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钻井井下复杂问题预防与处理


目录 绪论
1 钻井井下复杂问题分类 ???? 2 井下复杂问题分析 3 井下复杂问题处理原则 第一章 井喷(涌) 1.1 井喷(涌)的原因及征兆 1.1.1 井喷(涌)原因 1.1.2 井喷(涌)征兆 1.2 井喷的 预防措施 1.2.1 工程技术措施 1.2.2 地层压力预测和监测 1.3 常用的井控设备 1.4 井喷的处理 1.4.1 关井 1.4.2 井底常压法压井 1.4.3 非常规压井 第 2 章 井漏 2.1 技术要点及有关计算 2.1.1 地层漏失压力 2.1.2 地层破裂压力 2.1.3 钻井液动压力 2.2 井漏的预防 2.3 井漏的处理 2.3.1 漏层位置的判断 2.3.2 井漏的处理方法 第三章 井塌 ????? 3.1 井塌原因 3.1.1 井塌常见粘土矿物 3.1.2 井塌的内在原因 3.1.3 井塌的外在原因 3.1.4 深井与浅井在井塌原因上的差异 3.2 井塌的特征及危害 3.2.1 井塌的特征 3.2.2 井塌的危害 3.3 易井塌地层的分类与预防 3.3.1 易井塌地层的分类 3.3.2 井塌的预防 3.4 井塌的处理 3.4.1 一般性井塌的处理 3.4.2 出现新井眼的处理 3.4.3 井塌卡钻的处理 1 1 4 6 6 6 7 8 8 10 11 13 13 13 18 19 19 19 20 21 22 23 23 25 30 30 30 31 31 33 34 34 34 35 35 36 37 37 38 39

钻井井下复杂问题分类
钻井井下复杂问题的内容涉及到井下复杂情况、井下事故等。 石油钻井中,通常把井斜超标填井、井漏、井涌、起下钻遇阻划眼、钻头泥包等井下问 题称为钻井井下复杂情况,钻(管)具仍然保持连接状态并且具有活动能力。这类问题通过 实施针对性的工艺和技术措施即可解除,处理相对较为简单。 通常把卡钻、井喷、钻(管)具及工具落井、卡电缆及仪器以及固井水泥留在套管内等 井下问题称为钻井井下事故, 钻 (管) 具失去连接或不能活动、 或失去对井眼的控制能力等。 这类问题必须采用专门技术和工艺、 使用专用工具和设备以及多方技术配合处理, 才能恢复 到正常状态。 井喷等重大钻井井下事故需成立专门抢险指挥机构、 组成专门抢险队伍处理才 能完成。 一般情况下, 只要处理措施和方法正确得当, 钻井井下复杂情况将逐步好转并恢复正常 状态。如果处理方法不当,将使问题更加复杂甚至转化为钻井井下事故。如井漏就可能引起 井塌,井塌就可能引起卡钻;井身质量不好就可能产生键槽,键槽就可能造成卡钻;钻具刺 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。在井喷与卡钻、钻具断落与卡 钻、井塌与卡钻都可能同时存在。井下复杂情况往往是井下事故的先导,井下事故往往是井 下复杂情况继续恶化的必然结果。一切形式的其他卡钻都可能引起粘吸(压差)卡钻,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,所以在钻井工作中,要 注意井下出现的各种变化,把精力放在消除复杂问题上。 钻井井下复杂问题虽然不能直观,但通过各种现象,可以查其端倪,寻其规律。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,以及钻具上下活动转动 时的阻力变化情况, 可把钻井井下复杂问题分析判断出来。 现把发生井下情况的各种特征列 于表 0—1 中,把发生井下事故的各种特征列于表 0—2 中。利用表 0—1 基本上可以把井下 复杂情况判断清楚,利用表 0—2 基本上可以把发生的事故类型判断清楚。

1、

井下复杂问题原因分析

钻井工程是勘探开发石油天然气的主要手段之一。而一般钻井工程讲述的是钻井方法、 井身结构设计、井眼轨道设计与轨迹控制、钻柱设计、钻头使用、钻井液设计与油气井压力 控制、 钻井水力学与钻井参数的优化配合、 固井工程及完井方法等各个钻井环节必不可少的 内容。我们把这些称之为常规钻井技术。但是钻井工程存在着大量的隐蔽性、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, 往往会产生许多复 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,重者导致全井废弃。

表 0—1 井下复杂情况诊断 诊断现象 井 井 砂 溢 泥 缩 键 钻具 卡 刺 掉 堵

漏 转 动 情 况 钻 具 上 下 活 动 情 况 泵 压 变 化 情 况 井 口 流 量 变 化 机 械 钻 速 扭矩 正常 扭矩 增大 憋钻 上提 有阻 上提 无阻 下放 有阻 下放 无阻 正常 上升 缓慢 下降 突然 下降 憋泵 正常 增大 减小 不返 加快 减慢 A1 A2 A B





流 B







刺漏

牙轮

水眼 B

水眼 B

水眼

A

A

A1 A2

A1 A2 A A B

A1 A2

A

A

B

B

B

B

A

A

A A B B A B B B A1 A A A2 B A B B B B B B B B

A

A

A1 A2

A1 A2 B A B A

注:1、表中 A 项为该类复杂情况的充分条件,据此可为井下复杂情况定型。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、A1、A2 表示同一判据中的这两项可能同时存在,也可能只有一 项存在。4、以上各类复杂情况,除键槽外,都指正钻或停钻后活动情况。

表 0—2 井下事故诊断 诊断现象 钻具 卡钻 严重井塌 井喷 钻头落井 落物

断落 转 盘 转 动 情 况 扭矩 正常 扭矩 增大 扭矩 减小 跳钻 A B B

在钻 头上

在钻 头下

A 1 A A 1 A 2 2 A

憋钻 不能 转动 钻 具 活 动 情 况 悬 重 变 化 泵 压 变 化
钻井 液井 口返 出量 变化 情况

A A A A A A A3

上提 遇阻 下放 遇阻

正常 下降 正常 上升 下降 正常 增大 减小 不返 钻井液 B A1 A2 A B A A A B

B

B

B

B

B

A B B B

注:1、表中 A 项为该类的充分条件,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, 可作为辅助判断的依据。3、A1、A2、A3 表示同一判据中的这三项可能同时存在,也可能只有一项获两项 存在。

2、

井下复杂问题处理原则

钻井井下复杂问题的预防与处理是一个复杂性系统问题, 是钻井技术系统的重要组成部 分。因此,预防与处理钻井井下复杂问题,应按系统工程和价值工程原则,采取定性与定量 相结合的方法进行系统的技术经济分析, 综合各方面成功的经验做法进行科学的决策、 设计 和施工。认真搞好全井的设计是安全钻井和避免井下问题的关键,是一个系统原则问题,而

且是复杂性系统原则问题。在钻井前,应该详细了解已钻井的情况,如果是探井,应尽量掌 握地震等资料。一方面在钻井前尽量掌握地下各种信息;另一方面,在钻进中也要借助各种 方法和仪器掌握地下各种信息。多年的经验证明,最重要的还是生产一线的钻井队长、钻井 工程师、钻井监督,经验要丰富,技术要过硬。这样,钻井遇到复杂情况,才能有过硬的应 变能力。

具体讲,处理井下复杂问题应遵守以下四条基本原则:
(1) 安全原则 井下复杂问题多种多样,处理的手段和使用的工具也多种多样。但这些工具和方法在 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处理井下事故中拉、 压、 扭转都要比正常钻进时所用的力量要大得多。 这些措施往往又强化到设备和工具所能承 受的极限程度,稍有不慎就会造成新的事故,甚至由井下事故引发人身事故。处理事故过程 中, 工序复杂, 起下钻具次数频繁也增加了发生新事故的机会。 如果造成事故套事故的局面, 处理的难度就大了,甚至无法继续进行处理。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综合考虑。 (2) 快速原则 一旦发生井下复杂问题,其情况会随着时间的推移而更趋恶化。如果井内失去循环, 就增加了井塌、油漆上窜的可能,井塌又进一步加剧了卡钻,油气上窜又进一步加剧了井喷 的可能。所以在安全第一的原则下,不许抓紧时间进行处理,要迅速的决策,迅速的组织, 迅速的施工,工程衔接要有条不紊。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至第三方案的考虑, 早 作准备。要争取以最快的速度见到实际的效果。 (3) 灵活原则 处理井下复杂问题是一个多变的过程,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。要做到灵活机动,这一点最关键的是实时地掌握现场的 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,又不违反 客观规律;既要大胆思考,又要符合逻辑思维程序。 (4) 经济原则 由于井下问题的复杂性,处理的难易程度相差很大,在目前技术水平下游的事故没有 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。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低到最低限度。 近年来, 钻井技术已经有了很大的发展, 如计算机技术、 随钻测试技术、 井下动力钻具、 高效钻头、顶部驱动装置、钻井液技术等,不但提高了钻井速度,降低了成本,也减少了钻 井的风险性。待将来钻井工程实现全过程的机械化、自动化,即实现闭环控制的时候,钻井 事故与复杂情况将会大大减少。 随着钻井信息技术的发展和利用,将有可能测定钻头处的钻进参数、水力参数、地层 特性、井眼走向、并有可能预测地层孔隙压力、漏失压力,这样一来钻井工程中的许多模糊 性变得不模糊了,许多不确定性可以确定了,有助于避免钻井事故的发生,钻井管理工作将

从避免风险转移到风险管理了。 随着钻井技术的发展, 处理井下事故的技术也必然会有飞速 的发展,事故的处理将会更安全更迅速。但不管具体作业如何变化,而总的思路总的原则是 不会变化的。

二、井漏
井漏是在钻井、完井及其他井下作业过程中,各种工作液(包括钻井液、完井液、水泥 浆、修井液等)在压差的作用下,流尽地层的一种井下复杂情况。在沈井钻井施工中,井漏 现象经常发生,若严重的漏失得不到及时的发现和处理,不仅损失大量的生产时间,还可能 引发井塌、井喷和卡钻等恶性事故,甚至导致部分井断或全井断的报废。所以井漏问题是钻 井工程中最常见的技术难题之一。 井漏发生的原因主要有三个方面:一是地层原因,即在地层沉积、地下水溶蚀或构造活 动过程中形成了原始漏失通道, 钻开漏失通道后便会发生漏失。 二是钻井施工钻井液当量循 环压力大于地层抗破能力(即地层被压实、胶结等形成的结构强度) ,或大于地层孔隙、裂 缝、溶洞中流体的压力,且漏失通道的开口尺寸大于钻井液中固相的粒径,把钻井液压入了 漏失通道而发生漏失。 三是施工过程中由于开泵过猛、 下钻过快等人为因素造成新的漏失通 道而发生漏失。人为漏失通道主要指的是诱导裂缝,大部分是垂直裂缝,其长度可达几十米 至几百米,对井漏产生重要影响。

2.1

技术要点及有关计算

从技术角度来讲, 钻井完井过程中井漏的发生主要与钻井液东压力、 地层漏失压力和地 层破裂压力油罐,当井筒中钻井液液柱作用于井壁地层的动压力(P动)超过地层中有其及 其他也提(水)的压力(即地层的孔隙压力P孔)时;或当P动大于地层抗破能力(即破裂压 力P破)是地层破裂形成新的漏失通道时,就会产生井漏。因此,压力P孔、P颇、P动大小 的变化,直接影响井漏的发生。准确掌握地层的漏失压力、抗破能力、钻井液性能及人为造 成的激动压力等因素,对于制定并采取恰当的防漏、堵漏方案和措施具有重要意义。 2.1.1 地层漏失压力 地层漏失压力即漏层压力,是指示井筒中钻井液进入地层漏失通道时所需的最低压力, 其值等于地层孔隙压力与钻井液在地层漏失通道中发生流动的阻力致贺。 漏失压力月底, 钻 井中漏失的可能性越大。 1)地层漏失压力的影响因素 (1) 地层孔隙中流体压力的大小。地层漏失压力随地层孔隙压力的降低而下降。 (2) 底层天然漏失通道的大小、形态和连通性。通道越大、形态越规则、连通性越 好,地层漏失压力就越低。一般处于构造轴部、高点、断鼻构造、鼻状构造、 断层附近、断层上盘的底层或碳酸盐岩、风化壳等地层,孔、洞、裂缝比较发 育,地层漏失压力也比较低。 (3) 钻井液流变性能。 钻井液进入漏失通道的流动阻力时随钻井液塑性粘度、 动切 力的增大而增大,漏压力也随之增高。因此,可以通过调整钻井液流变性能来 提高地层的漏失压力。但钻井液粘切又不宜太高,若流动性太差,会是钻井液 在环孔的流动阻力变大即使钻井液的动压力增大而造成漏失。 (4) 地层漏失通道中流体的流变性。当地层漏失通道中存在油、气、水等流体时, 井筒中的钻井也必须克服地层中流体发动流动的阻力, 才能进入漏失通道。 地 层中流体的流动阻力时随其粘稠度的增高而增大, 因此, 地层中流体的流变性 会影响地层的漏失压力。 (5) 漏失层井壁形成内、外泥饼的质量。当钻开砂、砾岩等孔隙性地层时,钻井液

便会很快在井壁上形成内、外泥饼,如在此类地层发生井漏,则钻井液进入漏 失通道时就必须克服内、 外泥饼所产生的阻力, 内、 外泥饼越致密, 质量越好, 阻力就越大,即漏失压力亦越大。

2.2

井漏的预防

对付井漏应以预防为主,防堵结合,尽可能避免因人为的失误而引起的井漏,一口井 自设计、 开钻之前, 应把能搜集到的与井漏有关的资料如地层岩性、 孔隙压力、 破裂压力、 漏失压力以及已钻邻井的漏失情况如漏失井深、层位、漏失时的钻井液密度、性能及工程 技术堵漏措施等尽量搜集齐全,并做好以下方面的工作。 (1) 根据地层孔隙压力梯度和地层破裂压力梯度曲线, 正确进行井身结构和套管程 序设计。同一裸眼井段内,不能有喷、漏层并存。当同一井眼中存在多套孔隙 压力、破裂压力、坍塌压力地层时,则应下套管将低破裂压力地层与高压地层 加以分隔。 (2) 在设计和选用钻井液密度时, 应是钻井液所产生的井液柱压力低于裸眼井段地 层的最低破裂压力或漏失压力, 但要高于地层的孔隙压力, 又要防止井漏的发 生。对于地漏失压力地层,可依据漏失压力大小,选用低固相聚合物钻井液、 水包油钻井液、油包水钻井液、充气钻井液、泡沫钻井液等进行近平衡或欠平 衡压力钻进。 (3) 在可钻性好的地层中钻进, 钻速较快, 钻井液排量跟不上, 会使岩屑浓度过大, 憋漏地层,应控制钻速,或者每打完一单根,划眼 1—2 次,延长钻井液携砂 时间,既可控制密度的上升、减少钻井液循环压力,又可减轻高渗透砂层缩径 引起的复杂情况。 (4) 穿过高渗透地层时,应适当提高钻井液的粘度和切力,降低滤失量,保持钻井 液不仅有好的造壁性, 提高地层的漏失压力, 而且又有适当的对井壁的冲刷作 用,防止虚厚泥饼的形成,降低钻井液流动阻力,保证起下钻的畅通,减少漏 失的可能。 (5) 在易漏地层中钻进,采用较低排量和较小的泵压,控制钻速和起下钻、接单根 市的下放速度,防止产生激动压力,压漏地层。 (6) 在易缩径地层中钻进时, 应采用抑制性钻井液, 防止井径缩小而增加环空流动 阻力。 (7) 如下部有高压层,而上部有低压层,又不可能用套管封隔时,在钻开高压层之 前,应对裸眼井段进行破裂压力试验,找准漏失层位,并采取相应措施提高地 层的承压能力。 (8) 在已开发区钻调整井时,可以通过停止注水、老井排液泄压、加强低压层注水 等调整地层压力,防止井漏。 (9) 随钻井液密度敏感性很高的地层, 如石灰岩裂缝、 溶洞, 钻井液密度稍高则漏, 少地则盆,堵漏困难时,调整钻井液密度使液柱压力与地层压力平衡,钻穿漏 层,下套管封隔。 (10)加重钻井液时应梯次增加钻井液密度, 使易漏岩井壁对钻井液液柱压力有一个 逐渐适应的过程。 (11)使用深井高密度钻井液或在小井眼中钻进时, 在保证悬浮加重剂的前提下, 应 尽可能降低钻井液的动切力和静切力,以减少环空流动阻力。 (12)在钻井液结构性较强的情况下,下钻时应分段循环,破坏钻井液的胶凝结构。 每次开泵都要先小排量后逐渐加大排量, 同时转动钻具破坏钻井液结构力, 防 止把地层憋坏。

