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摘要：胜利十号钻井平台在伊朗Bahregansar油田施工的BS-15井和BS-16井，在下13 5/8”套管的过程中都遇到了套管粘卡的现象，两例事故层位相同，类型相同，但由于解卡措施不同，结果也完全不同。BS-15井采用注解卡剂的方法，但由于注入不及时，未能解卡。BS-16井采用替入低比重流体的办法，持续循环钻井液，并强力活动管柱，最终解卡。本文即以此两个实例对套管粘卡事故做对比分析。
关键词：胜利十号钻井平台 伊朗 Bahregansar油田 套管粘卡
胜利十号钻井平台在伊朗Bahregansar油田施工的BS-15井和BS-16井在下13 5/8”套管的过程中都遇到了套管粘卡的现象，由于解卡措施不同，结果也完全不同，本文即以此两个实例对套管粘卡事故做对比分析。
一、两起套管粘卡事故经过及处理措施：
1、BS-15井套管粘卡事故及处理经过
（1）、事故发生经过
下13 5/8”套管至1000米时，投球，开泵顶通，期间未活动套管，下放套管时，发现套管被卡。
（2）、事故处理过程
①、强力活动套管，上提时过提45吨，泥浆比重从1.36g/cm3降到1.28g/cm3，未解卡
②、注解卡剂6.36m3，每次顶0.8m3到环空，同时活动套管，上提时过提40吨，未解卡。调节泥浆比重到1.25g/cm3，同时准备新的解卡剂。
③、注解卡剂16m3，每次顶0.8m3到环空，逐步将解卡剂顶至环空370米位置；同时活动套管，上提时过提40吨，未解卡；解卡剂全部顶入环空后，浸泡4小时，同时活动套管，未解卡
④、将井内泥浆替换成1.39g/cm3的泥浆，循环钻井液，由于泥浆比重较大，产生漏失，降低泥浆比重到1.37g/cm3。
⑤、继续强力活动管柱，上提时过提154吨，然后保持管柱处于上拉状态，意图破坏粘卡，但未奏效；最后提至过提204吨，并保持管柱处于上拉状态，也未解卡。最后不得已，只能在1000米位置固井，暂时放弃。
二、BS-16井套管粘卡事故及处理经过
（1）、事故发生经过
下13 5/8”套管至790米，在接上下一柱，准备往下放时，发现套管被卡。
（2）、事故处理过程
①、强力活动套管，上提时过提136吨，未解卡；给管柱施加一定扭矩后，继续活动管柱，也未奏效。
②、配制159m3比重1.03g/cm3的烧碱溶液，替换井内790米以上1.44g/cm3的泥浆，使得井内静液柱压力低于地层压力，意图引发地层溢流，利用溢流的力量使套管解卡，其间，观测到有2.38-3.18m3/h的池增量。替完浆后，持续保持循环。
③、在循环的同时，强力活动套管，上提时过提136吨，并保持管柱处于受拉状态一段时间，然后再快速下放。最终方法奏效，套管解卡。
三、对比分析：
1、解卡方式对比
BS-15井采用注解卡剂的方法，但该井12：00发生粘卡，到17：00才开始注解卡剂，在时间上相对较晚，延误了注解卡剂解卡的最佳时间。而且第一次注解卡剂仅6.36 m3，注入量太少，无法满足解卡需要。第二次注入解卡剂16 m3，但这时套管粘卡已经长达26个小时，卡点早已上移，粘卡面积增大，解卡剂已经很难在短时间内将所有粘卡部位泡开。
BS-16井用海水配制比重1.03g/cm3的烧碱溶液以替换井内1.44g/cm3的泥浆，意图通过降低井筒内静液柱压力，减小压差，并试图引发溢流，通过溢流帮助解卡。
在790米位置处地层压力为8.68MPa，在钻进时的泥浆比重为1.22g/cm3，静液柱压力为9.45Mpa。在发生粘卡，用烧碱溶液替换井内泥浆后，该处静液柱压力为7.98MPa，比钻进时的井内静液柱压力仅低1.47MPa。
在井底1575米处，地层压力为19.47MPa。在钻进时，所用钻井液密度为1.36g/cm3，井底静液柱压力为21.01MPa。在发生粘卡，用烧碱溶液替换井内泥浆后，该处静液柱压力为18.45MPa，比正常钻进时的静液柱压力仅低2.56MPa。
通过以上分析可以看出，通过降低比重，引发溢流，以帮助解卡是可行的，即使发生溢流，也依然在可控范围之内。但该方法的运用也具有一定的局限性，不能一概而论。不适宜在高压油气层附近使用。
