为什么套管下到井底,应先采用小排量开泵循环钻井液? 钻井事故及处理

下面这个是一部分 ，给我你的邮箱，太长了，word 500多页。是各种钻井事故及处理方法以及实例
例一 大港油田 W-29井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ339.7mm,下深102.53m。
(2)技术套管:Φ244.5mm,下深998.10m。
(3)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2612m。
(4)钻具结构:Φ215.9mm钻头+Φ159mm钻铤141.77m+Φ127mm钻杆1505m。
2.事故发生经过
下钻至1667.61m,循环钻井液,泵压13.5MPa。因气管线爆破而停泵。修好后开泵,泵压升至20MPa憋不通,活动钻具无效,钻头位置1658.11m。
3.事故处理经过
(1)原钻具倒扣,一次倒出1247.24m,鱼长410.37m。
(2)原钻具对扣后,爆松倒扣,起出钻杆1490.52m,鱼长177.09m。
(3)下外径193.7mm套铣筒,铣至1640m。
(4)下震击器对扣,震击解卡。
4.认识与建议
(1)本井在停泵时,已提起一个单根,连同方钻杆在内有二十多米的下放馀地,但到卡钻时,丝毫末动,说明粘吸卡钻的可能性最大。
(2)本井下有技术套管,已将易塌层封隔,环空堵塞的可能性不大。不应该是坍塌或砂桥卡钻,应是粘吸卡钻。如果是环空堵塞而不是钻头水眼堵塞的话,要不了20MPa,就可以把地层憋漏。
(3)本井下钻至中途循环钻井液正常,但停泵后再开泵就憋泵,看来是钻头水眼堵塞,很可能是放回水造成的。因一个小小的误操作,丧失了注解卡剂的机会,十分可惜。
(4)本井可以下爆炸筒,炸掉钻头水眼或炸裂钻铤,恢复循环,再注解卡剂解卡.这样处理起来比套铣倒扣的危险性少得多。

例二 河南油田 T-491井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ339.7mm,下深50.64m。
(2)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2195m。
(3)钻井液性能:密度1.03g/cm3,粘度32s,滤失量8ml。
2.事故发生经过
钻进至井深2195m,循环好钻井液,准备起钻。因吊卡不能用,等吊卡一个多小时,也没有循环钻井液,活动钻柱不及时,造成卡钻。
3.事故处理过程
(1)注解卡剂12m3浸泡,末解卡。
(2)第二次注原油10m3浸泡,末解卡。
(3)第三次注解卡剂12m3,浸泡24小时,解卡。
4.认识与建议
(1)本井钻井液密度1.03g/cm3,接近海水密度,仍然发生卡钻,说明压差并不是决定性因素。
(2)等吊卡一个多小时,不循环钻井液,不及时活动钻具,是极大的错误。
(3)本井连续注三次解卡剂才解卡,说明注一次解卡剂不能解卡,并不等于绝望,可以改变解卡剂类型及浸泡时间,就有可能取得效果。


