钻井事故与井下复杂问题(修改稿)ppt课件.ppt

钻井事故与井下复杂问题,Wang Baoxin2006.08.02,钻井事故与井下复杂问题, 概述 卡钻事故 钻具断落事故 井下落物事故 测井事故 井喷事故 井漏 固井中的事故及复杂问题 井斜,概 述,在钻井过程中，钻头不断地破碎岩石、新井眼随之生成，新形成的井壁岩石失去了原来的支撑条件，呈现出不稳定状态，如果钻井措施不能适应这些变化，就会造成井下诸多复杂情况和事故。据统计，当前事故与复杂情况可占钻井施工总时间的 68 ，造成巨大经济损失。正确认识和预防、处理井下事故及复杂情况是钻井工作者的重要任务之一。,概 述, 造成井下事故及复杂情况的原因 地质因素 异常的地层压力 孔隙压力，破裂压力，坍塌压力，特殊地 层的蠕变应力； 不稳定的岩性层位 蠕变的盐岩层、膏岩层、沥青层，富含 水软泥岩层，吸水膨胀泥岩层，容易坍塌剥落的泥岩 层、煤层，特高渗透岩层，含硫化氢、二氧化碳层； 特殊的地质构造 断层，裂缝，溶洞。 工程因素 地质资料的掌握程度 ； 工程设计的科学性； 技术措施的正确性； 管理、操作人员的素质。,概 述, 处理井下事故及复杂情况的原则 安全 坚持安全第一的原则，根据设备、工具、人员素质确定技术方案和措施，避免事故进一步复杂化。 快速 决策正确，组织周密，准备充分。 灵活 详实掌握现场信息，不失有利战机。 经济 综合考虑技术方案的安全性、可行性、有效性，使事故损失减至最小。,卡钻事故, 卡钻事故处理通则 分类 按卡钻产生的原因可分粘吸卡钻、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类型。 顺利解除事故的必要条件 力求钻井液循环畅通； 尽量保持钻柱完整； 防止钻具连接螺纹扭转过紧； 建立专业化的队伍。,卡钻事故, 正确计算卡点 测卡仪实测 根据拉力伸长计算,或,2段复合钻柱,3段复合钻柱,其中：L-自由钻柱长度 m K-计算系数 F-超过自由钻柱自重的拉力 kN S-自由钻柱横截面积 cm2 l-自由钻柱在F力下的伸长 cm,卡钻事故, 限制钻杆扭转圈数 按计算：,式中：N限制扭转圈数 H卡点深度，m D卡点以上钻柱直径，cm 1钢材屈服强度，Mpa q钻柱在泥浆中的重量，N/m F管体截面积 ，cm2, 公式使用条件：一级钻杆、大钩悬重等于卡点以上 钻具重量，浅井可使用一般手册上的 N=KH数据,卡钻事故, 原因 井壁因吸附、沉积形成滤饼； 地层孔隙压力与泥浆柱压力 形成的压差。 特征 钻柱有处于静止状态的过程； 卡点位置在钻柱部分； 卡钻前后泥浆循环正常； 卡点可随时间增长而上移。, 粘吸卡钻,预测压差卡钻危险性曲线,卡钻事故, 粘吸卡钻 预防 使用优质钻井液 油基、油包水型、高价阳离子聚合物体系钻井液；良好的润滑性、较小的固相含量和滤失量 ；符合近平衡钻井要求的密度。 设计合理的下部钻具组合 使用螺旋钻铤、加重钻杆、稳定器等增加钻具的支撑点，减少接触面积；使用随钻震击器。 尽量减少钻具在井下的静止时间 保证优良的井身质量 处理 发现粘卡最初阶段采取强力活动措施 下砸、震击 浸泡解卡剂 原油、解卡剂、硷水、盐水、酸剂,卡钻事故, 粘吸卡钻 处理 浸泡解卡剂是解除粘吸卡钻最有效的方法，只要能维持循环就不可轻言放弃（董101井井深5004.40m，因设备故障发生压差卡钻。注密度1.40g/cm3的解卡液195m3，浸泡9.5d解卡）。 浸泡解卡的施工步骤：计算卡点、计算解卡剂用量、计算注入最高泵压、制定安全措施、注解卡剂、活动钻具、解卡。应注意的问题：合理选择解卡剂；确认钻柱无循环短 路；注低密度解卡剂时钻柱中须接单流阀；重视解卡后排解卡剂过程中的风险。,卡钻事故, 粘吸卡钻 辛斜160井的粘吸卡钻 现象 辛斜160井完钻井深 3340m，技 术套管1896.27m。本井区21002500m有一大 段低压砂层，密度加至1.63以上即出现严重 粘卡现象：钻具稍停即卡；起钻在此段拉力 增加200 500kN；加入多种泥浆润滑材料无 效果；测井中两次卡仪器、穿心打捞。 解决方法 增加技术套管下深，封过大段砂 层。之后，该区井钻井施工顺利。 启示 不同地层中，压差的“外因”作用亦不 相同,录井图,卡钻事故, 粘吸卡钻 郝科1井粘吸卡钻 经过 郝科1井 1996年6月3日11:00钻水泥塞至井深4320.89m时发生井涌，当时泥浆密度为1.77 g/cm3。