(13)如果没有高压层,而且又没有地层坍塌的可能,可以用泡沫钻井液、充气钻井 液、空气等进行钻井。 (14)下钻时不要在易漏层段开泵。 (15)下钻时如发现连下三柱钻杆井口不返钻井液,应立即停止下钻,并上提钻具, 接上方钻杆转动后慢慢开泵循环,直到正常方可继续下钻。 (16)下钻遇阻时,须循环钻井液划眼,使之畅通,防止硬压造成漏失。 (17)钻遇高压油气层发生溢流时,要按照有关的井控规定,合理控制套压,防止憋 漏地层。

2.3 井漏的处理
钻井或完井过程中一旦发生漏失就必须进行及时处理,首先要找准漏失的位置,然 后根据井漏的情况,采取不同的处理方法。对于井下压力系统、地层结构复杂的井段, 只能进行堵漏处理,对于压力系统单一、地层结构强度大的井,可以采用降低井底压 力等办法进行处理。 2.3.1 漏层位置的判断 1)综合分析法 漏层位置的判断有时是比较困难的,必须根据该地区的地质特性,各地层的压力梯度, 邻井的井漏情况,钻井参数的变化,漏速、漏失量等多项参数,进行综合分析判断。若钻井 液密度没有增加时产生的漏失应作以下判断。 (! )根据起下钻速度、泵压、排量的变化和可能造成激动压力的大小分析原来曾漏过 的层位是否会重漏。 (2)根据地层压力和破裂压力的资料对比,在最低压力点,如已钻过的油、气、水层 及套管鞋附近可能会发生井漏。 (3)根据地质剖面图和岩性对比,裂缝发育的层位往往会发生井漏。 (4)和邻井相同井段进行对照分析,邻井已发生井漏的层位发生井漏可能性较大。 (5)如果钻井液性能没有发生变化,在正常钻进中发生井漏,则漏失层即钻头刚钻达 的位置。 (6)如果钻进中有放空现象,放空后即发生井漏,则漏失层即放空井段。 (7)下钻时如果钻头进入砂桥,或放入坍塌井段,开泵时泵压上升,地层憋漏,则漏 层即在砂桥或坍塌井段。 (8)下钻时观察钻井液返出情况,每下一立柱,井口应返出与钻具体积相同的钻井液 量,当钻具下入后,井口没有钻井液返出,说明有可能发生了漏失,漏失的位置应在钻头以 下。 如在钻井时不发生漏失,而在加重钻井液时或替加重钻井液过程中发生了漏失,应作 如下判断: 首先应分析上部井段发生过漏失但经静止或适当降低密度后停止漏失的层位, 进而分析 该井已钻的地层剖面,哪里有断层、不整合面、生物岩灰和火成岩侵入体及高渗透的厚层砂 岩等。一般来说,开放性的断层和不整合面在钻进时易发生漏失,待滤饼形成后,漏失的可 能性减小。而高渗透性的厚砂岩、生物岩灰、火成岩侵入体发生漏失的可能性最大,埋藏越 浅,漏失的可能性越大;但最有可能的是技术套管鞋以下的第一个砂岩层。当然也有特殊情 况,上部不漏下部漏,松软地层不漏而中硬地层漏,这是因为脆性底层在地应力作用下容易 形成裂缝, 而这些裂缝中的矿物充填程度或油气水充填程度不饱满而容易形成漏失, 而压实 程度较小的具有塑性的地层反而不容易形成裂缝。 2.3.2 井漏的处理方法 1)小漏的处理方法

小漏指进多出少而未失去循环的渗透性漏失,或由于钻井过程中因操作不当造成压 力激动,作用在地层的压力超过破裂压力,形成诱导裂缝而产生漏失,遇到这种情况,应 采取如下办法。 (1) 若漏失量不大,漏失井段不长,可继续钻劲,强行穿过漏层;若还继续漏失, 且漏失量很大,则应停止钻劲,提起钻头至安全为止,最好是进入技术套管, 让下部钻井液静止 8—24h。 因为起钻静止一段时间后, 一方面消除了压力激动, 裂缝往往会自动闭合,自然缓解井漏,地层又可以承受压裂前可承受的压力; 另一方面,漏进裂缝之中的钻井液,因其具有触变形,随着静切力增加,起到 了粘结和封堵裂缝的作用,从而消除了井漏。 (2) 在钻井液中加入小颗粒及纤维物质如云母片、石棉绒、超细碳酸钙、暂堵剂等 堵漏材料,在边钻的过程中进行随钻堵漏。 (3) 调整钻井液性能,如降低密度,提高或降低粘度和切力,减小钻井液液柱压力 和流动阻力,使钻井液对井底的压力与地层的漏失压力相平衡的情况下进行钻 进。采用此法必须具备以下条件: ① 已下过技术套管,裸眼井段不长; ② 裸眼井段不存在严重缩径、垮塌的地层; ③ 裸眼井段没有比漏层更具有更高压力的地层 ④ 漏层以下不会钻遇比漏层压力更高的油气水层。 (4) 对于低漏失压力地层,且没有高压汽油地层和井壁垮塌的地层如灰岩、玄武岩 地层等,可依据漏失压力大小,选用充气钻井液、泡沫钻井液等进行欠平衡压 力钻井。 2)大漏的处理方法 大漏时钻井液只进不出,井眼内钻井液液面很快下降,极易引发井下复杂情况: ① 如果裸眼井段很长,上部松软地层或易垮地层很可能会发生缩径或井塌;②在漏层局部井 段形成砂桥,造成卡钻;③钻井液液面很快下降,液柱压力急剧下降,易诱发井涌、井喷。 所以,钻开油气层段后,对大漏应有足够的重视,并有充分的预防措施和准备:①要做好 坐岗观察,一旦漏失,及时发现,及时采取措施;②在没有井喷危险的情况下,应立即停 钻停泵,上提钻头至技术套管内,如未下技术套管,应一直起完,中间不可停顿,更不可 试图开泵循环;③在上起的同时,要不间断地从环空灌入钻井液(在没有钻井液的时候也 可以灌入清水) ,以维持必要的液柱压力,防止井壁过早的坍塌,并尽量最大可能起出钻 具。对于大量的漏失进行堵漏的方法有: (1)桥塞堵漏 桥塞堵漏时利用不同形状、尺寸的惰性材料,以不同的配方混合于钻井液中直接注入 漏层的一种堵漏方法。主要是利用固体颗粒度堵塞缝隙孔道,其中刚性颗粒在漏失孔道中 起架桥和支撑作用,改变刚性颗粒的大小,可以在不同尺寸的裂缝孔道中起到架桥和支撑 作用。柔性颗粒易于架桥和填充,又易变形,因而使用的粒度范围可大一些,最大粒度可 以大于裂缝宽度。不规则的纤维材料在压差的作用下,随着漏失过程的进行,纤维物质在 漏失滇聚结, 和充填的各种匹配粒子一起在裂缝中及井壁表面上形成非常致密的骨架结构 —滤饼,从而很快阻止了钻井液的漏失。 桥塞材料来源广泛,只要是不与钻井液起化学作用又有足够强度的固体颗粒如核桃 壳、橡胶粒、贝壳、锯末、花生壳、稻壳、石棉粉、云母片、超细碳酸钙、氧化沥青都可 以用作桥塞材料。这些材料可按不同比例复配出多种用途的堵漏剂,如复合堵漏剂、单向 压力封闭剂等。 (2)高失水浆液堵漏

这种堵漏浆液到达漏层后,在压差的作用下水分迅速滤失,固体物质在孔道或缝隙 内很快形成骨架结构,化学活性物质在井下温度和压力的作用下,较快的发生化学变化, 将骨架结构形成高强度的封堵层,达到预期的堵漏效果。常用的有: ① 塞尔(DSR)堵漏 狄塞尔(DSR)堵漏剂是惰性材料和化学活性物质的混合物,具机械桥塞与化学胶结 双重作用的堵漏剂,基浆配方为:清水 670kg,抗盐土 50kg,烧碱 4kg,纯碱 4kg,聚合 物 4kg,氯化钠 230kg。加重堵漏剂配方:密度 1.30~2.10kg/L,在基浆基础上另加狄塞尔 140~110kg,核桃壳粉 90~70kg,蚌壳渣 100~80kg。根据漏层情况还可加入适量中细纤维 等,使其滤失量达 100mL 以上,粘度达 80s 以上,将其泵送至漏失井段挤入漏层 4~10m3, 静止 24h 堵漏。堵漏材料的规格和数量应根据漏层性质灵活搭配。 ② DTR 堵漏 DTR 堵漏剂是由具有良好渗透性的物质、纤维状物质及聚凝剂等复合而成的粉状材 料,可根据现场需要配制出 DTR—1 型(软塞)和 DTR—2 型(硬塞)高失水堵剂。该剂既 具有高失水堵漏性能,又能部分酸溶解堵,有利于保护油气层。DTR 浆液可以用清水配制 (DTR 粉剂:水=1:6) ,也可以用钻井液配制,不过用钻井液配制时应把钻井液加水稀释, 以增大其失水量。根据现场需要,可以在 DTR 浆液中加大桥接剂或加重剂。 (3)高炉矿渣—钻井液堵漏(MTC 堵漏) 高炉矿渣是非金属产物,主要由硅酸盐和钙、镁及其他碱基铝酸盐等成份组成,由高炉 矿渣—钻井液配制的堵漏液, 其粘度高低可以用普通钻井液的稀释剂或增粘剂来调节, 加木 质素磺酸盐可延长凝固时间, 提高活化剂浓度可缩短稠化时间, 增加碱的浓度能改善早期的 抗压强度。MTC 堵漏浆可用钻井液泵送到漏层位置并加压挤入漏层 6~8m3,静止 24~36h 堵 漏。根据漏层性质还可灵活复配其他堵漏材料,获得更佳的堵漏效果。 (4)水泥浆堵漏 水泥浆堵漏的常用方法有: ① 一般水泥。此法工艺简单,易于掌握,相对来说,风险性较小,在现场广泛应用。 ② 速凝水泥。水泥浆堵漏失败的根本原因,往往是因为水泥浆在漏失通道中未能及时 凝固而被稀释或流失所造成,因此在水泥浆中加入催凝剂(一般采用氯化钙)缩短 凝固时间,是提高水泥堵漏成功率的有效手段。凝固时间须在室内做好试验,要保 证有足够的施工时间。这种堵漏方法有一定的危险性,但对于堵漏很有效。 ③ 胶质水泥。胶质水泥配方很多,主要成分是水泥、膨润土,在加入其他物料,既可 配成不同的胶质水泥浆。如:水泥:膨润土=100: (4~10) ,再加氯化钙调节其初 凝时间,或者加烧碱或水玻璃改善其流动性,也可以加入一定量的石灰。此法可以 封堵较大的裂缝。又如:水泥 70 份+膨润土 30 份+水(80~100)份+硫酸铝4份, 此方适于低温条件下应用;水泥 100 份+膨润土(50~150)份+硫酸铝(0.1~1)份+水 (150~440)份,此方适于高温高压条件下应用。 另外,还可采用水泥浆与桥塞物质混合堵漏。在漏层连通性好,漏速大的地层中,直接 注水泥浆,容易漏光。可先注桥塞剂,在裂缝中架桥,降低漏速,然后再注入水泥浆堵 漏,彻底封住漏层喉道。 (5)化学剂堵漏 常用的化学剂堵漏方法有: ① 聚丙烯酰胺絮凝物和交联物堵漏 聚丙烯酰胺作为絮凝剂加到钻井液或水泥浆中,可以加速固相颗粒的凝聚过程,当堵漏浆 液进入漏失通道时,故乡克里很快絮凝,将水分挤出,留下似棉絮状纤维物质,这种物质 容易变形,可以压缩,能填塞孔道。根据漏层性质,聚丙烯酰胺堵漏浆液的成分可以任意

调整。常用配方如下:A.水+(10%~15%)膨润土+(0.2%~0.5%)聚丙烯酰胺(或水 解聚丙烯酰胺)+(2%~3%)胶体磺化沥青+重晶石配成胶凝稠浆,挤入漏层后,形成 强网状结构,在口喉或微裂缝除形成堵塞;B.聚丙烯酰胺加重铬酸钾和硫代硫酸钠等还 原剂配成粘弹性凝胶堵剂。该剂凝胶时间可调。形成凝胶后,无卡钻危险,在侵蚀性流体 中有较强的抗冲蚀能力,使用此剂可获得较好的效果。 ② PMN 化学凝胶堵漏 PMN 化学凝胶堵漏剂是一种聚合物交联体系,经化学反应后,生成一种体形结构的 凝胶体, 有很好的粘弹性, 具备堵塞各种形态漏失通道的能力。 PMN 凝胶体由 PMN、 CMC、 初凝交联剂、 终凝交联剂、 pH 值调节剂等五大部分组成, 配制时按试验配方依 PMN—CMC —终凝交联剂的顺序加入, 当两种聚合物充分溶解后, 再依次加入惰性材料、 初凝交联剂、 Ph 值调节剂,混合均匀后,即可泵入漏失井段堵漏。 应根据漏失层的不同情况对堵漏剂的初凝提出不同的要求, 如果是微细裂缝或孔隙性 漏失,应使堵剂进入漏层后成胶;对于中等漏失层,应使堵剂出钻具时就成胶;对于大的 漏失层,应使堵剂在钻具内成胶,然后挤入漏层。该堵剂以凝胶形式进入漏层,与漏失通 道间有很高的粘滞阻力,而且不溶于水,不会被地下水稀释;又容易变形,可进入各种形 式的漏失通道。根据需要,可以复配其他材料,如惰性材料、桥接剂、水泥浆、三价金属 盐溶液等。 ③ 膨胀型堵漏剂堵漏 膨胀型堵漏剂种类也很多,现场使用的主要有:a.聚氨脂泡沫膨体堵漏剂。聚氨脂 泡沫膨体(PAT)颗粒堵漏剂的特点是吸水后自身体积迅速膨胀。在显微镜的观察下,PAT 为网状连通结构,网格由直径为 0.4~0.5mm,具有良好的弹性和强度,由于它在孔隙中的 堆集,形成一个渗透层段,同时它的网格可以捕集各种微粒来充填其间,形成致密的泥饼 而起堵漏作用。b.TP—1090 堵漏剂。TP—1090 堵漏剂是由无机金属盐与聚丙烯酰胺反 应而成,为固体颗粒状物,在常温下,40min 开始吸水膨胀,6h 后可膨胀达 50 倍。当该 堵剂进入漏层后,吸水膨胀,即可堵住漏层。

三、 井塌
3.1 井塌原因
国内外许多学者通过分析研究和大量实际考察,认为在岩层性质上,可能出现不稳定 的岩层最主要有页岩、岩盐及不胶结的岩石(如所谓“流砂层”或断裂带中的一些不胶结 松散的岩层) ,但最常遇到的是页岩,故认为井塌的问题实际上是页岩不稳定的问题。 井壁不稳定主要表现为泥页岩的膨胀、剥落、坍塌,泥页岩中的粘土矿物水化是造成 井壁不稳定的因素。 3.1.1 井塌常见粘土矿物 粘土矿物: 粘土矿物是具有确定化学成分和晶体结构的水合硅铝酸盐, 粘土矿物的种类 很多, 常见的粘土矿物有蒙脱石、伊利石和高岭石, 此外还有海泡石,绿泥石, 但数量较少, 每种粘土矿物的化学成分和晶体结构都是确定的,并且互不相同。 (见表 3—1) 粘土矿物的晶体结构: 高岭石、 蒙脱石和伊利石三种常见粘土矿物的晶体皆为层状结构, 它们在垂直方向上无数的晶层上下重叠, 三种粘土矿物的晶层由不同的原子和分子组成, 排 列的结构也各异,但它们的晶体都是由一些基本的构造单位组成的。 粘土晶体结构中的基本单位有: (1)硅氧四面体:硅原子 Si 与包围它的四个氧原子,通过共价形成 SiO4,这个原子团 唯一稳定结构就是硅氧四面体。

