钻井事故及其处理
实施例1大港油田W-29井
1.原始数据
(1)表层套管:339.7mm，深度102.53m
(2)技术套管:244.5mm，深度998.10m。
(3)裸眼:φ215.9mm钻头，钻孔深度2612m。
(4)钻具结构:φ215.9mm钻头+φ 159mm钻铤141.77m+φ127mm钻杆1505m。
2.事故发生了
下钻至1667.1m，循环钻井液，13.5MPa泵送，气管线爆炸停泵。修理后，启动泵。如果泵压上升到20MPa，活动钻具无效。比特位置是1658.11m。
3.事故处理流程
(1)原钻具倒扣，一次性倒出，落鱼长度1247.24m。
(2)原钻具上紧后，松开并旋回，起出钻杆长度1490.52m，落鱼长度177.09m。
(3)下放外径193.7mm，铣至1640m。
(4)运行震击器使扣，震击器将释放卡。
4.理解和建议
(1)这口井停泵的时候，单根管上提，包括方钻杆，下放空间20多米，卡的时候根本不动，说明卡钻卡钻的可能性最大。
(2)这口井有技术套管，易塌层已经隔离，环空堵塞的可能性不大。不应该是坍塌或者砂桥卡钻，而是卡钻。如果是环空封堵，而不是钻头水眼封堵，抑制地层漏失需要20MPa以下。
(3)井下钻进中途循环钻井液正常，停泵后会卡泵。好像钻头的水孔堵塞了，很可能是回水造成的。可惜因为一个小小的误操作，失去了给卡代理做注解的机会。
(4)在这口井中，可以下放爆炸管，炸掉钻头的水眼或炸裂钻铤，恢复循环，然后加注卡钻剂解除卡钻。这比套管磨铣倒扣要危险得多。
例2河南油田T-491井
1.原始数据
(1)表层套管:339.7mm，深度50.64m..
(2)裸眼:φ215.9mm钻头，钻孔深度2195m。
(3)钻井液性能:密度1.03g/cm3，粘度32s，滤失量8ml。
2.事故发生了
钻至2195米深度，循环钻井液，准备起钻。因为吊卡不能用，等了一个多小时的吊卡，又没有循环钻井液，没有及时移动钻柱，导致卡钻。
3.事故处理流程
(1)注释卡代理12m3被泡，卡终于放出来了。
(2)注入原油10m3进行第二次浸泡，最后放卡。
(3)第三次加注卡剂12m3，浸泡24小时，放卡。
4.理解和建议
(1)该井钻井液密度为1.03g/cm3，接近海水密度，仍发生卡钻，说明压差不是决定性因素。
(2)不及时循环钻井液和移动钻具，等吊卡一个多小时是很大的错误。
(3)这口井是连续注入3次解卡剂才卡的，说明一次注入解卡剂卡不了，不代表绝望。你可以改变被粘脱模剂的种类和浸泡时间，有可能达到效果。
实施例3胜利油田F-23井
1.原始数据
(1)表层套管:339.7mm，深度84m。
(2)工艺套管:244.5mm，深度1970m。
(3)裸眼:φ215.9mm钻头，钻孔深度2994+04m。
2.事故发生了
钻至2994.14m时，因第一根链条断裂，钻具提至21m，链条检修，但未及时下放活动。接链后，提升钻具由原来的悬重840kN提升至1200kN，降为零。在循环过程中，发现泵压从16MPa下降到8MPa。
3.事故处理流程
(1)注入40m3解卡剂顶替钻井液，泵压由12MPa降至10 MPa。15分钟后，发现被卡脱模剂从井口返出，判断钻具漏失，循环短路。经检测，渗漏位置为1530m
(2)倒扣原钻具，一次倒出钻杆1651.80米，倒出漏失钻杆。
(3)下φ127mm公锥三次，均失败。
(4)下φ 114 mm公锥打捞。做好扣后吊至1100kN，停3分钟，吊重降为1000kN。几经活动，又恢复到原来840kN的挂重。启动泵循环，泵压正常，事故解除。
4.理解和建议
循环钻井液(1)时，发现泵压从16MPa下降到8MPa。如果地面没有问题，那肯定是钻具漏了，循环短路了。在这种情况下，不应记下卡钻剂，而应测量一个周期，确定钻具的泄漏位置，然后通过倒扣或爆破直接拔出钻具，以便进行下一步工作。第一次注入40m3的脱模剂，纯粹是浪费。
(2)一次倒完钻杆1651.80m，倒完漏钻杆，非常幸运。当然这口井有1970m的技术套管，不能反一次，可以再反一次，反正上部不会卡。