12:00关井，至16:10以密度1.921.95 g/cm3 泥浆压井，井下平衡。继续钻进时将泥浆密度提到1.941.99 g/cm3 ，6日5:00钻至井深4383.87m（出技术套管59.03m）接单根 15min发生卡钻。卡钻后开泵正常，活动钻具最大提到1380 kN、下砸到 0不能解卡。 处理 分析卡钻原因认为，4324.8m4369.75m井段砂层发育，泥浆密度高，卡钻为压差卡钻。7日5:10将泥浆密度降到1.911.92 g/cm3 ，钻具自动解卡。 启示 此类卡钻与钻具所处裸眼长度关系不大，裸眼长度短时采取降密度的方法有效。,卡钻事故, 坍塌卡钻 井壁坍塌原因 地质因素 原始地应力，地层构造状态，岩性，异常孔隙压力 物理化学方面原因 水化膨胀，毛细管作用，流体静压力 工艺方面原因 泥浆柱压力，泥浆性能，井身质量，油气侵， 井喷，起钻或中试抽吸 特征 钻屑返出增加、扭矩增大，泵压上升且不稳定 起钻中（灌泥浆不及时）上起遇阻逐渐增加且阻力 不稳，开泵返出异常、泵压升高、悬重下降 下钻井口不返，钻具内倒返，开泵现象与起钻相同 划眼困难，常需多次反复划眼才有好转,卡钻事故, 坍塌卡钻 预防 合理设计 表层套管须封松软层，技套封至明显漏层以上， 下套管口袋尽量留少，设计适应所钻地层的泥浆体系 保持泥浆柱压力 起钻和停工期间灌好泥浆，下套管定期灌 满泥浆，维护管内、外压力平衡 减少压力激动 控制起、下钻速度，讲究开泵方法 使用具有防塌性能的钻井液 油基或阳离子、油包水、硅 酸盐 、钾基、低滤失高矿化度钻井液等，加入堵塞剂 （氧化沥青、淀粉） 降低地层的坍塌压力,卡钻事故, 坍塌卡钻 处理 井塌-划眼 松软地层 低粘度泥浆，防出新眼（使用 有领眼作用的工具，“一冲、二通、三划”）， 掌握新眼的处理方法 较硬地层 高切力、高动塑比泥浆，使用牙 轮钻头、增大排量，遇大掉块用磨鞋、 铣锥，正确认识、处理蹩泵现象，起钻 前稠泥浆封井,领眼通井工具,卡钻事故, 坍塌卡钻 处理 坍塌卡钻 尽量维持循环 改变泥浆性能清除坍塌岩块，灰岩可考虑注酸 套铣、倒扣,卡钻事故, 砂桥卡钻 砂桥形成原因 钻屑多，钻井液悬浮能力低 清水钻进，使用刮刀钻头，钻速快，排量不足 松软地层暴露太多 表层套管少，管鞋处垮塌 钻井液中絮凝剂过量 粘土絮凝团聚积 泥浆体系或性能改变 破坏原有平衡，泥饼剥落、岩屑滑移 钻井液长期静止 泥浆切力低、岩屑下滑堆积 其他 井塌，井身质量，开泵过猛 特征 下钻不返或钻杆内倒返；下钻常见软遇阻；下钻过砂桥开泵不畅，开泵后钻具活动遇卡；起钻“拔活塞”；钻进中停泵上提遇阻,卡钻事故, 砂桥卡钻 预防 尽量使用泥浆开钻 二开清水钻进设备必须有充分保证，无法循环立即起钻；遇其他停工将清水转为泥浆 钻井液必须满足巩固井壁、携带岩屑的需要，切忌大幅度改变泥浆性能 钻进选用合适的排量，控制环空安全的岩屑浓度 执行起、下钻安全规定，掌握正确开泵方法 裸眼井段钻井液静止时间不可过长 处理 套铣、倒扣（灌好泥浆，防粘卡，套铣防掉）,卡钻事故, 缩径卡钻 原因 砂泥岩易因泥浆滤失量大形成厚泥饼 特殊泥页岩吸水膨胀，含水泥岩塑性蠕变，沥青层 盐岩蠕变 温度、压力、时间 深部石膏层吸水膨胀 地层错动、井眼横向位移 特征 单向遇阻，卡点固定 多发生在钻具运动中（蠕变层例外） 一般循环正常 卡点在钻头或大直径钻具处 蠕变岩层钻速快、扭矩大、提起难下到原井深,卡钻事故, 预防 下井工具尺寸不可大于正常井眼， 遇阻不能强提硬下 注意检查旧钻头磨损程度 在钻具中接震击器、扩孔器 钻特殊岩层如岩盐层，必须提高 钻井液密度，制定安全钻进措施 控制钻井液滤失量和固相含量 简化钻具结构、选择合适钻头、使 用随钻扩眼工具等,钻盐岩层根据温度压力 确定钻井液密度, 缩径卡钻,卡钻事故, 缩径卡钻 处理 遇卡初大力活动钻具解卡 下阻上提，上卡下砸，钻进遇卡 上提配合转动，防粘 震击器震击解卡 起卡下击，下卡上击 浸泡剂浸泡解卡 泥岩缩径注油类润滑剂；盐岩缩径注水 上述方法组合解卡 倒扣、套铣、侧钻,卡钻事故, 缩径卡钻 实例 英国BP石油公司在北海西南区块多口井（钻头：12 1/4”）钻进盐岩、膏盐及与砂泥岩的互层，用常规钻头缩经阻卡严重：每口井每天阻卡12次；每钻进6 min或6 就必须上提划眼；上提接单根必须先划眼；必须加重泥浆防缩径；起钻几乎靠倒划眼；钻头在井底时必须保持旋转；否则卡钻头。 处理：用随钻微扩眼钻头（类型：随钻微扩眼钻头、同名井径扩径器、可膨胀钻头）克服了上述复杂问题。