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摘 要 随着油田开发进入中后期，为充分利用地质、工程报废井眼，低成本挖掘油藏剩余油潜力，侧钻（定向、非定向侧钻、侧钻水平井、分支井）已越来越多的用于油田开发。在老井眼中侧钻，下入套管完井，就形成了一个新的井身结构，侧钻小井眼修井工艺技术主要存在以下技术难点：由于开窗是在原油层套管中进行的，井眼套管限制了修井配套工具的外径尺寸，井下工具强度难以满足施工要求，可靠性差，针对小井眼侧钻井的井下作业技术还不完善，同时还面临井下工具配套的问题。打捞工艺技术是一项综合性技术，而侧钻井内的打捞工艺则更加特殊。准东采油厂在B2057侧钻定向井施工过程中，发生了一次卡钻事故，和一次螺杆钻具脱扣落入井内的事故，本文主要阐述了打捞技术在这两次事故处理过程中的应用。
关键词 侧钻定向井；卡钻；螺杆钻；打捞技术
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）17-0108-01
B2057井是准东采油厂第一口侧钻定向井，在本井的施工过程中，出现了2次掉落钻具事故，本文主要介绍这两次事故的处理方法及笔者对侧钻井的一些看法和施工过程中的注意事项。
1 基本情况
1）B2057井油层套管为φ139.7 mm，开窗点位于1720 m，A点垂深1990.0 m，B点垂深2095.0 m，井斜10.78°，方位10.02°。
2）该井从造斜段开始，地层岩性一直以泥岩为主，滑动钻进进尺较慢，但工具面比较好控制，对轨迹控制比较有利，另外由于泥岩地层极易吸水膨胀，对泥浆性能要求较高，在整个造斜过程中多次发生挂卡现象，这为施工中的防卡工作带来了一定困难。
2 卡钻事故经过及处理
2.1 事故经过
事故发生时井内钻具组合为，φ117.5 mmPDC钻头+230×210双母接头+φ113.5 mm扶正器+φ73 mm短钻杆×1.92 m+φ113.5 mm扶正器+φ73 mm加重钻杆+φ73 mm钻杆串。
当稳斜钻进至井深2028 m，停转盘准备上提活动钻具时，转盘倒车严重，上提钻具发现卡钻，最高上提负荷至700 kN，钻压50 kN～60 kN，转速90 r/min～100 r/min，排量5.5 L/S～6.5 L/S，泵压10 Mpa～11 Mpa。卡钻后，泥浆循环和泵压保持正常，且进出口流量平衡。
根据卡钻后现场的情况分析认为，此次卡钻为粘附卡钻。
2.2 处理经过
1）现场采用拉伸法测卡点位于1930 m，反复上提下放活动钻具，正转转盘，解卡2天无效；
2）在裸眼内注入3 m3解卡液配0.5 m3柴油浸泡24小时，活动钻具解卡无效；
3）采用电缆测卡仪测卡，电测工具测至1865 m无法下放，0m～1865 m井段无卡点；
4）在裸眼内注入3 m3原油配1.5 m3柴油浸泡48小时，同时活动解卡无效；
5）采用爆炸松扣解卡，下松扣弹至井深1834 m无法继续下放，在1834 m处引爆，倒扣，提出钻具1846 m。
6）井内遗留钻具：Φ117.5 mmPDC稳斜钻头+230×210双母接头+Φ113.5 mm扶正器+Φ73 mm短钻杆×1.92 m+Φ113.5 mm扶正器+Φ73 mm加重钻杆19单根。
2.3 卡钻原因分析
1）地层较复杂。
在裸眼钻进过程中，常遇到进尺突然加快现象（平均每10 m出现一次这样现象），出现这种情况伴随着泵压突然增加，上提挂卡现象，后经缓慢划眼解决。1880 m以前井内返出的岩削为黄褐色泥岩，在后续钻进过程中返出岩削为硬质泥岩掺杂砂砾岩。
2）断层数据不清楚。
上修本井前，查询不到本井原始资料，对断层的深度及断层的表现现象不清楚。常规井过断层常出现井漏、进尺加快、上提下放钻具挂卡、甚至卡钻等现象。
3）原设计泥浆性能不适应本井地层。
本井设计泥浆密度为1.0 g/cm3～1.25 g/cm3，但在实际钻进过程中，出现钻进进尺慢，螺杆钻无进尺现象，下双扶钻具组合出现在个别井段无法下入现象。通过与采油厂沟通，将泥浆密度提升至1.38g/cm3，才无挂卡现象。
3 螺杆掉落井内事故经过及处理
3.1 事故经过