(2)铝氧八面体:即铝原子处于八面体的中心,与上面的各三个氧原子或氢原子团形 成一个正八面体。 所有粘土矿物都是由硅氧四面体和铝氧八面体这两种基本单位以不同的排列比例所 构成。 表 3—1 粘土矿物分类 晶体构造类型 两层型 三层型 混合层型 链状构造型 粘土矿物族 高岭石族 埃洛石族 蒙脱石族 水云母族 绿泥石族 海泡石族 粘土矿物名称 高岭石、地开石、珍珠陶土等 埃洛石等 蒙脱石、叶腊石、拜来石、皂石等 伊利石、海绿石等 各种绿泥石 海泡石、凹凸棒石、坡缕缟三石等

所有粘土矿物化学成分为镁、 铁、 钙、 锌、 锰等的水合硅酸铝盐, 即晶体中主要是 Al2O3、 、 SiO2 和 H2O,此外还含有少量的 Fe2O3、CaO、MgO、K2O、Na2O 等。粘土矿物有水化膨胀 的性质强弱,对于井壁稳定尤为重要。地层中极易吸水膨胀的泥页岩是以蒙脱石为主。其他 矿物膨胀性和分散性很差,但易破裂、崩散。一般伊利石和高岭石含量较高的泥页岩在井内 易剥落、产生掉块、形成坍塌。 3.1.2 井塌的内在原因 1)泥页岩所含粘土矿物 泥页岩中一般含有蒙脱石、伊利石、高岭石、 绿泥石等粘土矿物。此外还有石英、长石、 方解石、石灰石等。粘土矿物含量越多,发生地层坍塌的可能性愈大。蒙托石吸水膨胀率高 达 90%~100%,而伊利石吸水膨胀率仅有 2.5%,混层矿物吸水膨胀率按蒙脱石所占的比例 多少而定, 比例大者吸水膨胀较大。 粘土矿物膨胀能力的顺序为蒙脱石〉 混层矿物〉 伊利石〉 高岭石〉绿泥石。由于粘土矿物吸水膨胀产生的压力,若不加以抑制,则会大大的超过岩石 的胶结强度极限而引起井塌。 2)可溶性盐 页岩中若含有两种可溶性盐类,可能会由于盐在钻井液中的溶解使页岩失掉支撑而塌 落井中。 3)地层水平应力作用 在造山运动中引起的地层隆起而造成的构造,随着地质年代的变迁,岩石矿物转化时 常会产生水平应力,且常常由于此种应力未能得到释放集聚于岩石中,一旦钻穿此地层时, 应力很快的释放出来,造成页岩崩落井中。 4)地层的构造状态 由于构造运动,地层发生局部或区域的断裂、褶皱、滑动和崩塌,上升或下降,导致 地层倾角发生变化,若倾角增大,其稳定性变差。 5)高压油气层 砂岩油气层是高压的,井眼钻穿之后,在压差的作用下,地层的能量沿着阻力最小的 砂岩与泥页岩的层面释放出来,使交界面处的泥页岩坍塌。 6)泥页岩孔隙压力异常 泥页岩有孔隙,由于温度、压力的影响,使粘土表面的强结合水脱离形成自由水,在 封闭的环境内, 多余的水排不出去, 在孔隙内形成高压。 一些生油岩生成的油气运移不出去, 也会在裂隙和孔隙内形成高压。钻开时,由于负压低会引起坍塌。 7)地层侧压力及温度 地层侧压力等于地层的覆盖压力和泊松比的乘积,当地层侧压力大于井壁岩石的屈服

极限时,岩石向井眼内部产生位移而发生井塌。另外,如果底层温度达到某一数值时,岩石 中所含的粘土矿物发生转化,一般情况在 3000~5000m 时,蒙脱石开始转化成伊蒙混层,在 进一步转化成伊利石。 3.1.3 井塌的外在原因 1)钻井液滤液的大量浸入 当钻开易塌岩层时,岩层中所含的粘土矿物就会从钻井液中吸收水分或由于压差的作 用时滤液大量侵入, 由于粘土矿物的亲水性, 结果使岩层中所含的粘土矿物水化膨胀而坍塌。 (1) 粘土矿物中的水按其存在的状态分为四种类型: ①结构水又成化合水,具有固定的配位位置和确定的含量比,只有在高温 500~9000C 或 更高下,晶格破坏时才能释放出来。 ②吸附水又称束缚水,它在粘土矿物中的含量是不定的,随外界温度和湿度条件而变, 它的排出不影响矿物结构。 ③层间水,它的脱失不导致结构单元层的破坏。 ④沸石水,它在晶格中占据确定的配位为止,其含量在一定范围内变化,但不引起晶格 的破坏。 (2)粘土矿物水化膨胀机理 ① 表面水化膨胀或晶格膨胀 它是由粘土晶体表面外部和中间层吸附单分子水所造成的,在其表面的第一层水是水 分子与粘土矿物表面的六角形网格的氧原子形成氢键而保持在平面上, 而有些水分子连接在 六角环的横向上,并一层接一层连在一起,离开表面愈远,连接力愈弱,而可交换的粒子以 自身的水化把水分子带给粘土, 且可与水分子争夺与粘土晶体表面的连接位置。 由于粘土矿 物具有亲水性,它们易水化、膨胀或破裂,强度降低造成井壁不稳定。 ②渗透水化膨胀 它是由于粘土层表面上所吸附的离子与溶液中的离子浓度差造成的。这种浓度差是表 面吸附现象的必然结果。 渗透水化的数量大大的超过表面水化数量, 粘土在不同离子溶液中 的渗透水化量取决于吸附离子的浓度。 2)侵入液的性质 钻开易塌地层后,除钻井液滤液的侵入数量产生影响外,滤液性质至关重要。其性质 主要是对页岩的抑制水化特性。在滤液中影响抑制的有:pH 值、无机盐的种类与含量、各 种有机处理剂的品种和浓度。 ①滤液的 pH 值。滤液中所含 OH—的浓度对非膨胀性页岩亦具有分散作用,可导致页 岩表面积增加,加剧井塌。室内实验表明:当滤液的 pH 值超过 9.5 时,用以浸泡伊利石开 始分散,表面积增大,钻井液的粘度上升,pH 值愈高,增速愈快,页岩的回收率愈低,pH 值超过 11 以后,回收率由 65%降至 10%左右。 ②无机盐种类和含量。在钻井液中常常含有的无机盐有:钠盐、钙盐、钾盐、铵盐等, 当这些盐种类的浓度达到一定数值时, 都具有一定的抑制粘土水化膨胀的作用, 且浓度愈高, 抑制性亦愈强, 但各种不同的盐类呈现抑制性的起始浓度相差较大。 若当它们的浓度相同时, + + 2+ + 其抑制强弱顺序为 K 、NH4 >Ca >Na 。因此钾盐、铵盐常被用作组成防塌钻井液体系的一 个组分。 ③各种处理剂。不管什么类型的钻井液处理剂,其滤液浓度达到相当高时,大多会呈现 对粘土的水化起抑制作用,而只是不同的处理剂的抑制浓度限不同而已。例如:分散性很弱 的铁路木质素磺酸盐,当其在滤液中的浓度很高时,亦会呈现抑制性,只是这个浓度已大大 超过钻井液中的正常适用范围。 而某些处理剂在浓度较低时就具有较强的抑制作用, 例如高 分子量的聚丙烯酰胺类及一些阳离子型高聚物, 这点正是我们在优选防塌钻井液配方时所涉

及到的问题。 3)钻井液的造壁性与流变性 ① 造壁性:造壁性好的钻井液可在井壁上形成密致而坚韧的泥饼,减少滤液的侵入 量,具有一定的巩固井壁的作用,因而防塌钻井液要求 HTHP 滤失量不大于 15mL。 ②流变性: 钻井液在环形空间中呈现紊流对井壁产生较大的冲刷作用, 对易塌层十分 不利,而在泵排量一定的情况下,钻井液的粘切愈低易形成紊流,为此,在保证正常所需泵 排量的前提下,调节钻井液粘切,降低对井壁的冲刷作用。 4)钻具工程的影响 ①钻具组合不合理:如钻铤直径太大,螺旋扶正器过多,钻具与井壁的间隙太小,起 下钻时易产生压力激动,导致井壁失稳。 ② 钻具碰击井壁,钻具刺穿等也会引起井塌:若在易塌井段起钻时,使用转盘卸扣或 者钻进时转盘转速过快都会产生对井壁剧烈碰击,从而加剧井塌;其次在采用喷射钻井时, 钻头停留在易塌地层循环钻井液时,亦可产生较大的冲刷力而冲塌不稳定地层。 ③井身质量:井身质量不好,全角变化率较大,那么在钻井中易出现两种不利后果,其 一是地层应力易于集中,周向应力集合点可能就是页岩剥落的突破点;其二是在钻进中,旋 转的钻具碰击的几率和强度会增大,结果必然会加剧井塌。 ④ 压力激动过大:有几种情况可以引起井内压力波动,起下钻速度过快,起下钻“拔 活塞” 造成井内压力失衡, 起下钻猛刹猛放, 尤其是下钻完初次开泵, 钻井液静止时间较长, 网状结构较强,流动阻力很大。如果初次开泵过猛、排量过大造成压力激动,钻头泥包产生 抽吸作用,静切力过大和开泵过猛等,这些都不利于井壁稳定。 ⑤ 钻井液液柱压力降低: 钻井过程中, 由于起钻不及时灌钻井液或突发性井漏等可导 致钻井液液柱压力大幅度下降,使上部井段液柱压力减少,在地层侧压力的作用下,松散的 岩层向井筒中下方向发生运移,其结果常会由此引起井壁失掉平衡而发生井塌。 ⑥ 井斜和方位:钻井施工过程中(尤其是水平井、大斜度井) ,井斜和方位控制不合 理,位于最大水平主应力方向的井眼容易失稳。 ⑦井喷:井喷后,钻井液受到污染,使液柱压力降低;由于高速油气流的冲刷,破坏了 井壁泥饼,也破坏了周围薄弱的岩层,造成井壁不稳定。 在钻遇非泥页岩地层时也会产生井壁不稳,主要分两类。一类是井塌,大多发生在岩浆 岩、灰岩、煤层,深部硬脆性砂岩与粉砂岩等,而另一类是缩径,大多发生在高渗透性分散 性强的砂岩与粉砂岩、沥青、含盐或盐膏软泥岩,盐膏岩等。非泥页岩地层井塌主要取决于 该地层所受构造应力大小,岩石破碎程度、胶结状况、充填裂隙的矿物组分。岩浆岩等非泥 页岩地层井塌的原因是所采用的钻井液密度低于或高于地层坍塌压力, 地层破碎, 而钻井液 封堵性能差;地层中存在蒙脱石或伊蒙无序间层矿物,而钻井液抑制性能差;钻井液流变性 满足携屑的要求;钻井工程措施等原因所引起。 3.1.4 深井与浅井在井塌原因上的差异 1)力学因素上的差异 (1)应力 应力包括垂直应力和水平应力。该应力随井深的增加而变大,若相同的塌层所处的井中 深度愈深,则塌层压力愈大。当某一种应力超过岩石的强度极限时,就会引起地层破裂。钻 遇破碎性地层或节理发育地层时,虽然井筒中有钻井液柱压力,但不足以平衡地层应力。因 此,地层会向井眼内剥落或坍塌。 (2)井下温度 由于钻井液对井下地层有冷却作用, 会产生温度提督, 它能导致井壁的岩石发生热裂化, 尤其对于软弱岩石,会产生微细裂缝,它可以软化岩石,最终导致岩石的破坏坍塌,其次,

当地层温度上升时, 膨胀作用会导致井壁处岩石的应力增加都发生井塌, 井下地层的温度随 井的温度增加而升高,井愈深,则井下地层温度愈高,热烈化,热收缩和热膨胀作用也愈强 烈。 2)机械因素的差异 (1)深井钻井周期较长,起下钻次数比浅井增多,因而对井塌层碰击次数增多,发生 井塌几率越高。 (2) 在深井段所用的钻头尺寸较小, 环空间隙较窄, 因而对塌层的冲刷力亦会增大。 (3) 由于深井原地应力变大,使用的钻井液密度和粘切力比浅井大,再加上钻井周 期长,钻井液长时间的使用,钻屑的逐步积累,钻井液密度和粘切力更进一步 增大,容易引起较大的压力波动,从而导致井塌。 3)化学作用的差异 (1) 一般深井比浅井钻井周期长,必然会加长对塌层的浸泡时间,因而其相互 间的作用时间延长,更容易发生井塌。 (2) 井愈深,井下温度愈高,化学反应必然加速进行,且更加剧烈。井塌时间 缩短,塌层更易坍塌。

3.2井塌的特征及危害
3.2.1 井塌的特征 在钻井施工过程中,如发生下列情况可以判断已发生井塌。 1)钻进过程中,返出的钻屑增多,发现有许多棱角分明的片状和块状较大岩屑,则发 生井塌。若坍塌层是正钻地层,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;若坍塌层在正钻地层之上,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,甚至井口返出钻井液减少或不返。 2)钻进过程中排量突然减少或不返钻井液。 3)起钻时,一般不会发生井塌,但在发生井漏后,或在起钻过程中未灌满钻井液或少 灌钻井液,则随时会发生井塌。井塌发生后,上起下放都遇阻,且阻力越来越大,但阻力忽 大忽小,扭矩增加。开泵是泵压上升,悬重下降,井口流量减少,甚至不返,停泵时有回压, 钻杆内返喷钻井液。 4)下钻前,碎屑不集中,下钻时可能不遇阻,但井口不返钻井液,或钻杆内返喷钻井 液。 5)下钻前碎屑集中时,下钻遇阻,当钻头未进入坍塌地层以前,开泵正常,钻头进入 坍塌地层以后,泵压升高,悬重下降,井口返出流量减少或不返。 6)划眼时,时常憋泵、憋钻、钻头提起后放不到原位,甚至越划越浅。 7)起钻或者下钻困难,下钻不到底或沉砂 30m 以上,在井眼规则,排量和钻井液性 能满足携砂要求的情况下,开泵循环时返出大块泥页岩或玄武岩。 8)地层没有缩径,但有“拔活塞”现象。 9)转盘扭矩增大,井下摩阻升高。 10)固井过程中,返出排量突然与所替排量相比减少或不返钻井液。 11)最准确最有效判断井塌的定量方法是直接测量实际井径,实测井径扩大或缩小到某 个程度可以确定已发生井塌。 3.2.2 井塌的危害 井壁不稳定对钻井、地质录井及测井将会造成极大的困难,在人力、物力及时间上可 造成极大的损失,现归纳如下: 1)在正常钻进过程中大大增加钻井液输送岩屑的负担,其结果必然需要提高钻井液粘 度和切力等,增加处理剂费用,而且会增加钻井液流动阻力,多耗功能,降低钻井效率,甚

至不能顺利进行正常钻井。 2)在正常钻进中大大增加环空钻井液中岩屑浓度,当其浓度达到相当数量后(一般不 得超过 5%) ,一方面会大大增加钻井液当量循环密度和对地层的压力,从而降低钻速,另一 方面还易发生井下复杂情况,如起钻不畅通,摩阻增大,接单根困难,甚至堵塞环空间隙, 造成卡钻事故等。 3)井塌发生后,一般会形成“大肚子”井眼,这传导许多恶劣后果。 (1)在大肚子井段,钻井液上返速度降低,塌屑几何尺寸又较大,故大量岩屑堆积在此 处,一旦停止循环,就会下落而造成卡钻具,起钻遇卡。 (2)固井注水泥时,在“大肚子”井段的钻井液不易被水钻井液顶替干净,造成固井质 量不合格。 (3)井塌严重时,大量岩屑堆积在井眼内,形成砂桥或填埋井底,其结果是下钻遇阻, 下不到底,常常需长时间划眼,甚至造成卡钻事故。 (4)由于大量塌屑与所钻地岩屑混杂,索取砂样不能真实反映所钻地层岩性,致使地质 砂样录井失真,影响层位判断的可靠性。 (5)由于井塌,井径不规则,一是常常遇到完井测井提前遇阻,必须通井采取必要的 处理措施,延迟完井时间;二是在完井测井时,仪器中途轻微受阻,电缆拉长,解组后测井 仪器跳过某层段,就会漏测某个小层位,使测井效果欠佳,三是进行密度测井时,因井径大, 仪器不能紧贴井壁,估测不出真实结果,可能由此漏掉油气层。 (6)钻遇水敏特性强的软泥岩时会引起缩径、起下钻遇阻卡、长需划眼,或大量泥岩水 化分散于钻井液中,致使钻井液密度升高,粘切力变大,性能恶化,须进行多次处理,多耗 药剂,增高钻井液成本。

