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钻井事故与复杂问题钻井工程是勘探开发石油、天然气的主要手段而一般钻井工程讲述的是钻井方法、井身结构及固井、井身剖面设计与控制、钻柱设计、钻头使用、钻井液设计与油气井压力控制、钻井水力学与钻进参数的优化配合、完井方法、经济技术指标等各个钻井环节必不可少的内容而对于钻井事故与复杂问题则涉及不多或论述不深.但是钻井事故与复杂问题是客观存在因为钻井是一项隐蔽的地下工程存在着大量的模糊性、随机性和不确定性问题由于对客观情况的认识不清或主观意识的决策失误会产生许多复杂情况甚至造成严重的事故轻者耗费大量人力物力和时间重者导致全井的废弃据近年来的钻井资料分析钻井过程中处理复杂情况和钻井事故的时间约占施工总时间的6~8%一个拥有百台钻机的油田一年中就有6~8台钻机在做无功的工作何况资金的消耗并不和时间成比例而是要大得多这是多么惊人的浪费任何一个钻井工作者都不愿意和事故打交道也不乐意看到诸多复杂问题但事物是相反相成的不愿意看到复杂问题和钻井事故这只能是人们的良好愿望不懂得复杂问题与钻井事故的预防与处理办法的人难免不碰到这些问题而且一旦碰到了会惊慌失措举止无着把小病治成大病大病治成死病而懂得复杂问题与钻井事故的预防和处理办法的人一旦遇到这些问题则心中有数采取正确的措施往往可以化险为夷转危为安这才是一个成熟的钻井工作者必须具备的条件任何事物的发生与发展都有其主、客观原因钻井事故与复杂问题的发生与发展也不例外因此钻井工作者必须对钻井事故与复杂问题发生发展的主要原因要有一个清晰的认识一旦出现异常情况时思想上会有正确的判断行动上也会采取正确的措施只有这样在大多数情况下可以避免事故的发生把复杂情况带来的损失降至最低限度造成井下事故与复杂情况有诸多因素:
一、地质因素:钻井的对象是地层就是要揭穿地层深处的奥秘而地层结构有硬有软压力系统有高有低孔隙有大有小如果对这些情况没有了解就难免要发生难以预料的问题首先我们应该了解设计井的地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力及一些特殊地层如盐膏、软泥岩、沥青的蠕变应力作为井身结构和钻井液设计的主要依据一般的说在同一个裸眼井段内不能让喷、漏层同时存在不能让蠕变层与漏层同时存在如果在井身结构上无法实现上述要求而且高压层和蠕变层在漏层的下部那就应对漏层进行预处理不能盲目向深部钻进如果高压层或蠕变层下部有低压层或漏失层那就只好把高压层或蠕变层用套管封掉其次对一些特殊地层如在一定温度、压力下发生蠕变的盐岩层、盐膏层、沥青层、富含水的软泥岩层、吸水膨胀的泥页岩层、裂缝发育容易坍塌剥落的泥页岩层、煤层及某些火成岩侵入层都应有较详细的了解因为这些地层是造成井下复杂问题的主要对象同时对一些地质现象如断层、裂缝、溶洞、特高渗透层的位置及硫化氢、二氧化碳的存在和含量也应有所了解以上这些资料对打成一口井来说至关重要但地质部门所提供的比较详细的资料是油气层资料而对工程上所需要的重要资料则提供不多或不够详细甚至有些数据与实际情况相距甚远即是已经开发的油田由于注水开发的结果地下的压力系统变化很大也很难以邻井的资料作为主要依据这就使钻井过程往往不得不打遭遇战因而复杂情况屡屡发生二.工程因素:由于钻井作业的隐蔽性、复杂性所以“安全第一”应作为钻井作业的主导思想但是由于有些人思想识认的模糊或者为某种片面的局部的利益所驱动或明知故犯.或铤而走险为钻井事故和复杂问题的发生创造了条件由于地质资料掌握不全不准或者虽有可靠地质资料而未严格的按科学方法进行井身结构设计使同一段裸眼中喷、漏层并存治喷则漏治漏则喷虽然下了套管但不装井控设备或者虽然装了井控设备但不讲求质量一旦钻遇高压层应急使用时到处刺漏造成井喷失控钻井液体系和性能与地层特性不相适应甚至片面强调节约钻井液处理剂使钻井液性能恶化造成裸眼井段中某些地层的缩径或坍塌或者钻井液密度不合适也会造成井喷.井漏或井塌操作不适当下钻速度过快会产生很大的激动压力易将地层压漏起钻速度过快会产生很大的抽吸压力易将油气层抽喷或将结构松软的地层抽塌特别是在钻头或扶正器泥包的情况下更为严重钻井设备发生故障被迫停止钻具的活动或钻井液的循环是发生井下事故的最普通最常见的因素管理工作薄弱有章不循有表指重表.泵压表.扭矩表不看遇事不思盲目决断但求省力不顾后果起钻猛提下钻猛压遇卡硬转遇漏硬憋这是造成井下事故的常见现象发现井下复杂情况不当机立断正确处理而是优柔寡断无所举措丧失时机把本来不复杂的问题弄得复杂化了把本来不应该发生的事故却人为的造成了由于自然灾害或组织工作不善停工时间过多钻井周期过长产生复杂情况的机会就越多尤其在裸眼井段内长时间停止循环其恶果是显而易见的工程上的因素大多是人为的因素因此通过过细地做工作是可以避免的反之如复杂情况处理得不当会导致事故的发生小事故处理得不当会酿成更大的事故甚至会造成部分井眼或全部井眼的报废我们说钻井工程是隐蔽工程具有一定的模糊性和不确定性每前进一步都有一定的风险而处理井下复杂情况与井下事故更是如此因井下情况千差万别看不见摸不着全靠人们凭经验和知识去判断不同的人会有不同的认识可能做出不同的结论然而正确的结论只能是一个但是井下情况又并非完全不可知由于现代仪器仪表的发展许多井下情况可以测知或预测如利用井下测量仪器可以知道井眼的轨迹利用dc指数和页岩密度的计算可以预知下部地层中有无高压层存在利用泵压、悬重、扭矩、钻井液进出口流量的变化可以显示井下发生的许多复杂问题因而人们在复杂情况发生的初期就可以利用现有的资料和长期工作中积累的经验加以分析判断从中得出比较切合实际的认识作为钻井工作者来说在复杂情况面前必须有这种思维意识需要利用从各种渠道得来的信息去粗取精去伪存真由此及彼由表及里地进行分析使自已的认识比较地符合客观实际才能有针对性的做出正确的决策孙子兵法也说:“知彼知已百战不殆”对我们钻井工作来说知彼就是要知道井下情况知已就是要知道自已拥有的各种手段设备、工具、人员素质等孙子又说:“多算胜少算不胜”这里的所谓算就是筹划只要筹划周密条件具备就能取胜筹划不周条件缺乏就不能取胜钻井如作战处理井下事故与复杂问题更是如此知已容易知彼难所以我们必须想尽一切办法弄清井下情况并且要十分熟悉自已拥有的各种手段的性能及使用方法每走一步都要考虑可能会出现的问题及相应的处理办法力争多算力戒盲目,这就是说,对于各种可能出现的的问题要有预案如果利用现有的资料尚不足以弄清井下情况还可以进行必要的侦察如电测、井下照相、打铅印等同时要对每次处理过程中的特殊现象如遇阻、遇卡、扭矩变化、泵压变化、钻井液性能变化、工具钻具上的擦痕下井前就要检查工具、钻具上是否有旧擦痕及其所在位置进行仔细地观察这些都可以给我们带来极有价值的信息帮助我们消除不正确的认识确定下一步的处理方案井下的情况复杂多变人们的思想认识也应随机应变不能固守一种模式一种概念在一条路上走到底有些胜利的取得在于再竖持一下的努力之中而另一些胜利的取得则在于另辟蹊径的权变之中面对已经发生的情况需要的是镇定的情绪冷静的头脑瞻前顾后综合考虑切忌头脑发热手忙脚乱贸然采取一些不计后果的危险措施也要反对麻木不仁无所举措丧失将事故消灭于萌芽状态之中的良机处理井下事故与复杂情况应遵守以下四条原则:1安全的原则:井下事故与复杂情况多种多样处理的手段和使用的工具也多种多样这些工具和方法在正常钻井过程中接触不多也不很熟悉而且往往要采取一些强化措施如拉、压、扭转都要比正常钻进时所用的力量大得多这些措施往往又强化到设备和工具所能承受的极限强度稍有不慎就会造成新的事故甚至由井下事故引发设备事故或人身事故处理事故工序复杂起下钻具次数频繁也增加了发生新事故的机会如果造成事故摞事故的局面处理的难度就更大了甚至无法继续进行处理致使前功尽弃所以在处理井下事故与复杂情况的过程中必须从设备、工具、技术方案、技术措施、人员素质各个方面进行详细地考虑不但要考虑如何进攻而且要考虑如何退守凡事要留有馀地留有后路不能做偷鸡不成反蚀一把米的傻事.2快速的原则:孙子兵法有云:“兵闻拙速未闻巧久”一旦发生井下事故或复杂问题其情况会随着时间的推移而恶化所以在安全第一的原则下必须抓紧时间进行处理要迅速的决策迅速的组织迅速的施工工序衔接要有条不紊须知抓住了时机就会化难为易做到事半功倍丧失了时机就会变易为难只能落得个事倍功半甚至劳而无功但是随着井下情况的变化及人们认识的加深部分修改或全部修改原定方案的事是常有的所以在确定第一方案的同时要有第二甚至第三方案的考虑预作准备“凡事预则立不预则废”要争取以最快的速度见到实际的效果对从事作业的人员来说旷日持久劳师无功必然会影响工作情绪一个士气低落的队伍是难以打攻坚战的时间就是金钱时间就是制胜的法宝可惜这一点往往被人们所忽视3灵活的原则:处理井下事故和复杂情况是一个多变的过程很难有一个一成不变的方案有时井下情况变了人们的思想认识也要随着改变灵活机动捕捉战机非常重要要做到这一点最关键的是实时的掌握现场的第一手信息特别是关键时刻的关键信息有些信息稍纵即逝很难捕捉到有些信息一般人认为无所谓而聪明的工作者却可据此得出符合实际的认识及时地调整方案加速了处理过程所以我们既要重视过去的经验又不拘泥于过去的经验;既要灵活机动又不违犯客观规律;既要大胆思考又要符合逻辑思维程序;这样才能做到“运用之妙存乎一心”4经济的原则:由于井下事故的复杂性处理的难易程度相差很大在现今技术水平下有的事故没有处理成功的可能性;有的事故虽有处理成功的可能性但难度很大需要耗费相当多的物资和时间;有的事故初期看来处理难度不大但在处理过程中井下情况却变得越来越复杂;有的事故用不同的方案进行处理会有不同的经济效果;因此面对不同的情况从各种处理方案的安全性、有效性、工艺的难易程度、工具材料费用、占用钻机时间、环境影响等方面进行综合评估在经济上合得来则干合不来则止此路不通另走他路发生事故本已造成了经济损失处理事故的原则是把这种损失降到最低限度钻井复杂情况主要有:井涌、井漏、轻度井塌、砂桥、泥包、缩径、键槽、地层蠕变、地应力引起的井眼变形、钻井液污染及有害气体的溢出钻井事故主要有卡钻、井喷、严重井塌、钻具或套管断落、固井失效、井下落物及划出新井眼丢失老井眼等以下将分章论述各种井下事故与复杂情况的发生原因、现象、预防措施和处理办法并引证一些现场发生的事故实例使大家加深认识井下事故与复杂情况虽然不能直观但通过各种现象可以察其端倪寻其规律我们利用现有的条件根据泵压、悬重、钻井液进出口流量、机械钻速的变化、及钻具上下活动、转动时的阻力变化情况把发生井下复杂情况的各种现象列于表1中利用表1基本上可以把井下复杂情况判断清楚把发生井下事故的各种现象列于表2中利用表2基本上可以把发生的井下事故类型判断清楚井下复杂情况有时是单一的有时是复合的但发生的初期总是单一的若处理不当就会产生连锁反应如井漏就可能引起井塌;井塌就可能引起卡钻;钻具剌漏就可能导致钻头泥包或干钻甚至会造成钻具断落或卡钻井下事故也是一样有时是单一的有时是复合的如井喷与卡钻、钻具断落与卡钻、井塌与卡钻都可能同时存在井下复杂情况与井下事故之间并没有一条不可逾越的鸿沟复杂情况往往是事故的先导事故往往是复杂情况继续恶化的必然结果如井漏可以导致井塌井塌可以导致卡钻井身质量不好就可能产生键槽键槽就可能造成卡钻一切形式的其他卡钻都可能引起粘吸卡钻凡此等等都会产生连锁反应一旦钻具失去了活动自由就陷入十分被动的局面所以在日常工作中要注意井下出现的各种变化把精力放在消除复杂问题上而处理事故则是不得已而为之的事表1井下复杂情况诊断井漏井塌砂桥溢流泥包缩径键槽钻具剌漏钻头牙轮卡钻头水眼剌钻头水眼掉钻头水眼堵转盘转动情况扭矩正常BB扭矩增大AAA1A1BA1别钻A2A2A2钻具上下活动情况上提有阻AAAAA上提无阻下放有阻AAA下放无阻A泵压变化情况正常BAB上升AABBA1缓慢下降BAA突然下降AA憋泵A2井口流量变化正常BBABBBB增大A减小A1A1A1不返A2A2A2A机械钻速加快AA减慢ABABB注:
1.表中A项为该类复杂情况的充份条件据此可为井下复杂情况定性
2.表中B项为该类复杂情况的必要条件可作为辅助判断的依据
3.角码
1、2表示同一判据中的两项可能同时存在也可能只有一项存在表2井下事故诊断事故类型判据钻具断落卡钻严重井塌井喷钻头落井落物在钻头上在钻头下转盘转动情况扭矩正常扭矩增大BA1A1扭矩减小AA跳钻A2别钻A2A3不能转动A钻具活动情况上提遇阻AAA下放遇阻AA悬重变化正常B下降AB泵压变化正常BB上升AB下降AA钻井液井口返出量变化正常BBBB增大A减小A1不返A2注:
1.表中A项为该类事故的充份条件据此可为该类事故定性
2.表中B项为该类事故的必要条件可做为辅助判断的依据
3.角码
1、
2、3表示同一判据中的三项可能同时存在也可能只有两项或一项存在第一章卡钻事故卡钻就是钻具失去了活动的自由既不能转动又不能上下活动这是钻井过程中常见的井下事故卡钻可以由各种原因造成如粘吸卡钻、坍塌卡钻、砂桥卡钻、缩径卡钻、键槽卡钻、泥包卡钻、干钻卡钻、落物卡钻、水泥固结卡钻等各种卡钻产生的机理不同处理的方法也各异所以当卡钻事故发生后首先要弄清卡钻的性质要像中医看病一样通过各种现象及可能获得的各种信息察出病因才能对症下药卡钻总是发生在钻进、起钻、下钻三个不同的过程中为了叙述方便起见我们把各个工序中发生的各类卡钻事故的诊断方法以简明的表格型式列举出来如表1-
1、表1-
2、表1-3所示它可以帮助现场工作人员准确地判明卡钻的性质同时也可以据此制成计算机软件辅助经验尚不丰富的人员进行判断表1-1钻进时发生卡钻事故的诊断判据运行状态卡钻类型粘吸坍塌砂桥缩径泥包干钻落物卡钻前各种显示钻进中的显示跳钻A1别钻A1A1A1A2扭矩增大BBA2A2A2A3钻具上下活动时的显示上提有阻短距离内阻力消失A上提一直有阻阻力忽大忽小AAA上提一直有阻阻力越来越大AA下放有较大阻力BB下放有较小阻力B泵压显示泵压正常BB泵压逐渐上升A1A1AA1A1泵压逐渐下降A2A2泵压波动忽大忽小A2A2返出液量显示进出口流量平衡BBBBB井口返出量减少A1A1井口不返钻井液A2A2钻速变化机械钻速急剧下降AA机械钻速缓慢下降A钻屑显示返出量增多有大量坍塌物BB返出量减少BBB钻具运行状态钻具静止时间较长A钻具在上下活动时遇卡AAA1钻具在转动中遇卡ABAA2卡点位置在钻头附近AAAA在钻铤或钻杆上AAA卡钻后显示泵压显示泵压正常AAA泵压上升AA泵压下降AA钻井液循环情况可以正常循环AA可以小排量循环A1A1A1失去循环A2A2A2注:
1.A项为充份条件据此可为卡钻事故定性
2.B项为必要条件可以帮助判断
3.角码
1、2表示两项可同时存在也可能只有一项存在表1-2起钻时发生卡钻事故的诊断判据运行状态卡钻类型粘吸坍塌砂桥缩径键槽泥包落物卡钻前显示钻具运行显示钻柱静止时间较长A钻柱上行突然遇阻A1A1A钻柱在一定阻力下可以上行A1A1A上行遇阻而下行不遇阻A2A2A上行遇阻下行也遇阻A2A2B循环活动正常停泵就有阻力A3A3无阻力时转动正常BBB无阻力时转动不正常BBA井口显示钻柱上起环空液面不下降BBB1钻井液随钻柱上起返出井口B2钻柱内孔反喷钻井液A卡钻后显示卡点位置在钻头附近AA1AA在钻铤顶部A2在钻铤或钻杆上AAA泵压显示泵压正常AAAA泵压下降B泵压上升A1A1B憋泵A2A2井口显示钻井液进出口流量平衡AAABA井口返出液量减少A1A1井口不返钻井液A2A2注:
1.A项为充分条件据此可以判定卡钻类型
2.B项为必要条件可以帮助判断
3.角码
1、
2、3表明三项可能同时存在也可能只有一项存在表1-3下钻时发生卡钻事故的诊断判据运行状态卡钻类型粘吸坍塌砂桥缩径落物卡钻前显示钻柱运行显示钻柱静止时间较长A下行突然遇阻A下行不遇阻上行遇阻A下行遇阻上行也遇阻A1A1下行遇阻阻力越来越大A2A2下行遇阻阻力点相对固定A下行遇阻阻力点不固定BB循环时可下行停泵则有阻力A3A3无阻力时转动正常B无阻力时转动不正常BBA井口显示下钻柱时井口不返钻井液A1A钻柱内孔反喷钻井液A2B卡钻后显示卡点位置在钻头附近AA在钻铤或钻杆上AAA泵压变化泵压正常AAA泵压上升AA钻井液井口返出情况进出口流量平衡AA出口流量减少A1A1井口不返A2A2注:
1.A项为充份条件据此可为卡钻事故定性
2.B项为必要条件可以辅助判断
3.角码
1、
2、3表示其中一项存在即可做为主要判据也可能有其中两项同时存在的情况卡钻事故中粘吸卡钻算是最简单的一种但在一种卡钻事故发生之后往往又会诱发另一种卡钻如在缩径卡钻、键槽卡钻、落物卡钻发生之后由于钻柱失去了自由运动的能力又会发生粘吸卡钻粘吸卡钻发生之后由于处理不当又会诱发坍塌卡钻所以在一种卡钻发生之后要采取适当的措施防止另一种卡钻的发生不要使其形成复合式卡钻处理复合式卡钻的难度要大得多当卡钻事故发生之后首先要考虑的问题是为顺利解除事故创造条件:1必须维持钻井液循环畅通:要防止钻头水眼或环空堵塞因为一旦循环失灵就失去了注解卡剂的可能也很容易诱发井塌和砂桥的形成而且要想从钻杆水眼内下爆炸松扣工具也很难下到预定位置2要保持钻柱完整:因为如把钻柱提断或扭断断点以下的钻柱便失去钻井液循环由于钻屑和井壁坍塌落物的下沉有可能堵塞钻头和钻柱水眼或者在环空形成砂桥同时如果鱼顶正好处于大井径位置打捞钻具时寻找鱼头也非常困难3不能把钻具连接螺纹扭得过紧:任何卡钻事故的发生都有可能走到套铣倒扣的那一步如果扭力过大一则可能使母螺纹胀大使钻具从中间脱开二则扭力过大造成了倒扣的困难必然要迫使你去做许多无效的工作甚至使事故无法继续处理下去σ1—钢材屈服强度MPaσ2-—钻柱危险断面处所受的实际拉应力=qH/FMPa;q—每米钻柱在钻井液中的重量N/mF-—管体切面积cm2S—安全系数取
1.5现将常用的API标准钻杆限制扭转圈数列于表1-4国产钻杆的限制扭转圈数列于表1-5做为现场工作人员使用时的参考表1-4API钻杆限制扭转圈数钢级外径mm自由钻柱长度m1000200030004000500060007000S-13562.
321.
042.
062.
080.
097.
0111.
0121.073.
017.
034.
051.
066.
079.
591.
099.788.
914.
028.
041.
854.
065.
074.
881.
810212.
524.
736.
647.
057.
065.
571.
511411.
022.
032.
542.
050.
858.
063.
512710.
019.
729.
038.
045.
752.
357.
31409.
017.
926.
533.
741.
547.
652.
01687.
514.
922.
028.
034.
539.
543.2G-
10560.
316.
432.
347.
059.
870.
076.
377.
273.
013.
526.
538.
649.
257.
562.
763.
488.
911.
121.
831.
740.
547.
251.
552.
01029.
719.
027.
935.
441.
545.
145.
51148.
616.
924.
831.
536.
940.
040.
51277.
815.
222.
328.
333.
236.
036.
51407.
014.
020.
025.
730.
232.
733.
51685.
811.
616.
721.
325.
127.
227.5X-
9560.
314.
828.
941.
752.
760.
063.
359.
273.
012.
223.
934.
543.
549.
752.
348.
888.
910.
119.
628.
335.
740.
842.
940.
11028.
817.
224.
830.
935.
737.
535.
11147.
915.
222.
027.
531.
733.
431.
21277.
113.
719.
824.
528.
630.
028.
01406.
412.
518.
022.
526.
027.
325.
51685.
310.
415.
018.
721.
622.
721.2E
60.
311.
622.
431.
538.
039.
231.
773.
09.
618.
526.
031.
432.
426.
088.
97.
915.
221.
425.
726.
621.
51026.
913.
318.
722.
523.
318.
81146.
111.
816.
620.
020.
716.
71275.
510.
615.
018.
018.
615.
01405.
19.
713.
616.
316.
913.
71684.
28.
011.
313.
614.
011.3D60.38.415.720.520.573.07.013.016.917.088.95.710.713.914.01025.09.312.112.21144.58.310.810.91274.07.59.79.81403.66.88.88.91683.05.67.37.4表1-5国产钻杆限制扭转圈数钢级外径mm自由钻柱长过度m1000200030004000500060007000D-
7560.
016.
732.
847.
863.
671.
578.
380.
073.
013.
727.
039.
352.
358.
864.
465.
788.
911.
222.
132.
242.
948.
252.
853.
91029.
819.
328.
137.
442.
046.
147.
01148.
817.
325.
133.
537.
641.
242.
11277.
915.
522.
630.
033.
837.
037.8D-
6560.
014.
428.
340.
651.
158.
060.
154.
473.
011.
923.
233.
442.
047.
749.
544.
788.
99.
719.
027.
434.
539.
140.
536.
71028.
516.
623.
930.
034.
035.
432.
01147.
614.
821.
426.
930.
531.
728.
61276.
813.
319.
224.
127.
428.
425.7D-
5560.
012.
023.
633.
340.
643.
138.
173.
010.
019.
427.
433.
435.
431.
388.
98.
215.
922.
527.
429.
025.
71027.
013.
919.
623.
925.
322.
41146.
412.
417.
521.
422.
720.
01275.
711.
115.
719.
220.
418.0使用时要注意:
1.本表所列数据为一级钻杆的限制扭转圈数如使用的是二级钻杆.三级钻杆情况就比较复杂由使用者作适当的调整
2.当大钩悬重等于自由钻具在钻井液中的重量时式1-1有效
3.当大钩悬重小于自由钻具在钻井液中的重量即中和点不在卡点位置而在卡点以上时式1-1可以应用但自由钻具长度应以中和点以上的钻具长度来计算
4.当大悬重大于自由钻具在钻井液中的重量时不能直接应用式1-1而应将式1-1改写为:……………………………………………1-2式中W为大钩悬重kN;其它符号与式1-1同此时不能应用表1-4表1-5所列数据而应按式1-2进行计算
5.有些钻井手册把式1-1简化为N=KH称K为扭转系数我们知道式1-1是一个曲线方程而N=KH是一个直线方程简化后将会导致很大的错误从表1-
4、表1-5中我们也可以发现井越深负荷越大这种误差也越大第一节粘吸卡钻粘吸卡钻也叫压差卡钻是钻井过程中最常见的卡钻事故(图1-1)最容易卡住的是钻铤由于钻具失去了活动的自由卡点可以逐渐上移直至套管鞋附近
一、粘吸卡钻的原因:井壁上有滤饼的存在是造成粘吸卡钻的内在原因因为大多数钻井液是固、液两相流体或者是固、液、气三相流体其中的固相颗粒吸附在井壁上就形成了滤饼有人认为滤饼是由于钻井液的滤失造成的没有滤失量就不会有滤饼基于这种思维他们总认为钻井液在砂岩中的滤失量大才会形成滤饼粘吸卡钻只能发生在砂岩发育井段其实不然在裸眼井段内不但砂岩有滤饼泥页岩也有滤饼而且要比砂岩井段的滤饼厚得多这是因为滤饼的形成有三种原因:第一是吸附钻井液中的固相颗粒吸附在岩石表面无论砂岩、泥岩都有这种特性第二是沉积钻井液在流动过程中靠近井壁的流速几乎等于零钻井液中的固相颗粒便沉积在井壁上泥页岩井段的井径要比砂岩井段的井径大得多沉积作用更为显著所以泥页岩井段容易形成厚滤饼第三是滤失作用它加速了钻井液中固相颗粒在渗透性岩层表面的沉积同时我们也注意到泥页岩也有滤失性而且是亲水物质可以被水浸润只要是水基钻井液即使滤失量等于零这个浸润过程也无法停止由于泥页岩含有大量的微细裂纹这些微细裂纹有些是地应力造成的有些是在钻头破碎岩石的过程中造成的一旦泥页岩表面被水浸润之后在这些微细裂缝中形成一层吸附膜可以发生有效的分裂作用降低泥页岩的坚固度而促使它破碎、剥落所以泥页岩井段的井径大多大于钻头直径但在泥页岩相对稳定之后由于水的浸润泥页岩表面的分子、原子或离子表现出极性具有未平衡的自由的一部分力场这部分力场的方向指向钻井液能够吸附钻井液中的大量的带异性电荷的粒子在吸附平衡建立之前吸附物在钻井液中的浓度逐渐变小而在泥页岩表面上的浓度逐渐加大如果增大钻井液中的某些粒子的浓度也就增大它们在单位时间内吸附到泥页岩表面的数目这是一个累积的过程加之又在钻井液液柱压力和钻柱旋转动力的作用下吸附层的一部分水份被挤回钻井液中井壁上就形成了一层比较厚的成份比较复杂的滤饼这些滤饼的性能比砂岩井段的滤饼更差由此我们可以得出结论只要有滤饼存在就有粘吸卡钻的可能砂岩井段可以卡钻泥页岩井段也可以卡钻无数的现场事实证明这个结论是正确的不过泥页岩井段的井径往往是不规则的和钻柱的接触面积比较少所以粘吸卡钻的机会比较少一些地层孔隙压力和钻井液液柱压力的压差存在是形成粘吸卡钻的外在原因外因是变化的条件内因是变化的根据外因通过内因而起作用在同一裸眼井段中地层的孔隙压力梯度不会是同一的而钻井液液柱压力总是要平衡该井段中的最高地层孔隙压力对那些压力梯度相对低的地层必然会形成一个正压差当钻柱被井壁滤饼粘吸之后紧靠井壁一边钻柱的一侧粘吸面上所受的是通过滤饼传来的地层孔隙压力另一侧所受的是钻井液液柱压力如果后者大于前者即有正压差存在可把钻柱压向井壁进一步缩小吸附面之间的间隙增强了吸附力并进一步扩大了钻柱与井壁的接触面积它的发展过程如图1-2所示图1-2a表示钻柱接触井壁滤饼发生吸附作用此时有一个较小的接触面积图1-2b表示在压差作用下进一步将钻柱压向井壁扩大了与滤饼接触的面积吸附力量进一步加强图1-2c表示在钻柱不能活动的情况下除已接触的滤饼面积外在接触面的两边形成了一部份钻井液不能循环的死区随着时间的延长大量岩屑和钻井液中的固相颗粒沉淀于此又形成新的滤饼进一步扩大了钻柱与滤饼接触的面积图1-2d表示由于井径不规则的原因从纵向上看一部份钻柱与井壁滤饼接触一部份钻柱与井壁滤饼接触不了但有一部份钻柱与井壁之间的间隙很小小到钻井液无法循环到此随着时间的延长这部份间隙之间也要被钻屑和固体颗粒所充填形成新的滤饼增加了钻柱被吸附的长度同时由于压差的作用又增加了钻具与滤饼之间的摩阻力所以在粘吸卡钻发生的初期阶段尚可用提、压、转、震击等办法争取解卡如果解不了卡同时发现卡点有上移的情况就不必再用强力进行活动了因为此时的卡钻已由吸附力和摩阻力两种作用形成如图1-3所示吸附力和摩阻力随着压差的增大而增大摩阻力和钻柱与滤饼的接触面积成正比和压差成正比和滤饼的摩阻系数成正比可以表达为F=
0.1KP1-P2A……………………………………………………………………1-3F—摩擦力kN;A—为钻柱与滤饼的接触面积cm2;P1—为钻井液液柱压力MPa;P2—为地层孔隙压力MPa;K—为滤饼摩阻系数一般取值在
0.05-
0.25之间
0.1—为单位换算系数例如:某井发生压差卡钻钻柱与井壁滤饼接触的长度为400m平均接触宽度为
3.5cm液柱压差P1-P2为
3.5MPa摩阻系数取
0.05则摩阻力F=
0.05×400×100×
3.5×
3.5×.
0.1=2450kN但问题并不这么简单各个井段的地层孔隙压力不一样接触面积更是未知数井下的滤饼摩阻系数并不等于地面做的滤饼摩阻系数因此式1-3虽然在理论上是成立的而在实际使用时却没有多少意义有人根据粘吸卡钻的统计资料绘制了一个预测压差卡钻的危险性曲线如图1-3所示它适用于直井和水基钻井液曲线说明当井内压差超过
12.5MPa时发生压差卡钻的可能性迅速增加如果地层的渗透率较低这个临界值将会高一些;如果地层的渗透率较高这个临界值还会低一些以上的结论是在钻井液性能合适的前提下做出的如果钻井液固相含量高、流变性能差将导致较低的临界值在定向井中曲线形式相同只是整个曲线向左偏移压差的临界值较低但是把粘吸卡钻只简单地理解为由压差形成起码是不全面的不能忽视滤饼的粘吸作用为什么有些高压差的井可以不卡钻而低压差的井反而卡钻呢于是有人把注意力放在滤饼质量上认为薄而韧的滤饼不容易卡钻厚而松的滤饼容易卡钻但现场又发现许多相反的情况这又如何解释呢纵观粘吸卡钻这个问题确有许多矛盾存在前面提到的一些看法不能说没有一定的道理但都没有抓着主要矛盾主要矛盾不是压差不是滤饼质量而是滤饼的性质是滤饼力场的指向和大小自古以来钻井工程中所用的水基钻井液都是将粘土分散在水中形成的负电分散体系粘土颗粒的分散依靠其本身所带的负电荷我们所使用的分散剂和稳定剂其主要作用原理就是增强粘土颗粒的负电电位强化这种负电的水化效应因此这些处理剂本身大都带有很强的负电基团几乎全都是阴离子型的这种钻井液在井壁上所形成的滤饼有很强的负电力场具有一定的自由表面能储量它力图吸附异性离子以降低这个表面能储量到最小值这是矛盾的一个方面矛盾的另一方面则是钻柱在钻井液中钻柱的表面要游离一部分铁离子具有很强的正电荷形成一个正电力场也具有一定的自由表面能储量它也力图吸附异性离子以降低这个表面能储量到最小值两者之间不谋而合于是就产生了相互吸附作用两者之间的吸附力与两者的电荷量成正比而与两者距离的平方成反比同时我们也注意到每个极性粒子的场力作用范围都有一定值在此范围以外不发生相互吸附现象因此钻柱在运动状态时滤饼与钻柱之间有一层水分子或胶体离子相隔保持一定的距离此时在两者之间发生的只有摩阻力而无吸附力但是钻柱在静止时由于任何井都有一定的斜度钻柱因其自身重量所产生的水平分力而压向井壁的下侧驱走了中间的隔离层使钻柱与滤饼之间的距离缩小当缩小到而者之间的极性分子互相起作用的范围内时便发生了吸附作用这就是发生粘吸卡钻的主要原因根本的出路在于改变滤饼的性质把滤饼表面吸附的负离子改变为正离子把负作用力场改变为正作用力场这个问题就可以解决了如果用阳离子体系钻井液钻井液中带正电荷离子与粘土表面的负离子相吸附就可以形成带正电的滤饼同时我们也知道阳离子的吸附作用与电荷量成正比即与正电价数成正比对于同价的阳离子而言吸附作用与其原子量的大小成正比所以高价阳离子聚合物钻井液将是钻井液发展的方向也是解决粘吸卡钻的根本途径同时含有高价阳离子的滤液浸入地层后能够中和粘土表面的负电荷降低粘土颗粒的负电位甚至可以转化成正电位从而削弱它们的水化作用也有利于稳定井壁和保护产层只要消除了滤饼粘吸的主因压差也就很难起作用了油基钻井液为什么不卡钻就是因为主因不同它是中性的.