此外，通过烧碱溶液对粘卡部位的不断冲刷及作用，也可以帮助解卡。但用近乎海水的烧碱溶液不断循环冲刷，将对井壁泥饼造成很大的破坏；而且海水浸泡地层时间较长，还可能造成井塌，使井下情况进一步复杂化；用海水替换井筒内泥浆后，原浆性能改变，需要重新调节，增加了钻井成本。所幸BS-16井发生粘卡的层位较浅，用时较短，在井下情况没有复杂化之前就已解卡。
2、压差对比
在BS-15井中，套管下至1000米处粘卡，此处地层压力为11.77MPa，此后两次降低泥浆比重后，该处井内静液柱压力分别为12.56MPa、12.26MPa，依然大于地层压力，管柱处于正压差状态。后期将钻井液比重再次提高到1.39g/cm3，更是加大了正压差，而且还造成泥浆漏失，使井下情况复杂化，为解卡增加了困难。
而在BS-16井中，一次性将井内1.44g/cm3的钻井液全部替换为1.03g/cm3的烧碱溶液，井内静液柱压力由大于地层压力的正压差，转变成小于地层压力的负压差，使得管柱受力状态由原先的指向井壁变成背离井壁，为解卡打下了很好的铺垫。
3、活动套管强度对比
在BS-15井中，前期活动管柱时，最高过提40吨，力度不够；尽管后期过提至154吨、204吨，但是由于粘卡的时间太长，对解卡已经帮助不大了。
在BS-16井中，刚发现粘卡，就采用大力度活动管柱，并且给管柱施加一定扭矩。替浆后，在不断循环烧碱溶液的同时，继续大力度活动管柱，而且并不是单纯的提到某一吨位就放下去了，而是提到一定吨位后，维持管柱受拉状态一段时间，再快速下放，以破坏套管与井壁粘连部位的强度。在井内静液柱压力与地层压力之间形成的负压差，以及近乎海水的烧碱溶液的持续冲刷和大力度活动管柱的持续作用下，套管最终解卡。
4、结论和认识
处理粘卡事故和处理其他井下事故和复杂情况一样，必须坚持安全、快速、灵活、经济的原则。如果在BS-15井的处理中，能够有效的利用前几个小时，及时的注入足量的解卡剂，也不至于会造成现在的结果。在解卡过程中，应该多措并举，针对形成卡钻的各种原因，各个击破，方能形成有利局面。如在BS-16井中，一方面用低比重的烧碱溶液替换原浆，形成负压差，改变套管受力状态，并且不断循环钻井液，冲刷粘卡部位，破坏粘卡强度，再强力活动管柱，采用先上提管柱，维持管柱处于受拉状态一定时间，再快速下放，以破坏粘卡强度的方法，多管齐下，最终解卡。
参考文献：
[1]蒋希文.钻井事故与复杂问题.石油工业出版社，2006
[2]集团公司井控培训教材编写组.钻井井控工艺技术.中国石油大学出版社，2008
关键词：胜利十号钻井平台 伊朗 Bahregansar油田 套管粘卡
胜利十号钻井平台在伊朗Bahregansar油田施工的BS-15井和BS-16井在下13 5/8”套管的过程中都遇到了套管粘卡的现象，由于解卡措施不同，结果也完全不同，本文即以此两个实例对套管粘卡事故做对比分析。
一、两起套管粘卡事故经过及处理措施：
1、BS-15井套管粘卡事故及处理经过
（1）、事故发生经过
下13 5/8”套管至1000米时，投球，开泵顶通，期间未活动套管，下放套管时，发现套管被卡。
（2）、事故处理过程
①、强力活动套管，上提时过提45吨，泥浆比重从1.36g/cm3降到1.28g/cm3，未解卡
②、注解卡剂6.36m3，每次顶0.8m3到环空，同时活动套管，上提时过提40吨，未解卡。调节泥浆比重到1.25g/cm3，同时准备新的解卡剂。
③、注解卡剂16m3，每次顶0.8m3到环空，逐步将解卡剂顶至环空370米位置；同时活动套管，上提时过提40吨，未解卡；解卡剂全部顶入环空后，浸泡4小时，同时活动套管，未解卡
④、将井内泥浆替换成1.39g/cm3的泥浆，循环钻井液，由于泥浆比重较大，产生漏失，降低泥浆比重到1.37g/cm3。
⑤、继续强力活动管柱，上提时过提154吨，然后保持管柱处于上拉状态，意图破坏粘卡，但未奏效；最后提至过提204吨，并保持管柱处于上拉状态，也未解卡。最后不得已，只能在1000米位置固井，暂时放弃。
二、BS-16井套管粘卡事故及处理经过
（1）、事故发生经过
下13 5/8”套管至790米，在接上下一柱，准备往下放时，发现套管被卡。
（2）、事故处理过程
①、强力活动套管，上提时过提136吨，未解卡；给管柱施加一定扭矩后，继续活动管柱，也未奏效。
