钻井事故处理卡钻事故实例.docVIP

一、粘吸卡钻实例 例一，胜利油田F-23井 1、基础资料 (1) 表层套管：(339.7mm；下入深度84m。 (2) 技术套管：(244.5mm；下入深度1970m。 (3) 裸眼：钻头直径：(215.9mm；钻深：2994.14m。 2、事故发生经过 钻到井深2994.14m，因一档链条断，将钻具上提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替钻井夜时，泵压由12Mpa降至10Mpa。15分钟后发现井口有解卡剂迫出，判断是钻具剌漏，使循环短路，经测试剌漏位置在1530m。 (2) 原钻具倒扣一次倒出钻杆1651.80m，将剌漏钻杆倒出。 (3) 下(127mm公锥打捞三次，均未成功。 (4) 下(144mm 公锥打捞，造扣后，上提1100KN，停止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、分析意见 (1) 在循环钻井液时，已经发现泵压由16Mpa降到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，注解卡剂纯粹多此一举，而应测一个循环周，确实钻具剌漏位置，然后倒扣或爆炸松扣，将钻具起出。 (2) 本井下三次(127mm公锥打捞无效，而下(114mm公锥却一次成功，这就说明该井队对鱼顶情况根本不明，接头水眼尺寸不知道，所以加犯三次同样错误。 例二，大港油田B15-2井 1、基础资料 (1) 表层套管：(339.7mm；下入深度202.10m。 (2) 裸眼：钻头直径：(311.10mm；钻深1939m。 (3) 钻具结构：(311.10mm钻头+(310mm 扶正器1.85m+(203mm钻铤8.73m+(310mm扶正器1.32m+(198mm无磁钻铤8.61m+(310mm扶正器1.87m+(203mm钻铤26.25m+(178mm钻铤104.81m+(127mm钻杆1771.64m。 (4) 钻井液性能：密度1.15g/cm3，粘度30s，滤 失量5ml，滤饼0.5mm，切力5/11mg/cm2，含砂量1%，PH9。 2、事故经过 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18h，上提至1480KN，将钻杆提断，鱼顶273.02m，鱼长1656.58m。 (2) 下铅模打印。 (3) 下套筒磨鞋修鱼顶。 (4) (114mm母锥造扣成功，爆炸松扣，起出坏鱼头。 (5) 下钻对扣，在761.53m处爆松倒扣，起出全部钻杆。 (6) 下(311.10mm钻头通井，循环。 (7) 下外径(244.5mm套铣筒155.49m，从1761.53m铣至1912.59m（最上面扶正器位置）。 (8) 下入上击器对扣，震击解卡。 4、分析意见 (1) 注解卡剂后，活动钻具要有一定的限制，不宜多提，可以放压。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) 对于所用钻杆一定要清楚是什么钢级，什么等级，使用时间等，不能按新钻杆计算其抗拉强度。因此，不能贸然地提到1700KN。 (3) 提断钻具一般来说，鱼头是直的根本无必要打铅印，也无需修鱼头。因为可以根据起出断口推知鱼顶状况，可以直接下卡瓦打捞筒或母锥进行打捞，这样可以缩短事故处理时间尽快恢复循环。 (4) 本井只是钻铤被卡，如果处理得当就不会浪费这么多时间。 例三，青海油田L-3井 1、基础资料 表层套管：外径(339.7mm，下深402m。 技术套管：外径(244.5mm，下深3601.63m (3) 裸眼：钻头直径(215.9mm，钻深5086m。 (4) 钻具结构：(215.9mm钻头+(177.8钻铤110.82mm+(127mm钻杆。 (5) 钻井液性能：密度2.14g/cm3，粘度58s，滤失量5ml，滤饼0.5mm，切力12/27mg/cm2，含砂量0.5%，PH11。 2、事故发生经过 本井设计井深5200m，钻至5086m接单根用去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200多公里，组织拉原油很困难。而且原油与钻井液的密度相差很大，配制解卡剂更无条件。但盆地内有很多盐水湖，浓度高，密