二、粘吸卡钻的象征
1.粘吸卡钻是在钻柱静止的状态下发生的因此卡钻前钻具上下活动、转动均不会有阻力正常摩阻力除外至于静止多长时间才会发生粘卡这和钻井液体系、性能、钻具结构、井眼质量有密切关系少则
二、三分钟多则几十分钟但必须有一个静止过程
2.粘吸卡钻后的卡点位置不会是钻头而是在钻铤或钻杆部位
3.粘吸卡钻前后钻井液循环正常进出口流量平衡泵压没有变化
4.粘吸卡钻后如活动不及时卡点有可能上移甚至直移至套管鞋附近
三、粘吸卡钻的预防
1.使用中性钻井液如油基钻井液、油包水钻井液或者阳离子体系钻井液最好是高价阳离子如Fe+
3、Al+
3、Si+4聚合物体系的钻井液而且阳离子数量必须加足在水基钻井液中阴阳两种离子都是存在的只有以阳离子占主导成份的钻井液才能算是阳离子体系钻井液一旦阳离子数量减少便自动转化为阴离子体系钻井液这一点必须引起足够的重视还可以使用聚二醇乳化钻井液这种钻井液是由乙烯基磺酸盐共聚物AMPS-AM、纤维质碳水化合物和膨润土构成其中1~5%体积的水溶性聚二醇发生乳化这种钻井液的润滑性类似于油浆
2.现在使用的水基钻井液绝大部分是阴离子体系钻井液这种钻井液随着井斜的增加或钻井液密度的提高粘吸卡钻的可能性越来越大最好的办法就是不让钻柱静止这一点在事实上是做不到的但粘吸卡钻总有个过程允许钻柱静止时间的长短随各个井的井下情况和钻井液性能而异一般的要求钻柱静止时间不许超过3~5分钟因此要求钻井设备必须正常运转如果部分设备发生故障不能转动的话要上下活动;不能上下活动的话要争取转动每次活动都要达到无阻力为止如上下活动时要看到指重表指针回摆至正常悬重;用转盘旋转时要达到无倒车为止
3.对于阴离子体系的钻井液来说要求有较好的润滑性、较小的滤失量、适当的粘度和切力必要时要加入润滑剂、活性剂、塑料球等以减少滤饼的摩阻系数
4.无论何种钻井液都应该搞好固控工作把无用的固相尽量清除干净因为无用的固相粒子不仅会形成劣质滤饼还会造成循环系统的磨损
5.只要没有高压层、坍塌层存在没有特殊需要要使用该井段最低的钻井液密度做到近平衡压力钻进根据经验钻井液液柱压力超过地层压力
3.5MPa以上时卡钻的可能性增大
6.钻井液加重时要用优质的加重材料并要均匀加入最好的办法是先在地面储备罐中加重经充份搅拌水化后再混入井浆中
7.设计合理的钻柱结构特别是下部钻柱结构总的思路是增加支撑点减少接触面如使用螺旋式钻铤、欠尺寸扶正器、加重钻杆等定向钻的倒装钻具结构除了工艺因素外也不失为一个防止粘卡的好办法
8.如果钻头在井底无法上提和转动那就只好将钻柱悬重的二分之一至三分之二压在钻头上以求把下部钻柱压弯减少钻柱与井壁滤饼的接触面积减少总的粘附力
9.要测斜的话在测斜前最好短程起、下钻一次在测斜时除必要停止的几分钟外要使钻具一直处于活动状态中
10.在正常钻进时如水龙头、水龙带发生故障绝不能将方钻杆坐在井口进行维修如果一旦发生卡钻将失去下压和转动钻柱的可能
11.指重表、泵压表、扭矩表必须灵敏可靠以防做出错误的判断
12.要保持良好的井身质量因为在井斜或方位变化大的井段钻柱由于其自重分力的作用紧紧靠向井壁一边增加了粘吸卡钻的可能性
13.在钻柱中要带上随钻震击器因为在粘卡发生的最初阶段震击解卡是很有效的
14.无论是钻进还是起下钻过程要详细记录与钻头或扶正器相对应的高扭矩大摩阻的井段并分析所在地层的岩性因为这些地层往往是容易卡钻的地层
四、粘吸卡钻的处理粘吸卡钻发生之后可以采取如下办法处理一强力活动:粘吸卡钻随着时间的延长而益趋严重所以在发现粘吸卡钻的最初阶段就应在设备特别是井架和悬吊系统和钻柱的安全负荷以内尽最大的力量进行活动上提不超过薄弱环节的安全负荷极限下压不受限制可以把全部钻柱的重量压上也可以进行适当的转动用这种办法解除粘卡事故的事例很多在这里很重要的一点就是让现场工作人员有在安全限度内以最大力量进行活动的权利如果限制过死层层上报待上级人员到达现场时已经失去了活动解卡的可能这里用得着孙子的一句话:“将能而君不制者胜”如果强力活动若干次一般不超过10次无效就没有必要再强力活动了此时应在适当的范围内活动未卡钻柱上提拉力不要超过自由钻柱悬重100~200kN下压力量根据井深及最内一层套管的下深而定可以把自由钻柱重量的二分之一甚至全部压上去使裸眼内钻柱弯曲减少与井壁的接触点防止卡点上移但必须注意钻柱只能在受压的状态下静止不许在受拉的状态下静止二震击解卡:1.机械震击法如果钻柱上带有随钻震击器应立即启动上击器上击或启动下击器下击以求解卡这比单纯的上提、下压的力量要集中见效也快得多如果未带随钻震击器,可先测卡点位置,用爆松倒扣法从卡点以上把钻具倒开,然后选择适当的震击器(如上击器、下击器、加速器等)下钻对扣,钻具组合应是对扣接头+安全接头+震击器+70~100m钻铤+钻杆对扣后循环钻井液,调整钻井液性能,然后震击如震击不能解卡,可考虑注解卡液浸泡,边浸泡边震击,其效果会更好2.爆炸震击解卡法用导爆索制成的炸弹解除粘吸卡钻的方法,当井下炸弹在卡钻井段爆炸时使管柱产生振动,冲击波促使钻杆离开井壁或者脱离泥包这种方法宜用在卡钻事故发生之后不太长的时间内,主要是卡钻的井段不长或者在浸泡未见效之后,作为一种辅助手段使用时应注意以下几个问题
(1)炸弹爆炸井段的条件是压力小于150MPa,温度低于250℃
(2)井下炸弹由导爆索组成,炸药量的选择,应以保证达到预期效果而又不损坏钻杆为原则在温度很高的井中,应采用耐热导爆索
(3)起“振动”作用的炸弹长度必须大于卡钻井段长度5~10m,但是总长度不超过100m,炸弹用药量不应超过5kg如果卡钻井段超过100m,那么“振动”就应分几段进行
(4)炸弹下井之前先用测卡仪找出卡点位置,在装炸药和下炸弹过程中,井上其它工作均应停止,并锁住转盘和固定好井口滑轮,防止事故发生
(5)炸弹下到卡钻井段后,以最大允许的拉力上提钻柱或施加一定的扭矩后锁住转盘,然后,进行爆炸并上、下活动钻柱3.水力脉冲法向钻杆内注入比钻井液密度低得多的液体(水或油),然后用孔板阻断的方法降低压力(孔板要按钻杆的许可压力专门挑选)由于突然卸去了施加在钻杆上的拉应力和钻柱内液体上的压应力而产生减载冲击波冲击波对滤饼、岩屑及钻具本身产生强烈的水力冲击和振动作用,从而使钻具解卡另一方面,向钻杆内注液体时钻杆产生拉伸应力,卸压时钻杆受到挤压,且钻井液以较大的速度从环空流到钻杆内,对滤饼有冲蚀作用;同时,环空液面下降,使卡钻井段的压力降低,于是钻杆解卡水力脉冲法解卡作业的步骤如下
(1)测卡点,确定卡点上界
(2)调整被卡钻柱的方余,使钻杆本体在下压的情况下高出转盘面40~50cm.
(3)恢复循环,彻底洗井
(4)把管头(包括高压旋塞增加头、高压闸门、孔板室)接到钻柱上,管头装有按设计选出的孔板,而且各部件均以高于水力脉冲时最高压力25%的压力进行试压
(5)接好水罐、水泥车和增压头之间的管线
(6)上提钻柱,使大约1000kN的拉力作用在卡钻段上
(7)把水或其它低于钻井液密度的液体泵入钻柱,泵入量应按所需设计压差△P和以后孔板阻流时间进行计算
(8)孔板阻断以后,关闭管头中的高压阀,然后开始上下活动钻柱,以便解卡如果第一次没有解卡,可进行第二次,但要装入新的孔板盒为了加快解卡,需要补充液量
0.5~3m3,这是反向溢流时从钻杆内溢出的量,同时还须及时向环形空间灌入原密度的钻井液作业时应避免失控现象和复杂情况的发生三浸泡解卡剂:浸泡解卡剂是解除粘吸卡钻的最常用最重要的办法解卡剂种类很多广义上讲包括原油、柴油、煤油、油类复配物、盐酸、土酸、清水、盐水、碱水等他们的密度是自然密度难以调整狭义上讲是指用专门物料配成的用于解除粘吸卡钻的特殊溶液有油基的也有水基的他们的密度可以根据需要随意调整如何选用解卡剂要视各个地区的具体情况而定低压井可以随意选用高压井只能选用高密度解卡剂江汉地区使用盐酸的效果好柴达木地区使用饱和盐水的效果好就大多数地区而言还是选用油基解卡剂为好
(四)降压法解卡
1.U形管效应降压法:基于压差是造成卡钻的主要原因的认识认为降低压差甚至形成负压差即可以解卡本法在施行时要受到以下条件的制约:1必须是下过技术套管的井而且要有完整的井控设备2在裸眼井段不能有高压层、坍塌层3钻柱上未接回压阀能够进行反循环4没有堵塞钻头水眼的可能因为要进行反循环还要进行正循环堵塞钻头水眼的潜在危险是很大的一旦钻头水眼堵塞不但U形管降压法失去了效用而且也杜绝了浸泡解卡的道路为了防止水眼堵塞除了彻底循环保持钻井液清洁之外还应在施工之前将钻头水眼炸掉或将钻铤下部炸裂打开一条比较大的通道
2.聚合物胶液降压法聚合物胶液解除粘吸卡钻,是以低密度胶液来改变钻井液液桩压力和地层压力之间的压差值,降低滤饼的粘附力同时胶液渗透到钻具与滤饼之间,靠聚合物特有的润滑能力,使钻具与滤饼间的摩擦系数大幅度地减小,在外力作用下(上提、下压或转动),钻具可以快速从所粘附的井壁上脱离,达到解卡的目的胶液配制的数量根据井径、井深、卡点来计算,并有一定的附加量推荐材料用量范围见表1-10表1-10配制100m3聚合物胶液材料用量范围表材料名称FH-2PAC141HMP21HPC-2Na2CO3加量t
0.3~
1.
00.2~
0.
60.2~
2.
00.2~
0.
80.1~
0.3其中,PAC141可用KPAM代替,HMP21可用NPAN代替其使用条件是
(1)若井壁未发生掉块等复杂情况,推荐用加量下限;若井壁不稳定,推荐用加量上限
(2)必须做好防喷工作
(3)钻具上必须带回压阀
(4)一旦解卡,应立即注入钻井液恢复正常循环
(5)胶液密度
1.03~
1.05g/cm3马氏漏斗粘度30~45s中压滤失量小于15mlpH75~
8.5
(6)若聚合物胶液循环一周后,仍未解卡,应换用原来的钻井液进行循环,以防发生其它问题
3.气举负压解卡法在地层条件许可,井身结构及防喷设备安全可靠的基础上,可以从套管内倒开钻具,用高压空气将井内部分钻井液替出,以降低整个井筒的液柱压力,达到解卡的目的在斜井和水平井中尤应考虑
4.地层测试器解卡法:用降低液面法解除卡钻可能会造成井喷、井塌等复杂情况,为了防止这些复杂情况的发生,多采用定位降压法,即降低卡点以下井段的液柱压力,而使卡点以上井段仍然保持原来的液柱压力,要想实现定位降压,就要使用地层测试器,具体施工步骤如下
(1)用测卡仪测出卡点,用爆松倒扣的方法从靠近卡点的上方把钻具倒开
(2)下入井径仪,测出双轴井径,在尽量靠近卡点的井径规则的部位选择封隔器的坐封位置
(3)下钻杆测试工具与鱼顶对扣
(4)确定一个安全的压差值,并依此值计算水垫的数量,再将清水注入钻杆内,以便提供所需要的压差
(5)坐好封隔器,打开地层测试器,这时封隔器下面被卡钻柱的压力降低,可能解卡,解卡的标志是钻柱重量增加,封隔器下沉使用此法,一定要注意以下几点
(1)封隔器的坐封位置最好选在技术套管内,以实现可靠的坐封
(2)为了防止打开地层测试器时挤毁技术套管,施工前应对技术套管的抗挤强度进行校核,并计算出最大掏空深度打开地层测试器时,要密切观察环形空间的液面情况,当液面下降到允许掏空深度以下时,要立即向井内灌钻井液对于裸眼坐封的井段更要注意,不要因封隔器密封不好,使钻井液液面下降,造成井壁坍塌
(3)由于与地层测试器一起下入的钻柱未灌钻井液,因此,要精心设计钻柱内的掏空长度,防止由于钻杆螺纹密封不严,钻井液从管外窜入钻柱内时把套管挤变形
(4)为保证安全,防止再发生事故,钻具组合应是对扣接头+筛管+封隔器总成+安全接头+地层测试器+震击器+反循环阀+钻铤+钻杆
(五)电渗透解卡法电渗透解卡法的原理是电源阴极与钻杆连接,阳极与地层连接,当通直流电时,阳离子与吸附于其上的水分子开始在直流电场内向阴极方向(被卡钻具)移动,并在其周围形成水化膜,水化膜渗透到钻杆与泥饼接触区,并使钻具周围的流体压力平衡此外,在被卡钻具周围会产生电化学过程,破坏泥饼的约束力,使之解卡通过试验证明,电渗透解卡法与下列因素有关
(1)电流强度越大,越容易解卡
(2)钻具被卡部位温度越高,越容易解卡
(3)电流作用时间越长,越容易解卡
(4)压差△P越大,越不容易解卡
(六)冲击波法解卡冲击波法解卡的基础是把弹性冲击波从井口沿钻杆发送到卡钻段为此,在转盘上安装了一台脉冲发生器脉冲发生器由锚头和反应器组成锚头通过大小头刚性连接在钻柱上,而反应器则悬挂在滑车系统上能量由能源经整流器和储能器到达锚头和脉冲式直流发电机反应器的绕线上,其冲击流产生机械力沿钻柱轴线可达2100kN,冲击波以声速向下冲到卡钻点消除卡钻卡钻层段越长,钻柱解卡所需的冲击力越大
(七)井口憋压解卡法减小压差,除了采用降低井内钻井液液柱压力的方法以外,还可以通过提高卡钻井段地层孔隙压力的方法来实现为此,最近研究了用井口憋压的方法来解除压差卡钻的可能性研究者认为,井口憋压时,钻井液渗入地层的速度加快,造成井壁岩石孔隙压力升高憋压一段时间后,放掉井口压力,此时井壁岩石内的液体压力大于井内钻井液液柱压力,会有一个负压作用在滤饼上,有将被卡钻具推离井壁的趋势,有利于解卡例如,卡钻井段的地层压力为20MPa液柱压力为30MPa压差是10MPa.在井口憋压20Mpa后,经过一段时间,地层压力可能达40MPa但在放压的时候,钻井液液柱上的附加压力可以马上消失,而地层压力释放较慢,由40MPa下降到30MPa大概需要1小时时间,就形成一个地层压力大于液柱压力的时间段,在这个时间段,大力活动钻具,有可能解卡但这样做是有条件的
(1)最好是下过技术套管的井,而且有完整的井口装置
(2)憋压时要慢慢升压,不能把地层憋漏
(3)憋压时间的长短,应能使井壁流体压力充分升高地层较疏松,憋压时间可以短一些;地层较致密,憋压时间应该长一些
(4)井口憋压越高,对解卡越有利
(5)裸眼井段不能太长,渗透层不能太多,否则,所憋压力被其他低压层所吸收,则憋压时间很长,甚至憋不起压力来五.处理粘吸卡钻应注意的问题粘吸卡钻是各类卡钻事故中最好处理的事故但处理不当往往会引发别的事故使事故复杂化所以在处理的每个步骤都必须谨慎从事
1.使用什么样的解卡剂要根据各个地区的具体情况而定最好是使用可以调整密度的油基解卡剂但有些地方不具备这种条件不得不因地制宜如柴达木盆地冬季气温很低运输路程又长使用油基解卡剂很不方便但它有一个独特的条件到处是盐水湖饱和盐水的密度又比原油高得多而且井壁不易垮塌我们曾用盐湖的盐水作解卡剂无论深井如梁三井、牛参一井、浅井如鄂三井都取得了满意的效果一般注入到卡点位置后15-30分钟即可解卡但在别的地方就不一定能使用因为井壁垮塌这一关就过不了在江汉地区有些井浸泡原油不起作用但用盐酸或土酸浸泡却很起作用在别的地区也有用清水循环或碱水循环解卡的例子
2.注入解卡剂前最好做一次钻井液循环周试验确证钻具没有剌漏现象方可注入钻铤剌漏的现象也是常有的做钻井液循环周很难分辨要根据正常循环时泵压变化的情况来判断如钻具剌漏注解卡剂后能使漏点以上钻具解卡而漏点以下的钻具仍然无法解卡其结果是只能使卡点下移
3.注解卡剂前特别是注低密度解卡剂前必须在钻柱上或方钻杆上接回压阀或旋塞在施工过程中如地面管线.阀门发生问题可以防止液体倒流而急速的回流往往会导致井塌使事故进一步复杂化
4.要保持钻头水眼和环空不被堵塞:这种堵塞往往是液体倒流造成的所以在卡钻之后特别是注入解卡剂之后如钻柱上没有回压阀或回压阀失灵就不能随意放回水万一钻井泵发生故障需要进行修理时也必须首先关好高压阀门环空堵塞往往是井塌或砂桥造成注入解卡剂经过一定时间的浸泡之后井壁泥饼剥落井内积砂下沉如果开泵过猛把滤饼和砂子聚集在一起很容易将环空堵塞失去循环所以在浸泡期间一定要定期开泵顶钻井液一方面是为了让解卡剂向上移动另一方面也是为了检查钻头水眼和环空是否畅通浸泡解卡后一定要小排量开泵顶通然后,逐步提高排量循环在解卡剂未全部替出井口之前绝不能停泵
5.如果一次浸泡解卡剂用量过大有引起井涌.井喷的危险时可以分段浸泡先浸泡被卡钻柱的下部若干小时然后一次性的将解卡剂顶到卡点位置浸泡被卡钻柱的上部这种办法曾多次成功的解除了长井段粘吸卡钻事故而且又节约了解卡剂用量
6.解卡剂在井内浸泡的时间随地层特性和钻井液性能而异少则十几分钟多则几十小时浸泡一次不行可以浸泡二次、三次浸泡这种解卡剂不行可以选择其它种类的解卡剂同时浸泡和震击联合作用效果会更好只要确信是粘吸卡钻不到山穷水尽的地步不要轻易爆炸或倒扣
7.浸泡解卡接着又发生粘吸卡钻的事是常有的所以在浸泡解卡后不能掉以轻心要不断的活动钻柱最好是转动这样也有利于排除解卡剂
8.有时可能是复合卡钻解卡剂浸泡的结果只能使卡点降低而不能彻底解卡此时就不得不走别的路子如震击、套铣等在倒开原钻柱之前最好先下一只爆炸筒把钻头炸掉或把钻铤炸裂这样在任何情况下都有可能恢复循环多一条路比少一条路要好
9.钻具断落后很容易形成粘卡所以打捞时所下的工具应能密封鱼头部位下公、母锥打捞时不能用带退屑槽的公、母锥下捞矛时应带封堵器下捞筒时应装有密封件以便捞着后能循环钻井液能注入解卡剂粘吸卡钻发生后要根据现场的具体情况采取相应的措施具体问题要具体分析具体对待不能一概而论如钻头在井底就不能采取下压的或下砸的办法只能上提或上击如能循环钻井液就要争取浸泡解卡剂此时最重要的一条就是不能堵塞钻头水眼如果失去循环就应立即采取井下爆炸的方法打开一条通路如果爆炸筒也下不去就应用油管或挠性管通开钻柱或钻头水眼如果环形空间堵塞那就只好采取其它办法了根据现场具体情况粘吸卡钻的处理程序如下六.粘吸卡钻实例例一大港油田W-29井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
102.53m2技术套管:Φ
244.5mm下深
998.10m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2612m4钻具结构:Φ
215.9mm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
410.37m2原钻具对扣后爆松倒扣起出钻杆
1490.52m鱼长
177.09m3下外径
193.7mm套铣筒铣至1640m4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:Φ
339.7mm下深
50.64m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2195m3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:Φ
339.7mm下深84m2技术套管:Φ
244.5mm下深1970m3裸眼:Φ
215.9mm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10MPa15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1530m2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:Φ
339.7mm下深
202.10m2裸眼:Φ
311.1mm钻头钻深1939m3钻具结构:Φ
311.1mm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
1771.64m4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%pH
92.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
1656.58m2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Φ
311.1mm钻头通井循环钻井液7下Φ
244.5mm套铣筒15549m从
1761.53m铣至191259m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1700kN3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:Φ
339.7mm下深402m2技术套管:Φ
244.5mm下深
3601.63m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深5086m4钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm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%pH
112.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:Φ32385mm下深85m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
2142.53m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ178mm钻铤
112.35m+Φ
139.7mm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
82.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:Φ
323.85m下深
106.05m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深245320m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
101.53m+Φ
139.7mm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
92.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Φ
48.3mm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Φ
139.7mm钻杆内冲洗下带笔尖的Φ
40.26mm油管150m加Φ
60.3mm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Φ
48.3mm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280m2技术套管:Φ
339.7mm下深3570m3裸眼:Φ
311.1mm钻头钻深
5015.85m4钻具结构:Φ
311.1mm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Φ
244.5mm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Φ
244.5mm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例九河南油田T-787井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
49.76m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2203m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ215mm扶正器
1.90m+Φ
177.8mm无磁钻铤
8.96m+Φ
177.8mm钻铤
44.98m+Φ158mm钻铤
55.02m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.17g/cm3粘度85s滤失量35ml含砂量
0.5%
2.事故发生经过钻进中绞车传动链条断接链条两小时无法活动钻具卡钻
3.事故处理过程1注解卡剂14m3在浸泡过程活动钻具时把钻具提断起出后发现158mm钻铤连接螺纹剌坏落鱼8444m鱼顶
2128.56m2下Φ200mm卡瓦打捞筒+安全接头+Φ
177.8mm上、下震击器+Φ158mm钻铤六根+Φ
177.8mm加速器+Φ127mm钻杆进行打捞3捞获后注解卡剂
10.6m3浸泡4小时震击24次解卡
4.认识与建议1钻铤剌坏泵压应该下降而司钻却未发现如传动链条不断继续钻进很可能造成干钻卡钻那就更难处理了真如老子所说“祸兮福之所倚”2第一次注解卡剂是短路上返下部钻具根本泡不住但对上部钻具还是有解卡作用的所以才能把漏点以上钻具提出3从剌漏处提脱是非常幸运的也是非常理想的否则注多少次解卡剂都是无用的例十中原油田W-106井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
150.60m2技术套管:Φ
244.5mm下深
2128.14m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2875m4钻具结构:Φ215mm取心钻头+Φ189mm取心工具
8.33m+分水接头
0.23m+Φ
155.5mm钻铤
79.55m+Φ127mm钻杆
2491.16m5钻井液性能:密度
1.38g/cm3粘度32s
2.事故发生经过钻至井深2875m起钻起至
2579.52m因大钳打滑咬不住钻杆换大钳牙20分钟未活动钻具卡钻卡点在技套鞋位置2128m
3.事故处理过程1注原油加柴油15m3浸泡无效2注原油加柴油17m3浸泡无效3注原油加煤油16m3浸泡无效4注柴油18m3浸泡无效5注纯碱水7m3浸泡无效6注浓度12%的盐酸7m3浸泡无效7注密度
1.40g/cm3的油基解卡剂21m3浸泡16小时40分钻具悬重由250kN上升至840kN自动解卡
4.认识与建议1本井按计算至少应注入解卡剂19m3但最大注入量为18m3一次泡不到卡点位置2无论是原油和柴油还是碱水或酸液其密度远低于钻井液密度在井下由于密度差的原因而自行上下置换密度差越大置换得越快而且置换作用在较大的环空中进行根本进不了钻具被粘吸的那一边这是低密度解卡剂不起作用的根本原因3本井处理卡钻事故历时70天四次注油一次注碱水一次注酸液均未见效而注高密度解卡剂却一次成功正是由于它的密度高、注入的数量足克服了前六次的缺点而带来的成果真是“山重水复疑无路柳暗花明又一村”了说明只要是粘吸卡钻而又没有短路现象就不要轻易放弃浸泡解卡这条路它总比套铣倒扣好得多例十一胜利油田P2X171井1基础资料1表层套管:φ
339.7mm下深
204.282技术套管:φ
244.5mm下深
1777.02m
(3)裸眼φ
215..9mm钻头钻至2732m造斜点1054m,造斜率
7.5°/100m最大井斜角
45.5°4钻井液性能:密度
1.21g/cm3漏斗粘度50sAPI滤失量5ml塑性粘度15mPa.s动切力
8.0Pa
2.事故发生经过钻至井深2732m测斜后接方钻杆钻具在井下停止8分钟导致粘吸卡钻卡点在2610m
3.事故处理过程1注解卡剂12m3浸泡无效
(2)用携砂液大排量循环,清洗井眼,再用
1.04g/cm3的轻泥浆替换出技术套管内1500m以上的密度为
1.21g/cm3的井内原浆使被卡井段液柱的有效压力系数降低到
1.10g/cm3然后注入10m3解卡剂浸泡无效3根据地质预告卡点处已钻开的油、气、水层压力系数为
0.98~
1.05因此设计欲用降压法解卡将钻井液液柱压力梯度降到
0.95
(4)注解卡剂10m3,浸泡被除数卡井段
(5)倒扣,从610m倒开
(6)关防喷器,开节流阀,从钻杆注入高压空气排液,排出钻井液21m3
(7)下钻对扣,发现鱼顶已下落10m对扣成功后,循环泥浆,活动钻具,已经解卡4.认识与建议
(1)这种气举法和U形管降压法是一个道理,不过它更省事、更经济
(2)既注入解卡剂,又降液柱压力,可能两者都发挥了作用
(3)采用这种办法的首要条件是要有技术套管、要有可靠的井控装置、地层不会发生坍塌
(4)发现解卡后,必须立即循环泥浆,巩固井壁如果不解卡,停留时间也不可过长,一般在两小时后,应恢复循环,准备条件,下次再干例十二新星公司西北局塔里木盆地沙57井
1.基础资料1表层套管:φ
339.7mm下深600m2技术套管:φ
244.5mm下深3900mm3裸眼:φ
215.9mm钻深
4999.64m
(4)钻具结构φ
215.9mmPDC取心钻头
0.38m+φ180mm取心筒
10.36m+φ159mm钻铤
108.36m+φ127mm钻杆
1.事故发生经过:下钻取心循环一小时发生卡钻原悬重为1300kN井底压差为
17.5Mpa计算卡点为4920m位于钻铤上
2.事故处理过程
(1)先后四次注解卡剂浸泡无效
(2)爆松倒扣,从
4880.51m倒开井下落鱼为:φ
215.9mmPDC取心钻头
0.38m+φ180mm取心筒
10.39m+φ159mm钻铤
108.36m总长
119.13m起出上部钻具发现位于井深
1131.57m的φ127钻杆本体距公螺纹台阶
0.4m被刺出一条长40mm宽7mm的口子从而造成短路循环
(3)下入带φ159mm安全接头的对扣钻具,对扣成功后,注入原油22m3浸泡活动钻具时,提至1660kN,悬重突降至1140kN起钻后,发现安全接头从公螺纹根部断落
(4)下φ
154.5mm螺旋卡瓦打捞筒和YS121上击器打捞捞获后循环不通共上击345次震击拉力300~600kN未能解卡想退出打捞筒但未成功
(5)爆松倒扣,爆松点选在钻铤顶部对扣接头处因无测卡车未测卡点引爆后地面无明显反映遂反转
20.5圈将井下钻具倒开起钻后发现将打捞筒起出而对扣接头未倒出
(6)下左旋螺纹套铣筒、左旋螺纹钻杆套铣,第一次铣进
0.16m第二次铣进
0.69m铣鞋磨损严重由此判断鱼顶外径胀大很多.7分别下φ114mm公锥和φ
168.3mm母锥打捞均造不上扣8下φ190mm平底磨鞋修鱼顶共四只进尺
0.65m发现磨鞋外缘偏磨严重认为鱼头可能偏磨.9下φ214mm铅模打印有月牙状印记证实鱼顶偏磨.