3.3 易井塌地层的分类与预防
3.3.1 易井塌地层的分类 井壁不稳定一般发生在泥页岩、盐岩、胶结性差的砂岩或其他易破碎的地层,主要是 井壁受力平衡遭到破坏从而导致井塌。塌层可分为以下几类。 1)胶结差的砂、砾、黄土层 地层结构特征:胶结差、未成岩的流沙层和砾石层,钻遇深度一般在 0~1000m。 2)极软而易缩径的砂岩泥层 地层结构特征:层理和裂隙均不发育,回收率低(0~10%) ,造浆能力强,可钻性级别 小于 1~3 级。 3)层理和裂隙不发育软的砂岩与泥岩互层 (1)易膨胀、强分散的砂岩与泥岩互层 地层结构特征:粘土矿石以蒙脱石、伊蒙无序间层为主,成岩程度低,成块状,处于 造成岩期;分散性强,回收率小于 20%,可钻性级别小于 1~3 级。 (2)中等分散的砂岩与泥页岩层 地层结构特征:粘土矿物以伊利石、高岭石、绿泥石为主,又伊蒙有序间层,中等分 散,回收率 50%~80%,正常压力梯度,个别地区砂岩渗透性好。 4)层理和裂隙发育的泥页岩层 地层结构特征:层立发育,大多数塌层存在异常孔隙压力,处于从伊蒙无序间层向伊 蒙有序间层或伊蒙有序间层向伊石过渡带、生油层或处于强地应力控制构造运动激烈地带, 岩石从软变硬,可钻性级别为 3~8 级,此类地层分为三类。 (1)易膨胀,强分散泥岩,膨胀率 20%~30%,回收率小于 10%,阳离子交换容量中 到高。 (2)易膨胀,中等至弱分散泥页岩,膨胀率 20%~30%,回收率 40%~90%,裂隙发育,

塌块大。 (3)弱膨胀,弱分散泥页岩,以伊利石为主,不含或含少量伊蒙有序同层,不易分 散,回收率 90%~99%,不易膨胀,膨胀率 7%~10%,裂隙发育,塌块大。 5)含盐、膏地层 可分为以下两类 (1)醇厚盐膏层,在岩层中加少量泥岩或白云岩。 地层结构特性:粘土矿石以伊利石为主,占 42%~59%,混层中蒙脱石占 20%,回收 率 23%~66%,膨胀率为 26%~30%,可钻性级别为 3~7。 (2)盐、膏、泥复合地层 地层结构特性:此类地层岩性变化大,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,泥岩层理裂隙发育,软泥岩含水高,泥岩中粘土矿物分为两类:一类是以伊 利石为主 (72%~90%) , 并含伊蒙有序间层、 高岭石、 绿泥时, 含盐膏泥岩的回收率 14%~90%, 其回收率随含盐量增加而下降,膨胀率 4%~26%,含盐量高其膨胀率高,泥页岩大多孔隙压 力异常。 6)裂隙发育的特种岩性地层 地层结构特征:此类地层裂隙发育破碎。如煤层玄武岩层,灰绿岩层等。煤层中所类的 泥岩所含粘土矿物大多称高龄石(30%~80%) ,玄武岩所含粘土矿物,是以、伊蒙无序间层 或蒙脱石,相对含量为 90%~100%,灰绿岩中泥浆,夹层中粘土矿物以伊利石为主,并含有 伊蒙有序同层。 7)强地应力作用下的深层硬脆性地层 地层结构特征:各种岩性都有,如泥岩砂岩、粉砂岩、泥质砂岩、泥质粉砂岩、灰岩 等,粘土矿物以伊利石、伊蒙有序间层为主,不易分散,回收率大于 80%,不易膨胀,可 钻性级别大于6,硬度高。 8)易膨胀引起缩径和拔活塞的软泥岩层 地层结构特征:处于蒙脱石—伊利石之间或蒙脱石无序间层矿物段,回收率低,造浆能 力强,阳离子交换容量高。 9)裂缝和高压异常引起剥落掉快的硬脆性泥页岩层 地层结构特征:处于伊蒙有序间层矿物段,裂缝发育,裂缝的形成是构造运动和成岩作 用共同作用的结果,前者与地壳运动有关,后者主要是与温度作用有关,随深埋增加,地层 温度和压力升高。 3.3.2 井塌的预防 1)设计合理的井身结构。根据地层深埋的情况,设计下入最合理的表套和技套,封固 和隔离极易垮塌的地层。 2)尽量减少套管鞋以下的大井眼预留长度,一般要求以 1~2m 为宜,因为大井眼的稳 定性比小井眼差。 3)及时调整钻井液性能以适应钻进地层 (1)对于胶结性差的地层采用适当的钻井液密度、较高的粘度和切力。 (2)对于应力不稳定的裂隙发育底层,使用较高的钻井液密度、适当的粘度力度和切 力,并尽量减少滤失量。 (3)严格控制 pH 值在 8.5~9.5 之间,减弱高碱性对地层的强水化作用。 (4)必要时,采用混油的办法降低粘土的吸附力,抑制膨胀。 (5)适当提高钻井液矿化度。降低井壁周围泥页岩的含水量和孔隙压力,增加泥页岩 的强度。 4)保持钻井液液柱压力

(1)起钻时连续获定时向井内灌钻井液,一般每起 3 柱钻杆或 1 柱钻铤灌满钻井液 一次,保持液面下降不超过 5cm。 (2)电测时,必须定时向井内补充钻井液。 (3)钻杆的内外压力不平衡,不能放回水,也不能卸方钻杆按单根。 5)减少压力激动 (1)严格控制器下钻速度,减少抽吸和激动压力,一般在裸眼井段,采用低速起钻, 起至套管内可采用正常速度。 (2)通过裂缝性地层,严格控制起下钻速度,减少对地层的外力干扰。 6)使用具有防塌性能的钻井液 根据区块地层坍塌特性不同,合理选择使用不同的防塌钻井液,以满足地层特性的要 求,才能保护井壁稳定。防塌钻井液包括:油基钻井液、油包水钻井液、硅酸盐钻井液、钾 基钻井液、低滤失高矿化钻井液、含有各种堵塞剂的钻井液、阳离子和部分水解聚丙烯酰胺 钻井液。 7)在钻井过程中,使用合理的排量,及时将钻屑带出地面,同时用好振动筛、除砂 器、除泥器和离心机,保证钻井液清洁和低失水。 8)以快制胜,千方百计提高钻井速度,减少地层浸泡时间。 9)严格按循环周补充钻井液,中途起钻前 8h,完钻起钻前 24h 均不宜大型处理钻井 液,保证钻井液性能稳定、均匀,并使地层有一个适应过程。 10)下钻要严格控制下放速度,一般速度控制在每下一个立柱 3~5min,中途遇阻不能 超过 50kN,遇阻或井口不返钻井液时,应立即起出 2~4 个立柱,小排量开泵循环保持井壁 稳定,待形成通道后再逐渐加大排量和动作幅度,彻底带出垮塌物并控制新的大量垮塌。 11)确定环空返速大于 0.8m/s,使钻屑充分的携带出来。 12)下定向螺旋杆前,应先短期下循环,确保井底干净畅通,防止下螺杆钻具时堵死 螺杆,塞垮地层,定向完后,一般短起下一次,以利于钻具顺利下入,不出新井眼。 13) 大斜度定向井和水平井通井, 一般采用领眼公锥+扶正器+钻铤1柱+加重钻杆, 防止出新井眼。

3.4

井塌的处理

3.4.1 一般性井塌的处理 处理井塌是一项艰苦细致的技术。如果预防措施得当,就可以避免大部分井塌。如果分 析判断不准确,处理方法不合理,会出现新井眼。 1)下钻过程发生井塌,应立即停止下钻作业,开泵循环钻井液,通井或划眼,待井下 情况正常后,恢复下钻。 2)起钻过程中发生井塌,应立即停止起钻作业,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。 3)钻进过程中发生井塌, 应立即停泵,改用单凡尔, 建立循环, 待单凡尔排量正常后, 再逐渐加大排量,将垮塌岩屑带出,井下情况正常后,恢复钻井作业。 4)中途划眼发生井塌,停止作业,建立循环,如上部地层泵压比原泵压升高 2~3MPa, 则可认为是地层憋破,应立即停泵上提方钻杆重新开泵冲划,冲划时根据井下情况,适当调 整钻井液性能。 5) 操作程序: 按下井工具→下钻→小排量开泵→观察压力表→井口钻井液上返→加大 排量→观察压力表→井口钻井液上返正常→缓慢下放钻柱洗井→观察二表 (指重表、 泵压表) 参数→双目余光观察井口方入和滚筒钢丝绳数→上提方钻杆划眼→循环钻井液→观察震动 筛分析砂样→上提至二层平台高度重复划眼 2~3 次→接单根→重复上述动作。 值得注意的是:无论何种工况发生井塌,开泵排量应遵循的原则是由大到小,中间不可

憋泵。发生井塌后,要恢复井下正常必须进行通井划眼,划眼过程中易出现新井眼,必须采 取一通、二冲、三划眼的原则进行。如果钻头冲划无效果,则下通井工具进行作业。 6)处理井塌的工具组合。发生井塌后视井下情况选择合理的工具及钻具组合: (1)发生轻微井塌,起钻具组合为:钻头+钻铤 2 柱+加重钻杆+钻杆,其直径可根据 井眼的大小确定。 如在玄武石地层坍塌的φ 215.9mm 井眼采用: φ 215.9 mm 钻头+φ 158mm 钻铤 2 柱+φ 127mm 加重钻杆+φ 127mm 钻杆。 (2)发生较严重的井塌,其钻具组合为:尖刮刀钻头+钻铤+钻杆,尖刮刀直径一般比 井径小 25~30mm。在φ 215.9mm 井眼: φ 190mm 尖刮刀+158mm 钻铤 2 柱+φ 127mm 钻杆; 在 244.5mm 井:φ 220mm 尖刮刀,+φ 178mm 钻铤 2 柱+φ 127mm 钻杆;在φ 311.2mm 井 眼:φ 280mm 尖刮刀+φ 178mm 钻铤 2 柱+φ 127mm 钻杆。 (3)发生最严重的井塌,其钻具组合为:领眼公锥+钻铤 2 柱+钻杆,或公锥+扶正器+ 钻铤 2 柱+钻杆。领眼公锥优点是:①不受“一通、二冲、三划眼”的限制;②划眼时,引 导杆始终处于老井眼中,无切削负作用;③不会钻出新井眼。有些油田采用带刀片的领眼公 锥,而江汉油田则采用不带刀片的领眼公锥。 3.4.2 出现新井眼的处理 在冲划过程中,松软地层易出现新井眼,一般新井眼不超过 15m 时,比较好找,超过 15m 也能找到老井眼,但要多花一些时间。 1) 定出现新井眼的位置 在划眼过程中,认真详细了解使用转盘的位置,各井段堵塞的程度,泵压上升情况,钻 井液颜色的变化,岩屑的变化,就能准确判断新井眼的位置。有时可用电测确定。如认定出 新井眼的位置两者相吻合后实施下布工作。 判断井底出现新井眼与否最简单的方法就是用取 心筒在井底取 2m 岩心。 2)工具组合形式 (1)下入与井眼直径子相匹配得钻具组合(钻头+原钻进时钻具组合+φ 127 钻杆)或 尖刮刀+扶正器+原钻进时钻具组合+φ 127 钻杆,如未找到老井眼,则进行下一道工序。 。 (2)下入领眼公锥+弯钻杆+钻铤或钻杆+方钻杆,或公锥(小头割成 45 斜坡)φ 。 +127mm 钻杆1根+弯接头+钻铤1柱+φ 127mm 钻杆。 使用的公锥小头割成 45 斜坡, 防 止堵水眼或憋泵。 (3)如果以上组合方式在找回老井眼过程中失败,则采用下面的组合方式:领眼公锥 +欠尺寸扶正器+钻杆方钻杆 在找老井眼过程中,最重要的是弯钻杆的弯度。确定其弯度,应根据现场新老井眼分岔 位置确定。 一般要使通井工具与钻柱中心之间的唯一等于或大于新老井眼分岔之半径, 才能 迫使通井工具跨过新老井眼之间的夹壁而进入老井眼。 同样加入钻铤的根数视各井的具体情 况而定。 3)找老井眼的具体施工步骤 (1)将通井工具下至新老井眼分岔位置以上,越近越好,但不能超过分岔位置,可稍 微高一点。 (2)循环钻井液,粘度、切力适当提高。 (3)在转盘上划分八个方向,做好记号,先固定一个方向循环下方,控制下放速度, 挂压不超过 10KN,精心操作。 (4)当通井工具下放至相当于新井眼井深时遇阻,说明进入新井眼,操作是要有足够 的耐心。当通井工具下放至相当于新井眼井深时不遇阻,说明进入老井眼,如此一个方向一 个方向的探视,为了加快速度可以先探四个方向:相对角度为 0°、90°、180°、270°。 再探其他四个方向相对角为度 45°135°225°315°。

(5) 证明进入新井眼, 应提起通井工具分岔位置以上, 转换一个角度, 再循环下放, 如此反复操作在八个方向中总有一个方向会进入老井眼。注意:井口的钻具转了一个 角度,通井工具不一定转同样的角度,要固定转盘,上下多活动及此,使井口钻具无 扭力时为止。 (6) 在八个方向中找不到老井眼,可能把新井眼分岔位置确定错误,通井工具一直 处于新井眼中,无论转多小方向也不会进入老井眼。这时,把通井工具提高一点再探。另一 种情况是弯钻杆的弯曲度不够,通井工具跨不过夹壁,起钻,重新拉弯钻杆,或加大弯接头 的度数,增加钻铤以增加钻具的钢性、稳定性。 (7) 如证明已进入老井眼,要一直通井至老井眼井底。利用循环上来的岩屑堵死新 井眼。利用下部钻具的重量上下多活动几次,在新老井眼分岔处形成新的钻具 运行通道 如果能准确确定新老井眼的井斜和方向,利用通井工具,采用定向的办法 也能找准老井眼。 3.4.3 井塌卡钻的处理 井塌极易引起坍塌卡钻,因为处理这种事故的工序最复杂,耗费时间多,风险性最大 有时会造成部分井段和全井报废。 钻具没卡死, 接上方钻杆建立循环通道, 小排量循环顶通水眼, 经过上提或者下放钻具观察, 总能找到一个钻井液外吐点,虽然有时外吐量很小,就应该通过单凡尔小排量慢慢蹩,顶通 水眼,并在地层破裂压力的弹性范围之内,使钻井液蹩一点,吐一点,控制钻井液进口量与 出口量的基本平衡,努力形成小排量通道,然后视泵压恢复情况逐渐加大排量,经过上提或 者下放钻具,直到能正常循环。在循环稳定后,慢慢提高钻井液的粘度和切力,以提高它的 携带能力,争取把坍塌的岩块带到地面,力求解卡。对于岩石大块滑移的卡钻可以通过下砸 钻具划眼,也可以在保证钻具拉力和钻机安全负荷的情况下,上提超过悬重 300-400KN,悬 持循环解卡。 1.井眼和环空堵死,根据建立不了循环,钻具全部卡死,这时采用地面震击器解卡。 震击吨位由低到高逐渐调整,上提钻具直到解卡为止。 值得注意的是: 1.严禁用同一吨位重复多次震击。 2 调震击器吨位时,不能超过其额定负荷。3. 上 提钻具最大负荷不能超过井架、震击器额定吨位、钻具和钢丝绳的承拉极限的最小一项。 3)如果是石灰石、白云岩坍塌行成的卡钻,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。 4) 上述方法无效,不能解卡,采用爆炸松扣,下入井下震击器解卡。爆炸松扣不需要 反扣钻杆和打捞工具,可加快处理卡钻的速度。其操作要点和施工方法按卡钻爆炸松扣 方法进行。爆炸松扣下入井下震击器震击,直至解卡为止。 5) 震击无效,采用套铣倒扣解卡。在松软地层,可采用长筒套铣,或者采用带公锥、 打捞矛的长筒套铣,使套铣倒扣一次完成,以加快速度。较硬地层,宜减少套铣筒长度, 尽量减少套铣过程中的失误,一般下入 3-6 根套铣筒。套铣至扶正器时,宜下震击器 震击解卡。 套铣过程中不论是软地层,还是硬地层,接近和套铣卡点时很难套动,这是因为钻 具在挣脱卡钻的过程中将砂子挤死,坚硬无比。第二个原因是钻具偏靠井壁、套铣筒除了套 掉砂子,还必须套掉一部分井壁,这一段必须精心操作。在下套铣筒前,应处理上部井段和 钻井液性能,防止上部井塌。