,卡钻事故, 键槽形成 键槽产生的主要条件是井身轨迹 产生局部弯曲，形成“狗腿”，钻杆接头 在运动中切削与其接触的井壁形成键槽。 键槽形成与地层软硬、井斜大小基本无 关。 在大段易坍塌泥页岩中夹有薄砂层 的条件下，可形成一种“壁阶式” 键槽。,键槽形成过程, 键槽卡钻,卡钻事故, 键槽卡钻 特征 卡钻只会发生在起钻过程中 卡钻发生在钻具横向截面突变处 卡钻时循环正常 均质地层，卡点移动；非均质地层，卡点不动 预防 直井严防“狗腿”产生 控制井斜、方位 定向井轨迹设计应尽量简化（多增斜，少降斜）；技套封过高造斜段；起钻注意观察、记录遇阻点；主动破槽 缩短套管鞋以下的口袋长度 防止套鞋偏磨成槽 钻具带随钻震击器,卡钻事故, 键槽卡钻 处理 大力下压 使用下击器下击 破槽 套铣解卡 对石灰岩、白云岩，可注盐酸溶解,键槽破坏器,卡钻事故, 键槽卡钻 水平2井键槽卡钻事故 事故 水平2井于92年5月25日完钻，井深2947m。起钻至 2075.8m（进水平段46m）遇卡，倒划眼9h45min只提出2.7m， 其间多次卡死。 处理 下砸解卡后，下钻钻进至2966.21m，在2934m处爆炸 切割，切除大直径钻具后顺利起出，转完井作业。损失时间3d5h。 启示 形成键槽的因素不是单一的，本井：长水平段特殊 地层,水平井段也出键槽 ?,卡钻事故, 泥包卡钻 泥包产生原因 钻遇松软且粘性地层，切削物易成泥团 排量太小，井底清岩效果差 泥岩重复破碎、水化成团 钻井液性能差，高粘、高失水、高固相含量 易成厚泥饼积聚 钻具循环短路 钻头、扶正器处钻屑堆积粘附 特征. 钻进钻速逐渐降低 牙轮蹩钻，泵压略有升高 起钻时随井径不同阻力有变化 起钻时环空灌不进泥浆 提钻阻力的大小与泥包程度有关,卡钻事故, 泥包卡钻 预防 钻进保证足够的排量 软地层使用低粘、低切钻井液；可使用刮刀钻头；注意控制钻速 注意泵压和钻井液出口流量 发现泥包显示，停止钻进、及时清除；起钻防抽吸 处理. 开大泵量，降低钻井液的粘度和切力 强力活动钻具 使用震击器震击 倒扣套铣 清除粘卡、爆松,卡钻事故, 落物卡钻 原因 能造成卡钻事故的是处于钻头或扶正器以上的落物。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。 特征. 钻进有憋钻现象发生 卡钻发生在钻头或扶正器位置，起钻遇阻突然 卡钻时，循环正常 钻井液性能无变化,卡钻事故, 落物卡钻 预防 定时检查井口工具，注意井口的围盖 极软地层用特制工具拨扫落物 减小套管鞋以下的口袋长度 防水泥掉块 严格管理，减少人为因素 防硬提，争取转动，磨铣防卡 处理. 钻头在井底时发生落物卡钻，争取转动解卡，大力上提或用震击器上击； 起钻过程中遇卡猛力下压，使用震击器下击 水泥块卡用盐酸浸泡 倒扣、套铣,卡钻事故, 干钻卡钻 原因 因循环短路、泵上水不好等原因使钻头处失去冷却条件，造成钻头在外力下与岩屑熔和一体致卡。 特征. 钻进泵压下降，钻速明显降低，扭矩增大，蹩钻、打倒车，情况随时间增加逐渐恶化。 预防 注意观察泵压及返出流量，保证泥浆泵上水良好，钻进中不可停泵，打捞、取心作业中避免人为干钻。,卡钻事故, 干钻卡钻 处理 初期干钻处于泥包状态，可用震击器上击 切割、爆松倒扣 扩眼套铣 填井、侧钻,钻具断落事故, 原因 疲劳破坏 长期承受拉、压、弯、扭复杂应力，临界转速引起 振动，弯曲转动产生交变应力，钻具组合不合理 腐蚀破坏 氧气、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类、酸类、电化 学腐蚀 机械破坏 制造缺陷，磨损，超过强度极限的受力，外伤造成 的应力集中点，使用不当，泥浆冲蚀 事故破坏 顿、溜钻，人为倒开 特征 悬重下降，泵压下降，转盘负荷减小， 无进尺或放空,钻具断落事故, 预防 加强钻具的使用管理 储存，日常维护，管理 处理 判定鱼顶位置及所处状态,井径与落鱼鱼顶位置的关系,钻具断落事故, 处理 正确选定打捞工具 公锥、 母锥、卡瓦打捞筒、捞矛 处理复杂鱼顶的工具,可变弯接头,弯钻杆,壁钩,钻具断落事故, 处理 卡瓦打捞筒 钻具组合：卡瓦打捞筒+安全 接头+下击器+上击器+部分钻铤 +加速器+钻具 工具、附件选择：篮式卡瓦、 螺旋卡瓦（卡瓦尺寸）、引鞋、 内铣鞋、自锁环 使用：打捞、循环、退出,篮式卡瓦打捞筒,引 鞋,自锁环,井下落物事故, 原因 钻头等产品质量有问题、使用参数不当、操作不当、超时使用、螺纹规范不一致，顿钻造成钻具事故，井口落入物件。 