(10)下套筒磨鞋修鱼顶,两只磨鞋磨进1m认为炸裂的鱼顶已经磨掉
(11)下φ203mm铣鞋和φ
193.7mm套铣筒套铣
23.07m
(12)下φ
168.3mm母锥倒出钻铤两根长
17.39m13第二次套铣
30.11m
(14)下φ
114.3mm公锥倒扣反转24圈将公锥本体扭断
(15)第三次套铣进尺
56.43m
(16)下φ
168.3mm母锥倒出五根钻铤,长
45.13m
(17)第四次套铣进尺
9.0m接单根后再套不进鱼顶
(18)用φ
168.3mm母锥倒出一根钻铤
(19)第五次套铣到取心筒顶部,进尺
36.07m
(20)下φ
168.3mm母锥倒扣失效再下φ
114.3mm母锥倒出两根钻铤长
17.89m
(21)第六次下φ215mm磨鞋+两根φ
206.4mm铣筒+变径接头+一根φ
193.7mm铣筒套铣当套铣进尺
19.50m后不再进尺起钻后,意外地发现铣筒内捞出两根钻铤和取心筒内筒这是因为取心筒扶正器外径为φ189mm,进入铣鞋后被卡死,从外筒顶部倒开
(22)第七次套铣至取心钻头
(23)下卡瓦打捞矛倒出取心筒外筒
(24)第八次下右旋螺纹钻具,套铣025m
(25)下对扣接头,捞出取心钻头事故处理完华
3.认识与建议1这么深的井上部钻具刺漏泵压肯定有明显地下降而竟然不知岂非咄咄怪事
(2)起出的卡瓦打捞筒,并未变形,为什么不能解脱,可能是采取的措施不当
(3)把鱼顶炸大或炸裂,是用药量太大,不可不慎
(3)用平底磨鞋修鱼顶,这是败着,为什么还要使用例十三临盘油田P2-X171井
1.基础资料1表层套管:
339.7mm下深
204.28m2技术套管:
244.5mm下深
1777.02m3裸眼:
215.9mm钻深2732m4钻井液性能:
1.21g/cm3粘度50sAPI滤失量5mlpH值
8.5塑性粘度15mPa.s动切力
8.0Pa
2.事故发生经过钻至井深2732m时在测斜完毕接方钻杆过程中钻具静止8分钟导致粘吸卡钻.经测定卡点在2610m以下实钻井眼倾斜角为
50.9°水平位移为1020m
3.事故处理过程1注解卡剂12m3浸泡无效
(2)用携砂液大排量循环清洗井眼再用密度
1.04g/cm3的轻泥浆替出技术套管内(1500m)的原浆,使被卡井段液柱的有效压力系数降低到
1.10g/cm3,然后,注入10m3解卡剂进行浸泡,仍无效
(3)根据地质预告,卡点地层压力系数为
0.98~
1.05遂决定用气举法解卡设计液柱压力梯度降至
0.95,计算需要置换出井内液柱高度为500m,替出钻井液体积为
17.63m3
(4)首先注解卡剂量8m3,浸泡被卡段然后倒扣,实际上从井深610m处倒开关防喷器,开节流阀,启动高压空气压缩机,正循环向井内注入高压空气,当压缩空气返至环空一定高度时,靠空气自身膨胀可自动顶出井内钻井液,此时停止注气该井实际置换出钻井液为21m3
(5)观察井口,无溢流后,打开防喷器,下钻对扣,发现鱼顶已下落10m,说明钻具已解卡,对扣成功后,开泵循环调整钻井液,然后,起出钻具
4.认识与建议1斜井与直井有很大的不同不仅有液柱压差而钻柱的大部分重量也压在下井壁滤饼上造成很大的摩擦力导致磨阻力大大超出了钻具或钻机的最小安全负荷,以致很难解卡
(2)在两次用解卡剂浸泡无效的情况下,用空气负压解卡,是一个好办法不过,一定要考虑周全,免得发生其他问题例十四塔里木英吉沙构造英科1井
1.基础资料
(1)表层套管
339.7mm下深2500m2技术套管:
244.5mm下深4800m3裸眼:213mm钻头钻深6260m4钻具组合:213mmATJ33钻头
0.25m+169mm接头
0.60m+162mm螺旋钻铤
186.47m+169mm接头
0.52m+165mm随钻震击器
10.31m+169mm接头
0.50m+162mm螺旋钻铤
17.71m+169mm接头
0.50m+127mm加重钻杆
126.12m+169mm投入式止回阀
0.5m+127mm钻杆
(5)钻井液性能密度
2.33g/cm3氯离子含量从53000ppm上升至175000ppm钙离子从2400ppm上升至28000ppm粘度由74s上升至416s后由滴流到不流直至堵死水眼2.事故发生经过钻至井深6260m,钻井液密度
2.21g/cm3发生严重气侵溢流溢流速度
16.5m3/h气测值全烃含量100%将钻井液密度加到
2.35g/cm时才将井下压稳在处理钻井液过程中,发生卡钻,钻头位置在5080m套管鞋在4800m,钻具在裸眼段内有280m3.处理事故过程
(1)浸泡解卡剂曾两次配制密度为
1.78~
2.21g/cm3解卡剂注入后活动钻具无效
(2)原钻具倒扣,一次倒至
4228.66m留落鱼
851.40m节流循环加重钻井液到
2.30~
2.34g/cm3时观察立压、套压均为零,井已压稳
(3)倒扣难度很大没有左旋螺纹套铣筒,如用右旋螺纹铣筒套铣,左旋螺纹钻杆倒扣,井架上容不下那么多钻具只有用右旋螺纹铣筒套铣、右旋螺纹钻杆倒扣的办法
(4)第一次用206mm铣筒,套铣井段为
4881.93~
4929.16m套铣长度
47.23m.套铣完下钻对扣倒扣起出
4886.77m以上的钻具剩鱼长
193.29m
(5)第二次套铣井段为
4886.77~
4931.33m套铣长度为
44.56m.下右旋螺纹钻杆对扣未捞获
(6)第三次决定用长筒套铣,下206mm铣筒195m从
4886.77m套铣至
5079.25m钻头处套铣长度
192.48m下钻对扣,起出全部钻具4.认识与建议
(1)本井事故处理的难点主要是间隙太小,213mm钻头与206mm铣筒直径只相差7mm,环空间隙只有
3.5mm而且压差太大,套铣管易卡,已套通的钻具也有再卡的可能
(2)这么深的井,这么小的间隙,敢用这么长的套铣筒,实在是个创举这也是逼上梁山,冒了极大风险,如果铣筒再发生问题,这口井就不好办了在这种别无出路的情况下,只有小心谨慎、周密考虑、精细操作,才有取得成功的可能第二节井壁失稳与坍塌卡钻坍塌卡钻是井壁失稳造的是卡钻事故中性质最为恶劣的一种事故因为处理这种事故的工序最复杂耗费时间最多风险性最大甚至有全井或部分井眼报废的可能所以在钻井过程中应尽力避免这种事故的发生一地层坍塌的原因造成井壁失稳有地质方面的原因、物理化学方面的原因和工艺方面的原因就某一地区或某一口井来说可能是其中的某一项原因为主但对大多数井来说是综合原因造成的
1.地质方面的原因:1原始地应力的存在:我们知道地壳是在不断运动之中于是在不同的部位形成不同的构造应力挤压、拉伸、剪切当这些构造应力超过岩石本身的强度时便产生断裂而释放能量但当这些构造应力的聚集尚未达到足以使岩石破裂的强度时它是以潜能的方式储存在岩石之中待机而发当遇到适当的条件时就会表现出来因此地层中任何一点的岩石都受到来自各个方向的应力作用为简便起见把它分解为三轴应力如图1-9所示即垂直应力上覆岩层压力σv和两个水平应力σH最大水平应力和σh最小水平应力通常这两个水平应力是不相等的当井眼被钻穿以后钻井液液柱压力代替了被钻掉的岩石所提供的原始应力井眼周围的应力将被重新分配被分解为周向应力、径向应力和轴向应力在斜井中还会产生一个附加的剪切应力当某一方向的应力超过岩石的强度极限时就会引起地层破裂何况有些地层本来就是破碎性地层或节理发育地层虽然井筒中有钻井液液柱压力但不足以平衡地层的侧向压力所以地层总是向井眼内剥落或坍塌2地层的构造状态:处于水平位置的地层其稳定性较好但由于构造运动发生局部的或区域的断裂、褶皱、滑动和崩塌上升或下降使得本来水平的沉积岩变得错综复杂起来大多数地层都保持一定的倾角随着倾角的增大地层的稳定性变差60°左右的倾角地层的稳定性最差3岩石本身的性质:沉积岩中最常见的是砂岩、砾岩、泥页岩、石灰岩等还有火成侵入岩如凝灰岩、玄武岩等由于沉积环境、矿物组分、埋藏时间、胶结程度、压实程度不同而各具特性以下的这些岩石是容易坍塌的:
①未胶结或胶桔不好的砂岩、砾岩、砂砾岩;
②破碎的凝灰岩、玄武岩因岩浆侵入地层后,在冷却的过程中温度下降体积收缩形成大量的裂纹这些裂纹有些被方解石充填大部分未被充填其性质和未胶结的砾石差不多;
③节理发达的泥页岩泥页岩在沉积过程中横向的连续性很好但成岩之后由于构造应力的拉伸、剪切作用会形成许多纵向裂纹失去了它的完整性;
④断层形成的破碎带断层附近不论是什么地层都容易形成破碎;
⑤不成岩的地层如煤层、流沙、粘土、淤泥等;
⑥泥页岩的组分泥页岩中一般含有20~30%粘土矿物若粘土的主要成分是蒙脱石则易吸水膨胀;若粘土的主要成分是高岭石、伊利石则膨胀性小但容易脆裂;而伊利石—蒙脱石混层离子间强键减少一部分比另一部分水化能力强导致非均匀膨胀进一步减弱了泥页岩的结构强度实践证明伊利石—蒙脱石混层是难以对付的地层
⑦有盐膏层、膏盐层、膏泥岩、软泥岩等特殊岩层,当用淡水钻井液或不饱和盐水钻井液钻进时,盐层溶解,井径扩大,一些硬泥岩、粉砂岩等夹层失去支撑而垮塌或者钻遇石膏、膏泥岩时钻井液液柱压力不能平衡地层坍塌压力,或者钻井液中抗盐抗钙处理剂加量不足,使石膏吸水膨胀、分散,也会造成井下垮塌、掉块以盐为胎体或胶结物的泥页岩、粉砂岩或硬石膏团块,遇矿化度低的水会溶解,盐溶的结果导致泥页岩、粉砂岩、硬石膏团块失去支撑而坍塌4泥页岩孔隙压力异常:泥页岩是有孔隙的在成岩过程中由于温度、压力的影响使粘土表面的强结合水脱离成为自由水如果处于封闭的环境内多余的水排不出去就在孔隙内形成高压一些生油岩生成的油气运移不出去也会在孔隙和裂缝中形成高压钻井时如果钻井液液柱压力小于地层孔隙压力孔隙压力就要释放如果孔隙或裂缝足够大且有一定的连通性这些流体就会涌入井内如江汉油田、胜利油田发现的泥页岩油气藏就是这样形成的如果泥页岩孔隙很小渗透率很低当压差超过泥页岩强度时也会把泥页岩推向井内若泥页岩孔隙里是高压气体泥页岩就会被崩散落入井内5高压油气层的影响:泥页岩一般是砂岩油气层的盖层或者与砂岩交互沉积而成为砂岩的夹层如果这些砂岩油气层是高压的在井眼钻穿之后在压差的作用下地层的能量就沿着阻力最小的砂岩与泥页岩的层面而释放出来使交界面处的泥页岩坍塌入井
2.物理化学方面的原因:石油天然气钻井是在沉积岩中进行而沉积岩的百分之七十以上是泥页岩泥页岩都是亲水物质一般都含有蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石等粘土矿物此外还含有石英、长石、方解石、石灰石等不同的泥页岩其水化程度及吸水后的表现有很大的不同据此把泥页岩分为易塌泥页岩、膨胀泥页岩、胶态泥页岩、塑性泥页岩、剥落泥页岩、脆碎泥页岩等经大量研究发现泥页岩中的粘土含量、粘土成分、含水量及水分中的含盐量对泥页岩的吸水及吸水后的表现有密切关系泥页岩粘土含量越高、含盐量越高、含水量越少则越易吸水水化蒙脱石含量高的泥页岩易吸水膨胀绿泥石含量高的泥页岩易吸水裂解、剥落值得注意的是井眼钻开之后不仅引起原始地应力的重新分配而且由于钻井液滤液的浸入粘土内部又发生新的变化产生新的应力如孔隙压力、膨胀压力等削弱了粘土的结构有人做过实验某种页岩的原始剪切强度为
12.375MPa用自来水浸泡
0.5小时剪切强度下降为
0.012Mpa用钻井液浸泡3小时剪切强度下降为
0.066Mpa泥页岩吸水后强度将直线下降这是造成坍塌的主要原因泥页岩与水的作用机理主要是:1水化膨胀:
①表面水化:粘土表面带有负电荷可吸收水分子首先水以单分子层吸附在粘土表面上降低了粘土体系的表面能并把单层分开使其间距增大当四层水进入蒙脱石的晶层间时其体积可增加一倍这样就减少了颗粒间的引力使粘土的抗剪强度下降含水量越多粒子间的引力越小同时水分子上所粘结的氢原子与粘土硅层表面的氧原子化合为水分子更增强了粘土的表面水化作用粘土的水化能力和粘土颗粒的表面积成正比不同矿物的表面积差别很大如纯蒙脱石为810m2/g干净的石英砂岩为
0.01m2/g表面积越大水化程度越高这样就使泥页岩膨胀系数增大而抗压强度降低
②离子水化:粘土中的阳离子可与钻井液中的阳离子进行交换这种可交换的阳离子表面形成水化膜而引起离子水化离子交换能力与可交换阳离子Al+
3、Fe+3与Si+4交换Mg+
2、Fe+2与Al+3交换的含量与其所处位置以及可发生交换的补偿离子的类型有关伊利石中含有的补偿阳离子为蒙脱石的3~6倍且靠得比较近与晶格中心的负电荷有较大的吸引力使之难以发生交换而交换能力大的钠蒙脱石才能同时发生表面水化和离子水化
③渗透水化:主要是由于泥页岩中的电解质的浓度高于钻井液中的电解质浓度水分子由电解质浓度较低的钻井液渗入电解质浓度较高的泥页岩中同理如果钻井液中的电解质浓度高于泥页岩中的电解质浓度则泥页岩中的水向钻井液渗透从而使泥页岩脱水通常钻井使用的是淡水钻井液或低矿化度钻井液水分总是由钻井液向地层渗透当两者离子浓度相差很大时渗透水化可以形成很高的渗透压并且渗透水化是在泥页岩内部进行它对井壁稳定有很大的破坏作用2毛细管作用:泥页岩中有许多层面和纹理在构造力的作用下又形成了许多微细裂纹这些连接薄弱的地方容易吸水是良好的毛细管通道毛细管压力与孔隙半径成反比、与表面张力成正比蒙脱石、高岭石、水云母的毛细管力分别是
0.29MPa、
0.33MPa和
0.42MPa从毛细管作用来看原来并不怎么水化膨胀的泥页岩也可因毛细管水的大量浸入发生物理崩解尤其颗粒很细的多孔体更容易因此而崩塌有的泥页岩很少含微晶高岭石与水作用后膨胀程度较小膨胀压力也不是很大然而井塌还是比较严重这是因为毛细管水进入泥页岩像润滑剂那样削弱岩石颗粒之间和泥页岩层面之间的联结力在侧压力作用下岩石向井内运移这种坍塌往往塌块较大如柴达木盆地大风山二号井在四千米以下的最大塌块重331g边长为115×105×30mm胜利油田郝科一井在四千米以下的最大塌块重970g边长为130×110×25mm这是被钻井液带出井口经过长途运移多次碰撞破碎后的塌块而初始塌块要比这大得多3流体静压力如果钻井液的液柱压力高于泥页岩的孔隙压力钻井液滤液会在正压差的作用下进入地层增大地层的孔隙压力而且引起地层层面水化强度降低裂缝裂解加剧滤液进入越深裂缝的裂解越严重泥页岩的剥落、坍塌越厉害但流体静压力又是井壁围压的一种平衡力也是一种反膨胀力所以流体静压力对井壁稳定来说既有正面效应也有负面效应我们应当尽量发挥它的正面效应克服它的负面效应比较理想的办法是降低钻井液的滤失量提高滤液的粘度滤液的粘度越大越有利于封堵微细裂缝阻止或减缓毛细管作用和渗透作用的进行综上所述我们知道只要使用水基钻井液只要有水的存在就有泥页岩的水化膨胀坍塌问题泥页岩的水化膨胀压力是时间的函数泥页岩吸水后要经过一段时间膨胀压力才会显著上升当膨胀压力达到一定程度后就形成一次坍塌坍塌之后又有新的泥页岩表面暴露出来和钻井液中的水接触又重复前一过程又形成第二次、第三次坍塌如此反复不已所以加快钻井速度争取在泥页岩大规模坍塌之前把井完成是最经济最有效的办法
3.工艺方面的原因地层的性质及地应力的存在是客观事实不可改变所以人们只能从工艺方面采取措施防止地层坍塌如果对坍塌层的性质认识不清工艺方面采取的措施不当也会导致坍塌的发生1钻井液液柱压力不能平衡地层压力:基于压力平衡的理论首先必须采取适当的钻井液密度形成适当的液柱压力这是对付薄弱地层、破碎地层及应力相对集中地层的有效措施但增加钻井液密度也有两重性,一方面钻井液密度高了有利于增加对井壁的支撑力,另一方面它又会导致钻井液滤液进入地层增大地层的孔隙压力增大粘土的水化面积和水化作用从而降低使其稳定的正压力在这种情况下断层或裂缝将释放剪切力而发生横向位移使井眼形状发生变化也可使已碎裂的地层滑移入井另外钻井液密度的确定也受其它因素的影响
①钻井液液柱压力不能超过产层的孔隙压力设计钻井液密度的主要目的是保护油气层这样做的结果往往在遇到一些严重坍塌层时而无法通过人们只苛求钻井液工程师从除密度以外的其它钻井液性能上找出路殊不知从化学方面抑制地层坍塌是有限度的由力学因素造成的坍塌只有用力学去抗衡如胜利油田利津地区沙三段灰色泥岩钻井液密度小于
1.36g/cm3桩西地区石炭二叠系含煤泥页岩钻井液密度小于
1.45g/cm3就发生恶性坍塌;
②钻井液液柱压力不能超过地层破裂压力提高钻井液密度有利于稳定井壁但遇到孔隙压力或破裂压力低的地层就容易发生拉伸破坏导致井眼漏失;
③受机械钻速的制约钻井液密度越低,机械钻速越快这是公认的事实所以现在有些地方提倡负压钻进如果地层比较稳定这样做无疑会带来很大利益;如果地层不稳定这样做将会招来井塌的恶果2钻井液体系和流变性能和地层特性不相适应:钻井液的排量大、返速高、呈紊流状态容易冲蚀井壁岩石引起坍塌特别是在某一井段长期循环很容易形成大井径但是如果钻井液徘量小、返速低、呈层流状态某些松软地层又极易缩径而且在已经发生坍塌的情况下又需要增大排量和返速否则不足以将塌快带出高粘高切低失水钻井液有助于防塌也有利于携带岩屑但不利于提高钻速所以应对现场发生的情况进行具体分析找出矛盾的主要方面才能采取相应的对策3井斜与方位的影响:在同一地层条件下直井比斜井稳定而斜井的稳定性又和方位角有关系位于最小水平主应力方向的井眼稳定位于最大水平主应力与最小水平主应力中分线的井眼较稳定而位于最大水平主应力方向的井眼最不稳定4钻具组合的影响:为了保持井眼垂直或稳斜钻进下部钻具往往采用刚性组合但如钻铤直径太大、扶正器过多下部钻具与井眼之间的间隙太小起下钻时很容易产生压力激动导致井壁不稳5钻井液液面下降:如
①起钻时不灌钻井液或少灌钻井液或者虽然名义上灌了钻井液却未将钻井液灌入井中;
②下钻具或下套管时下部装有回压阀但未及时向管内灌钻井液以致回压阀挤毁环空钻井液迅速倒流;
③在注低密度解卡剂时管内外形成很大压差若地面管线或阀门发生故障也会使环空液体迅速倒流;
④井漏;所有这些情况都会使环空液柱压力下降使某些地层失去支撑力而发生坍塌6压力激动:如开泵过猛下钻速度过快易形成压力激动使瞬间的井内压力大于地层破裂压力而压裂地层起钻速度过快易产生抽吸压力抽吸力和钻井液粘度、切力、下部钻具结构和起钻速度有直接关系一般情况下相当于减少钻井液密度
0.10-
0.13g/cm3但是在钻头泥包或扶正器泥包的情况下抽吸力是相当大的使井内压力低于地层坍塌应力促使地层过早地发生坍塌在起下钻过程中通过井眼破坏区域时由于钻具的扰动也可以造成井塌7井喷引起井塌:井喷后一方面由于油气的混入钻井液液柱压力降低一方面由于高速油气流的冲刷破坏了井壁滤饼也破坏了井眼周围结构薄弱的岩层所以井喷时总是夹带着大量的砂石喷出地面当冲落的砂石达到一定数量油气流无力将其举升到地面时就堵塞了环空有些井自动停喷就是这个道理
(8)气体钻井对井壁的支撑力最低,从井壁力学方面促使井壁不稳定,尤其是有水层、水敏性地层同时存在时易发生井眼不稳在钻井过程中轻微的井塌是经常出现的从返出井口的岩屑中可看出20~40%的岩屑不是新钻岩屑而是坍塌碎屑从电测井径的数据也可以看出井径扩大的现象是普遍存在的而扩大的井段主要是泥页岩井段不过这种轻微的坍塌不会给钻井施工造成困难但是若遇到裂缝发育而吸水性又强的泥页岩在短期内就会形成大规模的坍塌裸露一层剥蚀一层连续不断以致使钻井作业无法进行甚至埋死钻具造成坍塌卡钻这就是非常严重的问题了
二、井壁坍塌的象征
1.在钻进过程中发生坍塌:如果是轻微的坍塌则使钻井液性能不稳定密度、粘度、切力、含砂量要升高返出钻屑增多可以发现许多棱角分明的片状岩屑如果坍塌层是正钻地层则钻进困难泵压上升扭矩增大钻头提起后泵压下降至正常值但钻头放不到井底如果坍塌层在正钻层以上则泵压升高钻头提离井底后泵压不降且上提遇阻下放也遇阻甚至井口返出流量减少或不返
2.起钻时发生井塌:正常情况下起钻时不会发生井塌但在发生井漏后或在起钻过程中未灌钻井液或少灌钻井液则随时有发生井塌的危险井塌发生后上起遇阻下放也遇阻而且阻力越来越大但阻力不稳定忽大忽小钻具也可以转动但扭矩增加开泵时泵压上升悬重下降井口流量减少甚至不返停泵时有回压起钻时钻杆内反喷钻井液
3.下钻前发生井塌:井塌发生后由于钻井液的悬浮作用塌落的碎屑没有集中下钻时可能不遇阻但井口不返钻井液或者钻杆内要反喷钻井液如果塌落的碎屑集中则下钻遇阻当钻头未进入塌层以前开泵泵压正常当钻头进入塌层以后则泵压升高悬重下降井口返出流量减少或不返但当钻头一提离塌层则一切恢复正常向下划眼时虽然阻力不大扭矩也不大但泵压忽大忽小有时会突然升高悬重也随之下降井口返出的流量也呈现忽大忽小的状态有时甚至断流从返出的岩屑中可以发现新塌落的带棱角的岩块和经长期研磨而失去棱角的岩屑4划眼情况不同:如果是缩径造成的遇阻岩层蠕动除外经一次划眼即恢复正常如果是坍塌造成的遇阻划眼时经常憋泵、别钻钻头提起后放不到原来的位置越划越浅比正常钻进要困难得多搞得不好还会划出一个新井眼丢失了老井眼使井下情况更加复杂化了三井壁坍塌的预防一采取适当的工艺措施1.设计合理的井身结构:1表层套管应封掉上部的松软地层因为这些地层最容易坍塌对钻井液液柱压力的反应最灵敏经常发现电测仪器在表层套管鞋附近下不去就是因为表层套管下得太少地层不稳定造成的2明显的漏层如古潜山风化壳、石灰岩裂缝溶洞其上部应用套管封隔因为钻遇这些地层往往是钻井液有进无出必然会引起上部地层的大段坍塌所以地质录井工作必须做细一般钻入风化壳不许超过三米3在同一裸眼井段内不能让喷、漏层并存因为在这种情况下防喷则漏防漏则喷无论喷、漏都会引起地层坍塌
2.要尽量减少套管鞋以下的口袋长度一般要求以1-2m为宜因为较长的口袋是下部岩屑的储藏所同时也容易引起水泥块掉落
3.调整泥性能使其适应钻进地层:1对于未胶结的砾石层、砂层应使钻井液有适当的密度和较高的粘度和切力2对于应力不稳定的裂缝发育的泥页岩、煤层、泥煤混层应使钻井液有较高的密度和适当的粘度和切力并尽量减少滤失量这样一方面减少或防止地层的坍塌一方面也可以把坍塌的岩块携带到地面防止岩屑沉淀堆集成砂桥要知道在钻遇应力不稳定地层之前不把钻井液密度提上去以防止井壁失稳一旦坍塌发生之后再去抑制失稳的地层所需的钻井液密度要高得多3要控制钻井液的pH值在
8.5~
9.5之间可以减弱高碱性对泥页岩的强水化作用4必要时可以采取混油的办法如混入原油、柴油或白油因为泥页岩都是亲水的而非亲油的混入油类后会降低粘土的吸附力因而可以抑制膨胀据实验纯甘油浓度为10%、20%、30%的溶液可以分别把泥页岩的膨胀率降低36%、52%、57%这是因为甘油溶液的高粘度和非离子型不能和粘土产生离子交换作用5适当的提高钻井液的矿化度使之与泥页岩中水的矿化度相当或稍高减少渗透压降低井壁处泥页岩的含水量和孔隙压力使泥页岩强度增加6促进有利于泥页岩稳定的离子交换作用Na+是引起粘土水化的主要根源如果在钻井液中引进K+、Ba+
2、Ca+
2、Fe+
3、Al+
3、Si+4等离子与泥页岩中的Na+进行交换就可以有效地降低泥页岩的膨胀压并能与泥页岩组分发生化学反应来增强泥页岩的胶结力
4.保持钻井液液柱压力:1起钻时要连续的或定时的向井内灌入钻井液保持井口液面不降或下降不超过5m2停工时因为有渗透性漏失测井时电缆也占有一定的体积因此都必须定时的向井内补充钻井液3钻柱或套管柱下部装有回压阀时要定期地向管柱内灌入钻井液每次必须灌满防止回压阀挤毁而使钻井液倒流把井壁抽垮4如管内外压力不平衡停泵后立管有回压不能放回水也不能卸方钻杆接单根因为这样会使环空液体倒流环空液柱压力下降
5.减少压力激动1控制起钻速度特别是在钻头或扶正器泥包的情况下上起钻柱时井口液面不降或外溢这是很危险的情况应停止起钻循环钻井液采取措施消除泥包如果消除不了应边循环边起钻起过小井径井段后再正常起钻2下钻后及接单根后开泵不宜过猛应先小排量开通待泵压正常后再逐渐增加排量中间不可停泵如果小排量顶不通泵压上升井口不返钻井液证明是地层漏失不可继续挤入一般的经验数据是漏失量不可超过5m
36.要有意识地保护薄弱地层:对于结构薄弱或有裂缝的地层钻进时要限制循环压力以免压漏地层起下钻通过该层时要严格控制速度减少对地层的外力干扰
7.不可长期停止循环:如因故停钻钻井液在井内静止的时间不可过长如渤海湾地区的明化镇、馆陶组地层钻井液在裸眼内静止超过三天十有八九会发生井塌其它地区因沉积环境、地层岩性不同可以在实际工作中摸索这方面的经验
8.负压钻进时,液柱压力不能小于裸眼井段某些地层的坍塌压力,否则,应将这些地层用套管封隔掉二使用具有防塌性能的钻井液
1.油基钻井液油基钻井液是以油为分散介质以氧化沥青为分散相而配成的特种钻井液一般以柴油为分散介质要求柴油闪点在90℃以上燃点在100℃以上苯胺点在
68.1℃左右分散相用氧化沥青要求软化点达120~160℃常用的乳化剂是硬脂酸钠皂此皂分子一端是极性官能团另一端是非极性碳氢链沥青质是极性固体柴油是非极性液体硬脂酸钠皂加入后皂分子的极性团与沥青质相吸非极性碳氢链与柴油相接形成亲油性胶团并在周围形成油膜具有稳定作用同时胶团间靠分子引力彼此吸引连接因此具有触变性常用的乳化剂还有环烷酸皂、妥尔油皂等热稳定剂常用石灰石粉它在油基钻井液中形成部分钙皂可提高固相的分散度增加油基钻井液的热稳定性还可以吸收油基钻井液中的水分减少其含水量还可以调节pH值对稳定有利由于油基钻井液不含水或含少量的水不会使泥页岩水化膨胀也不受盐、钙等的污染所以钻出的井眼比较规则但是由于油基钻井液配制复杂、维护处理麻烦、成本高、对环境会造成污染、洗井能力不如水基钻井液、也不利于安全作业所以不能大量推广使用
2.油包水乳化钻井液油包水乳化钻井液是以水珠水相占40~60%为分散相或内相以各种油类为连续相或外相并添加乳化剂、亲水胶体以及其它处理剂所形成的稳定的乳化液常以符号W/O表示油相:一般占体积的40~60%选用密度较高、粘度较低、闪点在90℃以上、燃点在100℃以上、苯胺点在70℃以上的柴油或煤油其它如松节油、棉子油、鲸油、白油等也可用作油相使用为了降低成本应尽量增加水相体积减少油相体积随着乳化剂及乳化技术的发展油相可减少至10~20%水相:水相是分散相其体积可占40~60%可为淡水、盐水或海水一般皆用氯化钙或混合盐溶解在水相中保持一定的矿化度可以起到稳定乳化物、降低水相表面张力、防止泥页岩水化膨胀、防止化学污染和提高乳状液密度的综合效果乳化剂:在油中高度分散的水珠靠乳化剂来稳定乳化剂可降低油水界面张力增加外相粘度在水珠周围形成坚固的保护膜起到稳定乳化物的作用将油溶性乳化剂和水溶性乳化剂配合使用可以获得很强的乳化效果所以乳化剂分为两种:第一种是主乳化剂若配制油包水W/O乳状液则用油包水型乳化剂若配制水包油O/W乳状液则用水包油型乳化剂其关键作用是形成膜的骨架第二种是辅助乳化剂或叫稳定剂使第一乳化剂更为稳定使外相增加粘度常用的乳化剂有脂肪酸皂类钠皂、钙皂、纸浆浮油皂也叫妥尔油皂、松香皂、酰胺类、石油磺酸盐等一般的说一价金属皂常形成O/W型乳状液二价金属皂则能形成W/O型乳状液油中可分散胶体:其作用是提高乳状液的粘度、切力和悬浮性能并降低乳化物的滤失量使油包水乳状液的性能和水基钻井液一样可准确地进行调整亲油胶体有氧化沥青、有机膨润土、亲油褐煤、皂类等油包水钻井液在井壁与钻井液之间形成一层半透膜当钻井液中的矿化度大于地层水的矿化度时地层中的水向钻井液渗透它不仅避免了钻井液中的水对泥页岩的浸润还可以利用反渗透压力和泥页岩的吸附压力相抗衡使水很少进入井壁
3.硅酸盐钻井液硅酸盐钻井液是稳定泥页岩的优良水基钻井液现场用的硅酸盐钻井液基本上是在低固相聚合物钻井液中溶入可溶性硅酸盐组成其基液可以用淡水也可以用海水或盐水然而用海水时需要用纯碱或烧碱除去使硅酸盐发生沉淀作用的钙盐和镁盐水溶性硅酸盐浸入泥页岩后与泥页岩孔隙流体中的多价离子Ca+
2、Mg+2迅速发生化学作用而形成不溶性沉淀物与中性或酸性孔隙流体可以形成胶状物这种沉淀物和胶状物可以封堵泥页岩的裂缝和裂纹阻止钻井液滤液的侵入和压力渗透因而能稳定裂缝性地层另外硅酸盐具有阻止粘土分散的能力它可以减少钻井液的稀释率可以保持井眼的稳定性硅酸盐屏障物的另一个特征是它能形成高效渗透膜当钻井液中的矿化度大于泥页岩中水的矿化度时可使泥页岩脱水改善泥页岩的稳定性在这种情况下钻井液的矿化度将会降低这可通过加入盐类来补充硅酸盐钻井液与传统的水基钻井液没有根本差别各种水基钻井液配方通过引入合适的水溶性硅酸盐并对配方进行微小改变就能改变成硅酸盐钻井液各种污染对硅酸盐钻井液的流变性影响很小也可以用合适的预处理措施来控制当有大量的多价离子存在时要特别注意控制失水因酸性污染或自由的多价离子的污染将导致可溶性硅酸盐的沉淀而失去井壁稳定作用因此要监测和维护硅酸盐的浓度不使其下降到稳定泥页岩的临界浓度1000ppmSiO2之下SiO2和矿化度是控制泥页岩稳定的主要因素硅酸盐钻井液与现在使用的大多数阴离子或非离子聚合物是相容的但与酸性稀释剂如SAPP、木质素磺酸盐及阳离子聚合物不相容可溶性硅酸盐是用低成本材料硅酸钠、硅酸钾、砂子制备的它在钻井液中的浓度限制在5~15%重量/体积比以内
4.钾基钻井液在蒙脱石、伊利石等三层型粘土矿物中每一个晶胞都是由一个铝氧八面体片被两个硅氧四面体夹在中间形成裸露在晶胞表面的是硅氧四面体的氧原子层这层氧原子每六个氧原子形成一个正六角环环的空穴尺寸为
2.8×10-8cm而K+的直径是
2.66×10-8cm正好可以装入六角环中如图1-12所示又因为K+比其它可交换阳离子有更强的吸附能力故K+极易把粘土表面的其它阳离子Na+、Ca+2置换出来而吸附在粘土表面这样就使粘土变成了钾粘土钾粘土具有较低的负电位降低了吸附其它阳离子和水化的能力但也有另一种看法认为K+不一定嵌入氧六角环中而是K+具有较小的水化离子半径和较低的水化能而使粘土层片进一步拉拢增强了层间的联结力使粘土不易膨胀分解同时它使粘土层面形成封闭结构防止粘土表面水化X-射线衍射所得层间距的数据支持了后一种观点现在常用的钾基钻井液有以下几种:1氯化钾-聚合物钻井液:氯化钾加量为2~10%为确保防塌效果应不低于6%常用的聚合物有高分子量3×106水解聚丙烯酰胺水解度20~40%、XC-多糖聚合物、改性淀粉等这种钻井液抗温能力150℃左右钻井液的流变性和滤失量不好控制2钾褐煤钻井液:以钾褐煤为主要处理剂它能吸附在泥页岩表面起密封隔水作用削弱泥页岩的表面水化同时能降低滤失量减少进入泥页岩裂缝的水分这种钻井液抗温能力在200℃以上比聚合物钻井液有更高的防塌效果和更广的适用范围3四钾钻井液:即由腐植酸钾、氢氧化钾、丹宁酸钾和聚丙烯酸钾四种处理剂组成的钻井液这种处理剂只存在单一的钾减少了能促使粘土水化分散的钠另外聚合物有机链对粘土和岩屑起包被作用减少其分散达到防塌的目的4硝基腐植酸钾钻井液:在钻井液中加入一种防塌剂Kz1它具有下列成分:硝基腐植酸钾55%、特种煤焦树脂15%、三烃甲基粉20%、磺化石腊10%,它既有K+的防塌作用又有堵孔物质并能抗高温适于深井使用但是我们也注意到氯化钾的不足之处在于不能阻止钻井液滤液进入泥页岩因为氯化钾溶液的粘度很低接近水的粘度不能堵塞孔隙喉道也不改变泥页岩的渗透性所以钾基钻井液很不适合于钻弱水敏性的泥页岩地层这些泥页岩在成岩过程中蒙脱石转化成伊利石即使没有钾的存在它的膨胀压也是很低的但它们长期暴露在氯化钾钻井液滤液中会因钻井液压力的渗透而失去稳定所以钾基钻井液不是对任何泥页岩地层都会有效而是有选择性的
5.低失水高矿化度钻井液根据泥页岩水化膨胀的特性我们认为具有低失水高矿化度的钻井液可以减少泥页岩的水化膨胀压力高粘度的滤液可以增大水在泥页岩中的流动阻力以减少进入泥页岩中的水量要有适当的粘度因为粘度过高会使泵压升高排量减小粘度过低会使钻井液液流冲刷井壁pH值应保持在8~
9.5之间因为高pH值会促使泥页岩水化要有适当的密度用以抗衡地层的侧压力要有适当的矿化度使其与地层水的矿化度相平衡增加矿化度常用的盐类有氯化钠、氯化钾、氯化钙、碳酸钙、硫酸钙、硫酸铵等和其它处理剂配合可以组成不同类型的高矿化度低失水钻井液如铁铬盐-CMC盐水钻井液、褐煤-石膏钻井液、褐煤-氯化钙钻井液等
6.含有各种堵塞剂的钻井液在钻井液中加入各种堵塞材料减小或防止渗透作用和毛细管作用以降低钻井液滤液向井壁岩石的渗透速度堵塞剂的加量一般为5~15%在钻井过程中还要随时补充1以氧化沥青为主要成分的疏水堵塞剂:氧化沥青10~75%表面活性剂如烷基苯磺酸钠1~4%其余为柴油也可以用原油再加入适量的生石灰和水以提高分散介质的温度加快氧化沥青的溶解2以波维亚梅为主要成分的疏水堵塞剂:波维亚梅40~80%氧化沥青10~25%表面活性剂
0.5~4%其余为柴油波维亚梅是环氧丙烯生产的废弃物它是不饱和烃C2~C4的氧化物及其与丁二醇、二氯乙醚的氯衍生物的混合物3淀粉堵塞剂:由稻米制成的淀粉含稻壳8~15%不仅具有稳定作用而且有很强的堵塞能力能有效的降低泥页岩的吸水速度加入氧化沥青时堵塞效果会更好