第四章

缩径

缩径是石油钻井中普遍存在的问题。井眼的缩径直接影响起下钻、测井、下套管作业和固井 质量, 因此是阻碍钻井速度提高和影响成井质量的一个非常重要因素之一。 由于引起缩径的 原因很多,即有地层的客观愿因,如高渗透地层的厚泥饼、膏泥岩的吸水膨胀、纯泥岩和膏 岩层的塑性蠕动等;也有工程上的技术原因,如钻井液防泥岩地层水化膨胀能力差、返速低 不能及时将钻屑带出井筒而造成钻屑在井壁的大量聚集。 钻井液密度偏低不能有效控制地层 的塑性蠕变速度等,且不同的地区有不同的特点,所有找出塑径阻卡的原因是重要的。只有 找准问题的根源,才能制定合理的预防措施,减少或避免缩径阻卡发生。 4. 1 缩径阻卡的原因分析 1) 地质因素 缩径与客观的地质因素是分不开的,砂岩地层的高渗透性,泥岩地层的水敏性,泥岩含 膏等都是引起缩径的客观原因。 (1) 砂砾岩的缩径 胶结性差、渗透率高的砂岩、砾岩、砂砾岩混层等地层易形成厚泥饼。由于高渗透性 地层孔喉直径大、连通性好,所以在钻井过程中,钻井液耗损特别大,尤其在长裸眼井中, 除了正常的消耗外,每天还要额外消耗钻井液数十方,每次短起下钻后,可以从震动筛上发 现从井壁上括下的大量泥饼。 因此高渗透性的地层厚泥饼是引起阻卡的一个重要原因, 尤其 在机械钻速高的地层更应注意厚泥饼缩径问题。 (2) 泥页岩吸水膨胀缩径 有些泥岩地层蒙脱石含量高,遇水后会膨胀,这类地层主要以红色、灰色软泥岩为主, 而且钻头容易泥包,机械钻速慢。钻这类地层容易产生严重的吸水膨胀缩径。 (3)厚泥岩塑性蠕动产生的阻卡 一些含水泥岩, 就象揉成的面团一样表现出很强的塑性, 这种泥岩由于在其沉积的过程中, 受到局部封闭环境的局限,水份排不出去,在压实过程中呈欠压实状态。但它又和砂岩不一 样,没有骨架结构,一旦打开一个孔道,在上覆地层压力作用下,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,这种地层的蠕动和盐膏层不一样,不受温度的 影响,只和上覆地层压力有关系,和其本身所含的水量有关系。这种地层并不多见,而且分 布的范围也不会很广。全国各地所遇到的多是紫红色软泥岩。 (4)盐岩缩径 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 强度随约束的增加而增加,盐岩则不然,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下,表现出延展性, 而且随着温度的上升而迅速增加。大于 3000 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 显的变形,称之为蠕变,它是时间、加载条件和其本身的物理特性的函数。 盐岩在温度 100 度以下,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 度到 200 度,蠕变速率急剧增加,200 度以上,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。 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蠕变压力, 盐层将向井内蠕动,其闭合速度取决于温度和压力的大小。 有人做过如下的实验:某井用 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:钻井液密度 1.73g/cm3,计算压差 26Mpa,起钻后 8h 和 12h 各测一次井径,在

12h 内井径缩小 58mm。 第二次测量:钻井液密度调整为 1.83g/cm3,计算压差 21Mpa,起钻后 8h 和 12h 各测一次 井径,在 12h 内井径缩小 12mm。 第三次测量:钻井液密度调整为 2.07g/cm,计算压差 7Mpa,起钻后 8h 和 12h 各测一次 井径,在 12h 内井径缩小 152mm。30h 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。 盐岩层的蠕变还和其本身 的物理特性有关, 即与盐的纯度、 杂质种类和数量、 颗粒尺寸、 自由水和气泡等有关。在相对的温度和压差条件下,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 3416-3567m 共钻穿盐层 60 层 229m,在钻井液密度 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,井径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,2540mm 井眼的缩径速率是 1270mm 井眼的两倍。 随着埋藏深度的增加,温度、压力也相应的增加,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平衡,一旦钻孔形成,它就向钻孔蠕动,使井眼缩小。如发现 不及时,就会立刻造成卡钻。 (5) 部的石膏层 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 2.9kg/L,含水石膏密度为 2.3kg/L,即无水石膏变为含 水石膏时体积要膨胀 26%。 (6) 层错动,造成井眼横向位移 由于所钻地层有断层和节理存在, 当钻井液虑波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,导致了井眼的横向位移。如这一现象发生在下钻 之前则下钻时将会在错动处遇阻; 如这一现象发生在起钻之前, 则起钻至错动位置时会会发 生遇阻遇卡,其情形就和缩径差不多,严重的错动将会立即把钻柱卡住。如 1986 年孤东油 田七区某井,在下油管时,井下情况正常,8h 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,证明是地层错动造成的。 2) 工程因素 缩径的地质因素是客观存在的,而工程因素,如钻井液体系、配方、性能,钻井液泵 的泵压、排量和上返速度,钻头、扶正器及钻具的结构等都可对缩径产生负面影响。 (1) 钻井液聚合物的加量满足不了非分散的要求 一般上部地层机械钻速高, 井比较浅, 有些井队对上部井段的钻井液配方和处理剂加量不 是很重视,钻井液大分子包被剂选择不合适、量不略到位,不能有效控制水敏性地层钻屑在 钻井液中的分散。 一方面, 由于钻屑得不到有效包被, 在上返过程中, 在液流的剪切冲刷下, 一部分强分散型钻屑会逐步分解成很细的固相, 结果钻井液的有害固相越聚越多, 从而导致 钻井液漏斗粘度越来越高,塑性粘度大幅增加,钻井液对井壁的冲刷作用变弱;另一方面, 劣质固相增加,导致泥饼质量变差,失水增大,易在高渗透性地层表面形成厚泥饼缩径。而 对于膨胀性强的软泥岩,由于软胶团粘附性强,在聚合物加量不够、包被不好的情况下,由 于互相碰撞, 易粘结在一起形成大块的泥团, 随钻井也上返时在钻具旋转离心力的作用下甩 打粘附于井壁上形成假泥饼、稠泥饼,加上钻井液柱压力大于地层压力,压持作用使得这些 泥团更加紧密的粘附于井壁上,当井眼大、可钻性好、钻速快、钻屑多而排量不足时,随着 井深的增加井内钻屑越聚越多,起钻时自下而上,在扶正器处泥团堆积造成阻卡,这是上部 地层阻卡的原因之一。 (2) 固相控制满足不了高钻速的要求

钻屑对钻井液性能影响主要取决于钻屑水化后颗粒表面积的大小。表面积大,吸附的水 就多。尤其是当大颗粒分散成小颗粒后,体积虽然没有改变,但表面积却增加了,这样就会 使颗粒吸附的水增多,从而导致钻井液性能变坏,不利于钻进。例如,一颗直径 100um 的 钻屑从井底被携带到地面后, 未被清除而留在钻井液中, 经过钻井液泵的多次循环和钻头的 重复破碎后,就有可能变成 12.5 万个直径约 2vm 的小颗粒。井队固控设备达不到快速钻井 要求,尤其是除泥器和除砂器,尽管钻井中开动率达 100% , 但除砂除泥效果差。 由于固控 问题导致钻井液密度上升快,粘度增加,失水上升,不能有效的实现钻井液的低粘低切,键 入了相同排量下钻井液对井壁的冲刷; 同样, 固相的增加和密度的升高为高渗透性砂岩地层 形成厚泥饼缩径创造了条件。 (3)钻井液返速偏低 紊流状态下钻井液流对井壁的冲刷较层流状态严重的多。因此,对于易扩径的地层,一般要 控制钻井液排量,使钻井液处于层流状态,同时要避免长时间定点冲孔,所有的这些措施都 是基于钻井液对井壁的冲蚀作用。 如果把钻井液的冲蚀作用应用到缩径井段, 将有助于解决 缩径问题。如果井队对钻井液的冲蚀作用认识不够,钻井中排量偏低,无法实现冲蚀防缩径 的目的。 (4)钻井液失水偏大、抑制性差 泥岩地层水化膨胀能力较强, 遇水后易产生水化膨胀缩径, 这可以通过减少钻井液的失水量 和提高虑液的抑制能力来控制。 如果不按钻井液设计加足加够处理剂量, 导致钻井液失水高, 钻井液的包被能力差。 (5)原已存在的小井眼 钻头使用后期,外径磨小,形成一段下井眼,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,或者在使用后外径磨小,也会形成一段下井眼,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。 4.2 缩径阻卡的特征 1)单向遇阻,阻卡点固定在井深某一点。因为小井径总是个别井段,所以下行遇阻则上 行不遇阻, 上行遇阻则下行遇阻, 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) 多数阻卡是在钻具运行中造成的, 遇阻点多集中在高渗透砂岩地层和水敏性泥岩地层, 而且阻卡频率高, 有一定的时间周期; 只有少数卡钻是在钻进时造成的, 如钻遇蠕动的盐岩、 含水软泥岩、沥青层就很容易缩径卡钻。 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 会失去循环。 4)离开遇阻点则上下活动,转到正常,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,并有憋钻现象,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。 4.3 缩径卡钻的预防 1)通过钻井液技术来预防缩径卡钻 (1)对于水敏性泥页岩和含膏泥岩等引起的缩径卡钻,提高钻井液化学抑制性是最好的 途径之一,可采用钾基聚合物钻井液、盐水钻井液、正电胶钻井液、硅酸盐钻井液等钻井液

体系来防止泥岩地层的缩径阻卡。 (2) 对于高渗透性砂岩地层和裂隙发育的破碎地层、 除了控制钻井液 API 失水量小于 5mL 外,还应加入一些防漏的屏蔽封堵材料,如 PB-1、DF-1、QS-2 等来减少钻井液渗透量,从 而减少厚泥饼引起阻卡。 这对于长裸眼井段或存在多压力系统的裸眼井段更应注意钻井液中 固相的粒级配匹问题。 (3)对于盐岩层、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。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) ,有几个明显的变化:钻 速加快;扭矩增大;上提有阻卡力;提起钻柱后放不到井底;划眼困难,其速度比钻进还慢, 经反复划眼仍不能恢复正常钻进。遇到这种情况时,不可贪图进尺,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。 (4)加大钻井液对井壁的冲蚀作用。为了减小地层的缩径,增加排量,提高钻井液的返 速,使其达到紊流冲蚀井壁的作用。钻井中尽可能实现双泵打钻,通过调节喷嘴大小使泵压 满足高返速要求,保证在高的机械钻速下钻井液有一个低的钻屑浓度和对井壁的强烈冲蚀, 使泥岩水化膨胀缩径速度与钻井液的冲蚀速度达到一个动态平衡。 2)通过制定合理的钻井措施来减小缩径阻卡的影响 (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,即 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,下入金钢石、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,应每取心 50 米左右用 常规钻头扩划眼一次。 (5)改变下部钻具结构,增加钻具的钢性,如增加扶正器或加大钻铤外径,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。因为上压解卡的力量往往比上提时的阻力大的多。如果上提 遇阻而下放很松快,也可以采取渐进法进行试验,逐步加大上提力度,有些井段,上下活动 几次就可以提出来了。 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,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。 (8)如果上提遇阻,倒划眼无效时,且此时起出的钻具超过井深的一半,可以接扩孔器

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阶面上加焊硬质合金,使其具有破坏地层的能力。 (9)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。 (10)在钻柱中接随钻震击器,无论上提遇卡还是下放遇阻,都可以立即启动震击器,震 击解卡。 (11)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。 (12)在钻进过程中,要有规律的进行通井,即定期的进行短起下钻。 (13)在起下钻过程中,要详细记录阻卡点,对于较复杂的井段,要主动的进行划眼,以 消除阻卡现象。 (14)对于蠕变地层可使用偏心 PDC 钻头钻较大的井眼,也可以在钻头以上的适当部位 接牙轮扩大器,与钻头的距离以近一点为好,以修整缩小的井眼,这种扩大器即能正划眼又 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 1%时才可使用。 4.4 缩径卡钻的处理 1)遇卡初期,应大力活动钻具,争取尽早解卡。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(一般不要超过十次) ,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具,最好每 10-15 分钟活动二三次,保持钻具不被粘卡, 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,在起钻过程中遇卡的时候,应启动下 击器下击解卡。在下钻过程中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) 如果缩径是盐层造成的,而且还能维持循环的话,可以泵入淡水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)如果大力活动钻具和震击均无效果,那就只好走爆松倒扣和套铣倒扣了。最好是从钻 头附近或钻铤顶部倒开, 井下留的落鱼越小越好, 因为缩径卡钻的卡点在钻头或扶正器位置, 如落鱼较小时,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,那就只好分段倒扣了。 7)如果经过测算,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了。

第五章

井斜

井斜的存在影响了勘探开发方案的正常实施,给钻井、完井、采油作业带来了极大的安全 隐患;而为了防斜,纠斜而采取的常规措施又会大大降低钻井效率;特别是随着当今勘探开 发领域的不断拓展与深入,高陡构造,大倾角地层的勘探开发工作量越来越大,井斜问题成 了制约勘探开发工作质量、效益、甚至是成败的关键。深井钻井中直井防斜问题更为突出, 其危害也更严重。

5.1 井斜基本原因及危害
井斜问题,一直是制约提高钻井速度、降低钻井成本、顺利实现勘探开发目的的重要因 素。造成井眼偏斜的原因有两大类;一是地质方面的因素。沉积地层由于存在层状结构、地 层倾角、断层、软硬交错等,且不同方向的物性和强度又有差异,使钻头在井底呈非均等切 削而不平衡钻进。一般来说,在地层倾角较大的地区钻进时,容易发生井斜;另一个原因是 工程技术原因, 即下部钻具组合和所施加的钻井参数对井眼偏斜的影响。 对于给定的下部钻 柱组合, 下部钻柱组合在一定的钻压下会发生弯曲变形, 使钻压作用方向偏离了钻头处原井 眼轴线。同时,钻头处钻压产生一个横向偏斜力和钻头倾角,从而导致井眼偏斜。 在复杂构造带及深井钻井中,普遍存在着井斜问题。因井斜和方位变化产生的“狗腿” , 仅对钻井和完井就有以下四个方面的危害: (1)钻杆和钻铤在“狗腿”井段旋转时要产生弯曲交变应力,当最大应力达到一定数值 或弯曲交变达到一定次数时,将产生疲劳破坏和断裂。 (2)在“狗腿”井段,钻具与井壁之间产生较大的侧向力。一方面容易在松软井壁形成 “键槽” ,导致起下钻困难,发生卡钻等一系列井下复杂情况和事故。另一方面是造成钻具 与套管过度磨损,发生钻具事故和套管破漏事故。 (3)钻杆接头在较大侧向力作用下贴着井壁旋转,摩擦产生的热使接头温度升高,而钻 井液又产生冷却作用,接头处冷热交替变化,容易使表面产生热龟裂,从而导致接头损坏。 (4)严重“狗腿”有可能妨碍测井和下套管作业,并因环形间隙水泥厚度不均而影响固 井质量。 影响井斜的因素很多,且相互关系复杂。因此,防斜打快技术一直是世界各国钻井技术 工作者重要的研究攻关课题,无论是基础理论,还是现场应用都已取得了可喜的成果。