例三 胜利油田 F-23井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ339.7mm,下深84m。
(2)技术套管:Φ244.5mm,下深1970m。
(3)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2994.14m。
2.事故发生经过
钻至2994.14m,因一档链条断,将钻具提起21m,检修链条,未及时下放活动。待链条接好后,上提钻具由原悬重840kN提至1200kN,下放到零。循环过程发现泵压由16MPa降至8MPa。
3.事故处理过程
(1)注入解卡剂40m3,替钻井液时,泵压由12MPa降至10MPa,15分钟后,发现井口有解卡剂返出,判断是钻具剌漏,循环短路。经测试剌漏位置在1530m。
(2)原钻具倒扣,一次倒出钻杆1651.80m,将剌漏钻杆倒出。
(3)下Φ127mm公锥打捞三次,均末成功。
(4)下Φ114mm公锥打捞,造扣后,上提到1100kN,停3分钟,悬重下降到1000kN,活动数次后,恢复到原悬重840kN。开泵循环,泵压正常,事故解除。
4.认识与建议
(1)循环钻井液时,已经发现泵压由16MPa降至8MPa,如地面无问题,那肯定是钻具剌漏,短路循环。在这种情况下,就不应该注解卡剂,而应测一个循环周,确定钻具剌漏位置,然后,直接倒扣或爆松倒扣,将剌漏的钻具起出,才能进行下一步的工作。第一次注入解卡剂40m3,纯粹是浪费。
(2)一次倒出钻杆1651.80m,将剌漏钻杆倒出,是非常幸运的事。当然,本井有技术套管1970m,一次倒不成,还可以对扣再倒,反正上部不会卡钻。
(3)同是Φ127mm的钻杆,其接头水眼是不同的,下井时,必须逐根丈量,记录在案,这样在发生事故时,下什么打捞工具才心中有数。本井下三次Φ127mm公锥打捞无效,而下Φ114mm公锥却一次成功,可能是接头水眼尺寸未弄清处造成的。每次起出公锥,都应该检查公锥上有什么印痕,以便帮助我们判明鱼顶情况。犯一次错误尚可容忍,一而再,再而三的犯同类错误,就十分不应该了。

例四 大港油田 B-15-2井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ339.7mm,下深202.10m。
(2)裸眼:Φ311.1mm钻头,钻深1939m。
(3)钻具结构:Φ311.1mm钻头+Φ310mm扶正器1.85m+Φ203mm钻铤8.73m+Φ310mm扶正器1.32m+Φ198mm无磁钻铤8.61m+Φ310mm扶正器1.87m+Φ203mm钻铤26.25m+Φ178mm钻铤104.81m+Φ127mm钻杆1771.64m。
(4)钻井液性能:密度1.15g/cm3,粘度30s,滤失量5ml,滤饼0.5mm,切力5/11mg/cm2,含砂量1%,pH9。
2.事故发生经过
钻至井深1939m,接单根遇卡,甩下单根,接方钻杆循环钻井液,上提钻柱由原悬重665kN提至1700kN,下放到200kN,无效。计算卡点为1814m。钻头位置为1929.60m。
3.事故处理过程
(1)注入原油18m3,柴油9m3,浸泡18小时,上提至1480kN,将钻杆提断。鱼顶井深273.02m,鱼长1656.58m。
(2)下铅模打印。
(3)下套筒磨鞋修鱼顶。
(4)用Φ114mm母锥造扣成功,爆松倒扣,起出坏鱼头。
(5)下钻对扣,在1761.53m处爆松倒扣,起出全部钻杆。
(6)下Φ311.1mm钻头通井,循环钻井液。
(7)下Φ244.5mm套铣筒155,49m,从1761.53m铣至1912,59m,(最上面扶正器位置)。
(8)下入上击器对扣,震击解卡。
4.认识与建议
(1)注解卡剂后,活动钻具要有一定的限制,不宜多提,可以多压,因为此时主要靠解卡剂起作用,而不是靠拉、压的力量起作用。如果把钻具提断,一是有可能堵塞水眼,二是解卡剂排不出来,泡垮井壁,堵塞环空,这样就失去了再一次注解卡剂的可能。
(2)对于所使用的钻杆,一定要有清楚的了解,是什么钢级的?什么等级的?使用了多长时间?经历过什么复杂情况?不能按新钻杆计算其抗拉抗扭强度。因此,不能冒然地提到1700kN。
(3)提断钻具,一般来说,鱼头是直的,不必打铅印,也不必修鱼头,因为根据起上来的断口,可以推知鱼顶情况。可以直接下卡瓦打捞筒或母锥进行打捞,这样可以争取时间,恢复循环。
(4)本井只是钻铤被卡,如果处理得好,不必浪费这么多时间。