(3)同样直径φ1.27mm的钻杆，接头孔不同。下井时，必须逐个测量并记录，这样当发生事故时，下什么打捞工具才能心中有数。该矿φ127mm公锥打捞三次无效，下部φ 114mm公锥打捞一次成功，可能是接头喷嘴尺寸不清造成的。每次拔公锥的时候都要检查一下公锥上有什么痕迹，帮助我们识别鱼顶。犯一次错误是可以容忍的，一次又一次犯类似的错误是非常错误的。
大港油田B-15-2井实例
1.原始数据
(1)表层套管:339.7mm，深度202.10m。
(2)裸眼:φ311.1mm钻头，钻深1939m。
⊙⊙(3)钻具结构:φ 365438+ 01.1mm钻头+φ 310mm扶正器1.85m+φ 203mm钻铤8.73m+φ 310mm扶正器1.32m+φ 65438+。0.87m+φ 203mm钻铤26.25m+φ 178mm钻铤104.81m+φ127mm钻杆1771.64m
(4)钻井液性能:密度1.15g/cm3，粘度30s，滤失量5ml，滤饼0.5mm，剪切力5/11mg/cm2，含砂量1%，pH9。
2.事故发生了
钻至1939 m深度，单根被卡，甩单根，接方钻杆循环钻井液。提升钻柱由原悬重665kN提升至1700kN，降至200kN，无效。计算卡点是1814m。钻头位置为1929.60米
3.事故处理流程
(1)注入原油18m3，柴油9m3，浸泡18小时，上提至1480kn，起出钻杆。鱼顶井深273.02米，鱼长1656.58米
(2)铅模下印刷。
(3)下套筒磨鞋修鱼顶。
(4)用φ 114 mm的母锥成功制扣，松扣拔出坏鱼头。
(5)下入螺纹，松开1761.53米处的螺纹，起出所有钻杆。
(6)下φ 311.1 mm钻头，疏通井眼，循环钻井液。
(7)下放244.5mm套铣筒155，49m，从1761.53m套铣到1912，59m(最上扶正器位置)。
(8)运行上撞针使刺，摇动释放卡。
4.理解和建议
(1)加注粘卡剂后，活动钻具要有一定的限制，不宜多提，要多加压，因为这个时候主要靠粘卡剂，而不是靠拉压力。如果拔下钻具，一是可能堵塞水眼，二是粘卡剂无法排出，会使井壁坍塌，堵塞环空，从而失去再次加注粘卡剂的可能。
(2)对于使用的钻杆，一定要清楚的了解它是什么等级。几年级？用了多久了？你经历过哪些复杂的情况？新钻杆的抗拉和抗扭强度无法计算。所以提到1700kN并不冒昧。
(3)一般来说，鱼头是直的，不需要做铅封或鱼头，因为从断口可以推断出鱼头。可以直接下放卡瓦打捞筒或母锥进行打捞，可以争取时间，恢复循环。
(4)钻铤卡在这口井里了。如果处理得好，没必要浪费那么多时间。
实施例5青海油田L-3井
1.原始数据
(1)表层套管:339.7mm，深402m..
(2)技术套管:φ244.5毫米，深度3601.63米..
(3)裸眼:φ215.9mm钻头，钻孔深度5086m。
(4)钻具结构:φ215.9mm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，剪切力12/27mg/cm2，含砂量0.5%，pH11。
2.事故发生了
该井设计井深5200米，实钻5086米。接单根耗时6分钟，钻头位置5076.64m，最大拉力2000kN，无效。循环正常，泵压21MPa。计算卡点位置4200m。
3.事故处理流程
隆冬时节，柴达木盆地气温很低，井距冷湖基地200多公里，组织原油起拔难度大，原油和钻井液密度相差很大。准备好脱卡剂就更是无条件了。但盆地内全是高浓度、高密度的盐湖，冬天不冻，决定就地取材，用高浓度盐水浸泡。注入密度为1.18g/cm3的盐水50m3，浸泡15分钟，卡即解除。
4.理解和建议
(1)在柴达木盆地用盐水泡卡是一个创举。不仅是L-3井，J-2井、E-3井、NC-1井也是如此。深井可以，浅井也可以。不仅节省了原油，而且施工也更加方便。
(2)需要用盐水浸泡卡管。在柴达木盆地，有一个特点是井壁气泡不坍塌，其他地区要考虑井壁稳定。
(3)施工时，盐水和淡水钻井液必须用淡水或柴油隔开，否则泥浆浆稠化后无法泵送。
例6江汉油田H-26井
1.原始数据
(1)表层套管:φ 323，85 mm，深度85 m..