5.2 井斜控制技术
目前,国内、外防斜打快技术归纳起来主要有以下几种: 钢性满眼钻具组合技术:满眼钻具组合、方钻铤、椭圆钻铤等; 钟摆力防斜、纠斜技术:塔式钻具组合、钟摆钻具组合等; 离心力防斜、纠斜技术:弯接头钻具组合、偏重钻具组合、偏轴钻具组合、偏重块钻具 组合、柔性接头钻具组合等; 利用钻具弯曲防斜技术:柔性钟摆钻具组合、双柔性钻具组合、预弯曲钻具组合等; 复合导向钻井防斜、纠斜技术:直马达、小弯度马达复合导向钻井等; 井下专用工具防斜、纠斜技术:如 BAKER HUGHES LNTEQ 公司的 VDS 和 SDD 系统, 前苏联的 HCY 防斜、纠斜装置,旋转导向钻井系统等。 钟摆钻具结构如下: (增加稳定器) 1、311.1mm 钻头+202.2mmDC×2+311.1mm 稳定器+202.2mmDC×1+311.1mm 稳定 器+202.2mmDC×3+177.8mmDC×6+139.7DP 2、311.1mm 钻头×202.2mmDC×3+311.1mm 稳定器+202.2mmDC×1+311.1mm 稳定 器+202.2mmDC×3+177.8mmDC×6+139.7mmDP 3、311.1mm 钻头+202.2mmDC×4+311.1mm 稳定器+202.2mmDC×1+311.1mm 稳定

器+202.2mmDC×3+177.8mmDC×6+139.7mmDP 塔式钻具结构如下: (没有稳定器) 444.5mm 钻头+244.5mmDC×3+202.2mmDC×6+178.8mmDC×9+139.7mmDP

第六章

落物

井下落物是钻井施工中常见的复杂情况和事故,正确预防和处理关系到一口井的成败。 井下落物可分为以下几种情况: (1)钻具断落; (2)电缆断落; (3)仪器(包括光杆工具) 掉落; (4)不规则物体落井。 6.1 钻具(包括套管、油管)断落 造成钻具断落事故的原因主要有疲劳破坏、腐蚀破坏、机械破坏及事故破坏,但它们之 间不是独立存在的,往往是互相关联互相影响的。 1)疲劳破坏: 这是钢材破坏的最基本最主要的形式。钻具在长期工作中承受拉伸、压缩、弯曲、扭切 等复杂应力, 而且在某些区域还产生频繁的交变应力, 当这种应力达到一定的程度和足够的 交变次数时,便产生疲劳破坏。 2)腐蚀破坏: 氧气、二氧化碳、硫化氢、溶解盐类、酸类均可对钢材造成腐蚀和电化学腐蚀,各类腐 蚀最终导致金属材料表面出现凹坑、本体变薄,引起应力集中,强调降低或造成疲劳破坏。 3)机械破坏: (1)钻具制造中形成的缺陷如轧制过程形成的夹层;调制过程发生结晶组织变化;壁厚 不匀以及公母螺纹强度配比不当等。 (2)处理卡钻事故时,不恰当的用大力活动,当应力超过其屈服强度时,就产生变形。 当应力超过其抗拉强度时,就会把钻杆拉断。 (3)搬运或使用过程中造成了外伤,往往成为应力集中点,由此而向外扩展。而且各种 腐蚀也容易从这里开始,造成钻具的局部损坏。 (4)钻进时加压过大,或发生连续蹩钻,或在遇阻遇卡时强扭,把钻杆母螺纹涨大,胀 裂,造成钻具脱落。 (5)在接头或钻杆加厚部分的内经突变处,流动的钻井液形成涡流,冲蚀管壁,甚至会 把管壁刺薄刺穿,降低了钻杆的抗拉抗扭强度,使钻具容易从此处折断。 (6)把不同钢级、不同壁厚、不同等级的钻杆混合使用,强度最弱的钻杆总是首先遭到 破。 4)事故破坏: (1)顶天车、单吊环起钻及顿钻等其它原因使钻具折断。 (2)事故倒扣。在处理卡钻事故中,为了套铣或侧钻不得不将一部分钻具倒人井中。 (3)过失倒扣。由于操作者的失误,在高扭矩下不控制倒车,或者下反螺纹钻具时,用 转盘上扣,将钻具倒开。 6.1.2 钻具事故的预防 1)钻具应按钢级、壁厚、新旧程度分段连接。每根钻杆在适当部位打上钢模,并登记入 井。 2)钻具上下钻台,公、母螺纹必须戴好保护器,并且要平稳起下,不许碰撞钻杆两端的 接头。 3)钻具连接前,以将公母螺纹及肩面清洗干净,仔细检查,认为没有问题,即可涂好合 格的螺纹脂,进行连接。 4) 、卸扣时,绝不允许大钳咬钻杆本体。

5) 、当钻具悬重超过 1100KN 时,井口不许用短体卡瓦夹持钻具,以免挤伤钻杆。此时 应改用长体卡瓦或用双吊卡进行起、下钻和接单根等工作。 6)旋扣时,公、母接头必须对中。当有摇摆和阻卡现象时,不能快速旋扣。当发现有咬 扣现象时,必须卸开重上。 7)旋扣时,必须用双钳按标准扭矩紧扣。 8)在鼠洞接单根及井口接钻铤的提升短节时也必须用大钳紧扣。 9)要避免产生刻痕,特别是横向刻痕,这些刻痕大部分是由大钳、卡瓦和井下落物造成 的。 10)除处理事故外,弯钻杆不许下井。 11)在任何情况下,都不允许超过钻具的屈服强度提拉、扭转。 12)使用高矿化度钻井液时,应加防腐剂,以保护钻具。 13)钻井液的 PH 值应维持在 9.5 以上,这样可以减少腐蚀和断裂。 14)钻遇硫化氢气体,应坚决压死。如非得在硫化环境中工作,应使用 E 级钢以下的钻 杆。 15)进行井下测试时,钻杆在硫化氢环境中暴露的时间不得超过 1h。可以打入抑制缓冲 液,在钻杆关闭后,可通过循环短节进行钻柱循环。 16)在井事业钻具要实行定期上下倒换制度,抽上加下,或抽下加上均可,目的是该变 钻具的受力状态,使整套钻具的各个部分的受力趋于均匀。 17)执行错扣检查制度,如果是三个单根组成一个立柱的话,每起一趟钻,错一个单根 扣,三趟钻即可错完。 18)要执行定期探伤制度。钻具的暗伤,特别是螺纹部分的暗伤,必须用超声波或磁粉 进行探伤。钻铤和各种接头的螺纹,每运转 200-300h 应探伤一次。 19)在腐蚀性的作业环境中,最好使用有内涂层的钻杆。 20)各种接头必须定期卸开检查,如有问题,应及时予以更换。 21)要经常用肉眼观察,钻具表面有无麻坑,横向刻痕和裂纹,接头肩面是否平整,宽 度是否超过允许值,螺纹是否磨尖、磨平、变形及损伤,钻具是否弯曲,接头是否偏磨,发 现以上情况,应将该钻具降级使用,或送管子站进行修理。 22)钻进时防止过多的跳钻、蹩钻及过多的扭矩。 23)下反扣钻具时,不许用转盘正转上扣。 24)处理事故时,不许强扭、强拉。 25)井下有蹩劲时,防止无控制的打倒车。 26)防止顿钻及单吊环起钻。 6.2 电缆和仪器落井 6.2.1 测井事故发生的原因 测井仪器下的去而起不出,电缆的极限拉力有限,在上起遇阻时,拉少了不解决问题, 拉多了会把电缆拽断, 使问题更为复杂, 这是一个非常棘手的问题。 仪器遇卡的原因主要有: 1)由于长期起下钻的磨损,会把套管鞋磨破,形成纵向破口,仪器上起至破口处被卡。 2)裸眼井段的井径不规则,大小井径相差悬殊,形成许多壁阶,在井斜较大壁阶较突出 的井段,仪器上下运行均可能遇阻。 3)井壁坍塌, :井壁坍塌现象是经常发生的,只不过有大小之分而已,如果在电测进行 期间,适逢井壁大量坍塌,则仪器很可能被塌块所阻。 4)钻井液性能不好,特别是切力太小,钻屑和塌块携带不干净,也不能均匀的分散在井 筒内的钻井液中,而容易沉降堆集在一起,形成砂桥,阻碍了仪器的运行。另外,钻井液的 固相含量大,滤失量大,形成的井壁泥饼厚,也容易把电缆粘附在井壁上。

5)地面操作失误,如转盘转动将电缆绞断;绞车工操作失误把仪器从井口拽断;天地滑 轮固定不好,使电缆从井口折断等也是常有的事。 6) 仪器下行遇阻时,未及时发现, 电缆下入过多, 盘结成团, 则上起遇阻甚至起不出来。 7)在测井过程中,发生井涌、井喷,来不及起出测井仪器,只好把电缆剁断,扔入井中, 进行紧急关井。

第7章

储层损害

储层损害就是储层被打开后,受到外来液相和固相的侵入和污染,而引起储层物理化学 性质的改变, 污染后果是储层渗透率减少。 钻井液作为钻开储层时第一种与地层相接触的流 体,是引起储层污染的主要因素,所以储层损害与钻井液的使用是分不开的。 就储层损害问题,人们在处理和预防的关系上,一般以预防为主,处理为辅,即首先要 高度重视储层损害的预防工作,即通常说的储层保护工作,这些工作包括: (1)选择合适的 钻井液体系; (2)采用合适的屏蔽暂堵技术; (3)采用合适的钻井工艺。 7.1 储层损害机理 从储层污染的物质源考虑,储层污染引起的储层损害通常是两方面作用的结果; (1)液体和固体微粒在储层孔道及裂缝中的运移和堵塞; (2)液-固及液-液之间发生了化学反应和热动力作用。 具体损害形式有: (1)固相颗粒(外来和内部的)运移引起储层空隙或裂隙堵塞造成储层损害,这种现象 在中高渗储层中比较常见; (2)钻井液中的液体在一定压差下进入储层,造成储层孔道直径减少,研究表明,这是 中低渗储层污染的主要原因之一,被称为水锁效。 (3)外来流体与储层岩石、储层流体不配伍造成的损害,如水敏性损害、碱敏性损害和 无机垢、有机垢堵塞等,这在各种储层中均会发生; (4)其它原因。如钻井液中的微生物活动对储层的损害等。 7.1.1 钻井施工对储层的损害 在钻井施工过程中,压差偏大超过地层破裂压力,会造成钻井液大量漏失,损害油气储 层;浸泡时间过长,增加钻井液滤液进入储层的数量,增大储层污染半径;钻井液流速梯度 过大,冲蚀井壁破坏滤饼,不仅促使滤液进入产层,而且易造成井眼扩大,影响固井质量; 快速起下钻,可破坏滤饼,增大井筒压差;钻具刮削井壁,一方面可破坏滤饼,使钻井液易 于进入储层,另一方面由于泥抹作用使固相嵌入渗流通道。这些都会损害储层的渗透率,影 响储层的正确评价。

第8章

固井复杂问题

8.1 下套管复杂情况 8.1.1 套管阻卡 套管阻一般可分为以下三类:一是套管粘吸卡;二是井眼缩径卡;三是井眼坍塌和砂桥 卡。 1)套管阻卡的原因及影响因素 1.套管粘吸卡是由于套管外径大于钻杆外径,套管与井壁的接触面积大于钻杆的接触 面积,上扣时间要大于钻杆的上扣时间,且下套管时又难以旋转,因此,卡套管的发生机率 较大。 2.井眼缩径卡套管是由于井眼不稳定,特别是钻遇蠕动性盐岩层或由于钻井液性能不 好形成较厚的假泥饼,导致井眼缩径,造成缩径卡套管事故。

4.下套管前没有认真通井,对缩径段没有很好的划眼,易造成卡套管事故。 5.下套管作业没有认真准备(包括组织、工具等) ,造成下套管时间过长或中间停顿 等,易发生卡套管事故。 6.中途测试、取芯、电测后没有通井直接下套管易发生卡套管事故。 7.钻井液性能不好,没有形成很好的滤饼,井眼摩阻系数大,尤其是高密度、分散型 钻井液,发生卡套管的机率大。 8.下套管前对漏失层没有很好的堵漏,加之下套管时速度过快,易压漏地层,造成井 塌引起卡套管事故。 9.高压层下套管前没有压稳,在下套管过程中发生溢流,环空液柱压力下降,易发生 井塌,造成卡套管事故。 10.井口不正,下套管上扣时反复错扣,下套管时井下套管静止时间长且没有活动套 管,易发生卡套管事故。 11.钻井液密度设计不合理,如密度设计较低,造成井眼坍塌或没有压稳蠕动性地层引 起井眼缩径,造成卡套管事故。 12.下套管时遇阻,盲目下压,造成下套管由遇阻变成套管卡死。 2)预防发生套管阻卡的技术措施 1.下套管前认真通井,对缩径段要反复划眼。 2.设计合理的钻井液密度,保证压稳地层,防止井眼坍塌,减少蠕动性地层的蠕动速 度和井眼缩径。 3.中途测试、取芯及电测后要求认真通井才能下套管。 4.下套管前认真处理好钻井液性能,降低钻井液粘度、切力和失水,并充分循环处理 钻井液,方可下套管。 5.对于深井、长裸眼井和定向井、水平井等,必要时在下套管前要求加入塑料小球或 混入 5%-10%的原油,降低井眼摩阻系数。 6.下套管作业要认真准备(包括人员组织、工具等),尽可能减少下套管时间和中间停 待。 7.下套管前对漏失层要求很好的堵漏,并控制下套管速度,防止压漏地层。 8.在高压层下套管前要求压稳,防止在下套管过程中发生溢流,保持井内压力平衡。 9.在下套管过程中如发生井漏、井塌等复杂情况,一般要求起出套管,下钻处理井眼, 正常后再重新下套管。 10.下套管时如遇阻,应反复活动套管,并接方钻杆或循环头循环处理钻井液,不能 盲目下压,防止套管卡死。 11.下套管前要校正井口,做到天车、转盘和井口三点一线,防止下套管上扣时错扣。 12.必要时使用套管扶正台,采用人工和机械扶正套管,防止下套管上扣时错扣并加 快下套管速度。 13.尽可能使用自动灌浆设备,减少因灌浆造成的下套管停顿时间,使用自动灌浆设 备时要及时注意其工作状况,如失效要采用人工灌浆。 14.下完套管后要求先灌满钻井液后再慢慢开泵循环,等循环畅通后慢慢提高循环排 量,防止混入空气造成开泵困难和压漏地层。 15.采用人工灌浆时,在灌浆间隙要不停的活动套管,上下活动套管距离不小于 2m, 发现井下有遇阻迹象时要停止灌浆, 并采用大距离活动套管或接方钻杆循环等措施, 等正常 后再灌浆和下套管。 16.下套管过程中要及时注意井口返浆,如发现异常应立即停止下套管进行处理,待 正常后方可继续下套管。

3)套管阻卡的处理方法 套管遇卡后,应在套管串不被破坏的前提下开展处理工作,而且,应根据不同的卡套 管类型采用不同的处理方法。 (1)套管粘卡 发生套管粘卡后,推荐采用以下步骤进行处理: 1.强力活动套管 发生套管粘卡后一般是先接方钻杆或循环头开泵循环,后在套管和设备(井架、提升 系统)安全的条件下,尽最大可能上下活动套管,采用此种方法一般可以消除套管粘卡。 如果强力活动数次后(通常为 10 次左右)仍不能解卡,一般要停止强力活动。此后, 在一定范围内活动没有卡住的套管,防止卡点上移。 2.泡解卡剂 (2)套管缩径和井眼坍塌或砂桥卡 1.套管缩径卡时,井内一般可以循环钻井液,可以通过类似套管粘卡的处理方法进行 处理。 2.井眼坍塌或砂桥卡时,如可以循环钻井液且井口尚能返浆,应坚持先小排量低压循 环钻井液,后逐步提高钻井液的粘度、切力,正常后固井。 3.如果套管已经下到井底,且循环钻井液漏失,应根据现场实际情况进行处理。大多 数情况下选择小排量固井的方法, 争取把下部地层封固, 必要时再对上部地层进行挤水泥作 业补救。 4.如果套管没有下到井底,可选择先固井,后采用增加一层尾管固井封固下部地层的 方法补救。