7.阳离子和部分水解聚丙烯酰胺钻井液:阳离子已经发展为KCl的替代物可用能在粘土表面上发生多层吸附的带正电功能性基团的聚合物来代替K+这样的多功能基团聚合物比单一的K+更难被交换下来低分子量的阳离子聚合物能渗透到泥页岩内部抑制粘土的水化膨胀高分子量的阳离子聚合物可以贴附在泥页岩的表面阻止泥页岩分散但是它们都无法阻止钻井液的压力渗透就是能进入泥页岩内部的低分子量阳离子聚合物的扩散速度也比孔隙压力的扩散速度低得多8.混合多元醇盐水钻井液聚丙三醇和聚乙二醇低分子量聚合物10000a.w.u可增加滤液粘度吸附在粘土表面形成有序的单层或双层复合物时会把水从粘土中排出降低粘土的膨胀压高分子量聚合物10000a.w.u会从泥页岩表面解吸失去包被和堵塞作用不适于作井壁稳定剂糖类是一种对环境无污染的小分子量增稠剂当其浓度适当时可增加钻井液滤液粘度降低泥页岩中水的流动速度它还可以降低钻井液的活度使之与泥页岩中水的活度相平衡以减少渗透压力但是糖类易发生生物降解在现场使用起来比较困难而甲基糖甙类对生物细菌不敏感可防止这类问题的发生以上这些处理剂可以单独使用也可以混合使用混合使用更能有效的稳定泥页岩因为混合使用时可产生协同效应提高了泥页岩与钻井液之间的膜效率降低了渗透压甚至还可以使泥页岩脱水因而能稳定泥页岩四.井塌的处理
1.下钻过程如发现井口不返钻井液或者钻杆内反喷钻井液这是井塌的象征应立即停止下钻开泵循环通井或划眼待井下情况正常后再恢复下钻工作通井、划眼如果在较硬地层中进行一般不会发生意外如在软地层中进行就很容易划出新井眼而失去老井眼如渤南油田××井设计井深3340m由于多次井塌多次划出新井眼在一口井上进尺一万多米还没有钻完这口井由于这方面的教训太多了所以有人给井塌后的划眼工作定了一条硬措施叫“一通、二冲、三划眼”但是往往是通也通不动、冲也冲不下不划眼又怎办呢只好活动活动转盘一活动转盘问题就出来了出了新井眼又不承认是新井眼钻又不敢钻划也划不动大量时间就消耗在似划非划、似钻非钻的状态之中在软地层中不能用钻头去划眼无论是何种钻具组合只要用钻头准能划出新井眼如果是地层较硬非用钻头不行的话那也不必担心划出新井眼因为硬地层是划不出新井眼的为了避免钻出新井眼而又能快速划眼下放消除障碍我们设计了一种划眼工具如图1-13所示它是由接头、刀片、导引杆、和马蹄形端部组成划眼时导引杆始终处于老眼中它没有切削作用不会钻出新井眼马蹄形端部可以防止突然憋泵刀片可以破碎已垮塌的地层把大块钻成小块通过循环的钻井液带出地面使用这种工具不受“一通、二冲、三划眼,”的限制可以按正常操作程序进行不可能划出新井眼而且大大加快了划眼进度这种工具在现场可以由井队自己制作即用废公锥焊大钳牙即可使用其直径可以小于钻头直径因为坍塌井段的井径都大于钻头直径不必使用足尺寸的划眼工具
2.起钻过程如发现井口液面不降或钻杆内反喷钻井液这是井塌的象征应立即停止起钻开泵循环钻井液待泵压正常井下畅通无阻管柱内外压力平衡后再恢复起钻工作
3.无论任何时候如发现有井塌现象开泵时均须用小排量顶通然后逐渐渐增加排量中间不可停泵如果小排量顶不通泵压上升,井口不返钻井液,证明地层漏失,不可继续挤入钻井液一般的经验数据是漏失量不可超过5m3如果恢复循环无望而钻具尚能活动应当机立断立即起钻液面如不在井口应灌满钻井液虽然此时起钻有不少阻力钻杆内依然反喷钻井液也丝毫不能等待只要在设备和钻具的安全负荷以内就应尽最大的可能上起已经到了破斧沉舟背水一战的时候了没有第二条路可走中途决不可试着去开泵只要连续上起在大多数情况下是可以把钻具起完的万一起不完能多起一柱是一柱也减少了套铣倒扣的工作量
4.如果已经发生井塌循环钻井液时岩屑又带不出来可采取如下办法:1使用高屈服值和高屈服值/塑性粘度比值的钻井液洗井使环空保持平板层流状态2使用高浓度携砂液洗井携砂剂的主要成分是经过处理加工的温石棉再加一些添加剂制成能提五.坍塌卡钻的处理坍塌卡钻以后可能有两种情况一种是可以小排量循环一种是根本建立不起循环如果能小排量循环的话万万不能失去这一线希望但是必须控制进口流量与出口流量的基本平衡在循环稳定之后逐渐提高钻井液的粘度和切力以提高它的携砂能力然后逐渐提高排量争取把坍塌的岩块带到地面这一步走好之后即使发生了粘吸卡钻也好处理了但是有时会有这种情况,小排量可以循环,一增加排量就发生漏失,返出量不增加,停泵后,钻井液外吐不止,这时就应下决心倒扣了,不能再等待了如果是石灰岩、白云岩坍塌形成的卡钻同时坍塌井段不太长的话可以考虑泵入抑制性盐酸来解卡如果失去循环只有一条路可走就是套铣倒扣我们应该为少倒扣和容易倒扣创造条件往往有这种情况在发生严重井塌之后不能循环但能转动上下也有一定的活动距离但活动距离越来越小转动扭矩越来越大说明砂子越挤越死最终非卡死不可此时就不应以转动求解脱要严格控制扭矩为容易倒扣留一条后路此时应该分析塌卡的是钻具上部还是下部,如果塌卡的是钻具下部,最好把钻具提卡立即倒扣如果倒得好可以把钻铤以上的全部钻具倒出要知道坍塌发生后的初期阶段掩埋的钻具不多且砂子比较疏松但随着时间的延长砂子越集越多越集越实卡点会迅速上移而且上部钻具粘卡的危险性越来越大因此只要确定是钻具下部塌卡,就应及早倒扣倒扣的时间越早可能倒出的钻具越多给下一步留下的困难就越少但是坍塌卡钻的部位往往是上部松软地层下部钻具并未埋死可是钻具失去活动以后就有粘卡的可能形成上部塌卡下部粘卡的复式卡钻如图1-15所示此时就不要盲目倒扣,因为你倒出的钻具不可能很多,如果钻头水眼被堵可能形成一套到底的局面,而且在下部粘卡井段你要套铣的不是塌块而是地层井越深,地层越硬,套铣越困难,最后不得不被迫放弃此时就应该为下一部容易处理创造条件,首先下炸弹把钻头炸掉或把钻铤炸裂,为以后恢复循环创造条件,当上部井眼套通之后,只要能恢复循环,就可以按粘吸卡钻处理了,如果不事先进行爆炸,在套铣倒扣过程中,钻头水眼肯定会被堵死,以后要想循环,那是不可能的也有人提出不爆炸而进行射孔是否可以?实践证明,钻铤上是射不开孔的,即是能射开,射孔的孔眼也很容易被堵死,没有一点实用价值也有人设计了通开水眼的工具和办法,但那只能是局部通开,一般100m左右,而且工序繁琐,非常不经济,不如爆炸来得一劳永逸下一步就只能是套铣倒扣了在松软地层宜采用长筒套铣或者采用带公锥或打捞矛的左旋螺纹长筒套铣使套铣与倒扣一次完成以加快进度较硬地层宜减少套铣筒长度尽量减少套铣过程中的失误套铣至扶正器时宜下震击器震击解卡因为大量事实证明扶正器以下很少有砂子堆集没有必要去做磨铣扶正器的工作如果要套铣扶正器也不能全面套铣应套铣扶正条根部因为扶正器上的硬质合金镶装在扶正条的表面其根部并无硬质合金是比较容易套铣的.这就是“避实击虚”、“避硬吃软”的方法剥离的扶正条仍在井内,待钻铤倒出后,再磨铣打捞六.坍塌卡钻实例一华北油田XG-2井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
246.57m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
3307.62m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm打捞杯+Φ
177.8mm回压阀+Φ
177.8mm钻铤
129.83m+Φ127mm钻杆
3016.91m
2.事故发生经过该井带回压阀下钻钻杆内未及时灌钻井液下钻到3149m时回压阀挤毁钻井液倒流环空强烈抽吸造成井壁坍塌开泵泵压10MPa井口不返钻井液后改用小排量开泵泵压5MPa井口仍然不返钻井液测求卡点为井深500m
3.事故处理过程1用左旋螺纹钻杆倒扣至
324.29m倒扣困难2下Φ19367mm套铣筒209m套铣3倒出钻杆16197m鱼顶
504.26m4再下Φ
193.67mm套铣筒209m套完209m后发现鱼顶下移1m铣鞋位置为
714.26m5下右旋螺纹钻杆对扣测算卡点为1700m用小排量开泵泵压由5MPa降至
3.5MPa钻井液返出井口增大排量泵压升至10MPa又降到5MPa排量增至30L/s泵压6MPa卡点逐渐下移由1900m移至3150m6接地面震击器震击12次无效7浸泡解卡剂8m3经4小时上提到1400kN解卡
4.认识与建议1无论是钻柱还是套管如装有回压阀必须定深向管内灌入钻井液否则是非常危险的本例就是一个惨痛的教训2回压阀被挤毁钻杆内肯定有大量的气体和液体喷出此时应开双泵向环空灌钻井液以补充下降的液面或须还有挽救的余地3本井只是明化镇以上地层坍塌馆陶组以下地层尚好为顺利处理事故创造了条件下部钻铤被粘卡浸泡解卡剂是正确的4本井判断准确发现鱼顶下移立即对扣开泵顺利处理完事故争取了不少时间如果忽略了这一点微小的变化而继续倒扣可能拖延时间一旦水眼堵塞失去了循环通路处理起来就更困难了所以在处理事故过程中分析井下每一个情况变化都是非常重要的例二胜利油田T-5-8-34井
1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深31m2裸眼:Φ222mm钻头钻深1884m3钻具结构:Φ2159mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
108.73m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.12g/cm3粘度22s
2.事故发生经过下钻至井深1504m循环钻井液由于高压管线焊缝剌停泵修理放回水时由于钻杆内外压力不平衡大量钻井液回流经22分钟焊好管线司钻活动钻具由原悬重500kN提到1000kN下放到零经多次活动后逐渐增大活动范围但仍有180kN阻力当即决定强行起钻起出四柱钻杆后钻杆内反喷钻井液很厉害又接方钻杆循环但钻井液只进不返于是又继续起钻井下情况越来越恶化在上提拉力1300kN的情况下起出钻杆32柱最后上提拉力达1400kN钻具卡死钻头位置在478m
3.事故处理过程1原钻具倒扣一次倒出8个立柱落鱼长266m鱼顶在212m2下左旋螺纹钻杆带安全接头倒扣因下钻时用转盘给左旋螺纹钻杆上扣将安全接头和公锥甩入井中3打捞安全接头和公锥一次成功4仍下左旋螺纹钻杆倒扣倒出175m落鱼51m鱼顶427m5下Φ
244.5mm钻头扩眼到鱼顶6下Φ219mm套铣筒套铣到钻头7下右旋螺纹钻杆对扣捞出全部落鱼
4.认识与建议1地面管线容量应为
0.5m3左右放回水时超过此量肯定是钻柱内液体倒流此时应关闭立管阀门或者开泵继续循环无论如何不能让钻井液倒流倒流的结果一则堵塞钻头水眼二则环空液面下降引起松软围岩的坍塌造成卡钻事故如果高压管线实在无法运作也应尽可能地用低压管线向环空补充钻井液维持液柱压力就不会造成坍塌卡钻2凡是严重坍塌必然迫使钻井液从钻杆内反喷此时循环钻井液如发现只进不出就不应该把更多的钻井液憋入地层因为憋入的越多从地层中吐出来的也越多钻杆内反喷得更厉害同时把坍塌的岩屑挤压得更结实钻具活动更困难正确的处理办法是立即向环空灌入钻井液如没有钻井液灌清水也可以维持环空液柱压力减轻或遏止地层坍塌的继续发展同时强行起钻有阻力是必然的只要在钻机和钻杆的安全负荷以内就尽最大力量上起钻杆内反喷的越厉害说明坍塌在继续发展更要抓紧时间上起绝不允许中途开泵许多事实证明只要措施得当是可以把钻具起完的本井在起出四柱钻杆后又开泵循环挤入更多的钻井液丧失了可以起出钻具的机会是绝大的错误3下左旋螺纹钻具绝不允许用转盘给左旋螺纹钻具上扣因为若用转盘上扣转盘以下的钻具在倒扣若带有左旋螺纹安全接头就更加危险本井就是因为用转盘给左旋螺纹钻具上扣而把左旋螺纹安全接头和公锥倒入井中类似事故在全国各地发生的不少凡是不按科学规律办事的人必然会受到客观规律的惩罚例三胜利油田Y-R-17井
1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深30m2裸眼:Φ222mm钻头钻深1802m3钻具结构:Φ222mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
109.20m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.12g/cm3粘度23s
2.事故发生经过钻至井深1802m用测斜仪吊测井斜因测斜仪钢丝断随决定起钻当起出14柱时发现钢丝断头随起出测斜仪然后下钻当下完第五柱时钻杆内反喷钻井液于是接方钻杆开泵循环泵压4~5MPa井口返出正常但此时水龙头鹅颈管剌了即将水龙头坐于转盘上停泵紧鹅颈管固定螺丝修理完毕又开泵循环发现井口不返钻井液司钻就大距离活动钻具并转动转盘企图把钻井液顶出来共漏失钻井液45m3但阻卡现象越来越严重直至完全卡死钻头位置为1522m
3.事故处理过程1司钻大力上提钻具当悬重提至1150kN时把钻杆提断起出钻杆64m落鱼长1458m2下公锥打捞多次均滑扣3下Φ114mm卡瓦打捞筒套不进鱼顶4下Φ127mm母锥造扣5圈落鱼跟着转动上提至1000kN时母锥滑扣5再次下Φ127mm母锥造扣用水泥车憋压不通随即倒扣倒出钻杆六个立柱鱼顶在
232.63m6下左旋螺纹打捞工具21次倒出钻杆470m鱼顶位置为
702.63m鱼长
819.37m7因鱼头找不着放弃打捞
4.认识与建议1已经发现有井塌现象循环不到一周是不应该停止循环的如实在不能维持循环就应该立即起钻2井下有钻具时不能把水龙头坐在转盘上进行修理如果万一粘卡就无法活动钻具3发现井口不返钻井液司钻用活动钻具的办法帮助打开一条通路是允许的但凡事得有个限度根据实际经验凡是松软地层未封隔的井段憋漏钻井液不能超过5m3本井却憋漏45m3这是人为的失误既浪费了时间又促使井下情况更加复杂化如果在发现井口不返钻井液时立即起钻是完全可以把钻具起出来的4本井第一步至第五步的处理完全是多余的坍塌卡钻在未套铣以前是不可能用右旋螺纹工具打捞出来的5从母锥捞获后仍能转动的情况来看坍塌的井段并不很长很可能就是第四纪地层一次长筒套铣即可解决问题本井不套铣只用左旋螺纹钻杆硬倒又是一个失误这样处理事故不会有高效率6坍塌卡钻的最后处理办法只能是套铣倒扣因此不能强提硬转强提的结果是把钻杆拔断硬转的结果只能给倒扣造成困难本井就是一个典型的例子用左旋螺纹钻杆倒扣21次才倒出470m可见倒扣难度之大7找不着鱼头也可能是落鱼下行因为钻头距井底尚有280m完全有下行的可能应继续追踪不可轻易放弃例四胜利油田B-17-17井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
188.39m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
1485.34m3钻井液性能:密度
1.20g/cm3粘度45s
2.事故发生经过钻至井深
1485.34m发生井漏有进无出立即起钻起前三柱时井口钻井液灌不满起第四柱时钻井液可以灌满共漏失钻井液200m3起完第十柱钻杆观察井口液面不降随接方钻杆小排量循环20分钟后钻井液未返出井口钻具卡死
3.事故处理过程1原钻具倒扣一次倒出32240m2用左旋螺纹钻杆左旋螺纹套铣筒内装左旋螺纹公锥套铣倒扣历时30天起下钻38次将事故处理完
4.认识与建议1滨四区的漏层是人所共知的安全的做法是应下技术套管将明化镇以上地层封掉但本井没有这样设计不但没讨到便宜反而吃了大亏2井漏就起钻同时开双泵向环空灌入钻井液没钻井液时也可以灌入清水是完全可以把钻具起出来的本井的错误就在于中途循环丧失了时机3井口液面不降正是有砂桥存在的象征应该加速起钻但本井却错误地认为这是漏失停止的象征而开泵循环钻井液以致越陷越深不能自拔4处理事故的方法是正确的但平均一次只能倒出一个立柱显得太慢可能是套铣筒长度不够本井上部地层完全可用200-300m长筒套铣只有最后一个立柱要特别小心因为套通之后有可能再次发生井漏例五胜利油田T-3-9-204井
1.基础资料1表层套管:Φ305mm下深32m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深1601m3钻井液性能:密度
1.14g/cm3粘度21s
2.事故发生经过钻至井深1601m起钻起至第39柱时钻杆内反喷钻井液当即接方钻杆循环泵压上升到5MPa井口不返活动钻具时阻卡严重直至卡死钻头位置在井深521m经检查原来灌钻井液的胶皮管线掉入出口槽中钻井液根本未灌入环空
3.事故处理过程首先向环空灌满钻井液并上下活动钻具经8小时后上提拉力到930kN钻具解卡
4.认识与建议1表层套管下得太少灌钻井液不及时很容易引起上部地层垮塌2灌钻井液是个很简单的操作但在这方面出的问题不少所以不但要及时灌钻井液而且要经常检查环空液面是否在井井口附近3当发现钻杆内反喷钻井液时如能一方面向环空灌钻井液一方面继续起钻是完全可以把钻具起完的错就错在中途开泵循环上例六华北油田LG-2井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
239.18m2技术套管:Φ
244.5mm下深
3459.46m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
5306.35m4钻井液性能:密度
1.54g/cm3粘度37s滤失量3ml滤饼
0.5mm切力10/20mg/cm2含砂量
0.2%pH值75钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
158.75mm钻铤
186.88m+Φ127mm钻杆
5020.48m
2.事故发生经过钻至井深
5306.35m时发生井涌外溢量为50m3/h泵入密度
1.67g/cm3的加重钻井液30m3压井立管压力为零套管压力还有10MPa又泵入密度
1.72g/cm3的加重钻井液69m3此时防喷器剌坏井口失控大量液体涌出初测流量为180m3/h井口温度为95~100℃当即强行起钻刚起出三柱在井深5208m卡死3.事故处理过程1换防喷器关井2钻杆放喷求产产量
10.89m3/h共放26m3关井钻杆内压力由
10.5MPa升至20MPa环空压力为
4.5MPa3关井从钻杆内挤入密度为
1.89g/cm3的加重钻井液
13.65m3泵压30MPa测求卡点为4300m又挤入密度为
1.84g/cm3的加重钻井液20m3密度为
1.60g/cm3的加重钻井液23m3泵压为12MPa压井成功又挤入密度为
1.54g/cm3的钻井液85m3停泵后井口不外溢4原钻具倒扣一次倒出钻杆
3431.73m井下落鱼
1776.71m鱼头在技术套管内5停止处理试上部油层4.认识与建议1井喷后的首要任务是制止井喷但有些人又怕粘吸卡钻在关井的状态下活动钻具这是很愚蠢的做法假若有两套防喷器不妨这样做一下假若只有一套防喷器我们就必须以保护好防喷器为首要任务最好不要活动钻具因为粘吸卡钻比较好处理而一旦防喷器失效将会造成难以收拾的局面本井套管压力只有10MPa不算很高为什么把防喷器剌坏可能与活动钻具有关2明知是高压盐水层还要从钻杆内放喷求产是完全没有必要的这样做只能使事故进一步恶化遇见高压盐水层必须坚决压死本井环空存有大量盐水很容易把地层泡垮这是卡钻的主要原因3本井钻柱内容积为48m3原浆密度为
1.54g/cm3泵入密度
1.67g/cm3加重钻井液30m3后立管压力为零以此推算井底压力为
86.2MPa地层压力的当量密度为
1.66g/cm3就不该再挤入
1.84~
1.89g/cm3的加重钻井液至于以后又挤入
1.54g/cm3的钻井液85m3目的何在令人难以着摸因为井喷时的钻井液密度就是
1.54g/cm3难道还想使井内液体从钻杆内喷出来吗4本井技术套管下深
3459.71m已知漏层位置为4505m第二次压井共挤入钻井液
141.65m3说明漏层以下未塌死卡点位置为4300m难处理的井段不过二百多米所以本井有继续处理的可能不应该过早地放弃例七胜利油田H-111-14井1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
203.87m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
3177.50m3钻井液性能:密度160g/cm3粘度35s2.事故发生经过根据地质预告在垂直井深3160m附近有高压盐水层钻井液密度需160g/cm3才能平衡地层压力故钻至3100m时将钻井液密度提高到
1.60g/cm3当钻至
3177.5m时钻速很快钻井液发生漏失当钻至3178m时井口不返钻井液立即停钻从环空灌钻井液30分钟漏失钻井液100m3井口不见液面随决定立即起钻起至27柱时上提拉力2000kN钻具卡死钻头位置为
2398.71m3.事故处理过程1配锯末堵漏钻井液140m3从环空灌入液面上升到井口2原钻具倒扣一次倒出钻杆
2225.35m落鱼
173.36m3下左旋螺纹钻杆倒扣倒出钻杆
67.01m落鱼长
106.35m鱼顶
2292.36m4下Φ297mm扩大器扩眼至1500m因地层硬、进尺慢、别、跳钻严重扩眼无法进行决定填井从1907m侧钻4.认识与建议1在同一个裸眼井段内不能有喷、漏并存的地层如有应用技术套管封隔开本井没有这样做难免不出问题2整个井眼不过100多m3钻井液而能灌入140m3除继续漏失外可见环空液面下降不少所谓的高压层并不存在若有高压层早已喷出来了而且环空堵的不死如果上部坍塌是无法灌进如此多的钻井液也不可能一次倒出钻杆
2225.35m如果钻头水眼不堵还有可能恢复循环贸然填井侧钻是不恰当的3本井落鱼并不长只有
106.35m看来就是1778mm的钻铤否则不会用297mm的扩大器扩眼用扩大器扩眼不是好办法尤其用刮刀片式的扩大器遇见稍硬地层更是寸步难行不如用
311.1mm的三牙轮钻头扩眼速度快工作也平稳可能有人怕失去老眼不敢使用牙轮钻头扩眼在渤海湾地区在馆陶组以上地层确实很容易失去老眼但在较硬地层中很少出现这种情况本井与其填井侧钻不如直接用牙轮钻头扩眼搞得好顺利扩到鱼顶然后套铣即可解卡搞不好出了新眼就径直钻下去也比填井侧钻好得多例八胜利油田T-3-6-89井1.基础资料1表层套管:Φ
323.9mm下深26m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深1963m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
110.43m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.12g/cm3粘度24s2.事故发生经过钻至井深1963m起钻起至第41柱井深约1052m时钻杆内反喷钻井液起至第43柱时反喷更厉害当即接方钻杆循环但高压管线上有一个Φ50mm丝堵未装井内钻井液经方钻杆水龙带立管从丝堵喷出因冲力太大丝堵无法装上只好又卸掉方钻杆让钻井液在井口反喷装好丝堵后再接方钻杆未开泵前立管压力已达3MPa只好用小排量强行开泵当泵压达6MPa时已泵入钻井液10m3井口不见返出活动钻具时阻卡严重但尚能转动在这紧急关头机房总气管线爆了停车检修30分钟钻具卡死钻头位置为1002m3.事故处理过程1用Φ
323.9mm套管一根当下击器从井口往下顿击钻具历8小时无效2接方钻杆强力活动钻具上提到1100kN下放到200kN并用转盘扭转经连续活动后解卡起钻至310m时上提拉力达1300kN钻具又卡死3用左旋螺纹钻杆左旋螺纹公锥倒扣解除事故4.认识与建议1本井的坍塌是由于未及时向环空灌钻井液所致表层套管下的很浅环空液面下降后第四纪流沙层极易坍塌2从立管压力3MPa来看坍塌井段不少于260m这是以砂子密度
2.3g/cm3钻井液密度
1.15g/cm3算得的起钻至310m卡死和计算数据大致相符说明坍塌的地层是第四纪地层3管理不严工作不细设备连续出现问题是造成事故的根本原因若设备不发生问题还有挽救的可能在事故发生之后该井所采取的方法也有问题当从丝堵反喷钻井液之际应立即关闭立管阀门并从环空灌入钻井液以抑制地层的继续坍塌还不至于恶化到卡钻的程度但是该井可能就未装立管阀门一个小小的失误就会造成很大的问题例十一胜利油田商12-2井
1.基础资料
(1)表层套管φ3397mm下深302m
(2)裸眼φ
215.9mm钻头钻深
1592.54m
(3)钻具结构φ
215.9mm钻头+φ178mm减震器
3.58m+φ178mm钻铤
82.02m+φ158mm钻铤
53.41m+φ127mm钻杆
(4)钻井液性能密度
1.13g/cm3粘度26s
2.事故发生经过钻至井深
1592.54m时遇火成岩井漏泵压由16MPa下降到11MPa钻井液有进无出遂组织强行起钻,并大排量连续灌泥浆,起至
1449.24m卡死泵开不通
3.事故处理过程1原钻具倒扣倒出钻杆
737.51m井下落鱼
721.61m2选用φ220mm铣鞋+φ206套铣筒(壁厚
8.5mm)16根,进行套铣,经五次套铣倒扣,共捞出钻杆
363.13m此时鱼顶为
1100.64m3继续套铣至
1106.04m时发生别钻铣鞋落井4用加强铣鞋带两根套铣筒套铣并磨铣落井铣鞋,轻压10~30kN,先后四次,共磨铣井段
220.5m倒出钻杆205m此时鱼顶为
1311.04m5继续套铣至
1360.94m发生严重别钻三根铣筒和铣鞋别入井内长
28.95m鱼顶
1331.99m形成活鱼套死鱼的现象6下左旋螺纹工具,倒出一柱钻杆,长
26.59m此时,钻杆鱼顶为
1337.63m低于套铣筒鱼顶
5.64m可以打捞套铣筒了7下φ191mm捞矛,将套铣筒和铣鞋捞出8经多次套铣倒扣,一直套至
1427.16m尚有
22.08mφ178mm钻铤和减压震器未套9下右旋螺纹钻杆对扣打捞,原悬重为380kN,捞获后,经多次活动,最后提至1200kN解卡,全部落鱼捞出
4.认识与建议1本井φ
215.9mm裸眼用φ220mm铣鞋套铣是很大胆的做法在软地层是可以的在硬地层就有些困难
(2)用外径φ206mm内径φ190mm铣筒套铣φ178mm钻铤,已经到了极限程度,本井的应用还是成功的
(3)套铣作业最怕的就是掉铣鞋和铣筒,本井都遇上了,不过处理还是很成功的第三节砂桥卡钻砂桥卡钻也叫沉砂卡钻如图1-16所示其性质和坍塌卡钻差不多其为害较粘吸卡钻更甚一砂桥形成的原因
1.在软地层中用清水钻进时极易发生因为软地层机械钻速快钻屑多而清水的悬浮能力差岩屑下沉快尤其是用刮刀钻头钻进时形成的钻屑粒径大大者如鹅卵小者如核桃一旦停止循环时间较长极易形成砂桥
2.表层套管下得太少松软地层暴露太多套管鞋下部的井径太大在平时循环时即积存了不少的岩屑如果井内压力有波动这些陈砂失去了支持力就要下滑而形成砂桥测井作业经常在套管鞋附近遇阻就是这个道理
3.在钻井液中加入絮凝剂过量细碎的砂粒和混入钻井液中的粘土絮凝成团停止循环
三、五分钟即形成网状结构搭成砂桥
4.有些井机械钻速快钻井液排量跟不上钻井液中的岩屑浓度过大一部分岩屑附于井壁排不出来一旦停泵就容易形成砂桥在推广高压喷射钻井技术的过程中有些人主张高泵压低返速在理论上是讲得通的但在实际施工中却吃了不少苦头在胜利油田以现有的钻井液技术在东营组以上地层中钻进Φ
215.9mm钻头钻井液排量小于28L/sΦ220mm三刮刀钻头钻井液排量小于32L/s要想起出钻具来是非常因难的
5.改变井内原有的钻井液体系或急剧地改变钻井液性能时破坏井内原已形成的平衡关系会导致井壁滤饼的剥落和原已粘附在井壁上的岩屑的滑移而形成砂桥
6.井内钻井液长期静止之后由于切力太小钻屑向下滑落有的滑落速度快有的滑落速度慢有某一特定井段岩屑浓度变得极大但尚未形成具有一定抗压强度的砂桥因此钻头可以毫不费力的通过但是钻井液却返不上来遇到这种情况如果钻具下入过多开泵过猛就帮助岩屑挤压在一起泵压越高挤压得越紧钻具活动就越困难
7.有些井施工时间很长钻井液性能不足以抑制地层的坍塌使泥页岩井段的井径变得很大而砂岩井段却保持钻头直径钻井液上返至大直径井段返速变小靠近井壁的返速接近于零大量岩屑就在此处沉积下来如图1-18a所示但这些堆集起来的岩屑没有粘合性在自然倾斜角以内处于稳定状态对于钻进和起下钻毫无妨碍可是此处的岩屑越集越多当达到自然倾斜角以上时稍有触动即可垮塌像雪崩一样将下部井眼埋住如图1-18b所示这些岩屑和钻井液混合在一起结构很疏松所以下钻时可能遇阻也可能不遇阻但开泵循环时把岩屑挤压在一起形成砂桥钻井液返不上来憋漏地层泵压越高形成的砂桥越结实如图1-18c所示
8.用解卡剂浸泡解除粘吸卡钻时容易把井壁滤饼泡松泡垮增加了解卡剂中的固体含量排解卡剂时如开泵过猛泵量过大极易将岩屑与滤饼挤压在一起形成砂桥
9.钻井液被盐水污染后极易破坏井壁滤饼而形成砂桥
10.气体(空气、氮气、天然气、废气)欠平衡钻井时,遇到地层水,会发生钻屑润湿、泡包,当湿钻屑填充了环空时,形成泥环,会切断气流,严重时会发生卡钻二.井眼中有砂桥的象征
1.下钻时井口不返钻井液或者钻杆内反喷钻井液钻头进入砂桥后由于砂桥隔断了循环通路被钻具体积排出的钻井液不能从井口返出而被迫进入钻头水眼从钻杆内返出或者被挤入松软地层中
2.在砂桥未完全形成以前下钻时可能不遇阻或者阻力很小而且随着钻具的继续深入阻力逐渐增加所以钻具的遇阻是软遇阻没有固定的突发性遇阻点有时发生钻具下入而悬重不增加的现象这是因为钻具增加的重量被砂桥的阻力所抵销的缘故
3.起钻时若发生砂桥则环空液面不降而钻具水眼内的液面下降很快
4.钻具进入砂桥后在未开泵以前上下活动与转动自如如要开泵循环则泵压升高悬重下降井口不返钻井液或返出很少
5.在钻进时如钻井液排量小或携砂能力不好在开泵循环过程钻具上下活动转动均无阻力一旦停泵则钻具提不起来特别是无固相钻井液这种情况发生的较多
6.气体钻井时发现返出钻屑中有水湿泥团、泵压上升、返出气体量减少甚至不返起下钻具有阻力三.砂桥卡钻的预防
1.最好不用清水钻进如用清水钻进时高压循环系统包括钻井泵水龙头在内一定要进行高压试运转试验压力不低于钻进时的最高泵压运转时间不少于两小时并要备用一根Φ50mm高压水龙带和与钻杆配合的接头另一端与高压管线上的2高压闸门相联接一旦水龙头或水龙带发生故障时可用备用水龙带循环只要不停止循环就不会发生大的问题如果实在无法循环就应立即起钻并注意连续向井内灌入钻井液在清水钻进时虽能维持循环但因其它设备或钻头发生故障不能继续钻进时应将清水转换成泥浆使之符合设计要求以巩固井壁并尽可能多的清除钻屑然后才能起钻否则已钻成的井眼将被钻屑和垮塌的岩屑埋死
2.优化钻井液设计钻井液体系及其性能不仅要满足高压喷射钻进的需要还要满足巩固井壁、携带岩屑的需要使钻井液能形成坚韧低渗性的滤饼借以巩固井壁
3.钻进时要根据地层特性选用适当的泵量既要能保持井眼清洁又不能冲蚀井壁起钻前要彻底循环清洗井眼
4.在胶结不好的地层井段不要划眼当起下钻、循环钻井液而钻头或扶正器处于该井段时不要转动钻具以保护已经形成的滤饼
5.下钻时发现井口不返钻井液或者钻杆水眼内反喷应停止下钻起钻时如发现环空液面不降或者钻杆水眼内反喷应停止起钻应立即接方钻杆开泵循环开泵时应用小排量顶通然后逐渐增加排量待环形空间畅通钻柱内外压力平衡后方可继续进行起下钻作业如泵压升高恢复循环困难应改变钻头位置后再开泵可能会容易一些因为此时钻具是可以自由活动的如在原地继续憋压漏失的钻井液越多砂桥憋得越紧就失去了活动钻具的自由如果改变位置后仍然建立不起循环那只有下决心往上起
6.井径扩大率控制在10~15%以内因为井径扩大是由于井壁坍塌造成的井壁坍塌可以产生更多的岩屑部分井径扩大到一定程度就成了岩屑最好的藏身所一旦时机成熟这些岩屑就会带来不少的麻烦只有优化钻井技术优化钻井液技术以快制胜缩短钻井周期才有可能避免上述现象的发生
7.在地层松软机械钻速较快的时候钻井液中的岩屑浓度必然增大此时应适当地延长循环时间待钻屑举升到一定高度并均匀分布后再停泵接单根接单根速度要快开泵时应先小排量后大排量平稳开通
8.要维持钻井液体系和性能的稳定除密度根据需要可以随时调整外其它性能的改变要慎重从事如要改变必须制定详细地安全保障措施防止各种性能的大起大落安全、优质、均匀、稳定是维护钻井液应遵守的原则
9.粘吸卡钻往往用解卡剂浸泡解卡排解卡剂时要特别小心宜先用小排量开通经一定时间后再逐步增加排量在解卡剂未完全排出井口以前不能随意停泵、倒泵因为失去循环的连续性是形成砂桥的主要因素
10.裸眼井段钻井液静止的时间不能过长特别是松软地层未用套管封隔的情况下更要注意因为井壁剥落现象是经常发生的有时是周期性的出现在正常循环时剥落的岩屑同钻屑一起被钻井液带出同时钻井液的流动阻力会给地层增加一定的回压停止循环后这个回压消失井壁剥落速度会增加同时长期积存于大井眼中的陈砂也可能滑移到钻井液中随着时间的延长这些岩屑越集越多最终把井眼堵塞遇到这种情况处理起来比较麻烦因下钻时阻力很少但开泵憋不通只好起钻到能正常循环的井段划眼下放而划眼下放稍快一点就泵压上升悬重下降司钻必须立即上提钻具直到泵压正常为止否则便会卡钻所以经常是前进一步后退两步甚至要后退得更多这比正常钻进要困难得多同时在划眼过程又极易划出新眼一旦出了新眼要想用一般的办法再找回老眼那是难乎其难了