下入Φ102 mm×9LZ直螺杆至1987 m遇阻，划眼26小时，自1987 m划至2057.57 m，之后复合钻进13小时，进尺0.2 cm（钻压20 kN-40 kN，转速20 r/min-30 r/min，泵排量5 L/s-6 L/s，泵压12 Mpa-13 Mpa），怀疑螺杆故障，提出钻具，检查发现螺杆钻距下部1.3 m处脱扣（扣型为反扣），螺杆内芯转子脱掉，连下部所接Φ117.5 mmPDC钻头一并留在了井内。
3.2 处理经过
该Φ102 mm×9LZ直螺杆转子外径数据不太明确，厂家提供数据为Φ62 mm，现场测量螺杆定子内径为Φ73 mm，为保险起见，现场拆卸一根已使用报废的Φ95 mm×7LZ直螺杆，测得定子内径为Φ75 mm，转子外径为Φ65 mm，考虑到使用时间和磨损，分析判断，井内Φ102 mm×9LZ直螺杆转子外径在68 mm-70 mm左右；现场选择下入Φ105 mm正扣母锥（腔体内径为65 mm-77 mm）至2055.74 m，遇阻打捞，钻压40 kN-60 kN，正转造扣，泵压11 Mpa-12 Mpa，无明显变化，提钻，捞获螺杆下半部、内芯转子及Φ117.5 mmPDC钻头。
3.3 螺杆掉落分析
本次螺杆掉入井内主要原因在于螺杆钻中部扣连接部位为反扣，主要用于小修作业，不使用于动转盘复合钻进，在复合钻进过程中，此连接部位为卸扣，最终造成螺杆下部掉落
4 通过本井两次打捞钻具总结经验
B2057井地层岩性为胶质泥岩，钻进过程中容易出现井壁缩径、上提钻具刮卡、下放钻具遇阻现象。
为了预防卡钻事故，总结出以下几条预防措施。
1）每钻进1 m-2 m，须活动钻具，防止卡钻，每钻完一单根，第一次划眼时间必须控制在15 min以上。每次下钻距井底2-3立根时，开泵划眼，如遇泵压过高现象，再上提1-2立根，泵压循环正常后划眼至井底。
2）每次下钻至裸眼，洗井15 min-30 min，刚开泵时必须小排量，破坏泥浆静切力。（如遇提下钻频繁，注意调整每次洗井位置，防止造成井径过大）
3）造斜钻进一单根后，可使用复合划眼，这种划眼方式虽然损失一些造斜率，但是可使井眼增大，井底较安全。
4）应严格按照设计要求控制泥浆性能，在钻进施工的同时，可根据现场录取的地质资料以及出现的复杂情况，及时对泥浆性能进行适当的调整和变更，以满足现场防止出现井下事故的需要。
参考文献
[1]王荣教，等.螺杆钻具马达砂卡原因分析及预防措施[J].石油矿场机械，2003（32）.
[2]朱龙超.管柱技术在油井调层开采过程中的应用[J].环球市场信息导报，2013（8）.
关键词 侧钻定向井；卡钻；螺杆钻；打捞技术
中图分类号：TE358 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）17-0108-01
B2057井是准东采油厂第一口侧钻定向井，在本井的施工过程中，出现了2次掉落钻具事故，本文主要介绍这两次事故的处理方法及笔者对侧钻井的一些看法和施工过程中的注意事项。
1 基本情况
1）B2057井油层套管为φ139.7 mm，开窗点位于1720 m，A点垂深1990.0 m，B点垂深2095.0 m，井斜10.78°，方位10.02°。
2）该井从造斜段开始，地层岩性一直以泥岩为主，滑动钻进进尺较慢，但工具面比较好控制，对轨迹控制比较有利，另外由于泥岩地层极易吸水膨胀，对泥浆性能要求较高，在整个造斜过程中多次发生挂卡现象，这为施工中的防卡工作带来了一定困难。
2 卡钻事故经过及处理
2.1 事故经过
事故发生时井内钻具组合为，φ117.5 mmPDC钻头+230×210双母接头+φ113.5 mm扶正器+φ73 mm短钻杆×1.92 m+φ113.5 mm扶正器+φ73 mm加重钻杆+φ73 mm钻杆串。
当稳斜钻进至井深2028 m，停转盘准备上提活动钻具时，转盘倒车严重，上提钻具发现卡钻，最高上提负荷至700 kN，钻压50 kN～60 kN，转速90 r/min～100 r/min，排量5.5 L/S～6.5 L/S，泵压10 Mpa～11 Mpa。卡钻后，泥浆循环和泵压保持正常，且进出口流量平衡。
根据卡钻后现场的情况分析认为，此次卡钻为粘附卡钻。
2.2 处理经过