例五 青海油田 L-3井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ339.7mm,下深402m。
(2)技术套管:Φ244.5mm,下深3601.63m。
(3)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深5086m。
(4)钻具结构:Φ215.9mm钻头+Φ177.8mm钻铤110.82m+Φ127mm钻杆。
(5)钻井液性能:密度2.14g/cm3,粘度58s,滤失量5ml,滤饼0.5mm,切力12/27mg/cm2,含砂量0.5%,pH11。
2.事故发生经过
本井设计井深5200m,钻至5086m,接单根用了6分钟卡钻,钻头位置5076.64m,上提最大拉力2000kN,无效。循环正常,泵压21MPa。计算卡点位置4200m。
3.事故处理过程
时值隆冬,柴达木盆地内,气温很低,该井又距冷湖基地二百多千米,组织拉原油很困难,而且原油与钻井液的密度相差很悬殊。配制解卡剂更无条件。但盆地内到处是盐水湖,浓度高,密度大,冬季又不结冻,因此决定就地取材,用高浓度盐水浸泡。注入密度1.18g/cm3的盐水50m3,浸泡15分钟就解卡了。
4.认识与建议
(1)在柴达木盆地用盐水浸泡解卡是一个创举。不但在L-3井应用成功,在J-2井.E-3井,NC—1井都一次解卡成功。深井能应用,浅井也能应用。不但节省了原油,而且施工也方便得多了。
(2)用盐水浸泡解卡,必须谨慎从事,在柴达木盆地有一个特点,井壁泡不垮,在其它地区就得考虑井壁稳定问题了。
(3)施工时,盐水与淡水钻井液之间必须用淡水或柴油分隔开,否则泥桨稠化后,泵送不了。

例六 江汉油田 H-26井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ323,85mm,下深85m。
(2)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2142.53m。
(3)钻具结构:Φ215.9mm钻头+Φ178mm钻铤112.35m+Φ139.7mm钻杆。
(4)钻井液性能:密度1.20g/cm3,粘度28s,滤失量17ml,滤饼2mm,切力0/8mg/cm2,含砂量2%,pH值8。
2.事故发生经过
钻至2142.53m,水龙头冲管盘根剌,将水龙头坐在转盘上换盘根,没有循环钻井液,也没有活动钻具。盘根换好后,开泵循环正常,但钻具被卡,卡点在表层套管鞋附近。
3.事故处理过程
本井浸泡解卡剂需要100m3。时值雨季,道路泥泞,拉运原油的难度很大。所以决定分段浸泡,实际注入原油48m3,先浸泡下部井段,四小时后,一次将原油替至上部井段,浸泡两小时后,由原悬重750kN提至1000kN,解卡。
4.认识与建议
 (1)坐在转盘上修水龙头,是严重违反操作规程的事,这样,既不能循环钻井液,又不能活动钻具,不卡钻才是怪事。
(2)本井是全井段卡钻,而百分之八十以上的井段是泥岩,如果单纯用压差理论来解释,是说不通的。
(3)在全井段卡钻的情况下,分段浸泡是个好办法,既节约了大量的解卡剂,又可以维持环空有一定的液柱压力。