11.含大量水的地层不宜用气体循环钻进四.砂桥卡钻的处理砂桥卡钻的性质和处理方法与坍塌卡钻差不多一旦发生就很难处理不过砂桥比井壁坍塌的性质要轻微一些有时还有可能用小排量进行循环在这种情况下就应维持小排量循环逐步增加钻井液的粘度、切力待一切情况稳定之后再逐步增加钻井液的排量力争把循环通路打开千万不能贸然增加排量增加泵压把砂桥挤死断了这一线希望如果开泵时钻井液只进不出钻具遇卡无法活动就应算准卡点位置争取时间从卡点附近倒开此时绝不能等待观望贻误时机因为砂桥卡钻有可能发展成粘吸卡钻下手越早倒出的钻具越多砂桥形成的位置可能在上部也可能在下部但它的井段不会太长不可能把井下钻具全部埋死如果砂桥在上部最好先下炸弹把钻头炸掉或把钻铤炸裂,为以后恢复循环创造条件,第一次倒出的钻具虽然不多但有可能利用一次长筒套铣即可把砂桥解除然后将钻具对扣恢复循环以后的事情就比较好办了如果砂桥在下部应利用爆松倒扣的办法或用原钻具直接倒扣,一次将未卡钻具倒完以下的钻具只能用套铣倒扣或套铣切割的办法来解卡了砂桥卡钻往往是在起下钻过程中发生的钻头不在井底因此在套铣过程中落鱼有可能下沉遇到这种情况就应立即对扣活动钻具有可能在活动中解卡如果还能循环通钻井液一切问题可迎刃而解了如果钻柱上带有扶正器的话砂桥往往在最上一个扶正器的上面因此套铣到扶正器以后不必再扩眼去套铣扶正器就可以接震击器震击解卡了砂桥墩卡钻处理程序如图1-19所示五.砂桥卡钻实例例一胜利油田Z-18-1井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深39m2裸眼:Φ250mm钻头钻深
557.91m3钻具结构:Φ250mm三刮刀钻头+Φ
177.8mm钻铤四柱带三个扶正器+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.03g/cm3粘度17s
2.事故发生经过当钻进至井深
557.91m时高架油箱内的柴油用光三部柴油机同时熄火钻具不能活动钻井液不能循环达20分钟之久待柴油机启动后钻具活动正常但开泵时泵压上升井口不返钻井液停泵后仍有回压5MPa上提钻具当钻头位于
543.36m处卡死
3.事故处理经过1原钻具倒扣倒出钻杆三个立柱鱼顶
92.96m鱼长
450.40m2用左旋螺纹钻杆倒扣倒至
359.92m鱼长
183.44m倒扣非常困难3用Φ219mm套铣筒
168.79m套铣至井深
528.65m尚余
14.71m未套铣即三个扶正器位置4再用左旋螺纹钻杆倒扣造扣后上提1000kN解卡
4.认识与建议1从本井的钻井液性能来看是清水钻进停泵20分钟钻屑下沉形成了砂桥如不开泵憋压尚有可能起出钻具至少也能起出大部分钻具一旦开泵憋压把沉砂压紧堵塞环空如继续泵入钻井液势必人为的造成井漏放回压时憋入地层的钻井液又回流入井内这样又破坏了地层的结构力使大量砂子随着返回的钻井液流入井内井下情况更趋复杂2砂桥卡钻井段不会太长但不套铣是不能解决问题的本井一开始就应该用长筒套铣左旋螺纹钻杆倒扣这样可以加快事故处理的进度绝不可以不进行套铣而用左旋螺纹钻杆硬倒这样容易形成左旋螺纹倒右旋螺纹右旋螺纹倒左旋螺纹的恶性循环局面而且每次倒扣的收获也不会多是事倍而功半的做法例二胜利油田Y-3-82井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
102.12m2裸眼:Φ2159mm钻头钻深
2395.56m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
26.11m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过完钻电测后下钻通井下至870m时有软遇阻显示活动钻具后消除下至
2374.63m接方钻杆循环钻井液钻具活动正常但井口不返憋漏钻井液80m3于是决定起钻起至
935.61m上提拉力达1200kN钻具卡死
3.事故处理过程1套铣倒扣套铣四次倒扣十三次共倒出钻杆
582.28m鱼长
353.33m2继续套铣至井深
636.45m倒扣四次倒出钻杆
104.98m计算鱼顶
687.13m鱼长
248.35m即从未套铣井段倒出钻杆
50.68m3从井深
636.45m套铣至
687.13m没有任何显示继续套铣至710m但是套铣速度很慢因此决定起出套铣筒4下公锥倒扣找不到鱼头5下弯钻杆带220mm三刮刀钻头仍然找不到鱼头6经电测证实井深710m井斜三度已套铣出新井眼决定停止处理井眼报废
4.认识与建议1下钻有软遇阻就是砂子很多的显示若此时循环钻井液可避免此次事故的发生2下钻一直到底是盲目的行动开泵后井口不返钻井液就应立即起钻也还有可能把钻具起完憋入钻井液80m3后把松散的砂子已经挤得很紧此时起钻为时已晚而且起钻时肯定会反喷钻井液因为憋入地层中的钻井液还会返回来的3在渤海湾地区的明化镇、馆陶组地层中划眼最容易划出新眼这种教训可以说很多很多本井就是一个例证失去了老眼也就失去了打捞的目标不得不终止事故的处理已经钻成的一口井就这样报废了实在可惜4上次套铣至687m下次套铣至710m应该说687m以前不会出新眼新眼就出在687-710m的23m井段内如果仔细分析一下当时套铣的情况不难找出开始划出新眼的位置因此找到老眼是完全可能的而且落鱼只有
248.48m上部地层松软又好套铣处理完本次事故已是指日可待了而贸然决定废弃乃是决策的失误5本井一开始就用不超过60m的短筒套铣延误了事故处理时间6本井从未套铣段倒出51m钻杆后就应该开泵循环维持井眼的畅通如果此时循环不通说明上部仍有砂桥起钻后绝不能下套铣筒只能下光钻杆或钻杆带公锥通井在有砂桥存在的情况下无论是下钻头或是下套铣筒都会划出新井眼例三胜利油田GD-6-25井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
95.5m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
2555.05m3钻井液性能:密度
1.26g/cm3粘度28s4钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
108.53m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过井深
2555.05m当下钻至
2416.7m时发现井口不返钻井液又下五柱钻杆井口还是不返钻井液悬重也不增加于是接方钻杆用8L/s的小排量开泵泵压升到10MPa井口仍然不返停泵活动钻具阻力越来越大活动范围越来越小直至卡死3.事故处理过程1用左旋螺纹钻杆倒扣倒至
1026.98m落鱼为
1528.07m2下右旋螺纹钻杆对扣用8L/s的小排量开泵泵压升至9MPa时开通以后又用26L/s的排量循环上提1400kN无效计算卡点为
1350.5m3注入密度
1.25g/cm3的解卡剂70m3浸泡69小时30分解卡4.认识与建议1根据处理情况来看本井砂桥发生在1000m以上也就是在明化镇地层2下钻至
2416.7m时发现井口不返钻井液就不应该再下五柱应在该处开泵循环钻井液一周以上井下情况正常后方可继续下钻如果在此处建立不起循环憋入钻井液不可多于5m3应立即起钻观察井口如果井口液面不随钻具的上起而下降说明已有砂桥存在不可开泵要一直起到井口液面随钻具的上起而下降的时候才算起过了砂桥才可以开泵循环钻井液3本井是因砂桥卡钻导致粘吸卡钻是复合式卡钻在倒扣过程未将水眼堵死对扣后仍能循环钻井液实属万幸这样就大大加快了事故处理进度这个例子给了我们一个很重要的启示凡是要用套铣倒扣才能解除的卡钻事故应首先采取措施将钻头炸掉或将最下部的钻具炸裂为以后开泵循环留下一条通路无论坍塌也好砂桥也好都不可能是全井段的当套铣过砂桥之后能争取恢复循环可以使复杂事故变成简单事故处理起来容易多了如不采取爆炸措施在套铣倒扣过程中十有八九会把钻头或钻具水眼堵死一个小小的动作会产生巨大的效益七十年代初我们在江汉油田曾多次这样干过效果都是很好的可惜这一点未被很多人所认识所以把本来可以较好处理的事故搞得复杂化了甚至搞到无法处理的程度4本井泡解卡剂70m3太多了只要50m3足够了多泡20m3解卡剂即多泡了550m井段解卡剂液面到了井深800m正好是明化镇地层存在着潜在的危险性不可不慎例四大港油田W-16井1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
150.11m2技术套管:Φ
244.5mm下深
1852.51m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
3185.51m4钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
158.75mm钻铤
17.5m+Φ214mm螺旋扶正器
1.90m+Φ
158.75mm钻铤
107.58m+Φ127mm钻杆
2992.18m2.事故发生经过正常钻进至井深
3185.20m突然发生井漏钻井液只进不出转动钻具扭力越来越大上提到1700kN下放到400kN无效钻具卡死钻头位置为3180m计算卡点为2100m
3.事故处理过程1注入堵漏钻井液30m3堵漏成功恢复循环2注入解卡剂
45.7m3快T800Kg浸泡无效3注入原油
11.5m3柴油
12.8m3快T400Kg浸泡卡点下移至钻铤位置4从3060m处爆松倒扣成功然后下入上、下震击器对扣震击解卡
4.认识与建议1本井下技术套管
1852.51m东营组以上易坍塌地层已全部封隔虽然井漏但发生大段坍塌的可能性不大能够循环钻井液也说明了这一点2用转盘转动钻具泵入钻井液只进不出长达80分钟大量岩屑下沉在漏层以上形成砂桥的可能性很大从事故发生的过程来看是砂桥卡钻而不是粘吸卡钻但在钻具失去活动能力之后也可以发生粘吸卡钻因此我们认为本井下部是砂卡上部是粘卡形成复合性卡钻3井漏之后就应该一边灌钻井液一边起钻先起到技术套管内再考虑下一步的处理方法如果这样做了就不会发生这次卡钻事故至于是否会发生井喷那也不必担心因为既然下了技术套管必然会装防喷器在这样的条件下进可以攻退可以守有何惧哉4本井还是比较幸运的环空没有堵死可以打堵漏钻井液堵漏并恢复循环为注入解卡剂创造了条件最后下震击器震击解卡进一步说明了本井不是单纯的粘吸卡钻在钻铤部位有砂桥存在例五胜利油田S-6-16-X20井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深300m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深1084m3钻井液性能:清水混浆地面土池大循环
2.事故发生经过本井为定向井从井深500m开始定向钻至井深
1084.54m因从大循环土池向循环罐提升钻井液的潜水泵发生故障被迫中止循环只能活动钻具15分钟后发现钻具遇阻遇卡20分钟后钻具卡死卡点978m3.事故处理过程1改为小循环从井口经振动筛、循环罐至泵用8-10L/S的小排量慢慢顶通环形空间然后增大排量至30L/s一边循环一边处理钻井液使钻井液性能达到密度
1.18g/cm3粘度24s滤失量4mL2待井内砂子排出井壁稳定后注入解卡剂15m3浸泡3小时5分钟解卡4.认识与建议1定向井段就不应该用清水钻进这不仅是安全的需要也是工艺的需要清水钻进井径不规则下部钻具组合将达不到预期的效果2用大土池进行循环是个懒办法事故就是专门惩罚这些懒人的潜水泵发生故障之后若及时改为小循环就是继续用清水混浆循环也不会发生沉砂卡钻的事故3本井的聪明之处在于用小排量开泵打开了一条通路然后逐渐增加排量调整钻井液性能巩固井壁为浸泡解卡剂创造了条件若用大排量开泵很可能堵塞通道处理事故的困难就更多了4本井也是砂卡之后又发生粘吸卡钻是复合式卡钻所以注入解卡剂之后很快就解卡了例六胜利油田B-4-4-44井1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
115.34m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
1591.80m3钻井液性能:密度
1.23g/cm3粘度30s滤失量15mL切力0/0mg/cm2pH112.事故发生经过钻至井深
1591.80m起钻换钻头后一次下钻到井底首先把环空钻井液灌满然后用24L/s的排量开泵循环泵压稳定在20MPa井口不返钻井液漏失钻井液15m3停泵后立管有回压钻具卡死钻头位置在
1580.57m测算卡点在表层套管鞋以下约在130m左右3.事故处理过程1用原钻具倒扣一次倒出钻杆
134.07m2下Φ
193.67mm套铣筒
58.74m套铣至井深
192.81m3用右旋螺纹钻杆对扣后倒扣倒出钻杆
57.59m鱼顶井深
191.66m4仍下Φ
193.67mm套铣筒
58.74m套铣至井深
248.48m5下左旋螺纹钻杆倒扣造扣后上提到1500kN悬重缓慢下降经几次活动后解卡4.认识与建议1本井钻井液性能比较好而且下钻时没有遇阻按常理不应该产生砂桥更不应该发生坍塌但事实上是产生了砂桥最大的可能是起钻时没有灌好钻井液套管鞋以下的流沙层坍塌流砂混在钻井液中下钻时可能不遇阻但井口也不会返出钻井液这是可以观察出来的但可惜没有人注意到这一点2下钻时井口应该向外返钻井液为什么本井在下钻后往环空灌钻井液看来是环空液面下降了下钻时井口不返钻井液没人观察井口什么时候不返钻井液也就说不清处了根据处理情况来看下钻六个立柱后可能已经不返钻井液了如果早一点发现不至于酿成大祸3开泵过猛把松散的砂子挤压成砂桥泵压越高砂桥越结实如果用小排量开泵还有可能开通如果小排量也开不通漏失量不超过5m3立即起钻还有可能将全部钻具起出4从处理过程来看砂桥在150-250m之间250m以下既未砂卡也未粘卡这种现象只能归因于在起钻时没有灌好钻井液例七长庆油田SH-32井1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深
474.54m2裸眼:Φ
241.3mm钻头钻深
2234.92m3钻具结构:Φ
241.3mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
90.99m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.07g/cm3粘度80s滤失量
7.5mL滤饼
0.4mm切力2/6mg/cm2含砂量
0.3%pH92.事故发生经过下钻至井深
1979.25m遇阻划眼27m继续下钻至
2090.02m又遇阻上提
2.5m遇卡开泵循环时泵压由10MPa升至15MPa井口不返钻井液卡钻时钻头位置为
2087.52m地层为延长组泥岩3.事故处理过程1接地面震击器震击无效2从钻铤顶部即
1995.64m爆松倒扣成功3下Φ219mm套铣筒套铣至钻头4下震击器对扣上提900kN震击四次解卡4.认识与建议1从开泵的情况来看本井属于砂桥或坍塌卡钻但从钻井液性能上来看井塌的可能性不大主要还是砂桥至于砂桥的形成可能和1979~2084m之间的大井径有关因为大井径段钻井液上返速度低切力又小极容易积存岩屑2本例没有说明从起钻到下钻井浆静止时间多长看来不像是连续工作中间停工了一段时间凡是不连续工作的井很容易出现这种问题在渤海湾地区未下技术套管的井井浆静止时间不允许超过三天凡是超过三天的井往往发生与本井类似的情况3凡是钻头通过砂桥井段不是遇阻就是井口不返钻井液本井也不会例外可是井队工作人员并没有注意井口的动静而盲目下钻造成这次事故4本井处理事故的方法和程序是完全正确的因而能顺利地快速地处理完事故例八胜利油田Z-33-204井1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
89.99m2裸眼:Φ250mm钻头钻深700m3钻具结构:Φ250mm三刮刀钻头+Φ
177.8mm钻铤带四个螺旋扶正器
87.8m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:清水2.事故发生经过钻至井深700m时机房正车箱齿轮轴断不能继续钻进随决定起钻起至第十四柱时上提1200kN卡钻钻头位置
286.60m3.事故处理过程1原钻具倒扣倒出钻杆
180.26m鱼顶
178.88m鱼长
107.72m2下左旋螺纹钻杆倒扣实际方入与计算方入相差很多起钻后发现五柱左旋螺纹钻杆落井3下左旋螺纹钻杆对扣悬重增加15kN说明左旋螺纹钻杆已捞获然后探鱼顶造扣又将右旋螺纹钻杆扭断鱼顶
189.70m鱼长
96.84m4下Φ
244.5mm牙轮钻头探鱼顶5下Φ195mm套筒磨鞋修鱼顶磨去
0.5m6下Φ219mm左旋螺纹套铣筒
72.50m套铣至最上面扶正器位置发现落鱼下行7下左旋螺纹母锥追落鱼至
262.57m造扣上提至悬重600kN时解卡钻具全部捞出4.认识与建议1这是一次不应该发生的事故完全是决策者的失误造成的正车箱齿轮轴断三部车不能并用但
二、三号车仍然可以驱动钻井液泵进行循环正确的做法应该是继续循环将清水转换成泥浆使之具有一定的粘度和切力藉以携带岩屑并巩固井壁然后才可以考虑起钻和检修否则即使能起出钻具也保持不了700m井眼2左旋螺纹钻杆为什么会落井肯定是用转盘上扣造成的这是对偷懒者的惩罚3原钻具倒扣之后就应该用套铣筒套铣一次长筒套铣就可解决问题处理过程中
2、
3、
4、5步都是多余的作法看来还是想偷懒结果是偷鸡不成反蚀了一把米技术工作还是应该老老实实地去做任何投机取巧都不会有好结果第四节缩径卡钻缩径卡钻说通俗一点就是小井径卡钻无论何种原因钻头通过的井段其直径小于钻头直径均可造成卡钻这些小于钻头的井径有些是缩径造成的有些是原本就存在的缩径卡钻也是钻井工程中常见的事故处理起来比坍塌卡钻容易一些但比粘吸卡钻要困难得多一.缩径卡钻的原因
1.砂砾岩的缩径:砂岩、砾岩、砂砾混层、如果胶结不好或甚至没有胶结物在井眼形成之后由于其滤失量大在井壁上形成一层厚的滤饼而缩小了原已形成的井眼如图1-20所示
2.泥页岩缩径:泥页岩井段一般表现为井径扩大但有些泥页岩吸水后膨胀也可使井径缩小如1表层泥页岩主要成分为钠蒙脱石具有较高的含水量在钻进中易出现塑性变形2未固结的粘土内摩擦角为零一旦剪切应力大于胶结强度便发生塑性变形3在压力异常带的泥页岩因其含水量和孔隙压都远远超过正常值也就容易发生塑性变形特别是一些含水软泥岩就像揉成的面团一样表现出很强的塑性这种软泥岩由于在其上部覆盖着致密的盐岩层、石膏层和膏泥岩,下部也存在着同样性质的特殊岩层,在非渗透性的岩层之间,形成了良好的“圈闭”条件,在长期地质沉积过程中,泥岩孔隙中的自由水与周围地层不连通,不能发生运移,被保存下来随着上覆岩层压力的不断增加,泥岩孔隙中的自由水承受了一部分上覆岩层压力,使岩石骨架颗粒间的距离不随上覆压力的增加而减少,形成了“欠压实”状态这种存在于盐、膏、膏泥岩间的泥岩层段具有泥质含量高、地层水含量大、孔隙压力高、矿化度高、塑性大、强度低、可钻性好、初始蠕变速率和稳态蠕变速率高的特点一旦打开一个孔道在上复地层压力作用下急速向孔道蠕动把井眼缩小甚至会把钻头包住而失去循环通道如图1-21所示这种地层的蠕动和盐岩层不一样不受温度的影响只和上复地层压力有关系和其本身所含的水量有关系因为这种地层多是在氧化环境中生成的,所以全国各地所遇到的多是紫红或棕红色软泥岩,但中原地区则发现有灰绿色软泥岩软泥岩的矿物组分主要有伊泥石64~71%、绿泥石16~29%、盐2~10%、石膏8~19%、不含蒙脱石盐、膏含量愈大,表现出的分散性和吸水膨胀性愈强美国安秋子牧场油田曾测得这种软泥岩的初始蠕变速率约为
2.54cm/h.我国塔里木油田东秋5井在井深2452m和2514m就钻遇这种软泥岩,连续发生两次恶性卡钻,钻井液密度提高到
2.20g/cm3,才得以过关这可能是遇到这种地层的井深最浅的地区之一柴达木盆小梁山地区钻表层时钻井液密度就要加到
2.0以上否则就要卡钻可能和这种软泥岩有关.
3.盐膏层缩径:所谓盐膏层是指主要由盐岩(NaCl)和石膏(CaSO4或CaSO4·2H2O)组成的岩层在盐膏层中,盐岩和石膏的含量不等,而且还含有大量的其它矿物除常见的石英(SiO2)、长石、碳酸盐岩等矿物外,还常会有各种不同的粘土矿物根据纯盐层厚度、盐膏层特点及夹层情况,可将盐膏层分为两大类,即纯盐岩层和盐、膏、泥复合层纯盐岩层又可分为原生沉积盐、次生岩脉盐和残存混合盐三种,原生沉积盐为大段结晶状无机盐(大部分为氯化钠和硫酸钙,也可含有其他复合盐类,如氯化钾、氯化钙和芒硝等),单层厚度较大,岩性比较稳定,夹层常为不易坍的白云岩、石灰岩及层理裂隙不发育的硬泥岩等;次生岩脉盐均在次生缝洞内壁呈垂直或斜交盐晶粒生长,并为同生角砾岩的胶结物;残存混合盐是由原生沉积盐蠕动消失后的残存盐角砾和其他角砾混杂胶结组成;它给钻井造成的主要困难是上部地层的盐溶扩径和下部地层的蠕变缩径盐、膏、泥复合盐层往往是盐、膏、泥相间,互层多且薄,岩性变化大,并含盐膏软泥岩、碎泥与盐结合物及以盐为胶结物的角砾岩等,往往由盐岩、盐膏、石膏、芒硝、泥岩、含膏泥岩、灰质泥岩、泥页岩等多种岩性组成其岩性复杂多变,泥岩层理发育,软泥岩含水量高,含盐量7~60%不等而且,由于沉积环境的不同,产生了富含碳酸盐、硫酸盐的盐岩再加上周期性交互沉积分选差的砂泥岩,形成形形色色的复合盐岩,构成的盐膏岩性质千差万别,蠕变特性差异很大他给钻井造成的主要困难不仅有盐溶扩径和蠕变缩径,而且还容易造成井壁坍塌以盐为胎体或胶结物的泥页岩、粉砂岩或硬石膏团块,遇矿化度低的水会溶解,盐溶的结果导致泥页岩、粉砂岩、硬石膏团块失去支撑而坍塌夹在盐岩层间的薄层泥页岩、粉砂岩,盐溶后上下失去承托,在机械碰撞作用下掉块、坍塌多数沉积岩的密度是随埋藏深度的增加而增加而盐岩层的密度却不随埋藏深度的增加而增加多数沉积岩的三轴应力是不相等的水平应力小于垂直应力而且不同方向的水平应力也不相等而盐岩层的三轴应力是相等的就等于它的上覆岩层压力多数沉积岩的极限强度随约束力的增加而增加盐岩层则不然其极限强度随约束力的增加而有少量的增加但随温度的上升而显著下降多数沉积岩没有延展性而盐岩在一定的温度条件下表现出延展性而且随着温度的上升而迅速增加大于三千米的深度约束力的影响几乎被温度的影响所抵消实际上盐岩层的强度随深度的增加而减小盐岩层在一定的温度和压力下会发生明显地变形称之谓蠕变它是时间、加载条件和其本身的物理特性的函数盐岩在100℃以前蠕变量很小由于钻井液中水的溶解作用井径不会缩小反而扩大从100℃到200℃蠕变速率急剧增加200℃以上盐岩层几乎完全变成塑性体在一定的压力下很容易产生塑性流动温度对盐岩层蠕变的影响如图1-22所示压力也是影响盐岩蠕变的主要因素在钻井时如果钻井液液柱压力小于盐层压力盐层将向井内蠕动其闭合速率取决于温度和压差的大小有人做过如下的实验:某井用Φ
215.9mm钻头钻穿5352~5446m盐层之后在不同钻井液密度下进行了三次井径对比测量结果如下:第一次测量:井浆密度
1.73g/cm3计算压差26MPa起钻后8小时和12小时各测一次井径在12小时内井径缩小58mm第二次测量:井浆密度调整为
1.83g/cm3计算压差21MPa起钻后8小时和12小时各测一次井径12小时内井径缩小12mm第三次测量:井浆密度调整为
2.07g/cm3计算压差7MPa起钻后8小时和12小时各测一次井径12小时内井径扩大
1.52mm30小时后再测一次井径井径增大
0.51mm这种扩径可能是由于钻井液中水的溶蚀而成压差与蠕变速率的关系如图1-23所示盐岩层蠕变和其本身的物理特性有关即与盐的成因、纯度、杂质种类(如Ca2+、Mg2+、Na+、K+、Cl-、SO42-等)和数量、颗粒尺寸、压实程度、自由水和气泡等有关钠盐层强度低于钾盐层,复合盐层强度低于单纯盐层,如果复合盐层中含有光卤石(KCl.MgCl
2.6H2O)对井壁的稳定影响非常严重埋藏深度愈大,强度下降愈严重在相同的温度、压差条件下不同的盐层其蠕变速率不一样如胜利油田郝科一井从井深
3416.5m~4150m共钻穿盐层60层229m在井浆密度
1.92g/cm3的情况下只有一层3563~3567m在钻进时发现有蠕变缩径现象因思想上早有准备当扭矩增大时立即提起钻头划眼来回划眼三个多小时才得以通过此层其余各层都顺利通过在盐层中钻进井眼缩径速率还和井径大小有关系即缩径速率和井眼直径成反比也就是说10in井眼的缩径速率是5in井眼的两倍随着埋藏深度的增加温度、压力也相应地增加盐岩层逐渐失去了自持能力如没有一定的钻井液液柱压力与之相抗衡一旦钻孔形成它就向钻孔蠕动而使井眼缩小如发现不及时就会立刻造成卡钻,如图1-24所示
4.深部沉积的石膏层一般认为在上覆岩层压力下把结晶水挤掉成为无水石膏当钻开时石膏又吸水膨胀减弱强度缩小井径无水石膏密度为
2.9g/cm3含水石膏密度为
2.3g/cm3即无水石膏变为含水石膏时体积要膨胀26%其他盐类如芒硝、氯化镁、氯化钙等也具有类似性质
5.原已存在的小井眼:钻头使用后期外径磨小形成一段小井眼刮刀钻头尤为显著有些取心钻头其外径小于正常钻进的钻头或者在使用后期外径磨小也会形成一段小井眼如图1-25所示如下钻不注意或扩、划眼过程中发生溜钻也会造成卡钻其性质和缩径卡钻一样
6.弯曲井眼:有些井由于下部钻具结构刚性不够形成如图1-26所示的弯曲井眼当下部钻具结构改变刚性增强或者下入外径较大长度较长的套铣工具或打捞工具时在弯曲井眼处容易卡住
7.地层错动造成井眼横向位移如图1-27所示由于所钻地层有断层和节理存在当钻井液滤液浸入断层面或节理面后引起孔隙压力的升高产生了沿断层面或节理面的滑动导致了井眼的横向错动如这一现象发生在下钻之前则下钻时将会在错动处遇阻;如这一现象发生在下钻之后则在起钻至错动位置时会发生遇阻遇卡其情形就和缩径差不多但却不是缩径严重的错动将会立即把钻具卡住如1986年孤东油田七区某井固完井射完孔下好油管准备替喷投产井下情况正常八小时后发现油管被卡用作业机硬拔起出的下部油管弯曲达600mm以上证明是地层错动所造成
8.将大一级的钻头下入小一级的井眼中这本来是不应该发生的事但由于工作人员的疏忽不仔细检查如将
215.9mm钻头下入
212.7mm的井眼中将
247.65mm钻头下入
244.5mm的井眼中这些事听起来是笑话但确是实实在在发生过的事
9.钻井液性能发生了较大的变化:如钻遇石膏层、盐岩层、高压盐水层滤失量增加粘度、切力增加滤饼增厚或者为了堵漏大幅度地调整钻井液性能都很容易形成假滤饼使某些井段的井径缩小二.缩径卡钻的象征
1.阻卡点固定在井深某几点:因为小井径总是个别井段所以下钻遇阻时提离该点则无遇阻现象起钻遇阻时则下放不会遇阻而且遇阻点相对固定在某一井深有时会有若干个遇阻点但每个遇阻点的井深相对固定
2.多数卡钻是在钻具运行中造成而不是在钻具静止时造成只有少数卡钻是在钻进时造成如钻遇蠕动的盐岩、含水软泥岩、沥青层就很容易在钻进过程中缩径卡钻
3.开泵循环钻井液时泵压正常进出口流量平衡钻井液性能不会发生大的变化但钻遇蠕动速率较大甚至是塑流状态的盐岩、沥青层、含水软泥岩时泵压要逐渐升高甚至会堵塞环空失去循环
4.离开遇阻点则上下活动、转动正常阻力稍大则转动困难
5.下钻距井底不远遇阻可能有两种情况一种是沉砂引起遇阻一种是上一只钻头在使用后期直径磨小形成了小井眼
6.如钻遇蠕变性的盐岩层、沥青层、含水软泥岩层往往是机械钻速加快转盘扭矩增大并有别钻现象提起钻头后放不到原来井深划眼比钻进还困难若蠕变速率较小泵压没有多大变化若蠕变速率较大可以发现泵压逐渐上升直至憋泵
7.缩径卡钻的卡点是钻头或大直径工具而不可能是钻杆和钻铤三.缩径卡钻的预防
1.下入钻头、扶正器或其它直径较大的工具时应仔细丈量其外径不能把大于正常井眼的钻头或工具下入井内使用打捞工具时其外径应比井眼小10~25mm
2.起出的旧钻头和扶正器应检查其磨损程度如发现外径磨小肯定已钻成了一段欠尺寸井眼下入新钻头时应提前若干米划眼不能一次下钻到底划眼井段的多少依据实际情况来定一般为1-3个单根总的原则是下放钻具时不允许有30kN以上的遇阻既使是毫无遇阻显示最后一个单根也必须划眼下放
3.在用牙轮钻头钻进的井段下入金刚石、PDC及足尺寸的取心钻头时要特别小心遇阻不许超过50kN
4.取心井段必须用常规钻头扩眼或划眼特别是连续取心的井段软地层每100m硬地层每50m左右应用.常规钻头扩、划眼一次
5.改变下部钻具结构增加了钻具的刚性如增加扶正器数量或加大钻铤外径以及下入外径较大的套铣工具和打捞工具时应控制速度慢下绝不允许在阻力超过50kN的情况下强行下入
6.下钻遇阻绝不可强压一般的规律是遇阻后上提的力量要比下压的力量大所以下压力量越小上提解卡越主动当然也可以用渐进法进行试验如果上提时的阻卡力不超过下压遇阻的力量或者超过的不多在一倍以内还可以逐步增加下压的力量有些井段增加一点力量或者多活动几次就可以过去了但如果发现上提时阻卡力增加很多就不能盲目下压了应立即循环钻井液向下划眼消除阻力
7.起钻遇阻绝不能硬提因为下压解卡的力量往往比上提时的阻力大得多如果上提遇阻而下放很松快也可以采取渐进法进行试验逐步加大上提力量有些井段上下活动几次就可以起出来了如果发现下压解卡力大于上提阻卡力很多就不能再加大力量上提了,应循环钻井液采取倒划眼的办法起出这里所说的渐进法就是每次增加的力量不可过多以30-50kN为宜一般的要求起、下钻遇阻不许超过50-100kN采取渐进法增加力量的最大限度也不许超过200kN当钻具悬重较轻时上提力量不能超过钻具重量的三分之一
8.控制钻井液滤失量及固相含量使渗透层井段结成薄而韧的滤饼减少滤饼缩径现象尤其不能使钻井液性能发生大幅度的变化如急剧地增加粘度、切力及滤失量会形成更多的假泥饼
9.钻遇特殊岩层如盐岩层、沥青层及含水软泥岩层必须提高钻井液密度增大钻井液的液柱压力以抗衡围岩的蠕动或塑流确定控制盐层蠕变需要的钻井液密度所广泛采用的规则如图1-28所示这些曲线是根据静态塑性原理应用有限元法得出的钻开盐岩层,可以使油包水乳化钻井液、NaCl超饱和盐水钻井液、混合盐超饱和盐水钻井液,其化学组分有NaCl、KCl、MgCl
2、MgSO4等各种盐类在不同温度下在水中的溶解度如下表所示表1-11各种盐类在水中的溶解度溶解度(g/100ml)20℃40℃60℃80℃100℃CaCl
274.
5115.
0136.
8147.
0159.0NaCl
36.
036.
637.
338.
439.8KCl
34.
040.
045.
551.
156.7MgCl
254.
2557.
560.
769.
8772.7由表可知,温度愈高,溶解度愈大钻井时,井下温度高于地面温度,在地面呈饱和状态时,在井下则为欠饱和;在井下呈饱和状态时,到地面则为过饱和,就要析出多余的盐份为了保持钻井液性能的稳定,就需要加一种盐抑制剂,防止钻井液中过饱和的盐份在地面结块比较好的盐抑制剂有次氮基乙酸酰胺[NCH2CONH23]、亚铁氰化钠、亚铁氰化钾[K4FeCN2]、氯化镉和NTA等其中NTA是一种合成的氮氚三乙酸胺的衍生物,加入到过饱和盐水里,能够把氯化钠晶体析出速度减到最小程度或制止氯化钠晶体的析出加在欠饱和盐水里,也能阻止氯化钠晶体的溶解当这些化学药品出现在氯化钠晶体的表面时,表面重结晶被阻止,这些重结晶往往是结块的主要原因一般加量为
0.2~
0.4%另外可以加SMP、SPC等以提高抗温、搞污染能力如果褐煤类产品与磺化酚醛树脂联合使用,能很好的控制体系的滤失性和流变性加入磺化沥青、超细碳酸钙,可以增强体系的造壁性加入SP-
80、DH-
1、RH-3或原油等可以提高钻井液的润滑性,降低滤饼摩阻系数加入7~8%的氯化钾对泥页岩的膨胀和坍塌能起到很好的抑制作用加入Na2SiO
3、K2SiO3等能够抑制石膏的溶解和膨胀,具有很强的抗钙侵能力对于盐岩层地质设计上可能有预告可以提前采取转化钻井液体系增加钻井液密度的措施但是对于沥青层.含水软泥岩层其分布情况无规律可循因此也无法预告往往会打遭遇战遇到这种地层包括盐岩层有几个明显地变化可资参考:1钻速加快;2扭矩增大;3上提钻头有阻卡力;4提起钻头后放不到井底;5划眼困难有别钻现象其速度比钻进还慢经反复划眼仍不能恢复正常钻进因此在盐层中钻进,如遇快钻时进尺不可超过
0.5m应当机立断立即上提如上提有阻力在安全的条件下尽最大可能上提绝不可消极等待此时等待就等于死亡关键的问题是及早发现及早处理不能等到转盘扭矩很大甚至不能转动时再想提也提不起来了这种教训在胜利油田和中原油田曾发生过多次钻完一个方钻杆应提起平稳划眼修整井壁
10.如上提遇阻倒划眼无效如此时起出的钻具超过井深的一半可以接如图1-29所示的扩孔器于钻柱中间下钻至遇阻位置扩眼消除阻卡后再起钻扩孔器类似于一般的螺旋扶正器只是着重于在翼片上、下两个斜肩面上加焊硬质合金使其具有破坏地层的能力
11.如果井下情况比较复杂可在钻铤顶部接一扩孔器这样倒划眼的效果会更好一些因为牙轮钻头很难发挥倒划眼作用
12.在钻柱中接随钻震击器无论上提遇卡还是下放遇卡都可以立即启动震击器震击解卡
13.在复杂井段钻进要简化钻具结构如不接扶正器缩小钻铤外径减少钻铤数量等
14.在钻进过程中要有计划的进行通井即定深进行短程起下钻
15.在起下钻过程中要详细记录阻卡点对于较复杂的井段要主动地进行划眼以消除阻卡现象
16.对于易产生蠕变地层可使用偏心PDC钻头钻出较大的井眼给地层蠕变留下一定的余地如图1-30所示.其偏心度C-O越大钻出的井眼也越大这样在蠕变速率不太大的的下可以允许你有时间起出钻头.