特征 井底有较大落物，钻进中有憋钻、跳钻现象；钻压越大，憋跳越严重；没有进尺。 井底有较小落物，有轻微的憋、跳钻现象；钻速相对降低；起出钻头可见断齿、磨痕。 环空中有较大落物时，憋钻、起下遇阻 环空中有较小落物，基本不影响钻具转动，但起钻阻力增加并不稳定。,井下落物事故, 预防 防止从井口落入任何物件；不超时使用钻头，防止掉牙轮；禁止从钻具内投入任何物件；钻头、接头、套管的连接螺纹规范一致，连接牢靠，防止脱扣；入井钻具要严格检查质量；钻井参数使用得当。 处理 不规则细碎物件的打捞 磁力打捞器，反循环打捞篮，随钻打捞杯，反循环强磁打捞器，反循环一把抓打捞器、喷射吸入式反循环打捞器，静水压力落物打捞器，气举打捞器、取心筒式打捞器 细长杆落物的打捞 卡板式打捞筒，卡簧式打捞筒 井底落物破碎工具 井下聚能爆炸、磨鞋 其他处理方法,测井事故,常见测井事故：卡仪器、卡电缆、掉仪器、断电缆等。 原因 表层或技术套管鞋磨损成槽 裸眼井径不规则，电缆拉槽 井壁坍塌 起钻后未灌好泥浆表层垮塌，测井其间井垮 钻井液性能不好 造成井塌，形成砂桥，粘附 操作原因 操作失误折断电缆，遇阻发现不及时电缆下入过多、 盘结成团，测井中遇井涌、喷切断电缆 预防 严格控制井身质量，搞好钻井液性能，认真执行操作规程（灌好泥浆、控制连续测井时间，细致检查，明确岗位责任，杜绝违章操作）。,测井事故, 处理 完整电缆的解卡 仪器遇卡必须尽一切可能不拉断电缆 钻杆穿心解卡 旁开式测井仪器 打捞筒,钻杆穿心打捞工具,测井事故, 处理 电缆断后的打捞 内钩捞绳器、外钩捞绳器 打捞：利用测井仪器实测电缆鱼头 位置或计算电缆鱼头位置；防止电缆堆积 （套管内打捞工具加挡盘，一次下入 100m、允许捞空）；使用安全接头 电测仪器的打捞 卡瓦打捞筒 卡板打捞筒 卡簧打捞筒,测井事故, 处理 桩5井卡电缆事故 经过 桩5井设计井深3400m，无技术套管。 1976年9月17日完井电测后进行井壁取心，18日14:5015:40 炮队将取心器停放在井内2515m处（？！），造成电缆粘卡。 打捞 使用焊环钻杆下钻剥离电缆，至1865m压断电缆， 捞出1200m；下刮刀钻头探电缆鱼顶至1003m遇阻；以下用外捞 绳器捞至3100m（炮身落井）；损失时间20天。 教训 电缆可以粘卡；下钻具探电缆鱼顶错误,井喷事故,井喷事故是损失巨大、影响恶劣的灾难性事故 溢流产生原因 地层压力掌握不准，设计的钻井液密度过低 新区探井， 注水开发区井。 钻井液液柱高度降低 起钻后未灌好泥浆，漏失 钻井液密度降低 地层流体侵入，地面泥浆混水过多 起钻抽吸 近平衡钻近中停泵环空压耗消失,井喷事故, 钻井液返出量增大，钻井液池液面上升。 循环系统压力上升或下降。 钻进时悬重增加或减少。 返出的钻井液密度下降，粘度上升，温度增高。 返出的钻井液中有油花、气泡出现；有硫化氢溢出时， 钻井液变暗，同时可嗅到臭鸡蛋味；钻遇盐水层，则 泥浆中氯离子含量增加；钻遇油气层，则 气测时的烃含量增加。, 井喷前的预兆,井喷事故, 起钻灌不进泥浆，或灌入量少于起出钻具的体积。 停止循环时，井口钻井液不间断的外溢。 下钻时返出的泥浆量多于下入钻具应排出的体积， 井口外溢间隔时间缩短或不间断的外溢。 钻进时放空或钻入低压层，发生井漏，应警惕泥浆 液面下降到不足以平衡地层压力时导致先漏后喷。, 井喷前的预兆,井喷事故, 采用合理的井身结构 依据两条压力 曲线确定（同一裸眼段不可同时存有压力 悬殊的地层、漏喷层），表层套管长度、 技术套管抗内压强度必须符合井控要求较精确的地层预告 目的层深度、压 力、产能、物性 安装可靠的井控装置 考虑最高预测压 力、环保要求 适时进行地层压力检测 dc指数法（取 值），破裂压力测试 采用密度合适的钻井液 认真执行井控安全措施, 井喷的预防,dcH 曲线,H,dc,井喷事故, 掌握正确的关井程序 尽量避免“硬关井”，“四七”动作 压井数据计算 井底压力，压井液密度，压井循环立管总压力 （低泵速试验、查P-Q图、循环，测定初循环立管压力；压井液 到钻头时循环立管压力），压井液用量，加重剂用量，压井液 注入时间，最大允许关井套压 压井 根据“立压-套压”情况确定压井方式 一步到位压井 用于裸眼段长、压井液与原浆密度差大的情况， 备足压井液，低泵速控制立压开泵 两步到位压井 用于泥浆储备较少的条件，控制立压排除污染 