8.1.2 套管断裂
1)套管断裂的原因及影响因素 (1)套管设计时安全系数偏低,没有考虑如温度变化、套管弯曲等因素对套管强度的 影响,造成套管强度不够而发生套管断裂。 (2)套管本身质量问题,特别是丝扣加工质量不过关,造成丝扣处脱落。 (3) 套管浮箍以下由于没有对套管丝扣联结处加以固定, 在钻水泥塞时造成套管脱落。 (4)钻遇硫化氢气层,钻井液中含有硫化氢而产生氢脆作用,造成套管断裂。 (5)在技术套管中钻进,没有采取有效的防护措施,钻杆接头将套管磨穿,造成套管 断裂。 (6)地层水含有腐蚀性物质,如水泥环封固质量不好,易造成套管腐蚀破坏断裂。 (7)套管遇卡后,施加压力太大,造成套管脱落。 (8)在压裂和注水泥施工时,由于施工压力太高,超过了套管的抗压强度,造成套管 破坏断裂。 (9)在热采井中,套管受热膨胀,但由于套管外面又有水泥固结,限制了套管的自由 伸长,在套管内部产生压应力,当压应力超过材料的屈服极限时,套管就会断裂。 2)防止套管断裂的技术措施 1.下套管时防止套管错扣,不允许在错扣处含接。 2. 套管遇阻卡后, 不能强拉强提, 上提 2 拉力不能大于套管本体和丝扣抗拉强度的 80%。 3.表层套管和技术套管下部的留水泥塞套管应用防止螺纹松扣脂或在丝扣处采用铆钉 固定,防止在阻水泥塞或下部钻进过程中造成套管脱落。 4.于含有硫化氢的井,下套管前必须充分循环钻井液,压稳产层,清除钻井液中的硫 化氢。同时,应采用防硫套管和井口装置。

5.应尽可能提高表层和技术套管鞋处的固井质量 6. 在已下套管的井内钻进,要控制转盘的转速。在铤未出套管鞋时,转数不大于 60r/min,钻铤出套管鞋后也不要超过 150r/min。对于深井和复杂井,钻井周期长,对套管 要采取相应的保护措施。 7.对于热采井固井,应采用优质钢材,在固井时要提拉一定的预应力,消除因温度升 高,钢材受热膨胀产生的压应力。 8.1.3 套管挤毁 1)套管挤毁的原因及影响因素 1.套管强度设计不合理,造成套管挤毁。 2.灌钻井液不及时,造成在下套管过程中淘空太长,引起套管挤毁。 3.套管加工质量不好,如壁厚不均匀或椭圆度太大或钢材性能达不到标准。 4.在挤水泥时,没有下挤水泥封隔器,挤水泥施工压力超过上部套管的抗内压强度, 造成上部大直径套管挤毁。 5.存在特殊地层,如岩盐层,由于岩盐层蠕动,蠕变压力大于套管的抗外挤强度,就 会造成套管挤毁。

8.1.4

套管附件和工具复杂情况

1)浮箍、浮鞋复杂情况 1.浮箍、浮鞋堵塞:下完套管后,循环不通,开泵压力持续上升,井口不返浆。预防 措施:a.对入井套管进行严格通经,并严格防止套管内落物对浮箍浮鞋的损害;b.下套管时 及时灌浆,控制淘空深度,防止回压阀被压破;c.控制下套管速度,防止损坏浮箍浮鞋;d. 适当控制钻井液循环排量和循环时间。 解决措施: A 在注水泥前在环空中适当加压或在套管 内注入一段低密度流体,判断浮箍浮鞋的工作状况;B 如果浮箍浮鞋已经失效,对于常规固 井可以采用关井侯凝的方式, 对于尾管固井或双级固井, 则采用管内外液柱平衡压力固井方 式。 2)双级箍复杂情况 1.双级箍打不开 双级箍打不开是指一级固井结束后, 不能顺利打开双级箍的二级固井循环孔, 造成二级 固井无法正常进行。 造成双级箍不能顺利打开的可能原因有: 1.非连续式双级箍打开塞与打开塞座密封不 严,无法施加压力,造成无法打开双级箍;2.双级箍本身加工质量和设计有缺陷,双级箍在 重力作用下本体变形或双级箍本体与打开套配合间隙过小,造成双级箍打开套下行阻力大, 无法打开双级箍;3.一级固井水泥浆性能设计不当,如稠化时间短,返到双浆箍以上时水泥 浆已经稠化,或是水泥浆与钻井液相溶性差,造成上浆箍处的水泥浆胶凝,无法顺利打开上 双级箍;4.一级固井后发生环空堵塞,造成双级箍无法打开;5.双级箍放置位置不合适,井 斜角大且狗腿度大,打开塞未座牢,造成双级箍无法打开;6.井口连接双级箍时打钳位置不 对,双级箍内外套发生微变形。 双级箍的不开的处理方法有:1.如果水泥浆没有返到双级箍,在套管内下入小钻具,下 压双级箍的打开套,靠机械式打开双级箍;2.如果水泥浆已经返到双级箍以上,先测声幅, 在水泥面以上 50 米射孔,建立循环,进行二级固井;3.如果双级箍以上没有特殊地层没有 高压地层,可下入专用工具关闭双级箍,再钻开内套,进行试压,如满足下次开钻要求或油 气生产测试要求,可从井口返注水泥浆固井。 (2)双级箍关闭不上 双级箍关闭不上是指在二级固井后,关闭塞不能顺利关闭双级箍的二级固井循环孔,

造成双级箍处密封不严。 造成双级箍不能顺利关闭的可能原因有:1.管内外静压差大,造成关闭双级箍压力高; 2.双级箍本身加工质量设计有缺陷,双级箍在重力作用下本体变形或双级箍本体与关闭套配 合间隙过小, 造成双级箍关闭套下行阻力大, 无法关闭双级箍; 3.连接双级箍打钳位置不对, 双级箍本体发生微变形,造成双级箍无法关闭;4.第一次施加的关闭压力不够,再施加关闭 压力时,关闭塞与塞座密封不严。 3)尾管复杂情况 尾管固井工艺对尾管悬挂器的要求是“下的去、挂的住、封的严、倒的开、提的出” 。 其复杂情况主要包括以下几种: (1)下尾管中途遇阻 下尾管中途遇阻一般分两种情况,一种是在上层套管内遇阻,二是在裸眼段遇阻。如 果在上层套管内遇阻, 一般是由于尾管悬挂器的卡瓦提前座挂引起的, 在裸眼段遇阻除悬挂 器原因外还可能是地层的原因。 尾管悬挂器 (液压式) 的卡瓦提前座挂的原因有: 1.对于液压尾管悬挂器由于尾管遇阻, 开泵循环泵压超过悬挂器座挂销钉剪切压力,造成尾管悬挂器的卡瓦提前座挂;2.下尾管速 度太快,也可能造成卡瓦提前座挂而遇阻;3.尾管悬挂器本体锥体本位外径设计太大,如上 层套管内壁不干净、稍有变形或井眼缩径,就可能引起下尾管中途遇阻。 (2)尾管悬挂器座挂不上 尾管悬挂器坐挂不上是指在尾管悬挂器不能有效的将尾管重量悬挂在上层套管上。 尾管 悬挂器坐挂不上的原因有:1.上层套管内壁没有刮干净、套管内壁磨损严重或套管壁厚小、 强度低或坐挂位置正好处于接箍等原因可能造成悬挂不上;2.悬挂器本身设计缺陷,如:坐 挂卡瓦设计不当,不能实现自锁,尾管悬挂器坐挂液缸设计间隙不合适,造成活塞不能有效 上行等;3. 尾管悬挂器坐挂卡瓦在下尾管过程中被损坏;4. 悬挂重量大,悬挂器本体发生 变形,活塞上行阻力大;5. 钻井液固相含量高,性能不稳定,造成坐挂液压缸堵塞。 (3)尾管悬挂器密封失效 尾管悬挂器密封失效是指尾管悬挂器中心管与密封芯子之间的密封件失去密封能力, 造 成尾管注水泥“短路。 ” 尾管悬挂器密封失效的原因有: 1. 密封芯中密封圈在组装时损坏; 2. 密封圈不耐高温; 3. 在判断是否已经倒开扣时上下提中心管造成密封圈损坏。 尾管悬挂器密封失效后的处理办法:一般只能将送放工具提出,在尾管内下封隔器注 水泥。 (4)尾管封隔器倒不开、提被出 尾管悬挂器倒不开、提不出是指尾管下到井底后,悬挂器倒扣装置和尾管连接的反扣 部位倒不开扣,或者倒开后无法提出送放工具,造成悬挂器无法脱手。 尾管悬挂器倒不开的原因有:1. 倒扣时,倒扣螺母处受力,造成倒扣困难;2. 倒扣螺 母处有脏物,造成粘扣;3. 倒扣螺母设计强度低,在下尾管时已经变形;4. 井斜角大,且 井眼狗腿度大,倒扣时倒扣扭矩无法正常传到井底。 8.2 水泥性能复杂情况 固井水泥浆性能复杂情况是指由于水泥浆性能设计不当或水泥浆性能发生变化造成固 井施工复杂情况。主要包括:水泥闪凝、水泥浆过度缓凝、水泥石强度衰退等。 8.2.1 水泥浆闪凝 水泥浆闪凝是指在注水泥过程中由于水泥浆性能发生突变,水泥浆提前发生稠化或凝 固,造成固井失败。 (1)水泥浆闪凝的原因

1. 现场施工的原因:在现场施工过程中配置的水泥浆密度远高于设计值可能导致水泥 浆闪凝。另以方面,水泥浆外加剂混配不匀也可能造成水泥浆闪凝。 2. 井内流体混入水泥浆中,尤其是高矿化度盐水会严重缩短水泥浆稠化时间和凝固时 间。 3. 固井水泥浆与钻井液相溶性差,钻井液混入水泥浆中。 8.2.2 水泥浆触变性 水泥浆触变性是指由于 水泥浆在流动时具有较好的流动性能,但稍静止其迅速形成胶 凝结构,水泥浆失去流动能力。 (1)水泥浆形成触变性的原因 1. 材料方面的原因:如水泥浆中添加了超细材料或钙质含量较高的外加剂,易形成较 强的网状结构,造成水泥浆触变性强。 2. 井内流体混入水泥浆中,尤其是高含钙离子的地层水也会引起水泥浆触变性。 3. 高密度钻井液中固相含量高,水灰比小,也易形成触变性。 4. 水泥车混合能力偏低,混合能力小,混配的水泥浆的触变性一般较强。 8.2.3 水泥浆过度缓凝 水泥浆过度缓凝是指由于水泥浆稠化时间过长,造成水泥石强度发展缓慢甚至不凝固, 造成无法有效封固油气水层。 (1)水泥浆过度缓凝的原因 1. 水泥浆中添加了过量缓凝剂。 2. 施工时混配的水泥浆密度远低于设计密度。 3. 井下实质温度远低于实验温度,由于温度对水泥浆强度发展影响很大,温度愈低, 水泥强度发展愈缓慢。 4. 水泥浆顶替效率低,水泥浆中混入钻井液,造成水泥浆过度缓凝。 8.2.4 水泥石强度衰退 水泥石强度衰退是指在井下条件下,水泥石发生强度退化,封隔能力降低的现象。在高 温下,常规的油井水泥在大于 110°条件下一般会发生强度衰退。 8.3 注水泥施工复杂情况 注水泥施工复杂情况是指在注水泥施工中, 由于水泥性能、 井下复杂地层或施工工艺等 方面的原因,造成注水泥作业复杂情况或失败。主要包括注水泥漏失、灌香肠、注水泥替空 等复杂情况和事故。 8.3.1 注水泥漏失 注水泥漏失是指在注水泥或替浆过程中, 由于环空液柱压力和环空摩阻之和超过地层破 漏压力,水泥浆漏失到地层,造成水泥浆返高不够、油气水层漏封和水泥胶结质量差。 8.3.2 灌香肠 注水泥灌香肠是指在注水泥过程中, 由于水泥浆闪凝、 套管内堵塞或环空桥堵等原因造 成水泥浆返不到设计井深,套管内水泥塞过长等。 8.3.3 注水泥替空 注水泥替空是指在注水泥替浆过程中,由于替钻井液量超过设计量(一般为套管内容 积) ,造成套管下部环空没有水泥浆。 8.4 水泥胶结质量复杂情况 水泥胶结质量复杂情况是指在注水泥施工结束后, 由于水泥浆性能、 施工质量或其他原 因造成油气水层漏封、 水泥胶结质量差、 环空气 (水) 窜等影响胶结和封固质量的复杂情况。

第9章

井下复杂问题处理实例

9.1 井喷(涌)处理实例 9.1.1 新文 33-79 井溢流 基本情况:新文 33-79 井位于文留构造南部文 33 断块区,是一口双靶定向井。目的层 原始地层压力系数 1.25~1.35,设计钻井液密度 1.35~1.45,该井于 2002 年 6 月 8 日一开, 该井发生溢流时井身结构为¢444.5mm 钻头×347.5m+¢215.9mm 钻头×2791m。套管程序 为 339.7mm×347.11m。 井口装置为 FH35-21+FZ35-21。 井下钻具组合为 215.9mm+165mm1° 单弯双扶螺杆+158mmNMDC×1 根+127mmHWDP×18 根+127mmDP 1)溢流经过 2002 年 6 月 24 日用 PDC 钻头+单弯螺杆双驱复合钻进,为了改善钻井液润滑性能,边 加重边向钻井液中混入原油,12:00 钻进至井深 2791m 时发现溢流 3m3,立即关井,关井立 , 压和套压均为 0。循环除气,观察 30min,液面又上涨 15m3 关井,立压和套压仍为 0。地 面钻井液加重,等待压井。 2)溢流原因分析 (1)未执行井控操作规程,思想麻痹。从 2778m 至 2791m 共出现 9m 快钻时(为正常 钻时的 1/4) ,未进行循环观察,在井内压力失衡状态下将大段高压层钻开。 (2)钻进时钻井液密度为 1.49kg/L,而在 11:00 和 11:30 钻井液工两次测得出口钻井液 密度为 1.46kg/L 均未汇报,未能及时采取措施,使油气侵进一步加剧,发现溢流关井时出 口钻井液密度已降至 1.02kg/L。 (3)地质预告不准。该井地质预告地层压力系数 1.25~1.35,以原始地层压力系数为设 计依据。而通过大量的实钻资料证实,文 33 断块地层动态压力很高,实钻钻井液密度都要 高于设计钻井液密度,一般都在 1.60kg/L 以上。在该井钻开油气层前验收时,甲方监督专 门强调该井最高钻井液密度不得超过设计密度。 (4)长期高压注水,地下压力系统紊乱。该区块注水井多,且多为高压增注井,各层系 间注水压力窜连现象导致地层压力系统紊乱。 9.1.1.3 溢流处理及效果评价 关井后,立压和套压均为 0。先采用边循环边加重的方法压井未成功,后将钻具起至安 全井段,射孔,用等待加重压法井获得成功。 1)边循环边加重法压井 将地面钻井液加重,1 罐钻井液密度 1.55kg/L,4 罐钻井液密度 1.60kg/L 关封井器,两节 流阀全开,在未节流的状态下边循环边加重向井内注入重钻井液,因返出的油、气,钻井液 飞溅引起 1 罐电路短路起火而中止压井。共注入中钻井液 72m3,循环排量 30L/s,重钻井液平 均密度 1.57kg/L。关井套压 2Mpa,立压 1Mpa。 2)起至安全井段射孔 整改电路,挖排污池,配置重钻井液并混入堵漏剂,共配置密度 160kg/L 的加重钻井液 120m3。期间立压升至 3Mpa,套压升至 4Mpa,为防止蹩漏地层控制放喷,保持套压在 4Mpa 范围内。整改好电路再次压井时,单凡尔开泵水眼堵,蹩压 18Mpa 不通。活动钻具发现钻 具卡,开井强行活动钻具解卡,但上提下放还是困难,强行起出 17 根钻杆,遇卡现象解除, 钻井液液面上涨 25m3。关环形防喷器,调节减压调压阀,将控油压力调至 5Mpa 继续起钻 至 1741m,接方钻杆顶水眼 26Mpa 不通。关井进行射孔作业,将射孔枪下至最后一根加重 钻杆本体部位,点火射孔成功。起出射孔枪,接方钻杆准备压井。 3)等待加重法压井 地面配置密度 1.63kg/L 的加重钻井液,压井排量 20L/s,10min 后立眼开始缓慢上升,水 眼又出现阻塞现象,改 10L/s 排量多次开泵,循环立压逐渐恢复正常,用此排量一直到压井 结束。压井过程中,连续测量出入口钻井液密度,待入口密度降至 1.60kg/L 时,关井待重