17.可以在钻头以上的适当部位接扩眼器距离以近钻头一点为好这种扩眼器既能正划眼又能倒划眼在地层发生蠕变时可以利用它起出危险井段这些措施只能在钻井液液柱压力与地层蠕变应力基本平衡的情况下即井眼缩小率每小时不大于2%时才可使用四.缩径卡钻的处理如确证是缩径性质的卡钻应采取如下办法处理
1.遇卡初期应大力活动钻具争取解卡在下钻过程中遇卡应在钻具和设备的安全负荷限度以内大力上提但绝不能多压在起钻过程中遇卡应大力下压甚至将全部钻具的重量压上去但绝不能多提在钻进过程中遇卡只能多提或强扭下压是没有意义的在这种时候捕捉战机是非常重要的要敢于用大力可能三下五除二就解决问题了如果大力活动数次一般不要超过10次不能解卡就不要强干了此时应循环钻井液在适当的拉力压力范围内定期活动钻柱最好每10~15分钟活动
二、三次保持钻柱不被粘卡再进行第二步的工作
2.用震击器震击解卡:如钻柱上带有随钻震击器在起钻过程遇卡的时候应启动下击器下击在下钻过程遇卡或钻头在井底遇卡的时候应启动上击器上击如果钻柱上未带随钻震击器要设法接入震击器因为震击是缩径卡钻中最有效最经济的解卡办法如果是起钻遇卡而且有足够的钻柱重量可以在井口接地面下击器下击如果是下钻遇卡或在井底遇卡最好是把钻柱从卡点以上倒开把上击器接到距卡点较近的位置然后连续上击在活动钻具及震击的过程中要随时注意钻具的活动范围在钻柱的某一部位打一个记号如果该记号随钻柱的下击而下移或随钻柱的上击而上移说明震击活动有效解卡有望如果在同样的拉压范围内发现钻柱的活动范围越来越小说明已有粘卡发生此时继续震击的效用就不大了
3.如果发现是缩径与粘吸的复合式卡钻那就应先浸泡解卡剂然后再进行震击
4.如果缩径是盐层蠕动造成的而且还能维持循环的话可以泵入淡水或淡水钻井液至盐层缩径井段以溶化盐层同时配合震击器震击
5.如果是泥页岩缩径造成的卡钻可以泵入油类和清洗剂或润滑剂并配合震击器进行震击
6.如果大力活动钻具与震击均无效那就只好走爆松倒扣和套铣、倒扣的道路最好是从钻头附近或钻铤顶部倒开井下留的落鱼越少越好因为缩径卡钻的卡点在钻头或扶正器位置如落鱼较少时可争取一次套铣到卡点位置即可解卡如果落鱼较长一次套铣不到卡点位置那就只好分段套铣、倒扣了
7.如果经测算套铣、倒扣在时间上经济上不合算;或者在套铣、倒扣过程中发生了其它问题使套铣、倒扣工作无法继续进行那就只有侧钻一条路可走了缩径卡钻的处理程序如图1-30所示五.缩经卡钻实例例一大港油田GSH-63-2井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深645m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深3115m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ203mm钻铤
53.02m+Φ
177.8mm钻铤
52.89m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过正常起钻至井深
1760.55m突然遇阻因多提而卡死
3.事故处理过程1注原油
15.6m3柴油15m3快T400Kg配合地面震击无效2注原油
21.2m3柴油
12.5m3快T400Kg配合地面震击仍无效3爆松倒扣鱼顶
1640.76m鱼长
125.79m4接下击器对扣震击仍无效把震击器退出来5下入Φ
311.1mm钻头扩眼到鱼顶位置6下Φ
244.5mm套铣筒套铣至钻头位置7下入下击器对扣震击解卡
4.认识与建议1这种钻具组合就不合理Φ
215.9mm钻头加Φ203mm钻铤周围间隙很小井眼稍不规矩很容易遇卡2凡是缩径卡钻浸泡解卡剂是无用的本井连续两次注解卡剂不是对症下药而是无的放矢3起钻遇阻不能多提一般限制不超过50-100kN本井只说突然遇阻多提卡死肯定多提的力量不小4本井可以用带防掉矛的套铣筒一次铣过钻头即可顺利起出但他们没有这样做又恐套铣过多落鱼掉入井底所以未曾铣过钻头而是留了一段距离所以最后不得不用震击器震击解卡例二华北油田JG-5井
1.基础资料1技术套管:Φ
244.5mm下深3395m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
4225.78m3钻井液性能:密度
1.44g/cm3粘度42s滤失量4ml滤饼
0.3mm切力20/40mg/cm2含砂量
0.2%pH84钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ158mm钻铤
177.92m+Φ127mm钻杆5正钻井段岩性:为盐岩、泥岩、与泥盐互层在4175~4184m4209~4219m井段为快钻时每米4-7分钟取出的岩心中有
0.52m结晶盐体
2.事故发生经过钻进中钻井液氯离子含量迅速上升到29000ppm泵压也不断升高由原泵压15MPa升至16~17~18~19MPa钻到
4225.78m时别钻停泵上提
2.65m卡死钻头位置为
4223.13m又开泵小排量进行循环泵压25MPa上提2040kN无效后因换高压闸门导致钻头水眼堵塞用水泥车憋压37MPa不通测算卡点为4200m
3.事故处理过程1在井深4200m爆松倒扣未成2用原钻具倒扣从
4044.47m处倒开落鱼长
178.66m包括Φ
215.9mm钻头和Φ158mm钻铤3套铣倒扣倒出钻铤
71.20m落鱼长
107.46m鱼顶
4115.67m4继续套铣至
4215.61mΦ
193.7mm的套铣筒断落鱼为铣鞋
0.29m加双公接头
0.28m总长
0.57m5下入上击器对扣上击50次无效退出上击器6又下Φ
193.7mm套铣筒套铣至
4215.61m在落鱼部位泡上解卡剂7用左旋螺纹钻杆倒扣倒出钻铤一根长
9.18m鱼顶
4124.85m鱼长
98.28m8又下套铣筒铣至4218m进尺239m套铣筒又断落鱼长
3.16m9下左旋螺纹公锥倒扣倒出钻铤10根和一截长
3.16m的钻铤短节断口是铣鞋铣的差一点就铣断了此时井下有套在一起的两条落鱼第一条落鱼:Φ
215.9mm钻头加Φ158mm钻铤总长
7.21m鱼顶
4215.92m鱼底
4223.13m第二条落鱼:Φ208铣鞋
0.28m+Φ208接头
0.38m+Φ193mm铣筒
2.5m=
3.16m鱼顶
4214.84m鱼底4218m10下套管捞矛打捞铣筒二次无效11下公锥打捞铣筒无效12下Φ210mm平底磨鞋把两套落鱼同时磨铣共用七只磨鞋磨到原井深
4.认识与建议1看来本井的卡钻是盐层蠕变缩径所致在4175m以后连续出现几段较厚的盐岩层机械钻速加快氯离子含量急迅上升泵压也在连续上升这是盐层蠕变的最明显的象征加之钻井液密度只有144g/cm3不足以抗衡上复地层压力给盐层造成的蠕变应力在华北地区井深四千米以上井底温度最少也在120℃以上这是盐层蠕变的必然条件2钻进中有不正常现象泵压连续上升在未判明情况之前根本就不能继续钻进应上提钻具至泵压正常进段然后划眼下放如下放遇阻泵压上升转动有别劲就应立即起钻研究下一步措施3既然井下情况不正常就不能在停泵后上提钻具因停泵后减少了对井壁的回压加速了盐层的蠕变此后小排量开泵泵压仍到25MPa就是明证至于以后憋泵不通不一定是钻头水眼堵塞很可能是环空堵死了4钻开盐岩层应用饱和盐水钻井液并把密度提高到足以抗衡盐岩蠕变应力的程度5套铣、倒扣过程最怕的是铣鞋脱落和铣筒断落本井两次造成这种情况使事故进一步复杂化了所以会出现这种情况往往是套铣时加压过大使铣筒下部产生弯曲造成的6本井歪打正着把钻铤铣断是不幸中之大幸否则很难处理这个事故例三胜利油田CH-24-105井
1.基础资料1表层套管:φ
337.9mm下深
102.05m2裸眼:φ220mm钻头钻深
1443.66m3钻具结构:φ220mm三刮刀钻头+φ214mm扶正器
1.82m+Φφ
177.8mm钻铤
3.00m+φ214mm扶正器
1.90m+φ
177.8mm钻铤
9.20m+φ214mm扶正器
1.82m+φ
177.8mm钻铤
80.38m+φ127mm钻杆4钻进参数:钻压140~160kN转数68r/min泵量35l/s泵压8~10MPa
2.事故发生经过二次开钻后一只三刮刀钻头一直钻到井深
1443.66m突然转盘负荷增加严重别钻转盘离合器打滑停钻上提钻具由原悬重480kN提至650kN反复活动无效循环正常卡点在井底
3.事故处理过程1连续三次浸泡原油共29m3柴油12m3无效2爆松倒扣三次均未成功3加大拉力活动钻具由原悬重480kN提至1300kN无效又提至1350kN钻具突然上跳悬重恢复到480kN起钻后发现钻头刮刀片几乎磨光近钻头扶正器在175mm长度上外径由214mm磨到200mm
4.认识与建议1本井卡钻是由于钻头过度磨损形成小井眼近钻头扶正器塞入小井眼造成瓶塞式卡钻这种卡钻浸泡解卡剂是毫无效用的2钻头过度磨损后泵压应该上升提起钻头后泵压应该下降此种情况司钻不难发现只是司钻没有注意罢了3井下钻具螺纹扭得过紧是爆松倒扣不成功的主要原因这样的事故用左旋螺纹钻杆倒扣也是非常困难的4处理这种事故的最好的办法是用上击器上击但是倒不开螺纹是不能把上击器接入井下的所以在卡钻初期就应该加大力量上提如果一开始就提到1300-1350kN早就解决问题了5所谓转盘负荷突然增加的说法是根本不存在的应该是转盘负荷一直很大不过是突然停止转动罢了例四大港油田w-29井
1.基础资料1表层套管:φ
339.7mm下深
117.28m2技术套管:φ
244.5mm下深
1802.13m3裸眼:φ
215.9mm钻头钻深
3169.28m4钻具结构:φ
215.9mm钻头+φ158mm钻铤
17.46m+φ214mm扶正器
2.98m+φ158mm钻铤
165.50m+φ127mm钻杆5钻井液性能:密度
1.30g/cm3粘度28s滤失量5ml滤饼
0.3mm切力0/4mg/cm2含砂量
0.6%pH
112.事故发生经过用川8-3取心筒取心后下三牙轮钻头钻进下至
3146.39m遇阻下压120kN上提至1600kN卡死钻井液循环正常
3.事故处理过程1浸泡原油10m3柴油10m3快T100kg历24小时无效2在3126m处爆松倒扣成功3下入上击器对扣震击解卡
4.认识与建议1本井是取心井段形成小井眼牙轮钻头塞入小井眼而卡钻所以凡是取心井段不论取心钻头直径如何都应提前划眼或扩眼不能直接把钻头下入2这种形式的卡钻浸泡解卡剂是徒劳的只有震击和大力上提才能解决问题3本井钻具悬重只有930kN下压了120kN多提了670kN即上提力量为下压力量的
5.5倍仍不能解卡这给了我们一个提示阻卡力与解卡力是不成比例的更不是对称的在操作中绝不能多提或多压例五胜利油田T-3-6-89井
1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深52m2裸眼:Φ219mm钻头钻深2150m
2.事故发生经过二开后用一只219mm三刮刀钻头钻达2150m起钻换
215.9mm三牙轮钻头在下至最后一柱钻杆时司钻未注意指重表当下完半个单根后才发现已遇阻500kN马上上提最大拉力提到1300kN活动不开随将井口立柱倒开接方钻杆循环钻井液泵压正常
3.事故处理过程1注入原油20m3柴油10m3浸泡无效2又注入原油10m3柴油10m3在浸泡期间活动钻具上提拉力达1700kN时解卡
4.认识与建议1刮刀钻头钻进后期外径磨小形成一段小井眼下牙轮钻头时塞入小眼而造成卡钻所以我们要求起出的旧钻头要丈量外径下入新钻头时要提前划眼才能避免这类事故的发生2本井钻具悬重只有780kN而遇阻500kN时司钻才发现可见思想麻痹已到了不可容忍的程度3明明是小井眼卡钻注入解卡剂是无用的它唯一的好处就是防止上部钻具粘卡4解除这种卡钻的有效办法就是加大拉力上提或用上击器上击本井就是提到1700kN时才解卡的但我们要知道大庆二型钻机的最大负荷是1600kN提到1700kN已超过了钻机的负荷能力是相当危险的作法例六胜利油田T-1-3-10井
1.基础资料1表层套管:Φ
323.9mm下深31m2裸眼:Φ222mm钻头钻深1764m
2.事故发生经过刮刀钻头钻至1764m时起钻换牙轮钻头下钻当接上最后一单根时上提遇卡立即卸单根接方钻杆开泵循环钻井液泵压正常司钻又下放钻柱由原悬重560kN放到200kN再提到原悬重启动转盘转不动.钻具卡死
3.事故处理过程1卡钻后活动钻具上提到800kN下放到200kN经六小时活动解卡解卡后卸方钻杆时钻柱水眼内反喷钻井液造成环空堵塞开泵时钻井液只进不返钻具又卡计算卡点为400m2用原钻具倒扣倒出卡点以上钻具3套铣.倒扣共套铣24次倒扣50次将全部落鱼捞出
4.认识与建议1本井卡钻的原因和前例一样是小井眼卡钻2在接最后一个单根前可能已经遇阻司钻没有发现或者虽已发现但在遇阻的情况下把吊卡坐在转盘上造成了卡钻绝不是在接单根过程中造成的卡钻这也是贪图小便宜铸成了大错误3本井在小井眼卡钻的情况下能够活动解卡已属万幸但活动的方法不正确应当多提少压或只提不压下压360kN显然是错误的若能正确活动可能早就解卡了4本井表层套管下得太少流砂层未封住只要钻井液倒流就很容易引起井塌在钻井液反喷的情况下应抓紧时间恢复循环或尽快从环空灌入钻井液绝不能有丝毫的贻误本井没有意识到这一点又造成了性质更为恶劣的井塌卡钻例七长庆油田H-22-15井
1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深
106.44m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深1369m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ165mm短钻铤
3.68m+Φ214mm扶正器
1.60m+Φ165mm无磁钻铤
8.86m+Φ165mm钻铤
93.41m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.10g/cm3粘度35s滤失量5ml滤饼
0.3mmpH值
102.事故发生经过正常起钻起至井深
1100.43m遇阻由原悬重374kN提至900kN提出
14.20m又猛提至1200kN钻具卡死钻头位置是
1086.23m
3.事故处理过程1接地面震击器下击无效2注柴油浸泡并从地面下击无效3用原钻具倒扣从井深
952.02m处倒开鱼长
135.25m4下左旋螺纹钻杆倒扣二次公锥滑扣5下Φ
193.67mm套铣筒套铣10m6下左旋螺纹公锥倒扣仍然滑扣7填井侧钻
4.认识与建议1起钻遇阻根本就不应该硬提若采用循环钻井液、轻提慢转的办法加以处理是不会造成事故的2起钻遇阻由原悬重374kN提至900kN已超过526kN此时要利用钻具的自重下压解卡已经不可能了若此时停止上拔下击解卡还是有可能的但本井没有这样做而是继续上拔一直提到1200kN把钻具提死造成了不可收拾的后果3从井深
952.02m处倒开之后接下击器于鱼顶部位下击效果可能会好一些4凡是钢级G105以上的钻杆公锥滑扣的事是经常发生的可以用高强度公锥也可以用倒扣器在钻杆母接头螺纹完好的状态下使用倒扣也可以在公锥加压30-60kN的状态下倒扣情况会好得多5本井表层套管直径太小扩眼已不可能限制了长套铣筒的使用本来是不复杂的事故却弄得无法处理只好填井侧钻了例八大港油田X-11-1井
1.基础资料1技术套管:Φ
244.5mm下深
1915.41m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
3277.94m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ214mm扶正器
1.87m+Φ214扶正器
1.92m+Φ159mm无磁钻铤
9.04m+Φ214mm扶正器
1.86m+Φ159mm钻铤
148.75m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过钻进至井深
3277.94m上提钻具接单根在3274m卡死由原悬重980kN提至1700kN活动无效
3.事故处理过程1注解卡剂44m3浸泡无效恢复循环2又注解卡剂
37.5m3浸泡无效恢复循环3又注解卡剂58m3浸泡无效恢复循环4爆松倒扣从井深
3101.49m处倒开落鱼
175.9m不再处理
4.认识与建议1定向钻井必须掌握钻柱上起、下放、扭转的正常磨阻力才能确定遇阻遇卡时钻柱承受的额外阻力本井由原悬重980kN提至1700kN肯定超出正常磨阻力很多所以我们认为本井是操作不当上提拉力过大造成了事故2定向钻井下部钻具组合比较复杂带有四个扶正器如所钻井眼轨迹不很平缓或井底钻屑积留过多或井壁不稳有岩块掉下均可造成卡钻不一定是缩径造成3本井不是粘吸卡钻三次浸泡解卡剂都无效用这是意料中的事4本井从井深
3101.49m处倒开还有可能下入随钻震击器上、下震击解卡放弃了这一步颇觉惋惜例九胜利油田C-17-29井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
101.25m2裸眼:Φ
244.5mm钻头钻深
1259.66mΦ
215.9mm钻头钻深
1291.10m3钻具结构:Φ
244.5mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
108.46m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.13g/cm3粘度21s
2.事故发生经过下入Φ
244.5mm三牙轮钻头扩眼钻具悬重为445kN从
1259.66m扩至
1281.00m时溜钻50kN转盘负荷剧增打倒车严重上提钻柱遇卡当提到1300kN时解卡钻柱突然上跳把大钩顶脱全部钻柱又顿入井内方钻杆、水龙头倒向井架一边待挂好水龙头后经多次上提无效钻井液循环正常
3.事故处理过程1注入原油12m3多次活动不能解卡2用原钻具倒扣从钻头接头处倒开井下只留一只三牙轮钻头3用Φ
311.1mm钻头扩眼至鱼顶4套铣后对扣上提解卡
4.认识与建议1这是典型的大钻头塞入小井眼造成的卡钻扩眼比钻进更危险2卡钻后在接方钻杆大力活动钻具以前必须用钢丝绳把大钩锁销绑好防止钻具解卡后上跳顶开大钩如用吊卡提拉钻具进行活动则必须用钢丝绳把吊卡活门绑好并把吊环与吊卡捆绑在一起防止吊环甩出或吊卡弹开本井没有进行此项工作所以造成了更严重的事故3本井从钻头处倒开是非常幸运的事说明只有钻头卡住这种卡钻泡油是不能解决问题的用上击器上击可能是最好的出路例十塔里木油田南喀一井
1.基础资料1设计井深:5500m2表层套管:Φ508mm下深
153.17m3技术套管:Φ
339.7mm下深1802m4技术套管:Φ
244.5mm下深4198m5技术套管:Φ
177.8mm下深4931m6裸眼:Φ149mm钻头钻深
5314.52m7特殊地层:
①4533~4547m为棕褐色泥岩极易垮塌钻井液密度提到
1.88g/cm3才稳定了井壁
②4455~4946m为棕褐色含盐泥岩、膏泥岩、灰白色石膏、大段盐岩及盐膏层在本井段发生了七次卡钻
2.事故发生及处理过程:1第一次卡钻:钻至井深
4689.5m地层为盐岩及含盐泥岩淡水钻井液密度
1.61~
1.64g/cm3粘度49~64s上提钻柱至468685m悬重由1560kN升至1780kN转动23圈钻具拆断鱼顶井深为
4493.06m鱼长
193.79m包括83/8in三牙轮钻头
0.25m+430×4A10接头
0.44m+61/4in钻铤
9.05m+81/8in扶正器
1.90m+61/4in钻铤
182.15m打捞和爆松倒扣均未成功从4415m开始侧钻经12天侧钻到
4689.6m2第二次卡钻:继续钻进至4729m遇纯盐层决定取心盐水钻井液密度
1.85g/cm3粘度79sCl-为
18.5×104ppm从4729m钻至
4733.87m上提割心由悬重1380kN提至1500kN不动下放到原悬重转动正常又提到1530kN不动下放到1400kN转七圈不动又提到1700~2000kN钻具卡死注柴油7m3密度
1.73g/cm3的解卡剂17m3浸泡无效爆松倒扣又未成功用转盘倒扣从井深
4613.99m处倒开落鱼长11989m(包括83/8in取心钻头040m+川8-3取心筒
9.96m+411×4A10接头
0.35m+61/4in钻铤
109.28m)打水泥塞从4376m侧钻经一个月时间侧钻到
4733.88m3第三次卡钻:继续钻进至
4807.30m岩性为浅灰白色盐岩含泥20%含膏15%此时用的是饱和盐水钻井液氯离子含量
17.2万ppm密度
1.95g/cm3粘度72s上提划眼遇阻由悬重1450kN提至1650kN钻具卡死以后最大提至2200kN无效用随钻上击器以2000~2200kN震击,无效三次注机油、柴油共47m3浸泡,无效经五次爆松到扣未成最后在紧扣后提到1440kN用转盘倒扣从
4638.87m处倒开落鱼
168.43m包括83/8in三牙轮钻头
0.24m+430×4A10接头
0.51m+61/4in钻铤
163.83m+61/4in随钻上击器
3.85m打水泥塞从4570m侧钻4第四次卡钻:用密度
1.62g/cm
3、粘度40s的饱和盐水钻井液(Cl-含量
19.62×104ppm)侧钻至
4657.50m钻遇盐层转盘扭距由150kg-m增至282kg-m上提钻具由原悬重1520kN提至1850~2500kN转动、震击均无效但泵压正常注密度
1.54g/cm3淡水钻井液3m3清水12m3又注淡水钻井液3m3替至钻头位置每15分钟替钻井液
0.5m3上下活动钻具最高提到2080kN下放到190kN浸泡47min震击解卡5第五次卡钻:把钻井液密度提高到
2.19g/cm3恢复钻进钻至
4902.20m发现井下情况复杂决定起钻起至
4892.28m遇阻随决定开泵循环倒划眼起钻起出三个单根到井深
4858.40m在转动过程中被卡强行上下震击,无效注解卡剂、泡柴油、注清水均无效果泵压由16MPa上升至22MPa井漏用转盘倒扣从
4763.80m处倒开落鱼
128.48m(包括83/8in三牙轮钻头
0.24m+430×4A10接头
0.63m+61/4in钻铤
9.11m+81/8in扶正接头
0.38m+61/4in钻铤
118.12m)打水泥塞从
4289.20m开始侧钻6第六次卡钻:用密度
1.97g/cm
3、粘度88s、氯离子含量
19.7万ppm的饱和盐水钻井液侧钻钻至
4795.20m发现井下情况异常泵压由
18.5MPa上升至20MPa井口失返倒划眼起钻至4786m被卡转动并震击后,循环开通注解卡剂两次(一次13m3一次
19.6m3)浸泡无效注清水两次(一次
5.5m3一次7m3)浸泡并强行转动和上下震击,最后提到2380kN将81/8in扶正器公螺纹提断井下落鱼为83/8in三牙轮钻头
0.24m+430×4A10接头
0.49m,总长
0.73m用磨鞋将落鱼磨碎,再用反循环打捞篮打捞,处理完毕7第七次卡钻:用密度
2.23g/cm
3、粘度82s、氯离子含量
19.2万ppm的饱和盐水钻井液钻进钻达井深
4946.07m时转盘扭距由150kg-m上升至350kg-m泵压由16MPa下降至12MPa又下降至4MPa井口不返钻井液漏失钻井液90m3活动钻具由原悬重1420kN上提至2500kN下放至1000kN无效钻具卡死从环空灌入钻井液
13.4m3用转盘倒扣从
4650.06m处倒开落鱼
296.01m注水泥塞用密度
2.2~
2.3的钻井液从4243m开始侧钻历时两个月侧钻至4931m下Φ
177.8mm套管固井8第八次卡钻:下Φ
177.8mm套管后用Φ149mm钻头钻进钻井液密度
1.31g/cm3粘度56s当钻至4954m时井口外溢关井测压地层压力当量密度应为
1.57g/cm3随将钻井液密度加至
1.65g/cm3,钻至
5076.06m时扭矩增大,起钻至5065m卡钻判断为粘卡,注入密度为
0.85g/cm3的解卡剂
4.7m3活动解卡9该井被迫将钻井液密度下降到
1.56g/cm3继续钻进但钻至
5105.5~
5109.06m时又发生井漏共漏失钻井液650m3上吐下漏无法钻进被迫完钻3.认识与建议1地下深层有盐岩的情况下必须以足够的钻井液密度来平衡盐岩的蠕变压力本井开始钻开盐岩时钻井液密度只加到
1.60g/cm3显然是对盐岩的复杂性认识不足如果一开始就把密度提高至
2.0g/cm3左右可以避免不少的麻烦2盐层卡钻注油基解卡剂是毫无用处的但是注淡水或淡水钻井液则可以溶解盐岩而达到解卡的目的当然需要足够的数量同时也需要足够的压力两者不可偏废3本井最困难的阶段应该是4946m以前在下入Φ
177.8mm套管之后无论出现喷层或漏层都应该比较好对付了井漏了就应该堵但本井并没有采取堵漏措施只是简单地采取降低钻井液密度的办法治不了漏肯定也止不了喷喷漏并存当然无法钻进可能本井的钻探目的已经达到没有必要往下钻了例十一塔里木油田东秋5井东秋5井1550m开始出现含膏尼岩,钻井液密度提高至
1.48g/cm
3.到2440m钻遇吉迪克盐层,钻井液体系彻底转化为KCl—过饱和盐水聚合物钻井液密度由
1.36g/cm3提至
1.71g/cm3钻至
2452.28m,遇薄层“软泥岩”,阻卡严重,将钻井液密度提高到
1.82g/cm3转入正常钻至2514~2545m,为棕褐色软泥岩,连续发生两次恶性卡钻事故
(1)井深
2514.85m钻井液密度
1.82g/cm3进入软泥岩
0.85m转盘负荷变重,扭矩上升,停转上提即卡泡解卡剂量3次,淡水钻井液1次无效将钻井液密度提至
1.92g/cm3爆松倒扣,套铣解卡损失
28.5天
(2)钻至2520m,起下阻卡严重又将钻井液密度提至
2.03g/cm3,钻至
2555.8m进行短程起下钻,挂卡严重,倒划眼起至
2527.47m,憋泵,卡死爆松倒扣后,将钻井液密度提至
2.20g/cm3,套铣解卡损失46天由本例可知,软泥岩蠕变与盐岩层蠕变有不同的控制因素,盐岩层蠕变主要受温度控制,二千多米深的盐岩层不可能对钻井带来很大的困难但软泥岩则不同,它的蠕变与温度无关,只和上覆岩层压力有直接关系,要想抗衡软泥岩的蠕变,钻井液的密度必须和上覆岩层的平均密度相当本井在发现软泥岩后,如果一次将钻井液密度提至
2.20g/cm3以上,完全可以避免这两次卡钻事故的发生第五节键槽卡钻一.键槽的形成键槽形成的主要条件是井身轨迹不是一条直线斜直或垂直而产生了局部弯曲形成了狗腿如图1-32所示由于井眼处于三维空间不能用一个简单的视图表示出来为了方便起见我们把狗腿分为两种:由倾斜角变化产生的狗腿叫倾斜狗腿;由方位角变化产生的狗腿叫方位狗腿而实际井眼中的狗腿往往是这两种狗腿的综合体实际井眼由垂直段、增斜段、稳斜段、减斜段、水平段五种类型组成在井斜变化的井段都会产生狗腿在增斜井段产生的狗腿叫增斜狗腿在减斜井段产生的狗腿叫减斜狗腿这些情况在井斜垂面图上可以看得很清楚另外井斜虽然没变化而井斜方位发生了变化也会产生狗腿叫方位狗腿这在井斜方位图上可以看得很清楚还有一种键槽叫壁阶式键槽是在以下的特定情况下产生的如1-33所示在大段的易坍塌的泥页岩中夹有薄层砂岩当泥页岩坍塌井径扩大之后薄层砂岩仍保持着钻头井径任何直井都有一定的斜度即使井斜及方位不发生任何变化钻柱由于自身的重量也总是靠向井眼低边的只有这部分较硬砂层的壁阶支持着钻柱的侧向力当大部分井径扩大至钻头直径与钻杆接头直径之和以上时在此种壁阶上也会产生键槽这种情况好多人都未注意到如图1-34a所示当钻杆位于倾斜角为α的井眼中时由于自身重量的作用必然紧靠井眼低边在通常情况下只有钻杆接头与井眼低边接触每个接头与井壁接触处都有一个与井眼轴线垂直的侧向力F1其总侧向力将如图1-34b所示为∑F1设钻具总拉力为T总重量为Q则有如下关系:∑F1=Qsinα………………………………………………………………………1-30T=Qcosα……………………………………………………………………………1-31钻进时钻杆接头宛如一个切削能力极低的长柱状砂轮在磨铣与其接触的井壁起下钻时全部钻杆宛如一根长锯条每对钻杆接头恰似一个锯齿在切削与其接触的井壁侧压力越大造槽作用越显著就某一狗腿井段来说其造槽力和该点以下的井斜变化、钻具重量、接头数目有关而且是一个变量下钻至该点以后造槽力越来越大;起钻至该点前造槽力起来越小如图1-35所示ABC为狗腿a为减斜狗腿b为增斜狗腿B点的侧向造槽力F1i=KlWsinαi.………………………………………………………………………………………………………………………………….1-32Ti=niKlWcosα……………………………………………………………………………………………………………………………………1-33式中:ni-自下向上计数的与某一狗腿点接触的第i个接头以下的钻杆单根数包括与钻铤重量相当的钻杆单根数K—井浆的浮力系数l—钻杆单根长度W—钻杆每米长度在空气中的重量在图1-33中Ti与Ti-1并不相等但是由于井眼直径与长度之比很小环形间隙有限如果把钻柱ABC看做一个钻杆单根时由于长度较短则△ABC为一等腰三角形可以认为Ti与Ti-1是相等的则钻柱在倾斜狗腿中的趋直力F2i为F2i=±2Tisinεvi/2……………………1-34式中:εvi—倾斜角形成的狗腿角倾斜狗腿中的钻柱趋直力在减斜狗腿中为正指向低边在增斜狗腿中为负指向高边由于F2i仅作用在钻杆接头与井壁的接触点上所以第i个接头在倾斜狗腿中的造槽力Fvi为该接头侧向力F1i与接头的趋直力F2i之矢量和即Fvi=F1i+F2i=KlWsinαi±2Tisinεvi/2将1-33中的Ti值代入上式则Fvi=niKlW[sinαi/ni±2cosαisinεvi/2]在直井中αi值很小εvi就更小因此cosαi≌12sinεvi≌sinεvi所以Fvi=niKlW[sinαi/ni±sinεvi]………………………………………………….1-35当一口井只有倾斜角变化而无方位角变化时井斜方位图是一条直线此时因钻柱自重引起的某接头i的拉力Ti在井斜方位图上没有垂直于该线的分力即相当T1i的分力FHi为零只有平行于该线的分力THi此力作用线与该直线重合相当于TiTHi与Ti的夹角为90°~αi把图1-34b中的T当作Ti及α当作αi时其情况如图1-34b中虚线部分所示THi=Tisinαi≌niKlWsinαi………………1-36如果由于方位角变化Δφi形成方位狗腿力的分析如图1-35所示FH2i是方位狗腿趋直力由于FH1i=0因而方位狗腿造槽力FHi就等于FH2i所以FHi=FH2i=2THisinΔφi/2将1-36式代入上式得FHi=2niKlWsinαisinΔφi/2………1-37狗腿度的公式为:cosε=cosαcosβ+sinαsinβcosΔφ=cosαcosβ+sinαsinβ-sinαsinβsinαsinβcosΔφ=cosα-β-sinαsinβ1-cosΔφ现令α=β并以αi代α以水平狗腿角εHi代ε以Δφi代Δφ则上式变为cosεHi=1-sin2αi1-cosΔφi移项并化简得cosΔφi=sin2αi-1+cosεHi/sin2αi=[sin2αi-sin2αi+cos2αi+cosεHi]/sin2αi=[cosεHi-cos2αi]/sin2αi………………………………………………1-38将式1-38代入式1-37得….1-39对比1-35式与1-39式可知当εHi=εvi时Fvi总大于FHi即同一狗腿度的造槽力并不相等倾斜狗腿的造槽力大狗腿的造槽力与狗腿以下的钻柱重量成正比即狗腿越靠近井口造槽力越大而方位狗腿的造槽力要小得多因为没有钻柱重量的分力作用在方位狗腿上对方位狗腿起作用的只是钻柱的刚性趋直力键槽的形成是一个渐变过程如图1-37所示图中大圆为井眼直径小圆为钻杆接头磨成的键槽直径其发展过程为:a为第一阶段狗腿处尚为原始状态大眼无变化小眼刚开始产生b为第二阶段狗腿处已出现了浅的键槽其深度不超过钻杆接头直径的一半起下钻正常尚无阻卡现象c为第三阶段狗腿处出现了较深的键槽其深度已超过钻杆接头直径的一半但尚不及钻铤直径的一半起钻时钻杆接头可以顺利通过但直径大于钻杆接头的钻铤及钻头等起至此处将会遇阻遇卡能通过转动方向并上下活动把钻具起出若落鱼鱼头正处在此等键槽处小直径打捞工具易捞着落鱼而大直径打捞工具只能碰到鱼头而捞不着落鱼d为第四阶段键槽已相当深钻杆接头已完全处于小眼中其深度已超过钻铤直径的一半当钻铤或钻头起至该点时严重遇阻遇卡拉力稍大就转不动转盘若落鱼鱼头正处于此等键槽中时大直径打捞工具及套铣工具都碰不到鱼头可以从鱼侧的大眼中顺利下入e为第五阶段键槽已达最大深度该处狗腿已经消失一般情况下达不到这个程度就已经发生卡钻了从纵向上看如果产生键槽的井段的井径是规则的话键槽是两端浅、中间深是逐渐向深部向两端发展的阻卡点是逐渐下移的根据键槽的发育史在发生卡钻以前键槽有一个不卡钻的安全期其时间长短受地层性质及起下钻次数的制约到第三阶段时若不采取破槽措施将要发生卡钻如图1-37所示但壁阶式键槽的性质则不同它只向深部发展不向两端发展平时起钻没有任何显示一旦键槽达到一定深度时则起不出钻来稍不注意就会把钻柱提死无论何种地层只要有产生键槽的条件都可能产生键槽有人认为软地层不会产生键槽错了软地层更易产生如渤海湾地区的明化镇、馆陶组地层就容易产生键槽有人认为井斜不大不会生键槽那也是错误的认识虽然井斜不大,但方位变化较大时,同样会产生键槽有好多井井斜不到3°照样产生了键槽增斜键槽不容易卡钻因为增斜键槽在井眼的高边当钻铤起至键槽时钻铤由于自重要靠向井眼低边有脱离键槽的趋势所以不容易进入键槽减斜键槽和壁阶式键槽最容易卡钻因为由于钻柱的重量压向井眼低边无法脱离键槽方位键槽也容易卡钻,因为它和井斜无关,和方位无关,和钻具重量无关,只和方位的增减度有关,和钻具的刚性和趋直力有关二.键槽卡钻的象征