泥浆，控制套压注压井液 边循环、边加重压井 适用于不能有效关井的情况， 压井排量应大于井下溢流量, 井喷的处理,井喷事故, 压井 反循环压井 排除溢流快，用于裸眼段短、井口控制能力强的条件，防堵水 眼、压漏地层 特殊情况下的压井 起下钻过程发生井喷 强行下钻（控制回压排除溢流物），使用 超高密度钻井液 井内无钻具时发生井喷 体积法压井，回压法压井 -创造下钻压 井条件 井内泥浆喷空 井内有钻具则控制井口回压注压井液； 井内钻具不足采用置换法压井, 井喷的处理,井喷事故, 压井 井下喷漏并存 关键在于治漏 上喷下漏：先堵后压 (环空间断灌泥浆减少漏失，钻具内注堵漏泥浆)；下喷上漏：分隔喷层、漏层，堵漏压井 （起钻到漏层以上注堵漏泥浆，在喷漏层间注超高密度泥浆或重晶石塞或水泥浆再堵漏，下套管封隔）；同层喷、漏：维持低压头下的漏失、起钻 堵漏，清水强行穿过、下套管封隔, 井喷的处理,注重晶石塞,井喷事故, 井控作业中容易出现的错误 发现溢流后不及时关井、仍继续观察或起钻 起下钻中途发现天然气溢流，仍继续起下钻 关井后长时间不进行压井作业 压井钻井液密度过大或过小 敞开井口压井 不及时随井口压力的升高调节关井压力 井控设备不能随时处于良好的工作状态 因错误操作损坏井控设备 忽视固井作业中的井控, 井喷的处理,井喷事故, 失控井喷 组织 成立抢险组织，由主管钻井领导统一指挥、协调。设技 术、施工、调度、安全、后勤保障等专业组，明确责任分工 尽量保护井口 尽一切努力防止着火 停机、停电，消防警戒，严格用火、 用电管理，井口内外强行注水冷却 根据不同情况制定措施压井 环空得到控制：（用拖拉 机）抢接方钻杆，压井；钻杆内外都喷：创造条件抢接方钻 杆，无此条件可套装“倒-正”防喷器组，压井；套管外喷出： 接钻杆向井口注重泥浆或水泥浆，地表坍塌则撤离人员、抢 拖设备 ，等待喷塌，打救援井, 井喷的处理,井喷事故, 失控井喷 井喷失控着火 保护井口 从四通注水， 向井口喷水，围堤 清障、暴露井口 水幕 掩护，掌握风向，水力切割 灭火 引火筒（罩）， 密集水流，爆炸，快速灭火剂 拆除旧井口 安全、 防火重燃 安装新井口 吊装， 扣装，磨装 压井, 井喷的处理,灭火系统布置示意图,“裙状”引火筒,压井罩,长臂桅杆吊车,罩引火筒,罩引火筒,灭井口主火,套管外割刀,手提式水力喷砂切割机,固定式水力喷砂切割机,吊装法换新井口,关井和压井, 毛坝1井： 位于四川省达洲市，设计4500m，为中石化南方海相重点天然气预探井。 2002年11月18日钻至4322m，钻时由105min/m降至55min/m，19日0:19 钻至 4324.54m蹩钻，悬重由1500kN1240kN，发生严重井涌。0:19 关井套压12MPa、立压4MPa； 4:50 套压29MPa；5:54套压38MPa 压井中估算气量达50 100104m3/d。 在14天内共 8 次压井，井口压力最高达38MPa,第一次 关井：4:31关井套压升至29MPa 放喷：喷出为气、液混合物，点火即燃，喷远约40m。放喷30分钟后节流点火，火焰呈橘黄色，焰高1518m。放喷中发现压力迅速增加，节流点火后34分钟套压升至38MPa。 压井：泥浆密度1.65g/cm3; 泥浆量200m3压井 压井时间2:36; 压井排量1.21.4m3/min 压井结束：返出钻井液密度1.55g/cm3,因液气分离器进液管线弯头刺坏，关井套压为由29MPa降为0、立压由4MPa变为13.5MPa 。,（毛坝1井）压井,第二次 关井： 6:58关井套压由0升至36MPa，立压8.1MPa 压井：目的为防止套压超过井口控制能力 压井时间52分钟; 排量1.21.4m3/min 泥浆密度1.87g/cm3; 泥浆量 70m3 压井结束：节流压井未返出钻井液，点火火焰高2030 m，呈橘黄色，关井套压34MPa，立压 5MPa。,第三次 压井初始套压37MPa 压井: 目的为先用1.70g/cm3泥浆建立循环，然后逐步提高泥 浆密度使循环不产生气柱，恢复钻进。 压井泥浆 300m3; 密度 1.70g/cm3 压井时间 8:19 压井中井口有长达2400m左右的气柱，点火火势强劲。压井中途管线冰堵。解堵后用1.70 g/cm3泥浆无法建立平衡，边循环边加重，每周幅度不超过0.02 g/cm3。 压井结束：用1.88 g/cm3泥浆建立起不产生集中气柱的循环,第四次 用1.88g/cm3泥浆钻进至井深4352.25m发生溢流，溢流2.0 m3关井 。 