例七 江汉油田 S-3井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ323.85m,下深106.05m。
(2)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2453,20m。
(3)钻具结构:Φ215.9mm钻头+Φ177.8mm钻铤101.53m+Φ139.7mm钻杆。
(4)钻井液性能:密度1.26g/cm3,粘度37s,滤失量12ml,滤饼1.2mm,切力6/17mg/cm2,含砂量2%,pH值9。
2.事故发生经过
钻至井深2453.20m,循环钻井液,准备起钻。但绞车传动链条链片飞出,随停机修理,历时20分钟,钻具不能活动,被卡。计算卡点为1730m。
3.事故处理过程
(1)正常循环钻井液,准备浸泡原油,泵压8MPa,因两台泵都发生故障,停泵修理。泵修好后,开泵时泵压上升至15MPa,循环不通。认为是放回水时,钻井液倒返,将钻头水眼堵死,绝了泡油的通路。
(2)下Φ48.3mm爆炸筒,准备在钻头附近爆炸,炸掉钻头或炸裂钻铤,但下至2354m处遇阻,下不到钻头位置。
(3)决定从Φ139.7mm钻杆内冲洗,下带笔尖的Φ40.26mm油管150m加Φ60.3mm油管2300m,通水眼,配水泥车循环钻井液,一直通到钻头位置。
(4)下Φ48.3mm爆炸筒至钻头上部爆炸,恢复循环。
(5)注入原油20m3,柴油10m3,浸泡11小时20分钟,解卡。
4.认识与建议
(1)这是一次特殊地也是成功地处理方法,没有走倒扣的道路,而是想办法打开通道,浸泡解卡剂解卡,一方面节约了时间,更重的是避免了套铣倒扣的风险性。解卡以后,连同钻头一起起出,既没有炸掉钻头,也没有炸断钻铤,只是把钻铤炸开了二条纵向长1.5m左右的裂缝。
(2)这种炸开通道的办法,只有在环空不堵塞的情况下才有意义。因此必须严密组织,争取时间,在井壁坍塌之前把循环通道打开。
(3)粘吸卡钻之后,保持循环通路是非常重要的。任何情况之下,不允许钻井液倒流。因此,要是修泵的话,必须先关好高压管线上的截止阀。最好是在钻杆上装回压阀,可以避免人为的失误。