1）现场采用拉伸法测卡点位于1930 m，反复上提下放活动钻具，正转转盘，解卡2天无效；
2）在裸眼内注入3 m3解卡液配0.5 m3柴油浸泡24小时，活动钻具解卡无效；
3）采用电缆测卡仪测卡，电测工具测至1865 m无法下放，0m～1865 m井段无卡点；
4）在裸眼内注入3 m3原油配1.5 m3柴油浸泡48小时，同时活动解卡无效；
5）采用爆炸松扣解卡，下松扣弹至井深1834 m无法继续下放，在1834 m处引爆，倒扣，提出钻具1846 m。
6）井内遗留钻具：Φ117.5 mmPDC稳斜钻头+230×210双母接头+Φ113.5 mm扶正器+Φ73 mm短钻杆×1.92 m+Φ113.5 mm扶正器+Φ73 mm加重钻杆19单根。
2.3 卡钻原因分析
1）地层较复杂。
在裸眼钻进过程中，常遇到进尺突然加快现象（平均每10 m出现一次这样现象），出现这种情况伴随着泵压突然增加，上提挂卡现象，后经缓慢划眼解决。1880 m以前井内返出的岩削为黄褐色泥岩，在后续钻进过程中返出岩削为硬质泥岩掺杂砂砾岩。
2）断层数据不清楚。
上修本井前，查询不到本井原始资料，对断层的深度及断层的表现现象不清楚。常规井过断层常出现井漏、进尺加快、上提下放钻具挂卡、甚至卡钻等现象。
3）原设计泥浆性能不适应本井地层。
本井设计泥浆密度为1.0 g/cm3～1.25 g/cm3，但在实际钻进过程中，出现钻进进尺慢，螺杆钻无进尺现象，下双扶钻具组合出现在个别井段无法下入现象。通过与采油厂沟通，将泥浆密度提升至1.38g/cm3，才无挂卡现象。
3 螺杆掉落井内事故经过及处理
3.1 事故经过
下入Φ102 mm×9LZ直螺杆至1987 m遇阻，划眼26小时，自1987 m划至2057.57 m，之后复合钻进13小时，进尺0.2 cm（钻压20 kN-40 kN，转速20 r/min-30 r/min，泵排量5 L/s-6 L/s，泵压12 Mpa-13 Mpa），怀疑螺杆故障，提出钻具，检查发现螺杆钻距下部1.3 m处脱扣（扣型为反扣），螺杆内芯转子脱掉，连下部所接Φ117.5 mmPDC钻头一并留在了井内。
3.2 处理经过
该Φ102 mm×9LZ直螺杆转子外径数据不太明确，厂家提供数据为Φ62 mm，现场测量螺杆定子内径为Φ73 mm，为保险起见，现场拆卸一根已使用报废的Φ95 mm×7LZ直螺杆，测得定子内径为Φ75 mm，转子外径为Φ65 mm，考虑到使用时间和磨损，分析判断，井内Φ102 mm×9LZ直螺杆转子外径在68 mm-70 mm左右；现场选择下入Φ105 mm正扣母锥（腔体内径为65 mm-77 mm）至2055.74 m，遇阻打捞，钻压40 kN-60 kN，正转造扣，泵压11 Mpa-12 Mpa，无明显变化，提钻，捞获螺杆下半部、内芯转子及Φ117.5 mmPDC钻头。
3.3 螺杆掉落分析
本次螺杆掉入井内主要原因在于螺杆钻中部扣连接部位为反扣，主要用于小修作业，不使用于动转盘复合钻进，在复合钻进过程中，此连接部位为卸扣，最终造成螺杆下部掉落
4 通过本井两次打捞钻具总结经验
B2057井地层岩性为胶质泥岩，钻进过程中容易出现井壁缩径、上提钻具刮卡、下放钻具遇阻现象。
为了预防卡钻事故，总结出以下几条预防措施。
1）每钻进1 m-2 m，须活动钻具，防止卡钻，每钻完一单根，第一次划眼时间必须控制在15 min以上。每次下钻距井底2-3立根时，开泵划眼，如遇泵压过高现象，再上提1-2立根，泵压循环正常后划眼至井底。
2）每次下钻至裸眼，洗井15 min-30 min，刚开泵时必须小排量，破坏泥浆静切力。（如遇提下钻频繁，注意调整每次洗井位置，防止造成井径过大）
3）造斜钻进一单根后，可使用复合划眼，这种划眼方式虽然损失一些造斜率，但是可使井眼增大，井底较安全。
4）应严格按照设计要求控制泥浆性能，在钻进施工的同时，可根据现场录取的地质资料以及出现的复杂情况，及时对泥浆性能进行适当的调整和变更，以满足现场防止出现井下事故的需要。
参考文献
[1]王荣教，等.螺杆钻具马达砂卡原因分析及预防措施[J].石油矿场机械，2003（32）.
[2]朱龙超.管柱技术在油井调层开采过程中的应用[J].环球市场信息导报，2013（8）.