压井：用1.88g/cm3泥浆循环不能消除溢流，将密度提高到1.90g/cm3压井成功。压井持续6:36，火焰高度1520m，间断漏失泥浆19m3，压井完火焰熄灭。,第五次 循环中出现溢流（即泥浆仍不能平衡地层压力），关井套压为零、立压6MPa 。 压井：泥浆密度 1.90g/cm3；压井时间 1:50 火焰高度34m，其间环形防喷器胶芯坏，漏失7m3 压井结束：建立了不产生集中气柱的循环，换好胶芯，恢复钻进。,第六次 用1.92g/cm3泥浆钻进至井深4365.00m中途完钻，静止2:24测得气体上窜速度768.44m/h，短起下10柱井下强烈井涌，气体上窜速度910.20m/h。 压井：泥浆密度 1.92g/cm3; 压井时间 2:13 压井方式 节流循环 火焰高度2030m，压井中间断漏失15m3 压井结束: 建立了不产生集中气柱的循环。,第七次 调整泥浆密度至1.95g/cm3，间断漏失203m3，静止3:45测得气体上窜速度459.51m/h。井下继续溢流。 压井：注入1.92g/cm3堵漏泥浆95m3，循环中将下部气浸泥浆顶出溢流。用1.92g/cm3泥浆节流压井,压井排气持续25min，火焰高度0.51m。 压井结束：建立了不产生集中气柱的循环。,第八次 用1.92g/cm3循环均匀后，短起下30柱，起钻大部分拔活塞，下钻井口溢流不断，节流开泵测得气体上窜速度759.50m/h。 压井：泥浆密度 1.92g/cm3 1.94g/cm3； 压井方式 节流（34MPa）循环；压井时间 11:04 火焰高度2030m 压井结束：建立了不产生集中气柱的循环。 后续工作：堵漏、加重至2.00g/cm3、短起下静止40:25，开泵测得气体上窜速度48.00m/h，为下部作业创造了条件。,（毛坝1井）可鉴经验, 充分准备,泥浆重泥浆储备井筒容积两倍以上铁矿粉储备300t以上堵漏材料充足,环境清除放喷口50m以内的易燃物宿舍摆放在离井口300m以外井口500m以内的居民迁走,硬件进行气密封试验。进行高低压密封试验。节流管汇外接双闸门、两条放喷管线。有质量过硬的泥浆回收系统，采用大 直径防硫排放管线。井控装置备件齐全(胶心、闸板、密 封件、闸阀、安装工具等)。备足内放喷工具，质量可靠。防护设施配备齐全。,（毛坝1井）可鉴经验,井控工艺,钻开产层前对裸眼进行承压试验, 不足时应采取补救措施。高度重视一次井控。压力控制就高不就低，有漏失就堵，压稳后才进行后续施工。尽早发现溢流，及时关井，不能循环观察。尽量避免长时间关井,尽快组织用工程师法压井。 需长时间等待、有H2S时，可先用司钻法第一循环周排气，蹩压控制 溢流，再组织用工程师法压井；没H2S时，可先建立和保持循环，再 建立平衡。没H2S长期关井井口压力超过允许值时，必须放压、补充泥浆。,压井工艺,关井程序（关环形-关闸板-开环形）的错误可能导致灾难性的恶果 。长期关井容易在井口形成气柱，间断放喷使套压升高很快 。压井可以选用先建立循环、再逐步提高密度将井压稳的方法。放喷压力过大时必须走直通放喷管道。 对产能高的产层压井过程中极易形成冰堵。使用旋塞更有利于准确测知地层压力、方便进行井控作业充分考虑循环压耗、压力激动对液柱压力的影响；保持循环和均匀的 钻井液密度非常重要。 提前制定各种预案，周密进行压井作业。 掌握油气上窜规律，保证有足够的安全作业时间。, 董1井：,董1井位于准噶尔盆地中四区块董家海子东构造，距阜康市西北约 40km处的一口重点探井。设计井深6300m，由塔里木第三钻探公司7012钻井队承钻施工。于2003年5月13日第一次开钻，339.7mm套管下深1498.42m； 6月5日二开，244.5 mm套管下深4498.04m；8月18日用215.9mm钻头三开；9月5日钻至井深4871.76m发生强烈井涌，关井后套压、立压迅速上升，套压最高达到42MPa, 董1井压井施工, 实际钻进密度与设计预测的压力系数相差达0.77，突然钻遇高压准备明显不足，现场只储备密度1.52g/cm3泥浆70m3，对本井压井需求只是杯水车薪，若遇压井过程中发生上部地层漏失，不只泥浆配制、加重工作量极大，压井的难度也将大大增加。, 由于钻进泥浆密度过低，关井井口套压最高达42MPa，对技术套管抗内压强度（最高64.97MPa）、防喷器及管汇承压能力（70MPa）都是很严峻的考验。