套管脱扣示意

此时仪表盘显示悬重63 kN，套管钢材密度25.30 kg/m3，据此判断套管在250 m左右脱扣。随后尝试数次对扣未果，分析井内落鱼处可能受扶正器影响或套管不居中造成对扣困难，将脱扣套管全部起出清点，确定鱼顶位于井深235.27 m处，具体数据见表1。

表1 脱扣起出套管数据表

2.2 事故处理难点

1）生产套管使用N80钢级Φ139.7 mm石油套管，丝扣类型为长圆扣，螺纹密而细，在对扣过程中易损坏，且在紧扣过程中若偏斜，易造成错扣滑丝，导致密封不严。

2）生产套管已完成固井，极端情况下套管贴在井壁一侧，给落鱼对扣造成困难。

3）生产套管上装弹性扶正器，影响对扣紧扣。

4）ZJ20钻机大钩没有顶驱装置，造成对扣拧扣操作不便。

3 事故处理过程

1）第一次对扣。起出脱扣套管后，卸掉扶正器，观察到最下面一节套管公扣完整，无损坏痕迹。下入绳索取心打捞器进行探查，打捞器外径Φ62 mm，生产套管内径Φ124.26 mm，但放至套管脱扣处遇阻，尝试多次未果，判断下部套管未居中，偏靠到井壁一侧。

为使对扣时套管公扣顺利与母扣对接，加工马蹄形喇叭口，加工引扣工具，设计思路为：在鱼顶套管完全靠在一侧井壁的极限状态下，根据井眼尺寸Φ215.9 mm，生产套管接箍外径Φ153.67 mm，内径Φ121.36 mm，设计引扣工具内径为Φ173 mm，（图2），焊至最下部一根套管外侧，如图3所示。随后下入套管组合Φ139.7 mm套管（带引扣工具）+Φ139.7 mm套管串+短套管进行对扣，多次尝试均未成功，分析可能由于套管脱开处弹性扶正器卡在接箍上，影响对扣。

图2 引扣工具尺寸计算示意图

图3 马蹄形喇叭口引扣工具

2）探明落鱼情况。为查明井内落鱼上端面形态，利用木塞加工印模工具，下入钻具组合Φ139.7 mm短套管（带木塞）+转换接头+Φ159 mm钻铤+Φ 127 mm钻杆+方钻杆对井内鱼头形态进行“照相”，如图4所示。起出印模后观察，分析得出套管靠一侧井壁，鱼头带有扶正器且已经断开，鱼头套管接箍半边上压有已经压扁的扶正器。

图4 第一次印模图像

3）处理鱼头扶正器。如何将鱼头上端扶正器安全处理是后续对扣的关键。处理扶正器的工具加工后，下入钻具组合Φ139.7 mm短套管（带木塞）+转换接头+Φ159 mm钻铤+Φ127 mm钻杆+方钻杆将扶正器拨到套管与井壁环空或者破坏后落入井底，再次下入绳索取心打捞器进行探查，多次上提下放顺利通过脱扣点，判断扶正器已从母节箍上拨开且压入环空，再次下入印模工具进行“照相”。起出印模后（图5），发现只有半边圆弧且套管母节箍压入深度1 cm，并未出现第一次那样的扶正器压痕，判断扶正器已剥离。

图5 第二次印模图像

4）第二次对扣。下入套管组合Φ139.7 mm套管（带引扣工具）+Φ139.7 mm套管串+短套管进行对扣，用链钳轻松引扣8圈，同时观察到指重表指针从60 kN逐渐上升至70 kN，判断套管扣已对上，继续人工紧扣，同时缓慢下放套管。在用猫头紧扣后，接方钻杆并开启泥浆泵，泵压瞬间升至6 MPa，说明对扣成功，憋压30 min无压降。测井队伍进行声幅测量，固井车进行套管内试压，试压20 MPa，30 min压降0.2 MPa，试压合格，本次事故处理成功。

4 结论与建议

1）本次套管脱扣事故的直接原因为作业人员违规操作，采用转盘倒扣方式拆卸联顶节，造成套管脱扣。

2）生产套管丝扣密而细，不易对扣上紧，加之固井后套管不居中、扶正器等不利因素影响，事故处理关键在于探明落鱼形态及处理鱼顶障碍物。通过多次印模、处理扶正器后，对扣成功，顺利处理事故。

3）该参数井套管从固井水泥返高处脱扣，上部环空无水泥也是造成该起事故的原因。因此，如何使水泥返至地面、提高固井质量是岩溶地区煤层气开发的一个重要环节。

4）发生事故后切忌急于盲目操作，在探明井内情况前，错误的处理方式可能使事故变得更为复杂或产生次生事故。

5）操作人员素质的提高是解决人为事故的关键，应加强对重要岗位人员遵章守纪、安全意识的培训，以避免事故的发生。