1.键槽卡钻只会发生在起钻过程因为在下钻时钻头及较大的工具进不了键槽只有在起钻时钻柱在自重分力的作用下靠向键槽一边在键槽中运行当直径较大的钻铤、钻头进入键槽时,便发生遇阻遇卡情况
2.如果钻铤外径大于钻杆接头则钻铤顶部接触键槽下口时即遇阻遇卡如钻铤外径不大于钻杆接头只有钻头或其它直径较大工具接触键槽下口时才发生遇阻遇卡
3.在岩性均匀井径规则的地层中键槽是向上下两端发展的如果井径规则每次起钻的遇阻点是向下移动的而且移动的距离不多如果岩性不均匀井径不规则如长段泥岩中夹有薄层砂岩而这个井段又是井斜方位变化较大的井段在泥岩垮塌之后只有砂岩承受来自钻杆接头的切削在砂岩上形成键槽这种键槽的位置固定不会向上下发展因此遇阻点也是固定不变的
4.在键槽中遇阻拉力稍大转动转盘很困难但只要下放钻柱脱离键槽则旋转自如
5.在键槽中遇阻遇卡开泵循环钻井液时泵压无变化钻井液性能无变化进出口流量平衡三.键槽卡钻的预防
1.钻直井时最好把井钻直使井斜不要有忽大忽小的变化在井斜超过2°后要控制方位不要有大的变化减少产生狗腿度的可能
2.钻定向井时在地质条件许可的情况下尽量简化井身轨迹多增斜、少减斜
3.用套管封掉易产生键槽的井段这对于多目标井、大位移井、水平井尤为重要
4.缩短套管管鞋以下的口袋长度长的口袋容易造成套管鞋的磨损,甚至把下部套管偏磨而形成键槽
5.每次起钻都要详细记录遇阻点井深阻力大小以便综合分析井下情况辨明引起井下遇卡的原因
6.起钻遇阻无论何种原因引起都不能强提应反复上下活动转动方向以求解卡如长期活动无效只有采取倒划眼的办法才是唯一可靠的方法倒划眼时提拉力不可稍多稍多则转动困难或转动不了此时不应以指重表读数为计量单位而应以钻柱上行1~2cm为限度每次转动正常后再上提1~2cm如此继续进行如发现转动扭力过大还可以把钻柱下放若干再继续倒划直至无阻卡为止
7.如键槽遇阻井深小于总井深一半时可在钻柱上接如图1-29所示的扩孔器重新下钻至预计键槽顶部用扩孔器破除键槽请注意:这里所说的键槽顶部绝不是遇阻点遇阻点是键槽的下口和上口还相差一段距离哩
8.发现键槽后应主动破除键槽即在钻柱中间接键槽破坏器键槽破器下接一段钻杆其长度要大于预计的键槽长度其下再接足够数量的钻铤使其能产生足够的侧向力同时要注意控制下划速度若划眼顺利其下行速度也不能大于该井段机械钻速的三分之一若划眼不顺利那就耐着性子去划因为这正是划眼器起作用的时候不可操之过急
9.如井身质量不好为防止键槽卡钻可在钻铤顶部接一固定式键槽扩大器如图1-29所示或如图1-39所示的滑套式键槽扩大器如钻铤直径不大于钻杆接头可把扩大器接在近钻头的第一根钻铤上这样在起钻遇阻时可以倒划眼破坏键槽事实证明倒划眼不可能破除全部键槽只是把键槽下口切削成一个斜坡使钻铤或钻头从键槽中滑脱
10.在钻柱上带随钻震击器一旦遇卡时可启动下击器下击解卡但绝不允许上击上击只能越击越死四.键槽卡钻的处理
1.大力下压:键槽遇阻遇卡时如上提拉力不大利用钻具的重量可以压开此时就不要逐渐加压而应一次将钻具重量全加上去直至解卡为止如全压尚不能解卡就应在全压的情况下变动泵压循环钻井液使钻具产生脉动现象有助于解卡
2.用下击器下击:下击是解除键槽卡钻的最好的办法如钻柱上带有随钻震击器应立即启动下击器下击如未带随钻震击器可接地面震击器下击必要时可把钻柱从下部倒开把下击器接在靠近卡点的地方进行下击
3.套铣解卡:如震击无效只好用原钻具直接倒扣或爆松倒扣然后套铣解卡但是要注意倒扣时要从键槽上部的主井眼内倒开这样在套铣时好从鱼顶套入如果鱼顶在键槽内铣筒是进不了键槽的如盲目套铣很容易钻出一个新井眼失去了打捞的目标如果发现鱼顶在键槽内要有意识的改变鱼顶位置就是在鱼顶上再栽上一段钻杆把鱼顶引入主井筒内再进行套铣如果能一次套铣到卡点最好用带防掉矛的套铣筒防止铣开后落鱼再掉入井底如果一次套铣不到卡点最好再加长套铣筒套铣而不要轻易倒扣
4.如果是在石灰岩、白云岩地层形成的键槽卡钻可以用抑制性盐酸来浸泡解卡键槽卡钻的处理程序如下五.键槽卡钻实例例一胜利油田CBX-2井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
285.2m2裸眼:Φ
244.5mm钻头钻深
1451.45m本井为定向探井从井深400m开始造斜全井最大井斜为
28.5°1451m处井底水平位移为
282.60m3钻具结构:Φ
244.5mm钻头+Φ244mm扶正器
1.28m+Φ
177.8mm无磁钻铤
9.17m+Φ
244.5mm扶正器
1.25m+Φ
177.8mm钻铤
8.76m+Φ244mm扶正器
1.57m+Φ
177.8mm钻铤
68.80m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.17g/cm3粘度25s滤失量
4.5ml滤饼
0.5mm切力0/0mg/cm2含砂量
0.5%pH
112.事故发生经过钻至井深
1451.45m起钻起至第三十三柱时遇阻卸扣时打倒车严重经反复活动阻卡消失起第三十四柱时悬重由400kN提至1000kN钻具卡死钻头位置为
485.84m卡点
393.93m
3.事故处理过程1倒扣两次倒出钻杆
372.99m鱼长
110.08m鱼顶
374.76m2下Φ219mm套铣筒套铣至420m泵压下降1MPa发现落鱼下沉3下右旋螺纹钻杆追落鱼至1340m探到鱼头对扣起钻落鱼全部捞获
4.认识与建议1本井从400m开始造斜属明化镇松软泥岩和砂岩很容易产生键槽从卡钻时的情况来看钻头位置
485.84m钻铤顶部位置
394.71m正是造斜点以上最易产生键槽的位置2凡是定向钻井起钻时在钻头进入直井眼前都是慢起的何况在起第三十三柱时已有阻卡现象起第三十四柱时就不应该由400kN提至1000kN可见工作人员的思想上就没有键槽卡钻这个概念3本井比原悬重多提600kN而395m的钻杆重量只有100kN所以无论地面下击或井下下击都起不了作用套铣是解卡的唯一出路同时也是破坏键槽的有效方法例二胜利油田C-57井
1.基础资料1技术套管:Φ
244.5mm下深
1498.10m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深3200m
2.事故发生经过完钻井深3200m电测时感应仪起至2864m遇阻落井随即下外径
177.8mm卡簧式打捞筒打捞下钻时一直下到井底无遇阻显示打捞后起钻至1958m突然遇阻由原悬重520kN提至950kN全压下放无效又提到1200kN反复活动无效
3.事故处理过程1用原钻具倒扣悬重提到580kN强倒倒开后悬重恢复到520kN误认为是解卡起钻完发现从打捞筒接头处倒开落鱼只有一只打捞筒2下入Φ158mm上、下震击器带安全接头对扣向下震击解卡
4.认识与建议1在2159mm井眼中下入
177.8mm打捞筒直径相差
38.1mm下钻时无阻卡显示而在起钻时遇卡证明是键槽卡钻另外我们也注意到感应仪掉在2864m以下不可能跑到1958m因而也排除了落物卡钻的可能2由原悬重520kN提到950kN已经是太多了但又提到1200kN超过了680kN企图用大力拔出来在思想上根本就没考虑会有键槽产生要知道在键槽中越提越死根本不可能拔出来3倒扣的结果很理想从打捞筒接头处倒开为下入震击器创造了最佳条件因而事故处理得比较顺利例三青海油田Y-38井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
204.53m2裸眼:Φ
311.1mm钻头钻深
2446.74m3钻具结构:Φ
311.1mm钻头+Φ203mm钻铤
52.8m+Φ
177.8mm钻铤
103.74m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.36g/cm3粘度48s
2.事故发生经过钻至井深
2446.74m起钻起到井深
1037.54m时突然遇阻由悬重430kN提至900kN反复上下活动无效钻具卡死
3.事故处理过程1注入原油10m3浸泡24小时无效2注入原油8m3柴油5m3浸泡27小时无效3原钻具倒扣一次左旋螺纹钻杆倒扣两次倒至井深
856.23m扣紧难倒4下Φ2445mm套铣筒在鱼顶部位无显示误认为顺利套入一直往下套铣铣至892m时有别劲起钻检查发现铣鞋外刃有擦痕内刃完好无损证明铣筒是从落鱼旁边下去的5下光钻杆探鱼顶证明落鱼在原地未动6下Φ
244.5mm套铣筒带开口引鞋试套仍然找不到鱼顶7填井侧钻
4.认识与建议1从处理过程来看这是一次典型的键槽卡钻落鱼藏在键槽中套铣筒外径大进不了键槽所以套不着鱼头2司钻认为上部井眼向来起下钻畅通无阻放松了警惕所以才由430kN提到900kN在这种情况下无论什么原因都会卡死3填井侧钻的方法欠妥如果真正认识到这是键槽卡钻还有办法处理首先可以接下击器对扣下击其次可以在鱼顶上栽一截钻杆改变鱼顶位置将鱼头引出键槽套铣筒是可以套进去的可惜当时许多人不承认这是键槽卡钻因而决定填井侧钻不再处理例四胜利油田Z-24井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
88.02m2裸眼:Φ220mm钻头钻深
1245.15mΦ
215.9mm钻头钻深
2347.53m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
108.25m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.21g/cm3粘度26s滤失量12ml滤饼1mm切力0/8mg/cm2含砂量1%pH
82.事故发生经过钻至井深
2347.53m时起钻起至915m时突然遇阻由原悬重337kN提至600kN钻具卡死上下活动无效钻井液循环正常
3.事故处理过程1大力活动钻具上提500kN下放到零活动八小时无效2注原油8m3柴油4m3浸泡期间上下活动仍无效3原钻具倒扣从井深
788.15m处倒开4下Φ
193.67mm套铣筒找不到鱼顶5下Φ
215.9mm钻头仍找不到鱼顶超过计算鱼顶
19.23m遇阻轻压慢转有别劲起出后发现牙轮外缘有擦痕6下左旋螺纹公锥倒扣在井深78815m处碰到鱼顶造扣后上下活动由原悬重193kN提到500kN时公锥滑扣井口钻具上跳大绳跳槽处理好大绳再探找鱼顶从
788.15m一直探到
816.10m不见落鱼踪迹起出左旋螺纹钻杆7下右旋螺纹钻杆探鱼一直追到
2221.30m碰到鱼顶对扣后起钻起至915m处遇阻50kN不敢多提采取倒划眼的办法倒划
1.43m后顺利起出
4.认识与建议1钻头、铣筒碰不到鱼顶说明鱼头藏在键槽内键槽的下口当是钻铤顶部即
806.75m2公锥滑扣后落鱼下行是和下击器下击的道理一样当钻具拉力达500kN时在公锥部位积蓄了300kN的能量根据作用力与反作用力相等的原理在公锥滑脱的一刹那间一个300kN的向上力使井口钻具上跳另一个300kN的向下力作用在落鱼上使落鱼解卡其实卡点所受的冲击力远不止300kN还要加上落鱼的自重144kN共为444kN3本井已经认识到是键槽卡钻所以第二次起钻到该井深时采取了倒划眼的办法使事故得以顺利解除例五胜利油田HK-1井
1.基础资料1表层套管:Φ508mm下深
299.3m2技术套管:Φ
339.7mm下深
2623.15m3技术套管:Φ
244.5mm下深
4324.80m4裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
4934.70m5钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
158.75mm钻铤
8.13m+Φ214mm扶正器
1.42m+Φ
158.75mm钻铤
97.9m+Φ127mm加重钻杆
264.80m+Φ127mm钻杆6钻井液性能:密度
1.62g/cm3粘度44s切力16/32mg/cm2滤失量
8.5ml滤饼1mmpH9氯离子含量120000ppm
2.事故发生经过钻进至井深
4934.70m起钻起至
4682.25m时遇阻正常悬重为1452kN上提到1724kN~1770kN~1814kN均可下放到1134kN时解卡阻卡点不变又提到1860kN下放到680kN却不能解卡马上大力活动钻具上提到1452kN下放到零连续多次无效
3.事故处理过程1分析本井情况井斜变化如下:4625m
2.7°4650m
4.0°4675m47°4700m45°4725m
3.3°4750m
3.4°很明显此井段有狗腿存在而且上次起钻时在同样井深也有阻卡显示经转动方向后起出所以认为是键槽卡钻2严格禁止多提把全部钻柱重量压在卡点上开大泵量循环钻井液泵压20~21MPa每半小时活动钻具二三次上提不超过原悬重1452kN下放时快速全压经两小时在全压状态下解卡3因第一根钻铤上带有划眼眼工具如图1-29所示所以轻提慢转倒划眼历时28小时倒划
2.3m后顺利起出4下键槽扩大器破坏键槽把键槽扩大器接在距钻头
264.5m的位置从4650m开始划眼破槽转动阻力较大进尺很慢约一小时一米的速度到
4670.73m阻力消失经此次破槽后多次起下钻在此井段均畅通无阻
4.认识与建议1本井遇阻时钻头位置为
4682.25m扶正器位置为
4672.40m证明是扶正器进入键槽时遇阻遇卡2本井正常起钻磨阻力为136kN下钻磨阻力为91kN除去正常磨阻力后在多提226kN的情况下下压阻力也是226kN但多提272kN之后就全压不足以解卡由此可见上提拉力与下压解卡力是不成比例的所以在起下钻遇阻时无论上提或下压总得有个限度一般司钻操作不宜超过100kN3本井因明确地认识到该井段有键槽所以严格限制上提的力量当发生卡钻后采取全压循环的办法是正确的但是如果上提力量再多一点的话恐怕全压循环也解决不了问题4倒划眼
2.3m后能顺利起钻并不等于把键槽破除只是把键槽下口磨铣成一个斜切面使扶正器和钻头从键槽中滑出所以在起钻后采取破除键槽的措施是必要的第六节泥包卡钻所谓泥包就是软泥、滤饼、钻屑粘附在钻头或扶正器周围或填塞在牙轮或刀片间隙之间或锒嵌在牙齿间隙之间轻则降低机械钻速重则把钻头或扶正器包成一个圆柱状活塞使其在起钻过程遇阻遇卡如图1-41所示最可怕的是它的抽吸作用极易把松软地层抽垮把产层抽喷所以我们在钻井过程中要防止泥包现象的发生一.产生泥包的原因
1.钻遇松软而粘结性很强的泥岩时岩层的水化力极强切削物不成碎屑而成泥团并牢牢地粘附在钻头或扶正器周围
2.钻井液循环排量太小不足以把岩屑携离井底如果这些钻屑是水化力较强的泥岩在重复破碎的过程中颗粒越变越细吸水面积越变越大最后水化而成泥团粘附在钻头表面或锒嵌在牙齿间隙中
3.钻井液性能不好粘度太大滤失量太高固相含量过大在井壁上结成了松软的厚滤饼在起钻过程中被扶正器或钻头刮削越集越多最后把扶正器或钻头周围之间隙堵塞
4.钻具有剌漏现象部分钻井液短路循环到达钻头的液量越来越少钻屑带不上来只好粘附在钻头上
5.钻头泥包主要是泥页岩遇水发生塑性变形,使钻头面与钻屑间的粘附力变得比举升岩屑的携浮力大得多,因而发生泥包二.产生泥包的象征
1.钻进时机械钻速逐渐降低转盘扭矩逐渐增大如因泥包而卡死牙轮则有别钻现象发生如钻头或扶正器周围泥包严重减少了循环通道泵压还会有所上升
2.上提钻头有阻力阻力的大小随泥包的程度而定
3.起钻时随着井径的不同阻力有所变化一般都是软遇阻即在一定的阻力下一定的井段内钻具可以上下运行但阻力随着钻具的上起而增大只有到小井径处才会遇卡
4.起钻时井口环形空间的液面不降或下降很慢或随钻具的上起而外溢钻杆内看不到液面三.泥包的预防
1.要有足够的钻井液排量:一般泥包都发生在松软地层因机械钻速快钻屑浓度大必须有足够的排量才能把钻屑及时带走
2.在软地层中钻进一定要维持低粘度、低切力的钻井液性能一般要求粘度不超过20s初切为零十分钟切在3mg/cm2以下甚至用清水钻进效果更好
3.在软地层中钻进最好使用刮刀钻头而不要用牙轮或其它型式的钻头因为刮刀钻头不容易泥包而且泥包后也容易消除
4.在松软地层中钻进要有意的控制机械钻速或增加循环钻井液的时间其目的都是为了降低钻井液中的岩屑浓度
5.在钻进时要经常观察泵压和钻井液出口流量有无变化如钻井泵上水不好则泵压与流量都要相应地降低如泵压下降而流量不变则可能是钻具剌漏如泵压升高而流量不变则可能是钻头泥包、或钻头水眼堵塞、或井下出现其它问题需要结合其它现象仔细分析不可盲目钻进
6.如发现有泥包现象应停止钻进提起钻头高速旋转快速下放利用钻头的离心力和液流的高速冲刷力将泥包物清除如有条件可增大排量降低钻井液粘度并添加清洗剂再配合上述动作效果更好
7.如已经发现有泥包现象而又不能有效地清除起钻时就要特别注意不能在连续遇阻或有抽吸作用的情况下起钻因为在这种情况下起钻容易引起井喷容易抽垮地层更容易造成卡钻最好的办法是边循环钻井液边起钻直至正常井段再按正常的办法上起这样做工序上比较麻烦但比造成事故要好得多
8.钻头泥包的主要原因是泥页岩岩屑的塑性变形和钻头面间的粘附力,可以使用能防止粘附的钻井液,如石膏、石灰、PHPA\RPHPA/KCl水基钻井液,乳化聚乙二醇水基钻井液,聚丙烯乙二醇钻井液等四.泥包卡钻的处理
1.如果在井底发生泥包卡钻应尽可能开大泵量降低钻井液的粘度和切力并添加清洗剂以便增大钻井液的冲洗力同时在钻井设备和钻具的安全负荷以内用最大的能力上提或用上击器上击
2.如果在起钻中途遇卡应用钻具的重量尽全力下压或用井下震击器或地面震击器以较大力量下击在条件许可时应大排量循环钻井液大幅度降低粘度和切力并加入清洗剂争取把泥包物冲洗掉
3.如果震击无效并考虑有粘吸卡钻的并发症可以注入解卡剂一方面消除钻具与滤饼的吸附另一方面也可以减少泥包物与钻头或扶正器的吸附力或者注入土酸浸泡使泥包物发泡疏松破坏其结构力这样以后在恢复循环时容易清洗泥包物为解卡创造了条件
4.泥包后的钻头或扶正器像活塞一样如果在较大拉力下把钻具提死很可能堵塞环空失去了循环钻井液的条件更没有注入解卡剂的可能在活动无力震击无效的情况下只有用原钻具倒扣或爆松倒扣然后套铣解卡了请注意:倒扣的时机越早越好搞得好井下只留一个钻头以后就好处理了
5.如果泥包卡钻循环无路因时间较长又有粘吸卡钻的并发症则不可轻易倒扣因泥包卡钻的井段不会长如果不带扶正器卡钻井段就是钻头可在钻头以上爆破以便恢复循环消除粘吸卡钻后再倒扣如果带有扶正器则堵塞环空的可能有两个点一个是钻头一个是最上面的扶正器但以钻头堵塞的可能性最大因此首先还是从钻头以上爆破恢复循环若这一着不成功再从最上面扶正器以上爆破恢复循环当不成问题泥包卡钻处理程序如图1-42和图1-43所示五.泥包卡钻实例例一胜利油田GN-24-54井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
184.33m2裸眼:Φ250mm钻头钻深
977.48m3钻具结构:Φ250mm钻头+Φ244mm扶正器
1.71m+Φ
177.8mm钻铤
2.54m+Φ244mm扶正器
2.08m+Φ
177.8mm钻铤
8.47m+Φ244mm扶正器
1.68m+Φ
177.8mm钻铤
8.30m+Φ244mm扶正器
1.71m+Φ
177.8mm钻铤
78.56m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.05g/cm3粘度16s5钻进参数:钻压160kN转速120r/min泵量33l/s泵压10MPa
2.事故发生经过钻至井深
977.48m上提方钻杆接单根刚提起三米发现遇阻同时泵压由10MPa升至15MPa随停泵改用一个凡尔的排量开泵经八分钟不见钻井液返出井口于是再次上提钻具由原悬重366kN提至1500kN卡死钻头位置
974.48m计算卡点为810m地层是明化镇泥岩
3.事故处理过程1套铣倒扣倒至
947.46m鱼长
27.04m2下右旋螺纹钻杆对扣提至1500kN不动将钻杆退出3用Φ
311.1mm钻头扩眼至鱼顶4用Φ273mm套铣筒套铣至钻头5下右旋螺纹钻杆对扣提出全部落鱼
4.认识与建议1用250mm钻头钻进在钻井液性能近乎清水的情况下排量只有33L/s返速只有
0.9m/s而且刮刀钻头切削的岩屑大不足以及时带离井底如果当时不是上起而是继续循环一段时间或者在发现遇阻时立即下放泵压可以恢复正常不会造成这次事故2钻具结构过于复杂一般井只加三个扶正器本井却加了四个增加了钻屑上返的阻力所以本井不一定是钻头泥包很可能是扶正器泥包从上提三米即遇阻的情况来看是泥包的扶正器在起作用3清水钻进必须坚持双泵打钻在高压喷射钻进的前提下尽可能把排量开大本井却用单泵钻进是自讨苦吃例二河南油田T-708井
1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深
52.03m2裸眼:Φ241mm钻头钻深521m3钻具结构:Φ241mm三刮刀钻头+Φ
177.8mm钻铤带三个扶正器
106.75m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过钻至井深521m起钻从起第三柱钻杆开始遇阻一直起到第七柱卡死企图转动解卡又把
177.8mm钻铤公螺纹扭断井下落鱼为:Φ241mm钻头+Φ
177.8mm钻铤带三个扶正器共长
37.82m钻头位置为
329.57m鱼顶为
291.75m
3.事故处理过程1下右旋螺纹公锥打捞提不动开泵时泵压10-13MPa钻井液只进不返将右旋螺纹钻杆退出2用Φ
177.8mm钻铤下砸不动3下左旋螺纹钻杆倒扣倒不动4填井侧钻
4.认识与建议1本井起钻从第三柱至第七柱一直遇阻是钻头或扶正器泥包后拔活塞的现象是典型的泥包卡钻2发现有泥包拔活塞的现象不应继续上起应下放至不遇阻井段开泵循环设法消除泥包如不能澈底消除泥包应边循环边上起或倒划眼上起起过遇阻井段才能正常起钻3卡钻后不能强扭要为下一步处理留一点退路本井两次强扭把螺纹扭得很紧以致无法进行倒扣作业4本来井又浅落鱼又不多一次套铣可解决问题可惜表层套管直径太小绝了扩眼、套铣的道路例三胜利油田W-6-11井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
105.88m2裸眼:Φ220mm钻头钻深
1755.41m3钻具结构:Φ220mm钻头+Φ
177.8mm钻铤74m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.19g/cm3粘度20s滤失量5ml滤饼
0.5mm切力0/0mg/cm2含砂量
0.4%pH
112.事故发生经过钻进至井深
1755.41m循环钻井液三十分钟后起钻在起第一柱时有轻微拔活塞现象比原悬重多提130kN第二柱起出四米由悬重520kN提到1000kN钻具卡死钻头位置为
1728.01m用一个凡尔的小排量开泵钻井液只进不返
3.事故处理过程1倒扣三次共倒出钻杆
1595.53m鱼长
132.48m2下震击器对扣震击三次无效退出3用左旋螺纹钻杆倒扣倒出钻杆
28.55m鱼顶
1624.08m鱼长
103.93m4继续用左旋螺纹钻杆倒扣公锥断于钻杆接头内5下左旋螺纹钻杆带一端为410左旋螺纹一端为411右旋螺纹的倒扣器倒扣倒出钻杆一根随之把断于接头内的公锥起出鱼顶为
1633.53m6下Φ
211.3mm套铣筒在
462.85m遇阻7下Φ
244.5mm钻头扩眼到
1633.53m8下Φ
211.3mm套铣筒套铣至1656m9下左旋螺纹钻杆倒扣三次公锥均滑扣10继续用Φ
211.3mm套铣筒套铣至
1674.86m11下左旋螺纹钻杆倒扣倒出钻杆
19.13m鱼顶为
1652.66m鱼长
75.35m12继续套铣至
1699.32m13连续倒扣三次公锥滑扣14填井侧钻
4.认识与建议1本井和前例一样两个油田地处南北两地却犯了同样的错误究其原因都是泵的排量太小所致起第一柱时有拔活塞现象就不应该继续起钻应继续循环钻井液待井下情况正常后再起2凡是拔活塞造成的卡钻往往是环空堵塞很难恢复循环这是钻井工程中最棘手的问题所以我们绝对不允许在拔活塞的情况下起钻3本井未套铣的井段只有
28.69m再坚持套铣一段完全可以顺利解除事故很可能是Φ
211.3mm套铣筒长度不够了不得不功亏一篑了这也暴露了平时准备工作中的弱点例四胜利油田GD-7-3-23井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
105.24m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
970.45m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤带三个扶正器
130.10m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.10g/cm3粘度22s
2.事故发生经过钻至井深
970.45m时起钻换钻头在起第一柱时发现有轻微遇阻30kN准备起第二柱时发现钻杆水眼内反喷钻井液随即抢接方钻杆在方钻杆还未提起时强大的气流从钻杆内喷出喷高28m立即停机停电钻具在井内无法活动此时钻头位置为
931.65m
3.事故处理过程1用拖拉机拖大绳接好方钻杆2用水泥车注入密度
1.18g/cm3的钻井液40m3将井喷压住恢复循环3活动钻具下压120kN解卡继续循环调整钻井液性能4用一档速度慢起上提阻力不许超过50kN并派专人观察井口如环空液面不降立即停止起钻恢复循环如此顺利起出全部钻具
4.认识与建议1这是典型的泥包抽吸造成的事故因为气层压力的当量密度为
1.00~
1.02g/cm3在拔活塞的情况下上起一个立柱钻杆内钻井液液面下降105m即液柱压力由
10.7MPa降为
9.5MPa液柱压力的当量密度为
0.98g/cm3小于气层压力的当量密度而导致了井喷但是环形空间液柱压力未降且有泥包物的封隔所以环空未喷2活动钻具用下压的办法解卡是正确的这样也容易开泵只要能循环钻井液全局皆活了3在泥包不能完全消除的情况下边循环边上起这是最安全的办法观察井口环空液面如液面不降或钻井液随钻具的上起而返出井口不管遇阻与否都不应继续起钻第七节落物卡钻一.落物卡钻的原因井下落物各种各样有的落物形状很规则且有可供打捞的部位在井中经常处于和井眼轴线呈平行的状态如钻杆、钻铤、套管、油管等我们放在钻具断落一章中论述有的落物虽然形状规则但无可供打捞的部位在井中经常处于斜立的状态如橇杠、测斜仪等有的落物形状既不规则也无可供打捞的部位在井中所处的状态是随遇而安如牙轮、刮刀片、井口工具、绳索等落物的来源也不同有的从井口落入如井口工具、手工具等有的从井下落入如钻头、牙轮、刮刀片、电测仪器等有的从井壁落入如砾石、岩块、水泥块及原来附在井壁上的其它落物落在井底的落物虽然妨碍钻进但一般的不会造成卡钻我们放在落物事故一章中论述能造成卡钻的是处于钻头或扶正器以上的落物由于井眼与钻柱之间的环形空间有限较大的落物会像楔铁一样嵌在钻具与井壁中间较小的落物嵌在钻头.磨鞋或扶正器与井壁的中间使钻具失去活动能力造成卡钻如图1-44所示二.落物卡钻的象征
1.在钻进中有落物落在环空会有别钻现象发生上提钻具有阻力小落物尚有可能提脱大落物则越提越死
2.起钻过程遇有落物则会突然遇阻只要上提力量不大下放比较容易若落物所处的位置固定则阻卡点也固定若落物随钻具上下移动则钻具只能下放不能上提阻卡点随钻头的下移而下移在下放无阻力时钻具可以转动而上提有阻力时则很难转动
3.落物卡钻的卡点一般在钻头或扶正器位置较大的东西也可能卡在钻杆接头位置
4.在因有落物造成遇阻遇卡的情况下开泵循环正常泵压、排量、钻井液性能均无变化三.落物卡钻的预防
1.定时检查所有的井口工具尤其是大钳、卡瓦和吊卡
2.在起下钻、接单根时防止井口落物钻具在井内井口不使用橇杠、榔头等足以引起卡钻的大型工具要使用时必须把井口围盖好
3.凡下井的钻具和工具必须是经厂内检验合格的产品在下井以前还要在井场进行仔细检查
4.尽量减少套管鞋以下的口袋长度1~
1.5m较好同时要保证套管鞋处有高质量的水泥封固防止水泥块破落
5.如果明知是落物阻卡绝对禁止硬提应下放钻具在无阻力的情况下转动因为井径并不是规则的当落物处于大井径井段时转动很轻松甚至可以把钻具起出如无下放余地就在原地转动以便扩大井眼当无别劲时再上提1~2cm继续转动如此耐心地操作争取把落物磨小或挤入井壁或带至上部的大井径中
6.磨铣井底落物时宜定期提起钻具活动一方面防止磨碎的落物翻到磨鞋上面一方面再将已经翻到磨鞋上面的碎物压到磨鞋下面去
7.在悬重不正常或泵压不正常的情况下不可从钻杆内投入测斜仪、钢球等物件
8.在裸眼中磨铣人们往往用比钻头小10-20mm的磨鞋认为周围的活动余地较大返到大井眼中的碎物不容易造成卡钻但在套管中磨铣这种认识就不一定正确一切事物都有必然的内在联系磨鞋与套管内壁之间的间隙越大则允许返到磨鞋以上的碎物的体积也越大间隙越小则允许返到磨鞋以上的碎物的体积也越小一块钳牙在裸眼中不会造成卡钻因为岩层是容易破碎的一个螺丝钉在套管内可以造成卡钻因为钢铁是不容易破碎的尤其在较小套管Φ177mm以下内用较小钻杆Φ
88.9mm以下钻阻流环等物件由于钻杆的抗拉、抗扭强度有一定的限度一旦碎物上翻造成阻卡是难以处理的基于以上认识在小套管内磨铣钢铁等物件宜用大直径比套管内径小3~4mm、小水槽宽度小于6mm深度5-6mm、多水槽6-8个的磨铣工具不允许大于5mm的碎物翻到磨铣工具上面彻底解决了这一难题
9.落物没有落在井底而是坐落在井眼中途的大井径井段有的横梗在井眼中妨碍下钻那只有磨铣或打捞了有的坐落在井壁台阶上不妨碍下钻但在井壁不稳定或在钻具的撞击下而滑落下来这才是要命的事七十年代初在江汉油田会战时经常发生这样的事情江汉油田的特点是地下有多套盐岩层在钻井的过程中由于淡水钻井液的溶解作用把这些盐岩层溶解成大井径而与盐岩层相间沉积的泥、砂岩层则相对成为瓶颈状的小井径形成了若干个壁阶下钻时经常把牙轮顿落在壁阶上在钻进时并无异常感觉但在起钻过程中由于钻具的撞击这个牙轮会从壁阶上掉出来把钻具挤死这种卡钻很难处理大多走侧钻的道路遇到这种情况绝不可盲目钻进应想办法把落物搜寻出来让它落到井底或赶到更远的地方去在江汉油田采取的办法是:1电测井径:把大井径段及其壁阶找准不过要注意电缆测量的深度和钻杆测量的深度有一定的误差再与钻时曲线对比可使其误差缩小但仍有
0.5-1m的允许误差有时也测电阻曲线和磁感应信号企图找准落物的确切位置但因落物太小而干扰信号又太多无法分辨不会有满意的效果2专门做一个如图1-45所示的偏心偏水眼尖钻头上接一个弯钻杆进行清扫弯钻杆的弯曲方向一定要和钻头的偏水眼方向相反目的是为了利用水力的推动作用把钻头推向井壁扩大清扫半径使尖钻头能接触到落物或者把落物拨出让它掉入井底;或者把落物推向更远的地方使其待得更安稳清扫时对每一个可能藏有落物的台阶都要进行清扫并且要提前一米和推后一米以消除深度上的误差在江汉油田凡是这样处理过的井即使牙轮没有拨落到井底以后也未发生过牙轮卡钻事故凡是没有这样处理过的井几乎都发生了牙轮卡钻事故搞得难以收拾对于在软地层中专门挤入井壁的落物如刮刀片及其它体积不大的碎物它们待得很安稳不必做任何处理也不会给起下钻造成危胁凡是较大的物体如数米长的管状或柱状物体掉入大井径井段只要不妨碍起下钻也可以不理它因为较大物件待在那里而不滑落说明稳定性很好不容易掉出来为了安全起见也可以用电测手段测准其确切位置打一个水泥塞把它固定在那里四.落物卡钻的处理