, 关井后井口压力迅速上升，立管压力超过20MPa钻井泵已无法启动，水龙头、水龙带的承受能力也都制约着正常压井工作的实施。, 由于方钻杆下旋塞缺少日常检查、维护，在突然遭遇井涌的紧急情况下关闭失灵，从而为后来的压井造成种种不便。抢关上旋塞、卸水龙带、接压井管线、试压整改、开启上旋塞等作业都被迫在高空进行。, 中石化西指组建时间短，目前应急处理突发事件的生产体系尚不完善。本井9月5日发生井涌，直至9月8日才实施压井，其中施工队伍、高压泵车、高压软管、接头加工、特殊配件等都要临时组织联系、难以“召之即来”，试想若钻遇高压气层、又不能在短时间内处理使井下压力得到平衡，其后果真可难以想象。,警示 压力预测、施工设计、井控意识、物资准备、生产组织体系的完善, 难点分析, 方案 原则、组织、准备、计算、施工程序&风险予案、HSE措施, 施工 9月8日 10:5311:01放喷、点火，火焰高约4m、喷射长度约 10m，喷出物为油气，放喷结束时套压由41.4MPa降至27MPa 11:05从压井管线打压30MPa、顺利打开上旋塞 11:1013:09节流控制套压在3530MPa，注入密度1.98g/cm3重泥浆40m3（11:25喷出物见泥浆，改控制立压2023MPa），停泵压裂车压力表接近为零、放回水不倒返（套压24MPa），钻台卸方钻杆抢接2只下旋塞，拆压井管线、接水龙带（气井必须连续施工） 开泵转正常压井，泥浆密度加至1.96g/cm3井下压力平衡,井 漏, 原因 地质因素 渗透性地层 粗砂岩、砾岩、含砾砂岩，渗透率1410-3m2 天然裂缝、溶洞 人为因素 注水开发造成多压力层系 注水开发造成地层破裂压力的变化 施工措施不当 加重不均，起下压力激动，粘切高、岩屑浓 度大、泥包、砂桥、坍塌条件下 开泵过猛,井 漏, 漏失层的判断 密度未增加产生漏失 钻井液性能无变化，钻进时井漏，漏失层为钻头刚 钻达位置 有放空现象，发生井漏，漏失层即为放空段 进入砂桥、坍塌井段开泵蹩漏，漏层在坍塌井段 钻具下入时井口没有钻井液返出，则钻头已达漏层 根据邻井资料推算 曾发生过的漏失层以后为敏感区,井 漏, 漏失层的判断 密度增加产生漏失 分析已钻井段构造、 岩性 测定 螺旋流量计，测 漏仪，井温、放射性、 RFT、钻井液电阻率、声 波（碳酸盐地层）测井， 封隔器测试,螺旋流量计,1,2,3,4,1-循环温度；2-地层温度；3-替入泥浆后的温度；4-漏层深度,井温法确定漏层,井 漏, 漏失层的判断 计算 正反循环测试法（部分漏失） H1H/(Q正/Q反+1) 按漏失前后泵压变化（漏后泵压不为零） H1（P立1-P立2）/K(Q进2-Q出2) 注轻钻井液找漏层位置 H1=(V内+V外)H-Qt2/V外 或 H1=H-Q(t2-t1)/V外, 完全漏失, 部 分 漏 失 ,井,井,用低密度泥浆顶替加重泥浆过程中立压与返出量的变化,井 漏, 漏层压力计算 测知静液面深度 若漏失时液面在井口 p1= 0.01 H1 若漏失层不在井口 p1= 0.01(H1- H液) 根据漏失前后悬重的变化 p1= 0.01m H1-7.85G/q (q -每米钻具重量) 根据不同排量循环时的压差 p1= ph+paf-pff p1= ph+paf -pff ,悬重差法,循环法,井 漏,8, 预防 正确进行井身结构和套管程序设计 尽量使用泥浆开钻 松软、易漏地层钻进应控制钻速，延长钻井液携砂 时间，避免操作引起压力激动（起下钻、开泵、加重） 采用近平衡压力方式钻井，加强泥浆抑制性的处理， 高密度、小井眼井中应尽量降低泥浆切力 上部存在低压层，应先行堵漏再钻开高压层8,井 漏, 处理 处理井漏的基本原则 注意对产层的保护 钻遇非渗透性漏失，立即灌好泥浆、起钻出裸眼 井段，中途不停、不试图开泵 堵漏后，恢复钻进应避免泥浆大幅度变化、避免 在漏层位置开泵 渗透性漏失 如漏失量不大可继续钻进，利用钻屑堵漏 继续漏失，停止钻进，上提钻具静止堵漏 改变钻井液性能（降密度、提粘、提切） 钻井液中加入堵漏材料（石棉粉，暂堵剂）,井 漏, 处理 裂缝性漏失 小缝、小漏加细微颗粒和纤维物质（云母片，石棉粉， 超细碳酸钙，氧化沥青粉，单向压力封闭剂） 大漏使用桥接剂（贝壳渣，胶粒、膨胀型堵剂及复合堵剂） 严重漏失使用可凝固的材料（石灰乳，柴油-膨润土浆， 水泥，树脂，MTC浆，酸溶性固化剂） 溶洞性漏失 充填与堵剂复合方法（投粗砂、碎石、水泥球再堵） 借助于井下工具（尼龙袋，网袋，封隔管 ） 边漏边钻、强行穿过后下技术套管,尼龙袋,水溶性壳体,封隔管及安放示意图,扩眼 下封隔管 扩型管 下球形 钻进 扩管器,异型可膨胀管,井 漏,处理 现场经验之谈： 在严重漏失地层进行堵漏施工时，在条件允许及井眼稳定的情况下，尽可能降低堵漏液的密度，提高堵漏液膨胀性能，提高封堵率及填充加固能力。 