例八 南疆 KS-1井
1.基础资料
(1)表层套管:Φ500mm,下深280m。
(2)技术套管:Φ339.7mm下深3570m。
(3)裸眼:Φ311.1mm钻头,钻深5015.85m。
(4)钻具结构:Φ311.1mm钻头+Φ203mm钻铤81m+Φ203mm随钻震击器+Φ127mm加重钻杆+Φ127mm钻杆。
2.事故发生经过及处理过程
本井在同一井段连续卡钻多次,耗时近百日。
(1)第一次卡钻:钻至井深5014.08m,钻井液密度1.42g/cm3,井口外溢,每小时11.5m3,返出钻井液密度为1.29g/cm3,关井3.5小时,立管压力升至10.2MPa。加重钻井液密度到1.72g/cm3,井口仍有溢流。活动钻具时卡钻,由原悬重1650kN提到2200kN,下压到400kN,解卡。
(2)第二次卡钻:钻进到5015.85m,钻井液密度降到1.42g/cm3,又加重到1.76g/cm3。活动钻具时卡钻,由原悬重1650kN上提至2400kN,下压至400kN,并转动15圈无效。处理步骤如下:
①注解卡剂12.4m3,浸泡42小时无效。
②又注解卡剂20m3,浸泡35小时30分钟,无效。
③把井内钻井液密度提高到1.85g/cm3,又注解卡剂27.5m3,关井浸泡,经7.5小时后,立管压力上升到3.2MPa。计算井底压力应为94.1MPa,平衡地层压力的钻井液密度应为1.88g/cm3。共浸泡71小时40分钟无效。
④用测卡仪测卡点为3660m。
⑤从3640m处爆松倒扣成功,起出上部钻具。
⑥下Φ244.5mm套铣筒180m,套铣至4057m。
⑦下钻对扣,提到2100kN,震击解卡。
(3)第三次卡钻:第二次卡钻解除后,下钻通井划眼到4102.54m,上提到4088.49m,接单根,只停止活动3分钟,卡钻。处理步骤如下:
①注入密度1.95g/cm3的解卡剂31.45m3,浸泡6天未解卡。
②从3650m处爆松倒扣,起出上部钻具。
③下震击器对扣,上提到1800kN,震击解卡。
(4)第四次卡钻:下钻划眼至4107m,卡钻。上提到1500kN,下压到800kN,强转解卡。
(5)第五次卡钻:下钻划眼到4862m,卡钻。由原悬重1500kN提到1800kN,解卡。上起五立柱又卡,下压到600kN解卡。上起一单根又卡,下压到800kN转动解卡。起到4106m又卡,上提拉力1400kN转动解卡。
(6)第六次卡钻:下钻划眼到4995m后起钻,起至第六柱时,由原悬重1350kN提到2120kN,下压到300kN,转动,无效,卡钻。处理步骤如下:
①从3655m处爆松倒扣,起出上部钻具。
②下震击器对扣,震击无效。
③又从3655m处倒开,起出上部钻具。
④下Φ244.5mm套铣筒,套铣倒扣,套至4100m解卡。
3.认识与建议
(1)本井到了连续卡钻几乎无法前进一步的程度,究其原因在于高压盐水层没有压稳,没有认识到高压盐水层是导致卡钻的主要原因。在钻进过程中,只要遇到高压盐水层,不论出水量大小,都必须坚决压死,这一点无论是工程师还是地质师都应有统一的认识,丝毫含糊不得,否则,将是后患无穷。本井在有关专家论证之后,把钻井液密度提上去,把高压盐水层压稳后,还是顺利地钻达6421米。
(2)浸泡解卡剂之前,一定要测准卡点位置,解卡剂液面必须超过卡点。根据历次处理的情况来看,本井主要卡钻位置应在3660-4100m之间,但第一次注解卡剂12.4m3,只能泡到4850m。第二次注解卡剂20m3,只能浸泡到4750m。第三次注解卡剂27.5m3,也只能浸泡到4670m,根本泡不到卡点位置。第三次卡钻后,注入解卡剂31.45m3,只能浸泡到3700m,也泡不到卡点位置。难怪解卡剂不起作用,难怪浸泡六天不起作用。并由此而得出解卡剂对本井不适用的错误结论,以后再也不用解卡剂了,真有点不可思议。请注意:第三次卡钻所以能震击解卡,正是解卡剂起了作用,已经浸泡到距卡点不到50m,所以才能震击解卡。
(3)由于技术性的错误,带来认识性的错误,从第三次卡钻以后,再也不用解卡剂了,而采用爆炸松扣,套铣倒扣的办法来解除卡钻事故。要知道,这是一种危险的作法,也是迫不得已的作法。所幸的是这个地区的地层条件比较好,没有坍塌现象,经多次套铣,未将钻头水眼堵死,还能维持循环通路。同样的作法,如果发生在东部地区,早已无法收拾了。本井还有个最大的特点,4100m以下未卡,如果从3660m一直卡到5000m,套铣倒扣也很难解决问题。既使能解决问题,顺利的话,花费的时间也得一年半载,不顺利的话,那就很难说了。

固井时使用的下胶塞何时顶入套管内?用下胶塞比打隔离液有哪些优点?答:下胶塞的位置是放在钻井液与水泥浆之间，起隔离作用。因此，循环好钻井液在注水泥之前，先把它顶入套管内，然后注水泥。主要优点:1由于水泥浆的密度一般都会大于钻井液密度，注入套管后下行速度快，容易与隔离液或钻井液相混合。使用下胶塞可以有效的防止钻井液与水泥浆在套管内相混;2可以清除套管壁上的一些脏物;3比配隔离液施工方便。214.套管内的上胶塞起什么作用?固井施工中何时把它顶入套管内?答:上胶塞的作用有三个:1把水泥浆与钻井液隔开;清除套管壁上的脏物;3“碰压”，预示水泥浆已全部替出套管。因此，注完水泥后先把它顶入套管内，然后就开始替钻井液。215.固井中的“碰压”一词是什么意思?当套管内的上胶塞被钻井液顶至回压凡尔处(或与下胶塞相遇)，此时泵压会迅速升高，因此叫做“碰压”

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