1.钻头在井底时发生的落物卡钻1争取转动解卡:首先是用较大扭力正转如正转不行则倒转因为落物像一个横向的楔子楔在钻头上当正转越挤越死时倒转却可以松动开许多事例都证明了这是一个有效的解卡方法但是也有危险性容易把钻头倒入井底那也没有什么关系比钻具卡死要好得多2在安全的条件下尽最大力量上提因向下无路转又转不开只有这一条路可走了3用震击器向上震击可能震击开也可能使钻头与落物一同上移但不能解卡不过只要有了一段活动距离事情就好办了反过来再下压或下击就可以解卡了
2.在起钻过程中发生落物卡钻1猛力下压可以把全部钻具的重量压上去但是不许多提必要时可以多提100kN左右然后快速下压形成来回错动的作用这种错动在地面上是很难察觉的但活动次数多了会逐渐扩大范围最终促成解卡2用震击器下击:如钻柱中带有随钻震击器应立即启动下击器下击如无可接地面震击器下击地面震击器的滑脱力要调至与井内钻具在钻井液中的重量相同或者在倒扣或爆松倒扣后将震击器接到距卡点最近的位置向下震击3倒扣:如下压、震击均不起作用应立即用原钻具倒扣一方面利用倒转的力量有可能解卡一方面有可能倒出尽可能多的钻具为下一步的处理创造了良好的条件4如果是水泥块造成的卡钻可考虑泵入抑制性盐酸来溶解水泥块并配合震击器震击来破碎水泥块5套铣:如果是地层塌块或水泥块造成的卡钻套铣是很容易解卡的如果是钢铁等碎物造成的卡钻因环形井底不平极易发生别钻宜轻压慢铣不可性急如果加压大了在磨铣工具上形成一个纵向力偶如图1-46所示破坏连接螺纹有可能使铣鞋脱落更有甚者迫使铣鞋铣入被卡钻具这就完全失去了套铣的意义如果铣至钻头仍不能解卡可以再接震击器震击解卡落物卡钻的处理程序如图1-47所示五.落物卡钻实例例一胜利油田Z-1-14井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
300.61m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2945m3钻井液性能:密度
1.29g/cm3粘度34s
2.事故发生经过钻至井深2945m泵压不稳定下放加压时为13MPa提起钻具时下降为9MPa在这种情况下决定投入测斜仪起钻起钻后发现钻铤连接螺纹剌坏钻头和两根Φ
177.8mm钻铤落井鱼长
18.21m鱼顶为
2926.79m
3.事故处理过程下入Φ114mm公锥打捞造扣后用一个凡尔小排量开泵泵压3MPa上提1000kN解卡当提出七米时有阻卡现象提到1300kN公锥滑脱再一次下放打捞提到原位置仍提不出来提至1400kN1700kN钻具卡死钻头位置为
2937.17m用三个凡尔开泵泵压20MP在原地上下活动并用转盘扭动57小时后有上下四米的活动范围130小时后钻具可以转动但别劲很大136小时后转动正常138小时后可以正常上起落鱼全部捞出
4.认识与建议1提起钻具时泵压下降4MPa是钻具断落的最明显的标志在这种情况下根本就不应该投入测斜仪2很明显本井是测斜仪落入钻铤旁边造成的卡钻所幸没有粘吸现象发生历时138小时终于活动出来3明知测斜仪落井打捞起钻就不能硬拔能有七米的活动范围就应在此范围内轻提轻压多转动争取把测斜仪挤碎或挤入井壁或把井径扩大给钻头让出一条路来例二江汉油田W-59井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
120.43m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
2743.14m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
107.64m+Φ
139.7mm钻杆4钻井液性能:密度
1.24g/cm3粘度32s滤失量15ml滤饼1mm切力0/10mg/cm2含砂量
1.5%pH
82.事故发生经过钻至井深
2715.37m起钻后发现一个牙轮连同巴掌的一部落井下磨鞋磨牙轮时找不到牙轮随下钻头正常钻进井下情况正常钻至
2743.14m起钻起至第11柱突然遇阻立即接方钻杆循环钻井液划眼上提遇阻则转不动下放无阻力时可以转动但有别劲以后别劲越来越大下放也有阻力钻具卡死钻头位置为
2446.54m
3.事故处理过程1原钻具倒扣从
2215.97m处倒开落鱼
230.57m起出的钻杆上有牙齿咬的伤痕2用左旋螺纹钻杆倒扣公锥进不了鱼顶3下铅模打印发现鱼顶上是一个牙轮4下外径203mm套筒磨鞋磨牙轮及鱼顶磨去
0.52m5下左旋螺纹钻杆、左旋螺纹母锥倒扣造扣后开泵泵压12MPa不通倒出一个立柱钻杆鱼顶为
2243.44m落鱼
203.10m6因套铣.倒扣有困难决定打水泥塞侧钻
4.认识与建议1在江汉油田地下有多套盐岩层和砂泥岩互层在淡水钻井液的溶解作用下形成许多大井径井段和突出的台阶加之当时使用的都是上海制造的三牙轮钢齿钻头质量很差下钻时只要牙轮突然接触台阶就从巴掌上折断留在壁阶上但在以后的钻进及起下钻过程中由于钻具的撞击或壁阶的塌落而滚落下来咬住钻具发生恶性卡钻曾有一口井一次下钻掉了两个牙轮只用一个牙轮钻了二十多米井下平稳如常2发现下钻中途有掉牙轮的情况绝不可盲目钻进应按本节所述的预防措施进行处理即在测准大井径与壁阶的确切位置之后用弯钻杆带偏心偏水眼尖钻头进行清扫例三玉门油田N-5井
1.基础资料1表层套管:Φ377mm下深
108.13m2技术套管:Φ273mm下深
1253.38m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
2757.23m4钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
98.24m+Φ
114.3mm钻杆5钻井液性能:密度
1.25g/cm3粘度36s滤失量8ml滤饼1mm切力10/25mg/cm2含砂量2%pH
112.事故发生经过本井钻至井深
2435.60m时曾因卡钻无法处理从
2422.20m处炸断井下落鱼1340m包括一只Φ215mm钻头和一根半Φ
177.8mm钻铤以后在鱼顶以上打100m水泥塞侧钻出去当钻至
2757.23m时上提方钻杆接单根刚提起
5.6m发现遇阻100kN转动时打倒车很历害下放加压240kN解卡转动自如再上提20kN依然转不动可以下放如此卡点继续下移活动范围由原来的
5.6m减为32m当时判断可能是老鱼出现
3.事故的处理过程1轻提慢转逐步上行每次上提1~2cm转动至没有别劲再上提1~2cm坚持49小时起出两个单根后钻具上下活动恢复正常直至起完2下Φ200mm磨鞋试探井底情况距井底
13.24m遇阻转动有别劲说明老鱼已落入井底3下Φ1143mm公锥打捞造不上扣起出后造扣部位没有损伤但接头台阶及周围有明显地刻痕分析认为鱼顶是炸裂的周边也不齐公锥接头台阶接触落物后造扣螺纹达不到钻铤的造扣部位4用不带接头的Φ
88.9mm公锥接Φ
88.9mm加长杆
1.45m共
2.07m超过爆裂段打捞完整的钻铤内径造扣成功起出落鱼后发现钻铤一边已被铣平宽约17~20mm一个牙轮已被铣掉钻铤水眼内有爆炸筒的筒皮.可供造扣的完整内径只有12cm长的一段正好捞上
4.认识与建议1本井卡钻是老鱼造成无疑从起出的落鱼来看钻铤一面被铣平一个牙轮被铣掉说明侧钻是顺着落鱼下去的侧钻时必然会连续别钻发出“咔嗒”“咔嗒”的声音和地层引起的别钻完全不一样但根据电测资料作图新眼已离开老眼二米以上所以未引起注意这是一个教训2本井遇阻遇卡后判断准确采取了稳妥可靠的措施轻提慢转让老鱼回到它原来所处的位置给井内钻具让出一条路来若判断失误后果将不堪设想3用Φ
88.9mm无接头公锥接加长杆打捞落鱼是一个创造只有对井下情况分析深透才会有这样的出奇制胜之道说明处理井下事故贵在吃透情况对症下药4本例是把打入十八层地狱让它永世不得翻身的落鱼打捞上来了在钻井打捞史上也是一个奇迹例四胜利油田J-553井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
292.29m2技术套管:Φ
244.5mm下深
2696.69m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深3243m
2.事故发生经过在井深3088m进行中途测试时掉了一只封隔器胶皮筒因无法打捞就下钻继续钻进钻达3243m时发现油气显示决定下钻取心当Y-8120取心工具下至距井底两立柱时遇阻加压下放至最后一单根接方钻杆循环钻井液泵压7MPa钻具能转动但上提遇阻由原悬重850kN提至1000kN~1500kN~1600kN当提至1900kN时大绳断一股随停止活动钻具倒大绳历时3小时20分钻具卡死
3.事故处理过程1注入密度
1.30g/cm3的解卡剂35m3浸泡48小时无效恢复循环2又注入密度
1.30g/cm3的解卡剂40m3浸泡35小时无效恢复循环3原钻具倒扣一次倒出钻杆2788m4下入上击器、加速器和下部钻具对扣震击解卡
4.认识与建议1本井很可能是封隔器胶皮筒造成的卡钻下钻遇阻加压后胶皮筒和钻具一同下行或者从胶皮筒旁边挤下去所以上提时越提越死2明知胶皮筒在井下是个隐患下钻遇阻就不能硬压应立即循环钻井液转动钻具利用取心钻头破坏胶皮筒3在已经遇阻遇卡尚能转动的情况下不要上提就在原地循环钻井液转动钻具经过一段时间胶皮筒自然会遭到破坏不应该发生卡钻4由于倒大绳三个多小时粘卡的可能性是存在的第一次注解卡剂是可以的但本井的卡钻是发生在倒大绳之前而非倒大绳之后卡钻的主要原因是落物而非粘吸第二次注解卡剂就没有必要了5下震击器震击解卡的做法是对的但也有考虑欠周的地方应该把下击器和上击器同时下入在上提1900kN的情况下下击解卡的可能性更大例五胜利油田H-152井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
299.72m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2650m3钻具结构:Φ210mm三刮刀钻头+Φ
177.8mm钻铤
50.43m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过本井钻至井深2650m完钻完井电测后在2420m-2500m之间进行井壁取心有16枚取心筒留在井内下三刮刀钻头通井划眼意欲把取心筒赶到井底下钻至
2450.68m遇阻上提下放活动活动范围2~3m最大上提拉力1300kN钻具卡死
3.事故处理过程注入密度
1.27g/cm3的解卡剂
22.7m3浸泡期间在拉力800kN~1000kN之间活动钻具当上提到1250kN时解卡
4.认识与建议1从卡钻深度来看正好是井壁取心井段16颗取心筒每个取心筒还带一节钢丝绳集中起来也有不少落物足以造成卡钻2下钻的目的是将取心筒赶到井底就应从2420m开始划眼不应直接下钻到2450m3这种卡钻在钻具尚有2~3m的活动范围时不应提死应循环钻井液转动钻具因取心筒很小钢丝绳也很细很短容易挤碎或挤入井壁不应该造成卡钻4本井是落物卡钻而非粘吸卡钻浸泡解卡剂只能起防止粘吸的作用最后还是活动解卡而非浸泡解卡但活动的方法不正确因为悬重只有670kN若在800~1000kN之间活动卡点始终处在受拉状态如在500~800kN之间活动使卡点处的受力呈显拉压交替状态可能很快就解卡了5完井后的通井循环最好不下钻铤这样可以减少发生事故的机会而且万一发生事故也好解除第七节干钻卡钻一.干钻的原因所谓干钻就是钻头部位失去钻井液循环钻头对岩石作功所产生的热量散发不出去切削的岩屑携带不上来积累的热量达到一定程度足以使钢铁软化甚至熔化钻头甚至钻铤下部在外力作用下产生变形和岩屑熔合在一起这就造成了干钻卡钻钻井液在钻头处的循环排量减少甚至断流是由以下原因造成的1钻具剌漏钻具剌漏之后开始时一部份钻井液经钻头循环一部份钻井液经漏点而上返随着时间的延长漏点越剌越大绝大部份甚至全部钻井液经漏点而上返钻头处便没有钻井液可供循环2高压管线与低压管线之间的闸门剌漏或未关死大部份钻井液在地面循环而真正流入井中者甚少3钻井泵上水不好如吸入池液面太低;上水管堵塞;钻井泵活塞、缸套、凡尔剌漏;钻井液粘度太高含气量太多;均可减少钻井泵的排量在高压的条件下可能会造成井内断流4泵房与钻台工作配合不好停泵时不通知司钻或者不按司钻的要求开泵或停泵造成钻井液循环中断5有意识的停泵干钻人们在钻井取心或用打捞筒打捞井底碎物时习惯于有意识的干钻几分钟力图把钻头或铣鞋用泥巴包死以防在起钻过程中滑落但若掌握不好很容易因干钻而造成卡钻二.干钻的象征1如果钻具剌漏则在正常排量下泵压会逐步下降待泵压下降到一定程度时全部钻井液由漏点上返漏点以下便失去循环泵压下降的程度和漏点位置有关在钻柱上部剌漏泵压下降很明显而且下降的幅度较大如钻柱下部剌漏泵压也呈逐渐下降趋势但下降到一定数量即下降值相当于或稍大于钻头水功率时便不再下降但此时钻头处已经没有钻井液可供循环了2如钻井泵上水不好或地面管线.闸门有剌漏的地方则泵压下降井口返出量减少钻井液温度也显著下降
3.机械钻速明显下降
4.转盘扭矩增大如装有扭矩仪可以直接看出如未装扭矩仪可以听动力机的声音和转盘链条的传动声音也不难判断
5.干钻的第一阶段是泥包可以活动但上提时有阻力随着干钻程度的加剧阻力越来越大直至无法活动造成卡钻
6.干钻的结果一般都是钻头水眼堵死除钻具有剌漏的情况外是无法开泵循环的三.干钻的预防
1.要经常注意泵压和井口钻井液返出流量如泵压下降返出量减少那肯定是钻井泵上水不好或地面管线、闸门有剌漏的地方应停钻检查地面上可能发生的问题如泵压下降很突然但维持这个下降值不变而且井口返出量不减少那可能是钻头水眼脱落也可能是钻头掉了钻具断了试钻一下便见分晓如泵压缓慢下降而井口返出量不减少那可能是钻具剌漏了也可能是钻头水眼剌了应起钻检查钻具不能盲目继续钻进
2.如发现机械钻速下降转盘扭矩增大甚至有别钻、打倒车现象时应结合泵压、井口返出流量、正钻地层特性进行综合分析如发现泵压下降或返出量减少应立即停钻如循环正常没有短路现象可以进行试钻每钻进10-15分钟提起划眼一次如停钻打倒车上提有阻力而且情况一次比一次严重也应停止钻进
3.泵房与钻台工作要配合协调在钻进过程中不许停泵、倒泵若因故必须停泵时必须先通知司钻将钻具提起
4.若停止循环时间较长应将钻具提离井底有一定高度然后上下活动或转动绝不允许将钻头压在井底用转盘转动的方法活动钻具即使在钻进取心的情况下也应割心提起钻具
5.对气侵钻井液应加强除气工作以提高钻井泵的上水效率
6.钻进取心及打捞工作中人为的干钻大可不必因为很难掌握一个恰当的分寸何况现在所用的工具可靠性较高没有必要进行干钻四干钻卡钻的处理干钻卡钻是恶性卡钻由于干钻时摩擦生热钻头甚至钻铤下部都软化变形其直径往往大于上部已钻成的井眼要想从原井眼中起出已干钻变形的钻头简直是不可能的如果在少量钻井液循环的条件下形成了干钻尚有憋通水眼的可能如果是在断流的条件下形成了干钻钻头甚至下部钻铤水眼都已堵死要想恢复循环也是不可能的因此干钻卡钻的处理程序只能是:
1.用震击器上击:这在干钻不太严重钻头尚未变形处于泥包状态时可以奏效
2.爆炸切割:干钻卡钻的卡点就是钻头干钻后往往把钻头水眼堵死因此如确认为是严重干钻应及早在卡点以上爆炸切割即使切割不开也可以打开一条循环通路只要能循环钻井液了以后无论用什么办法处理都要主动得多方便得多如果延误的时间长了钻井液稠化了钻柱内下不进任何工具要想爆炸切割也干不成了在此关键时刻绝不能犹豫不决
3.爆松倒扣或用原钻具直接倒扣为了防止上部钻具粘卡倒扣的时间越早越好所以最好是抓紧时间用原钻具直接倒扣如果倒扣的结果不理想在爆松倒扣的准备工作做好之后再对扣后进行爆炸松扣也可以甚至直接从最下一根钻杆处切割把全部钻杆起出来这也比套铣、倒扣强得多
3.扩眼、套铣:套铣筒的内径应大于钻头直径以此来推算扩眼直径的大小这种办法在井浅时可以使用如果井深了地层硬了扩眼、套铣的办法就不经济了
4.填井.侧钻五.干钻卡钻实例例一胜利油田CN-53-X7井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
95.6m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
908.19m.2.事故发生经过钻至井深
908.19m时尚有方余5m司钻提起方钻杆划眼付司钻误认为是接单根将钻井液泵停掉而司钻也不看泵压表划眼到底继续钻进待将方余打完后上提钻具遇卡由原悬重320kN提至400kN600kN800kN1000kN钻头上行
2.74m后卡死用小排量开泵只进不返漏失钻井液
6.5m3钻头位置为
905.45m
3.事故处理过程1原钻具倒扣倒出钻杆
249.72m落鱼长
649.62m鱼顶
255.83m2接震击器震击第一次震击力为800kN钻头下行
0.5m第二次震击力为750kN钻头下行1m第三次震击解卡
4.对本例的分析意见1这是典型的干钻泵房和钻台工作配合不好司钻不看泵压表付司钻不看钻台工作情况钻工不看井口钻井液返出情况互不照应是工作中的严重失误什么岗位责任制岗位责任心都无从谈起2九百来米井深还是明化镇地层岩性很软五米的方余大概10-15分钟即可钻完钻头还不至于发烧变形所以没有造成更为严重的后果尚可以用震击器震击解卡如果是在硬地层中发生干钻或者虽然是软地层而干钻时间较长的话后果将是难以设想的3开泵时只进不返说明钻头水眼没有堵死但不循环钻井液岩屑带不上来都积存在环形空间形成了严重的泥包这是卡钻的主要原因例二胜利油田CN-2-47井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
202.41m2裸眼:Φ220mm钻头钻深
1102.75m3钻具结构:Φ220mm三刮刀钻头+Φ
177.8mm钻铤
108.42m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过钻至
1096.25m时发现泵压由18MPa降至14MPa意识到钻具有问题决定改小循环调整钻井液性能但在调整钻井液性能的同时又钻进了
6.5m至井深
1102.75m泵压下降为9MPa转盘负荷增大上提
1.5m遇卡经多次活动无效由原悬重500kN上提至1400kN悬重突然下降为220kN钻具断了起出钻杆
449.43m发现钻杆连接螺纹剌坏落鱼
651.82m鱼顶
449.43m
3.事故处理过程1下Φ114mm右旋螺纹公锥打捞上提至1500kN滑扣2下Φ114mm左旋螺纹公锥倒扣滑扣3下Φ
244.5mm钻头扩眼至鱼顶4下Φ219mm套铣筒套铣左旋螺纹公锥倒扣一直倒至
841.10m鱼长
260.15m5继续套铣至
926.47m套铣筒断落井长度为
116.87m铣筒鱼顶为
809.40m6在鱼顶位置注水泥200袋填井侧钻
4.对本例的分析意见1在泵量不减的情况下泵压由18MPa降到14MPa又继续下降到9MPa是明显的短路循环现象在此种情况下应立即起钻检查钻具不应该继续钻进但本井贪图进尺又钻进
6.5m虽然没有造成严重的干钻但钻屑携带不上来已形成严重的泥包这是造成卡钻的主要原因如果继续钻进必将造成更加严重的恶果2套铣筒断落其鱼顶在钻杆鱼顶以上尚有打捞的可能并未走上绝路3能上提
1.5m说明钻头没有烧死但由于干钻下部钻具的连接螺纹一定扭得很紧倒扣的因难不小从经济角度考虑侧钻也是可行的例三胜利油田ZH-44井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
242.77m2技术套管:Φ
244.5mm下深
2678.67m3裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深
3215.25m.本井从1979m开始定向造斜到2976m井斜达
41.8°4钻井液性能:密度
1.50g/cm3粘度35s滤失量5ml泥饼
0.5mm切力5/12mg/cm2含砂量
0.5%pH
132.事故发生经过钻进时泵压由15MPa降至11MPa因钻井液气泡很多误认为是泵的上水效率不好加入消泡剂750Kg仍不见效钻至
3215.25m时转盘负荷增加停钻时打倒车严重上提钻具由原悬重840kN提至2000kN钻具卡死
3.事故处理过程1注入密度
1.50g/cm3的解卡剂30m3浸泡10小时后上提到悬重2000kN钻具突然上跳解卡起钻后发现钻铤连接螺纹剌坏无磁钻铤和扶正器及钻头共
10.80m钻具落井鱼顶
3204.45m2下卡瓦打捞筒和上击器打捞捞获后上击无效3又注入解卡剂15m3浸泡16小时仍无效4退出卡瓦打捞筒5在鱼顶以上打水泥塞侧钻
4.对本井的分析意见1如因钻具剌漏造成短路循环泵压由15MPa降至11MMPa是个渐变过程有经验的人不难看出2由于是下部钻铤剌漏泵压下降到等于循环系统压耗时便不再下降这一点必须引起人们的充份注意3干钻卡钻注解卡剂是无效的第一次注解卡剂是从漏点上返的第二次注解卡剂可能是从卡瓦打捞筒处上返的如果能从钻头上返为什么不增大泵量彻底进行循环呢因为只有十来米落鱼只要能循环就不难解除例四河南油田B-192井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深102m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深2481m3钻具结构:Φ215mm取心钻头+川8-3取心工具+Φ
177.8mm钻铤
80.43m+Φ127mm钻杆4钻井液性能:密度
1.23g/cm3粘度48s
2.事故发生经过取心钻进至2481m钻井泵发生故障停止循环司钻停止钻进但未上提钻具只在井底间断的转动钻具以防粘卡结果造成干钻卡钻并把钻具扭断起出钻杆
251.34m鱼顶
256.78m
3.事故处理过程1下左旋螺纹公锥倒扣倒出钻杆
55.24m鱼顶
312.02m2下右旋螺纹钻杆对扣爆炸松扣未成又下切割弹从2376m处切割但切割后循环不通上提遇卡3继续倒扣一直倒至
1280.55m4因倒扣因难注水泥塞侧钻
4.对本例的分析意见1在停止循环的情况下必须把钻头提离井底方能转动钻具.即使取心时也应割心上提不能为了保证收获率而忽视了发生事故的可能性2干钻卡钻卡点在钻头本井在钻铤以上切割打开通道是没有问题的但仍然循环不通可能有两种情况:a泵压很高憋不通那就是没有炸开应加大药量爆炸以现有的技术炸断钻杆是没有问题的这样做可以多取出一些钻杆多保存一部份老井眼b钻杆炸开了但环空堵塞开泵时钻井液只进不出这时就应测算卡点位置如有坍塌.砂桥等现象发生卡点应该上移应从卡点以上切割也比套铣倒扣好得多第八节水泥卡钻在钻井过程中为了纠正井眼轨迹或者为了避开井底无法打捞的落物或者在套管内开窗侧钻或者为了封堵漏层都需要打水泥塞尾管固井时送入尾管的钻柱也要接触水泥浆另外井下试油作业在上返换层时也经常采取打水泥塞的办法总之凡是钻具或油管只要接触水泥浆就有被水泥固死的可能也就是平常形象的说法叫做插旗杆如图1-49所示一.水泥卡钻的原因水泥浆是流动体一般操作不失误是不应该发生卡钻的但是全国各油田每年发生的此类事故不少甚至一口油井由于一着不慎而前功尽弃为什么会发生此类完全不应该发生的事故呢究其原因有:
1.对所使用的水泥和外加剂的混配物不做理化性能试验也不把水泥浆与井浆做混配试验不掌握水泥浆的性能和变化规律
2.注水泥设备或钻具提升设备没有充分的保障在施工中途发生问题使施工不连续或延长了施工时间
3.施工措施不当或操作失误:这方面发生的问题很多如注水泥的管柱上接上钻头和钻铤;注水泥后不能及时将管柱提离水泥段;在水泥塞顶部循环顶替不彻底;在顶替余浆的过程中不活动钻具;甚至还有因操作失误致使钻具落井等
4.探水泥塞时间过早或措施不当:一般的探水泥塞的时间应在注水泥塞施工完毕的48小时以后但有的井却提前探塞在水泥塞未凝固以前将钻具压入水泥塞中造成卡钻同时我们也要知道在开泵循环的情况下去探水泥塞是不会造成卡钻的但有些人硬是要去干探非得碰得头破血流不可二.水泥卡钻的预防
1.在裸眼井段注水泥塞要测量井径按实际井径计算水泥浆用量附加量不超过30%
2.入井水泥浆必须做理化性能试验并要和井浆做混溶试验掌握水泥浆的稠化、初凝、终凝时间施工时间要控制在稠化时间的一半以内
3.打水泥塞的钻具结构越简单越好一般只下光钻杆就行不能带钻头、钻铤等有害无益的工具为了打好悬空水泥塞也可以带如图1-50所示的水泥旋流上返接头它的优点是:1不直接向下冲剌混入的钻井液少;2旋流上返斜冲井壁可以带走更多的残留钻井液3可以保证水泥塞底部的质量4.打水泥塞前井下要平稳即不喷不漏不塌因有喷、漏现象存在则水泥塞存在不住;有坍塌现象发生则会失去循环钻具也可能起不出来
5.提升钻具设备和注水泥设备一定要完好保证能连续工作
6.在注水泥过程中要不停的活动钻具以防发生钻具粘卡事故如果遇到意想不到的问题首先考虑的是保证钻具不卡能上提则立即起钻能循环则立即开泵循环将水泥浆全部替出井口
7.在设计水泥塞顶部循环钻井液将多余钻井液替出时在残余水钻井液未完全返出井口以前不能随意停泵或倒泵而且要不停的转动或上下活动钻具
8.在把钻具提离水泥塞的关键时刻井口操作要紧张有序忙而不乱不能发生任何操作失误现象
9.探水泥塞的时间不宜过早一定要等到水泥终凝以后再探钻具下至预计井深先循环钻井液把上部井眼搞畅通然后停泵逐步向下试探遇阻后不能硬压应立即提起钻柱再开泵向下试探如果是凝固好的水泥塞则遇阻点固定不变如果是混浆或沉砂则可逐步下行直至探到真正的水泥面为止不过我们要注意悬空水泥塞往往会自动下沉这和井浆性能有关钻井液密度越高粘度越大则下沉越少反之则下沉越多一般下沉数量在10-20米之间所以在打水泥塞前在预计水泥塞底部注一段高粘度钻井液会使水泥塞下沉很少也有一些特殊情况在预计的时间内水泥浆没有凝固探不到水泥塞此时也不要盲目地下探在江汉油田就发生过这样的情况王场某井因侧钻而注水泥塞注入水泥15t在72小时后在预计水泥塞井段探不到水泥塞钻具上下畅通无阻待168小时后再探水泥塞凝固得很好三.水泥卡钻的处理水泥卡钻除了爆炸切割套铣、倒扣及磨铣等办法以外别无它法特别是套管内的水泥卡钻危害更大因为钻杆或油管紧靠井壁一边要套铣也非常困难搞不好会把套管铣穿如果被卡管柱不太长的话也可以用领眼铣鞋或如图1-51所示的变径水力平底磨鞋把整个被卡管柱铣掉任何井其套管串的井口套管内径最小只要能从井口下去的磨鞋就不可能把井内落鱼磨光但变径水力平底磨鞋则不然如图1-51所示它由上接头、筒体、活塞、限流嘴、弹簧、限位套、支承块、刀片、限位体及平底磨鞋等部分组成,下井时,磨鞋外径小于套管内径若干毫米,开泵磨铣时,由于限流嘴的作用,在活塞上形成一个压力差,推动活塞下行,活塞杆则推动刀片外张,磨鞋外径增大,始终紧靠套管内壁套管内径多大,磨鞋外径就有多大,它是随着套管内径的大小而改变的这样就解决了套管内磨不干净的问题当然,这种磨鞋不能有保径齿,以防把套管磨穿四.水泥卡钻的实例例一胜利油田J-14-17井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深55m2钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
177.8mm钻铤
2.事故发生经过表层套管固井后约4小时即下钻做第二次开钻准备工作当钻头下至50m时未发现遇阻认为没碰到水泥塞就把钻具放在井口去修压风机经3小时45分后开泵循环已经憋不通了急忙上提钻具提至800kN不动钻具已被水泥固住了
3.事故处理过程1原钻具倒扣倒出两根钻铤2下Φ
244.5mm套铣筒铣至钻头3下钻对扣上提解卡
4.对本例的分析意见1套管只有55m为了保证固井质量套管内水泥塞不会少于10m而竟敢下钻到50m真是自投罗网自讨苦吃2一般规定水泥候凝时间为48小时但至少也得24小时后才能探水泥塞而本井在4小时后即下钻探塞水泥尚未凝固钻头插入后又静置4小时此时水泥浆凝固了钻具就被固在井筒中了”欲速则不达”呀3水泥浆入井前必须做理化性能试验表层套管固井也不能例外可惜现在往往忽视了这一点4这种卡钻只有套铣倒扣别无良法例二长庆油田FD-7-2井
1.基础资料1表层套管:Φ273mm下深
123.84m2裸眼:Φ
215.9mm钻头钻深1171m3钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ165mm钻铤
133.5m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过该井因井斜过大填井纠斜水泥塞面在738m处探水泥塞时因水泥浆未凝固将钻头插入水泥塞中卡死钻头位置为
763.21m
3.事故处理过程1原钻具倒扣倒出钻具
707.97m落鱼为钻头加两柱钻铤总长
55.24m2下Φ210mm套铣筒铣至钻头位置3下入上击器对扣上击解卡
4.对本例的分析意见1填井侧钻要求水泥塞凝固时间要长一点强度要高一点.一般候凝要在72小时以上本井可能提前探水泥塞而触到了霉头2如果在开泵循环的情况下探水泥塞无论水泥塞凝固与否都不会造成卡钻如果是干探在预计的水泥塞井段只要发现遇阻就立即上起也不会造成卡钻水泥塞凝固后更不会造成卡钻只有在水泥塞已经稠化尚未凝固钻头在加压的情况下尚能进入时才会造成卡钻3本井实注水泥塞面为738m而钻头却下到了
763.21m超过了预计水泥面
25.21m既使水泥塞自动下沉也不会下沉这么多但司钻心中无数盲目下压这种作法不出事故才是怪事例三塔里本轮南油田LN-205井
1.基础资料1表层套管:Φ
339.7mm下深
521.92m2技术套管:Φ
244.5mm下深
3728.06m3尾管:Φ
177.8mm封固井段
3543.89m-4970m4钻具结构:Φ
215.9mm钻头+Φ
215.9mm扶正器
2.00m+Φ158mm钻铤
8.75m+Φ
215.9mm扶正器
1.90m+Φ158mm钻铤
35.98m+Φ158mm震击器
10.79m+Φ127mm加重钻杆
117.23m+Φ127mm钻杆
2.事故发生经过尾管固井后下钻探水泥塞至井深
3496.51m遇阻下压300kN接方钻杆后上提提不动下压压不动开泵开不通钻具卡死
3.事故处理过程1用水泥车憋压40MPa压力不降2测卡点为
3093.09m3在
3090.35m处爆松倒扣起出未卡钻具4下Φ197mm套铣筒套铣左旋螺纹公锥倒扣七次倒出钻杆
218.43m鱼顶为
3308.78m5用磨鞋5只磨去钻杆
10.35m鱼顶为
3319.13m落鱼长
177.38m6最后决定事故完井
4.对本例的分析意见1在套管内探水泥塞用钻杆接钻头就可以了不能用如此复杂的钻具结构而且这种钻具结构今后也不需要了早就应该甩掉了但本井却原封不动的下入钻铤和扶正器这是极大的错误可能是思想懒行动也懒的懒毛病的集中表现2在套管内遇阻肯定是碰到了水泥塞在不循环钻井液的情况下绝不能加压本井下压300kN是造成事故的直接原因按理说遇阻后应立即提起本井却违反常理可能正是为了接方钻杆才下压300kN的又是一次懒毛病的突出表现3尾管头在
3543.89m而下钻遇阻点是
3496.51m尚差
47.38m卡点是
3093.09m距尾管头还有450m在套管内为什么会有如此多的水泥呢可能是:a有意多留了水泥塞按塔里木的做法也不能超过200m探水泥塞也不能超过3343m为什么要探到3496m呢?卡点为什么能到3093m呢?(b)可能尾管固井后没有彻底进行循环没有把多余的水泥浆完全顶替出来c封固段有高压产层没有完全压稳把尾管段的水泥浆顶到技术套管内4下钻探水泥塞过早或水泥浆缓凝时间过长在水泥浆没有完全凝固的情况下才会造成卡钻如果水泥浆凝固了遇阻是硬遇阻开泵也不会有问题5倒扣至
3308.78m尚未到扶正器位置为什么用磨鞋磨鱼呢看来此处钻杆已紧靠套管套铣无法进行了也确证了水泥已把钻具固结在套管内了在这种情况下若再继续磨铣很可能是开窗侧钻了6据说有的油田尾管固井后在尾管头以上要留200m以上的水泥塞说是为了保证尾管固井质量我看完全无此心要无论从理论上或是实践上来讲这种做法只能是有害无益类型判据。