(2)裸眼:φ215.9mm钻头，钻孔深度2142.53m
(3)钻具结构:φ215.9mm钻头+φ 178mm钻铤112.35m+φ139.7mm钻杆。
(4)钻井液性能:密度1.20g/cm3，粘度28s，滤失量17ml，滤饼2mm，剪切力0/8mg/cm2，含砂量2%，pH值8。
2.事故发生了
钻至2142.53m时，水龙头冲管刺盘根，水龙头坐在转盘上换盘根。没有循环钻井液，也没有可移动的钻井工具。更换盘根后，泵启动周期正常，但钻具卡在表层套管鞋附近。
3.事故处理流程
这口井需要100m3浸泡解卡剂。现在是雨季，道路泥泞，所以很难拖运原油。因此决定分阶段浸泡，实际注入原油48m3。先泡下段，四个小时后一次把原油换到上段。浸泡两个小时后，从原来的挂重750kN提升到1000kN，解卡。
4.理解和建议
(1)坐在转盘上修水龙头是严重违反操作规程的。这样，不循环钻井液，不移动钻具，不被卡，才奇怪。
(2)该井全井段卡钻，80%以上井段为泥岩。如果单纯用压差理论来解释，就说不通了。
(3)在全井段卡钻的情况下，分阶段浸泡是一种很好的方法，既节省了大量解卡剂，又能在环空中保持一定的液柱压力。
实施例7江汉油田S-3井
1.原始数据
(1)表层套管:φ323.85米，深度106.05米
(2)裸眼:φ215.9mm钻头，钻孔深度2453，20m。
(3)钻具结构:φ215.9mm钻头+φ 177.8mm钻铤101.53m+φ139.7mm钻杆。
(4)钻井液性能:密度1.26g/cm3，粘度37s，滤失量12ml，滤饼1.2mm，剪切力6/17mg/cm2，含砂量2%，pH 9。
2.事故发生了
钻至2453.20米，循环钻井液，准备起钻。但绞车传动链的链片飞出，随停机修复，持续20分钟，钻具无法移动，被卡。计算卡点为1730m。
3.事故处理流程
(1)正常循环钻井液，准备浸泡原油，泵压8MPa。因为两台泵都出了故障，停泵修理。泵修好后，开泵时泵压上升到15MPa，循环受阻。认为放回水时，钻井液回流，堵塞了钻头的水眼，切断了浸油的路径。
(2)下48.3mm爆炸管，准备在钻头附近爆炸，炸掉钻头或炸掉钻铤，但下到2354m时被卡，钻头无法下放。
(3)决定从φ139.7mm钻杆开始冲洗，下40.26mm油管150m带钻头，60.3mm油管2300m，通过水眼，用水泥车循环钻井液至钻头位置。
(4)将48.3mm爆炸管下放至钻头上部爆炸，恢复循环。
(5)注入原油20m3，柴油10m3，浸泡11小时20分钟，放卡。
4.理解和建议
(1)这是一种特殊而成功的治疗方法。我们不走退路，而是尝试打开通道，浸泡放卡剂来放卡。一方面节省了时间，更重要的是避免了回退的风险。卡钻解除后，连同钻头一起起出。钻头和钻铤都没有炸，只炸出了两条纵向长度约1.5m的裂缝。
(2)这种爆破通道的方法只有在环空未被堵塞的情况下才有意义。因此，必须严密组织，争取时间，在井壁坍塌前打开循环通道。
(3)卡钻后保持循环路径非常重要。在任何情况下，钻井液都不允许倒灌。因此，如果要修理泵，必须先关闭高压管路上的截止阀。最好在钻杆上安装回压阀，避免人为失误。
例8南疆KS-1井
1.原始数据
(1)表层套管:500mm，深度280m。
(2)技术套管:339.7mm，深度3570m。
(3)裸眼:φ311.1mm钻头，钻深5015.85m..