②、配制159m3比重1.03g/cm3的烧碱溶液，替换井内790米以上1.44g/cm3的泥浆，使得井内静液柱压力低于地层压力，意图引发地层溢流，利用溢流的力量使套管解卡，其间，观测到有2.38-3.18m3/h的池增量。替完浆后，持续保持循环。
③、在循环的同时，强力活动套管，上提时过提136吨，并保持管柱处于受拉状态一段时间，然后再快速下放。最终方法奏效，套管解卡。
三、对比分析：
1、解卡方式对比
BS-15井采用注解卡剂的方法，但该井12：00发生粘卡，到17：00才开始注解卡剂，在时间上相对较晚，延误了注解卡剂解卡的最佳时间。而且第一次注解卡剂仅6.36 m3，注入量太少，无法满足解卡需要。第二次注入解卡剂16 m3，但这时套管粘卡已经长达26个小时，卡点早已上移，粘卡面积增大，解卡剂已经很难在短时间内将所有粘卡部位泡开。
BS-16井用海水配制比重1.03g/cm3的烧碱溶液以替换井内1.44g/cm3的泥浆，意图通过降低井筒内静液柱压力，减小压差，并试图引发溢流，通过溢流帮助解卡。
在790米位置处地层压力为8.68MPa，在钻进时的泥浆比重为1.22g/cm3，静液柱压力为9.45Mpa。在发生粘卡，用烧碱溶液替换井内泥浆后，该处静液柱压力为7.98MPa，比钻进时的井内静液柱压力仅低1.47MPa。
在井底1575米处，地层压力为19.47MPa。在钻进时，所用钻井液密度为1.36g/cm3，井底静液柱压力为21.01MPa。在发生粘卡，用烧碱溶液替换井内泥浆后，该处静液柱压力为18.45MPa，比正常钻进时的静液柱压力仅低2.56MPa。
通过以上分析可以看出，通过降低比重，引发溢流，以帮助解卡是可行的，即使发生溢流，也依然在可控范围之内。但该方法的运用也具有一定的局限性，不能一概而论。不适宜在高压油气层附近使用。
此外，通过烧碱溶液对粘卡部位的不断冲刷及作用，也可以帮助解卡。但用近乎海水的烧碱溶液不断循环冲刷，将对井壁泥饼造成很大的破坏；而且海水浸泡地层时间较长，还可能造成井塌，使井下情况进一步复杂化；用海水替换井筒内泥浆后，原浆性能改变，需要重新调节，增加了钻井成本。所幸BS-16井发生粘卡的层位较浅，用时较短，在井下情况没有复杂化之前就已解卡。
2、压差对比
在BS-15井中，套管下至1000米处粘卡，此处地层压力为11.77MPa，此后两次降低泥浆比重后，该处井内静液柱压力分别为12.56MPa、12.26MPa，依然大于地层压力，管柱处于正压差状态。后期将钻井液比重再次提高到1.39g/cm3，更是加大了正压差，而且还造成泥浆漏失，使井下情况复杂化，为解卡增加了困难。
而在BS-16井中，一次性将井内1.44g/cm3的钻井液全部替换为1.03g/cm3的烧碱溶液，井内静液柱压力由大于地层压力的正压差，转变成小于地层压力的负压差，使得管柱受力状态由原先的指向井壁变成背离井壁，为解卡打下了很好的铺垫。
3、活动套管强度对比
在BS-15井中，前期活动管柱时，最高过提40吨，力度不够；尽管后期过提至154吨、204吨，但是由于粘卡的时间太长，对解卡已经帮助不大了。
在BS-16井中，刚发现粘卡，就采用大力度活动管柱，并且给管柱施加一定扭矩。替浆后，在不断循环烧碱溶液的同时，继续大力度活动管柱，而且并不是单纯的提到某一吨位就放下去了，而是提到一定吨位后，维持管柱受拉状态一段时间，再快速下放，以破坏套管与井壁粘连部位的强度。在井内静液柱压力与地层压力之间形成的负压差，以及近乎海水的烧碱溶液的持续冲刷和大力度活动管柱的持续作用下，套管最终解卡。
4、结论和认识
处理粘卡事故和处理其他井下事故和复杂情况一样，必须坚持安全、快速、灵活、经济的原则。如果在BS-15井的处理中，能够有效的利用前几个小时，及时的注入足量的解卡剂，也不至于会造成现在的结果。在解卡过程中，应该多措并举，针对形成卡钻的各种原因，各个击破，方能形成有利局面。如在BS-16井中，一方面用低比重的烧碱溶液替换原浆，形成负压差，改变套管受力状态，并且不断循环钻井液，冲刷粘卡部位，破坏粘卡强度，再强力活动管柱，采用先上提管柱，维持管柱处于受拉状态一定时间，再快速下放，以破坏粘卡强度的方法，多管齐下，最终解卡。
参考文献：
[1]蒋希文.钻井事故与复杂问题.石油工业出版社，2006
[2]集团公司井控培训教材编写组.钻井井控工艺技术.中国石油大学出版社，2008