岩性疏松、胶结能力差、承压能力低的漏失地层，堵漏施工时应尽量避免使用高强度、高密度堵漏液（高密度堵漏液易压漏地层；高强度胶凝塞重钻时易钻出新井眼）。 在钻开预计高压层前，对上部裸眼段进行提高承压能力的封堵时，应钻开一段、封堵一段，避免长井段及短时间内进行承压试验。进行地层承压试验时，宜采用逐步提高钻井液当量密度的办法，而不应采取一次憋漏的方法。,井 漏, 在严重漏失层与低压漏失层并存的井段，堵漏施工应采用低密度、中稠度、流动性好、滞流能力强并具有一定强度的膨胀性堵漏液进行承压堵漏，避免堵漏液不能进入低压层、在外来压力激动作用下产生新的漏失，导致重复堵漏。 在严重漏失地层堵漏施工，尤其在水源不足的情况下，从钻进开始即应制定实施尽可能完善的防漏、穿漏、堵漏等措施，做好进行综合堵漏技术的充分准备。 推荐：在上部易漏地层及长裸眼严重漏失地层，采用新型随钻堵漏技术进行防漏、穿漏；在恶性漏失地层，堵漏采用低密度膨胀型堵漏液；在地层疏松、岩石破碎的低压地层，堵漏使用具有一定胶结强度的浆液，在划眼过程中使用随钻堵漏液，恢复正常钻进采用具有防塌抑制性能的微泡沫钻井液。,固井作业事故及复杂问题, 套管事故 卡套管 常见粘卡和因井壁坍塌或砂桥致卡 原因 泥浆性能差，井眼准备不好（通井循环不足、携砂不 净）， 漏层、高压层处理未达要求，执行措施不力（未及 时灌泥浆、静止时间长） 预防 下套管前认真通井、循环处理泥浆，做好基础工作尽 量缩短上扣时间，控制下放速度，正确处理漏、垮现象， 灌好泥浆，注意活动套管 处理 粘卡按钻具粘卡处理 塌卡或砂卡 争取恢复循环、正常固井； 判断为上部漏失强行固井； 套管未下到位置，先固井、后通开下部挂尾管完成,固井作业事故及复杂问题, 套管事故 套管下完不能循环 回压阀堵塞射孔恢复循环、固井（用加长 胶塞） 井塌或砂堵（开泵蹩漏）漏层不是产层， 挤水泥固井；漏层即产层，射孔后用小钻 杆加封隔器注水泥固井 井漏漏层在低压产层以上、有井控条件， 可以固井（碰压后关井候凝、维持环空压 力）；产 层压力高、漏层位置不确定或产 层即漏层，则先堵漏后固井,射孔下封隔器注水泥,固井作业事故及复杂问题, 套管事故 套管或回压阀挤毁 原因 下套管灌泥浆不够、内外压差 大；设计强度不足或管柱、工具质量有问 题；固井后试油、挤水泥作业中造成过大 的外挤力 预防 下套管按规定灌好泥浆；在蠕 变层按蠕变应力设计套管抗挤强度或使用 双层套管；努力提高固井质量；试油作业 严格按套管抗挤强度限制掏空深度；挤水 泥封隔器距射孔点35m,用封隔器注水泥管外受力情况,固井作业事故及复杂问题, 套管事故 套管断裂 原因 套管螺纹连接不好；下套管遇卡超强度提拉；表层或技术套管底部封固不好、钻进中受撞击脱落；H2S氢脆作用破坏；技术套管中钻进无防护措施；卸联顶节不当造成脱扣 预防 对有H2S的井：压稳、清除泥浆中的H2S、使用抗硫管材；不准错扣下入；提拉套管力最小抗拉强度80；技套下部结构使用防松螺纹脂或段焊；轻压慢转钻水泥塞 处理 滑脱处螺纹完好下新套管对扣；表层或技套引鞋（短节）脱落磨铣，下部脱开下工具扶正、注水泥固定，中间错位并无法扶正使用小一级钻头，或铣修下部断口、连通落井套管、下小套管封隔；侧钻,固井作业事故及复杂问题, 注水泥中的复杂问题 注水泥中发生漏失 原因 水泥封固段存在低压层 预防 依据地层压力进行水泥浆和固井流变学设计，控制作业过程的压力，按漏失层的压力采取不同的固井方法： 低密度水泥浆 高水灰比浆（1.45），加低密度添加剂（火山灰、硬沥青、粉煤灰、硅藻土、膨胀珍珠岩， 1.60 ），微珠水泥浆（ 0.91.45），泡沫水泥浆（ 0.8） 双级或多级固井 减少一次注入的压力，防气窜，减少封固段 先期完成 （多用于灰岩）裸眼，衬管，尾管 用封隔器隔开漏层 用于产层下有漏层井 正、反注入水泥浆,固井作业事故及复杂问题, 注水泥中的复杂问题 注水泥中发生憋泵 原因 管内堵塞（胶塞提前进入），水泥闪凝（选用水泥温度有误、水灰比小、添加剂不当、混合水污染或温度高、隔离液污染、高渗透层脱水、施工中断），桥堵（井塌、冲刷泥饼堆积） 预防