朱泽鑫，马向利，胡伟，马杰，张光明
渤海钻探第一固井公司，河北任丘
摘要 米163H井下完177.8mm尾管至预定井深，循环51h后，在循环排量仅为0.9m3/min的情况下，泵压高达22MPa，在此情况下进行固井施工要冒很大的风险；如果不固井，又无其他解决办法，优柔寡断还可能使井下情况恶化。分析了米163H井循环泵压高产生的原因，果断决定进行固井，采取了提高地面管汇耐压级别，改善钻井液和固井液流变性能，减少水泥浆附加量，适当延长水泥浆稠化时间，小泵速顶替等一系列措施，保证了施工安全。
关键词 循环，高泵压，固井，安全，措施
米163H井是长庆油田部署在鄂尔多斯盆地伊陕背斜上的一口风险探井，钻探目的是预探该区块马家沟组含油气面积及储量。该井实钻井身结构及套管程序见表1。
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该井三开井段井下油气活跃，4080～5348m井段钻井液后效最严重时，钻井液密度从1.53g/cm3降至1.19 g/cm3，最大油气上窜速度达283.4m/h，气体组分全烃含量达100%。下完φ177.8mm尾管至预定井深循环钻井液51h后，在循环排量0.9m3/min时，泵压高达21MPa，这在以往的固井中从来没有碰到过，当时决定起出尾管，但上提超过原悬重50t管柱无法起出，不得不在循环高泵压条件下进行固井，对现场固井施工安全和固井质量带来了严峻挑战。
1 循环泵压高的原因及固井面临的风险
米163H井三开采用215.9mm钻头下177.8mm尾管，尾管全长1815.53m，尾管下至设计井深后，循环洗井泵压一直居高不下，在循环排量仅为0.9m3/min的情况下，泵压却高达21MPa，而理论计算[1]循环泵压应为11.2MPa
1.1 高泵压产生的原因
经过分析，产生高循环泵压高的现象可能有以下几个方面的原因：
⑴井径的影响。完钻电测裸眼段平均井径为221.4mm，井径扩大率为2.55%，大大小于正常的井径扩大率，裸眼段平均环容为13.66L/m，井眼与套管接箍的间隙为13.47mm，此处环容仅为8.8 L/m，小的环空间隙，导致环空流动阻力增大。
⑵扶正器的影响。管串上下入了53个弹性扶正器，在环空间隙本来就很小的情况下，进一步增加了环空流动阻力。
⑶卡瓦处流道面积的影响。悬挂器坐挂后环空容积只有3.1L/m，相当于产生了节流作用，也使循环泵压升高[2]。
⑷砂桥的影响。分析认为最主要的原因是扶正器刮下了附着在井壁上的岩屑，循环时在环空某处形成“砂桥”，导致在套管的一边产生堵塞，过流面积显著减小，循环泵压大幅升高。
1.2 高泵压固井的风险
如此高的循环泵压下固井存在以下风险：
⑴发生憋高压现象，导致“灌香肠”事故；
⑵因地层已进入元古界雾迷山潜山2.72m，极可能憋漏地层，导致水泥返高不够，甚至管外完全没有水泥；
⑶井下一旦发生严重漏失，可能发生井涌甚至井喷等复杂情况。
⑷水泥浆极易窜槽，封固质量无法保证。
2 主要固井技术措施
在循环高泵压和长封固段情况下进行固井，为了保证施工安全，制定了如下施工方案和技术措施。
⑴地面使用52MPa高压管线，以防高压施工时出现意外情况。
⑵固井前注入30m3低黏切前导泥浆[3]，以降低环空流动阻力和对“砂桥”起到冲刷作用，并降低井下温度。
⑶注入加重隔离液15m3，利于携带前导泥浆冲刷下来的岩屑，并在候凝过程中起到圧稳油气层的作用。
⑷适当减少水泥浆数量，按井径计算水泥浆量不附加，控制水泥返高，降低静液柱压力，由原设计的32m3水泥浆降为26m3水泥浆。
⑸延长水泥浆的稠化时间，由原设计的三凝水泥浆改为两凝水泥浆，即只用缓凝水泥浆和中间浆，去掉速凝水泥浆，以防止由于泵压高降低施工排量后，施工时间延长，导致水泥浆稠化时间不够。
⑹进行密度、温度高点实验[4]，防止实验温度偏低、水泥浆密度控制偏高造成的水泥浆稠化时间缩短，而且进行水泥浆升降温及中途停机实验，模拟水泥浆经过井底高温后上返至悬挂器温度降低后的稠化时间是否缩短，以及模拟施工过程不连续或拔出中心管的停顿时间，观察水泥浆静止较长时间后，是否仍有较好的流动性，防止施工不连续造成水泥浆胶凝。