(4)钻具结构:φ 311.1mm钻头+φ 203mm钻铤81m+φ203mm+φ203mm随钻震击器+φ 127mm加重钻杆+φ 127mm钻杆。
2.事故发生及处理过程
这口井多次卡在同一个井段，耗时近百天。
(1)第一次卡钻:钻至井深5014.08m，钻井液密度1.42g/cm3，井口溢流，每小时11.5m3，返出钻井液密度10.2MPa/cm3，关井3。将钻井液密度提高到1.72g/cm3，井口仍有溢流。当移动钻具时，它会被卡住。原挂重由1650kN提高到2200kN，再下推至400kN，解卡。
(2)第二次卡钻:钻至5015.85m时，钻井液密度下降至1.42g/cm3，后上升至1.76g/cm3。钻具移动时卡死，从原悬重1650kN上提至2400kN，下压至400kN，转15圈无效。处理步骤如下:
①注释卡剂12.4m3，浸泡42小时无效。
(2)注意卡剂20m3浸泡35小时30分钟无效。
③将井内钻井液密度提高到1.85g/cm3，注意堵漏剂为27.5m3，然后关井浸泡。7.5h后，立管压力升至3.2MPa，计算出的井底压力应为94.1MPa，平衡地层压力的钻井液密度应为1.88g/cm3。* * *浸泡71小时40分钟无效。
(4)用卡测仪测量3660m处的卡点
⑤在3640米处成功松开倒扣后，拔出上部钻具..
⑥下放244.5mm套铣筒至180米，套铣至4057米。
⑦下钻上扣，到2100kN时震击解卡。
(3)第三次卡钻:第二次卡钻解除后，下钻至4102.54m，在4088.49m以上，接单管，仅停活动3分钟，就被卡。处理步骤如下:
①注入31.45m3，密度为1.95g/cm3，浸泡6天不脱卡。
(2)从3650米处，松开背螺纹，起出上部钻具。
(3)下放震击器做螺纹，是1800kN，震击器放卡。
(4)第四次卡钻:下钻至4107m，卡钻。提到1500kN下压到800kN，强制放卡。
(5)第五次卡钻:下钻至4862米，卡钻。从原来的挂重1500kN到1800kN，放卡。上提五柱卡死，下压600kN解卡。拉起单片卡死，下压800kN转动释放卡死。到4106m，卡又卡了，提力1400kN，卡就松开了。
(6)第六次卡钻:钻至4995m后再钻，上提至第六柱时，从原悬重1.350 kN上提至21.20 kN，下压至300kN，转动无效，造成卡钻。处理步骤如下:
(1)从3655米爆破松动倒扣处，拔出上部钻具。
②当罐子被扣住时，罐子无效。
(3)从3655米处倒扣，拔出上部钻具。
④下244.5mm套铣筒、套铣、倒扣，当套到4100m时，解卡..
3.理解和建议
(1)这口井已经到了连续卡钻几乎不可能的地步。原因是高压盐水层不稳定，没有认识到高压盐水层是卡钻的主要原因。钻井过程中，只要遇到高压盐水层，不管出水量多少，都要坚决碾压。无论是工程师还是地质学家，对此都应该有统一的认识，不能有歧义。不然麻烦就没完没了了。经过专家论证，该井钻井液密度提高，高压盐水稳定分层后，顺利钻至6421米。
(2)浸泡脱模剂前，一定要测量堵塞点的位置，脱模剂的液面必须超过堵塞点。根据之前的处理，该井的主要卡钻位置应该在3660-4100m之间，但是第一次卡钻剂标注为12.4m3，只能浸泡到4850m..第二注卡剂20m3，只能泡到4750m。第三次注意到堵剂用量27.5m3，只能泡到4670m，堵点根本泡不到。第三次卡钻后，注入31.45m3的卡钻释放剂，只能浸泡到3700m，不能到达卡钻点。难怪拆卡器不管用。怪不得泡了六天都没效果。由此得出卡钻脱模剂不适合这口井的错误结论，卡钻脱模剂就不再用了，真是不可思议。请注意:第三个被卡住的钻头可以震击以释放被卡住的钻头。起作用的是释放剂，已经浸泡到离卡钻点不到50m，可以震击释放卡钻。
(3)由于技术错误和认知错误，第三次卡钻后，不再需要卡钻剂，通过爆松倒铣的方法缓解卡钻事故。要知道，这是一种危险的做法，也是不得已而为之。好在这一带地层条件较好，没有塌陷现象。经过反复磨铣，钻头的水孔没有堵塞，循环路径可以维持。如果同样的做法发生在东部地区，那就不可能清理干净了。这口井最大的特点是4100m m以下不卡，如果从3660m卡到5000m，很难解决套铣和倒扣问题。就算能解决问题，顺利的话也要一年左右，不顺利的话就不好说了。