⑺为便于一旦憋高压后，能够快速提出中心管，反循环出钻杆内水泥浆，采用无水泥头固井，节约卸水泥头时间，如果注水泥正常，注完水泥浆后关闭封井器半封闸板，再卸掉井口钻杆，以防止U型管效应钻杆内进入空气，在投入胶塞接好井口钻杆后，打开放喷阀，再打开半封闸板，注压塞液。
⑻注替水泥浆时调节排量，控制施工最高泵压不超过22MPa，高于该泵压，立即调节柴油机油门降低施工排量，以防泵压太高导致井漏[5]。
⑼尾管以上钻杆内替入10m3隔离液作为间隔液，预防水泥浆窜至喇叭口以上环空，避免提出送入钻具后水泥浆与钻井液直接接触，水泥浆可能提前凝固导致的“插旗杆”事故[6]。
3 钻井液及固井液性能
循环高泵压条件下固井，良好的钻井液性能，对于保证固井施工安全和封固质量比常规井更为关键，既要求钻井液有良好的流变性能，降低流动阻力，又要求钻井液有很强的携砂能力，更好地保证在较低排量下将井内岩屑携带出地面；而对于隔离液则要有效隔离水泥浆与钻井液，又要能提高顶替效率和圧稳油气层；对水泥浆性能则要求有较长的稠化时间，保证施工安全，又有要有很好的凝结特性，克服油气水窜的发生。
水泥浆采用抗高温防气窜体系，这种高温体系在低温下强度发展快，对温度、密度变化不敏感，具有优良的防窜性能，水泥浆性能系数在3以内，水泥浆配方如下，性能见表5。
领浆：夹江G级水泥+30%硅粉+6%填充剂+2.9%防窜剂+0.2%悬浮剂+5%降失水剂+2.9%缓凝剂+0.2%消泡剂+36%现场水
尾浆：夹江G级水泥+30%硅粉+6%填充剂+2.9%防窜剂+0.2%悬浮剂+5%降失水剂+2.3%缓凝剂+0.2%消泡剂+36%现场水
4 现场应用情况及效果
施工前地面管线试压30MPa。注密度1.53m3前导低黏切泥浆30m3；注密度1.60 g/cm3隔离液15m3；注领浆15m3，平均密度1.86 g/cm3；注尾浆11m3，平均密度1.87g/cm3；压胶塞3m3；替1.60g/cm3重泥浆24m3，排量0.9m3/min；替密度1.60 g/cm3抗污染间隔液9.5m3，替井浆33.7 m3，排量0.9～0.5m3/min，最高泵压22MPa，碰压至24 m3。放压，起钻1柱，循环一周后，再起钻2柱，关井憋压2MPa候凝。
候凝48h下钻钻塞通井后，经CBL-VDL测井解释，固井优质封固井段占7%，合格封固井段占52.5%，较差封固井段占40.5%，水泥返高和固井质量满足后续施工要求。
5 结论和建议
⑴对于井下情况异常井，把握关键环节，设想问题发生，采取防患措施，是确保固井成功的重要前提，也是技术人员工作责任心的集中体现。
⑵施工结果表明，固井前循环高泵压条件下，如果压力平稳、数值波动小，井口返出正常，只要措施得当，固井施工安全仍然是可以得到保障的。
⑶循环高泵压条件下进行固井作业是一种不得已的选择，虽然通过采取适当措施能够保障固井施工安全，但却很难保证水泥封固质量。
⑷对于小间隙深井超深井，下套管之前最好采用偏心钻头扩眼，有利于减少井下复杂情况的发生，减少施工风险，提高固井质量。
参考文献
[1] 赵金洲，张桂林.钻井技术手册[M].北京:中国石化出版社.2006:92-93
[2] 黎亮.小井眼窄间隙尾管固井工艺术[J].西部探矿工程.2009.21(11)81-83
[3] 钟福海，刘硕琼，徐明，等. 苏桥深潜山枯竭油气藏储气库固井技术[J]. 钻井液与完井液，2014，31(1),64-67.
[4] 钟福海等.中古514 井超长封固段固井技术[J] .钻井液与完井液，2013，30（3）：64-66.
[5] 张红卫. 塔河油田盐下井AT9井复合尾管固井技术[J] .钻井液与完井液，2009，26（4）：43-45.
[6] 刘振通，宋元洪，吴洪波等. 特殊注水泥作业“插旗杆”事故案例分析与思考[J] .钻井液与完井液，2011，28（6）：81-83.
第一作者简介：朱泽鑫，男，1986年6月出生，2009年毕业于西南石油大学石油工程专业，工程师，从事固井技术研究与应用工作。地址：陕西省榆林市靖边县南关电力局家属院对面； E-mail：zhuzexin@cnpc.com.cn。