新配置好重钻井液后再开始压井。 因该井只下了 347m 的表层套管, 为了防止套管鞋处压漏, 根据先期压井和放喷情况,判断溢流开始时为油气,已排出地面,后侵入的流体为地层水, 因此,节流时未考虑气体上升膨胀的影响,将套压控制在 4Mpa 以内,随着重钻井液在环空 中上升, 控制套压逐渐降低。 共泵入密度 1.63kg/L 的加重钻井液 192m3。 出口密度从 1.27kg/L 升至 1.61kg/L,开井,井口不外溢。 起钻,简化下部在具结构。起钻时前 6 柱钻具上提井口外溢,钻具静止,井筒液面不动。 第 7 柱后井口不外溢,但井筒液面不下降。采用方钻杆灌浆 4 次后,环空中可以灌钻井液。 下钻至井深 2600m 遇阻划眼,进口密度 1.63kg/L,出口密度 1.57kg/L,划眼过程中地层一 直出水,将进口密度逐步加至 1.70kg/L,出口密度保持在 1.60~1.65kg/L,划眼到底后保持 进口密度 170~1.72kg/L 恢复钻进,直至钻完设计井深。 9.1.1.4 认识 1)钻具水眼不通,起至安全井段射孔压井,要注意以下几点:一是根据溢流类型,溢流 大小, 关井立压和套压对起钻过程中可能造成的井下情况进一步复杂化, 要有正确的判断和 相应的应对措施, 不能蛮干。 二是钻具起至安全井段即可, 即以井内尽可能多留钻具为原则, 以利于压井。该井 2430~2515m 为沙一盐地层,定向造斜点在 2400m,钻头起至沙一盐顶 部即可实施射孔,不必起至 1741m。三是射孔后要有内防喷措施。该井考虑用随钻循环头密 封电缆与钻杆环空,但不配套。所幸的是射孔后没有发生井喷。 2)合理井身结构是保障井控安全的重要条件。该井只下了 347m 表层套管,套管鞋处破 漏压力很低, 且该区块地层压力系数高, 油气比高, 该井井身结构不能满足井控安全的要求。 3)该井钻井液密度设计与实际相差甚远,钻井、地质设计缺乏区域动态资料调查,以至 设计脱离实际,给钻井施工带来不应有的风险和困难。 9.1.2 王四 12-2 井喷 9.1.2.1 基本情况 王四 12-2 井是王场油田王四区块车挡断层上的一口调整井,设计井深 2050m,目的层 是第三系潜四段油层,由 32326 队施工。该井于 1989 年 9 月 16 日钻至井深 1486.55m,在 正常钻进中发生井涌,因处理措施不当导致井喷。井喷层位是下第三系潜三段。该井井身结 构 : ¢ 244.5mm × 1032.68m+215.9mm × 1486.55m ; 钻 柱 结 构 : 215.9mm+177.8mmDC*77.58m+158.7mmDC*79.03m+127mmDP*1310m 左右;井口装置: KPY23-35 液压双闸板+HF350 环形防喷器。 9.1.2.2 发生经过 9 月 16 日凌晨正常钻进中。4:11~4:28 接单根(井深 1481.22m)时未发现异常情况,4:40 司钻将刹把交给钳工(农民协议工) ,离开钻台到材料房去锯悬绳。4:55 钻井液工舀钻井液 时发现液面有少量油花和气泡,经测量发现密度由 1.31 降到 1.30,粘度由 51s 升到 63s。钻 井液工将这种情况告诉了当班地质工和净化工,地质工去观察钻井液槽和 1 号 2 号循环罐, 证实液面确有气泡。5:05 槽面气泡增多,油气味浓,仍未引起重视。5:35 扶钻内钳工见泵 压不正常,停钻检查,见钻井液从喇叭口溢出,凭经验判断要井喷,于是立即鸣笛报警。司 钻听到笛声跑到井口,发现钻井液外溢,急忙上钻台接过刹把,未采取关井办法,只想着接 回压凡尔,卸方钻杆时大钳打滑,3 分钟才卸开。此时钻杆内已开始喷钻井液,先试图把回 压凡尔接在井口方钻杆上,因喷钻井液,几次都未能接上。副队长又抱起回压凡尔往方钻杆 下面接,因钻台滑,人难工作,多次抢接都未能成功。在钻台上的人抢接回压凡尔的同时, 钻台下的人已打开了 2 号放喷阀门,关上了防喷器,控制了环空。柴油机工启动了 3 号车、 停 1、2 号车,并关了机泵房电灯,还用水冷却 1、2 号车排气管。5:45 一声巨响,4 号罐处 燃起大火,火势迅速蔓延,钻台上人员终未能接上回压凡尔,撤了下来。井口钻杆内失控, 油气大量喷出,超过天车台。5:47 井架二层台附近主油气流着火,火焰高达 45m 以上,因

环空油气在往 3 号罐防喷,循环系统及机泵房到处燃起大火,6:13 井架烧塌。 9.1.2.3 井喷及着火原因 (1)未能及时发现溢流; (2)井控技术素质差; (3)思想麻痹; (4)地质未预报,后知是第三系泥岩裂缝高压油气藏; (5)岗位职责不严; (6)放喷管线出口喷出物中的岩屑颗粒撞击金属罐壁引起火花; (7)喷出流体因高速喷溅产生电荷,由于静电作用可能与罐壁接触处放电产生火花。 9.1.2.4 处理方法 第一阶段,9 月 16~18 日,临时救急,解决水源,着力灭火,组织反循环压井。井喷发 生后,公司蹲点干部及井队职工马上组织起来,抢出井场氧气瓶、资料、发电机,并打开储 油罐盖子,关闭油管线闸门,迅速上报险情。 (1)局、公司领导赶到现场后,迅速成立了抢险指挥部,立即实施应急措施。1.组织消 防车、水泥车向井口浇水,冷却井口,掩护突击队员接近井口工作。2.手动锁紧防喷器闸板。 3.在井场四周抢筑土围堤,控制喷出物流失,防止火势蔓延。4.准备重钻井液,抢接反循环 压井管线。 (2)16 日 10:47,打开 3 号闸门,抢关 2 号放喷闸门后,四通两侧法兰刺漏油气,引起 井口火势增大,只好再次关 3 号闸门,无法实施反循环压井。防喷器周围金属烧毁。16 日 17:00~20:00 试灭火未成功。17 日 0:23 后,转盘倾斜钻机绞车塌下。 (3)17 日 14:30~16:30,计划用密集水流推开火堆,人到井口去开 3 号闸门,但因火势 大,井口障碍多,消防车离井口又远,无法推动火柱。在大量水流冷却下,人已进到井口, 但无法打开 3 号闸门,因为它被塌下的井架压住了。 (4)17 日~18 日,清除钻台外围障碍,增加水流量,向井口铺放钻杆桥板,以便消防 车靠近井口。18 日 18:00~22:45,集中力量灭火,很快就将钻台以上的火扑灭,但钻台以下 因未清障,始终灭不了火。 第二阶段,9 月 19 日~22 日彻底清障,灭火,抢装井口,油井投产。 (1)中国石油总公司专家及四川石油管理局同行先后到达现场,指导协助抢险。 (2)19 日 19:25,井架底座烧毁,转盘掉在防喷器上,环空停喷(钻杆仍在喷油气,有 所减弱) ,据分析,这是裸眼井段井壁垮塌,自然堵塞环空所致。 (3)更换了 2、3 号闸门后(原闸门烧坏打不开) ,22 日上午,往环空试注水,因防喷 器芯子烧坏漏水,无法反挤。 (4)22 日 17:00~17:10 消防人员在前三次灭火不成功的基础上,集中力量一举扑灭了大 火。紧接着用 400KN 吊车在喷油气的钻杆上抢装特殊井口采油树,18:20 制服了井喷。 9.1.2.5 经验及教训 井控素质和意识较差,发现异常高压未能引起足够的重视,制止井涌措施又不当,不认 真执行井控有关规定,该接方钻杆下旋塞而不接,发现立管有 4Mpa 回压时却卸开方钻杆抢 接回压凡尔,错上加错。 9.1.3 王新 8 井井喷 9.1.3.1 基本情况 王新 8 井是位于江汉盆地凹陷王场构造北端的一口井, 设计井深为 2850m 钻探目的是挖 掘王场构造北端潜四段的产能潜力。设计地层压力系数为 1.25,设计钻井液目的为 1.27~ 1.28kg/L,当钻至井深 2525m 时发生井喷。 发生井喷时的井身结构:

444.5mm 钻头×106m+339.7mm 表套×101.87m 311.2mm 钻头×1713.49m+244.5mm 技套×1683.75m 裸眼段:215.9mm 钻头×2525m 1)井喷经过 1988 年 1 月 5 日 16:30 钻至井深 2525m 时,司钻发现放空 0.3m,泵压由 15.5Mpa 降至 13Mpa,就一边上提钻具,一边组织人员关井,等到关井时才发现封井器远控台压力为 0, 电动油泵又发生故障打不上压。 正在组织人员手动关井时发生井喷, 流体喷出高度达 34~35m. 由于井口压力太大,手动关井失败,井喷失控。 2)井喷原因 (1)地质预告不准,该井设计中发生井喷的层位根本就不是油层,而当时钻遇的是泥岩 裂缝型油气藏,属新发现。 (2)井队思想麻痹,井控意识和技术水平差,进口设备的管理水平和安装质量差,电泵 不工作。 (3)防喷制度不落实。 (4)对异常高压的准备不足,1.28kg/L 的密度明显不能平衡裂缝中的流体。 9.1.3.3 处理过程 (1)组织专业人员加固改装井口装置,用手压泵关闭封井器,两条防喷管线防喷。 (2)抢接输油管线,井场加强警戒。 该井失控和接流放喷原油近 4000m3 后,原油进站。 9.1.3.4 经验教训 (1)合理而准确的地质预告及地层压力预告是有效防止井喷的先决条件。 (2)认真进行井控培训才能迅速控制井口。该井有足够的时间手动关井,因井队干部井 控技术差,在手动关井过程中远控台的三位四通阀没有打到关位,封 4 井器不能回油,扳断 了几把大管钳都没能把井关上,最终导致失控。后期上井人员上井后,将三位四通阀打到关 位,轻松实现关井。 (3)井控设备必须随时运转正常,工作可靠。 (4)井口装置一定要保证安装质量。 (5)发现快钻时后一定要注意停泵观察井口,及时发现溢流实施关井,争取主动。 (6)在设计中应确定合理的密度附加值以加强井控工作的可操作性。

9.1.4

濮 7-56 井井涌、井漏

1) 情况简介 该井三开钻达 3285m 遇快钻时发生井涌,随即采取了关井求压、节流压井措施,在压井 即将完成时突然又发生了井漏,使井底压力又失去平衡,再次发生溢流。为了实施压井,必 须先堵漏, 可是因为井下钻头喷嘴小而无法进行正常堵漏作业, 后来果断采用了一套特殊的 工艺,利用压井管汇进行反向堵漏,一举获得成功,最终建立了井筒压力平衡。 9.1.4.2 发生经过和原因分析 发生经过: 该井一开下入表层套管 198m,安装了二类井口装置进行二开,下入 244.5mm 技术套管 1495m,转换井口装置试压合格后进入三开施工阶段。 三开首先使用钢齿钻头,钻穿阻流板。此后全部使用 PDC 钻头加螺杆钻进。钻达油层前 的 3210m 深度时,按规定起出钻具对井控设备进行再次试压,并在继续钻进时逐渐把密度 加到上限 1.62kg/L,此时粘度 75s,泵排量 28L/s,立压 14Mpa。 钻至 3250m 以后,钻时普遍变慢,多在 15min 上下。当钻到 3285m 时,地质工才发现

10min 已钻进 3m 多,马上报告司钻进行停钻循环观察。不到一个迟到时间,进口出现外溢, 同时发现罐内液量已增多 5m3, 液面上有大量油花气泡,测得此时的钻井液密度仅为 1.15kg/L,粘度升高到 190s,很快,钻井液就涌出转盘面。立即进行关井求压、节流压井。 经过七个循环周,当钻井液密度加到 1.87kg/L 时,井口突然停返钻井液,停泵观察井口, 已看不到井筒液面,确定发生井漏。井筒液面的下降,使井底压力再度失去平衡,再次发生 溢流,只好重新关井。 原因分析: 1)设计的地层压力系数不准确,致使打开油气层的钻井液密度过低造成井涌。 2)周边注水井影响地层压力系统,局部地层能量聚集形成异常高压。 3) 工作人员责任心不强, 没有及时发现快钻时而过多的钻开了高压油气层导致大量油气 侵入井筒。 4)对此的异常高压,使压井液的密度超过了某处地层的抗破能力而发生井漏。 9.1.4.3 处理过程 1) 数据求取 发生井涌后,迅速组织关井求压,读得套压 10Mpa,立压 6.5Mpa,入口钻井液密度为 1.62kg/L。计算该地层压力 P 和当量钻井液密度 M 如下: P=6.5+0.0098*1.62*3285=58.7(Mpa) M=58.7/3285/0.0098=1.82 (kg/L) 因为压井液密度过高,容易造成井漏,所有把配置压井液的密度确定为 1.90kg/L。 2) 实施压井 为了预防加重过急压漏断层,决定采用多周循环加重,配合控制一定套压的方案进行压 井。施工后,排量 18L/s,初始立压 12Mpa,控制每个循环周增加密度小于 0.05kg/L。四个循 环周后,入口密度加到 1.80kg/L,出口达到 1.75kg/L,立压降至 6Mpa,套压接近于零,基 本建立井底压力平衡, 于是开井循环, 继续加重。 第七个循环周时, 入口密度加到 1.87kg/L, 出口达到 1.83kg/L,这时就发生了只进不出的井漏。 3) 实施堵漏 井漏后,再次发生溢流,进行二次关井,套压 4Mpa,立压为 0。这说明钻井液密度已满 足平衡地层压力要求,但环空由于井漏降压又侵入了油气。要重新建立井底压力平衡,必须 先进行堵漏,由于井下是螺杆加 PDC 钻头,堵漏钻井液不易通过,给处理增加了难度。经 过分析讨论,决定采用返向堵漏方案。 首先,用 5t 复合堵漏剂配置 30m3 堵漏钻井液,保持原密度 187kg/L,同时将钻井泵高压 管线与与井三通进行连接。开始施工,缓慢开泵,套压由 4Mpa 逐渐升至 8Mpa 时,转而降 为 5Mpa,地层被蹩漏。将 30m3 堵漏钻井液以原压井排量 18L/s 注入环空,再用钻井液继续 顶替。共计大约 50m3 后,套压开始回升,说明堵漏钻井液已进入漏层,据此可以估算出漏 层是在技术套管鞋以下不远处。 当套压继续上升至 8Mpa 时, 停泵蹩压观察, 套压基本稳定, 说明漏层的抗破能力达到一定强度。 反向堵漏成功后,接着继续进行正向循环、节流压井。为了确保压稳油气层,最后把钻 井液密度加到 1.92kg/l,恢复正常钻进。 9.1.4.4 认识 在油田油气开发的中后期,由于加大注水,加上地层断块多而复杂,地层压力系统紊乱, 在钻井过程中容易发生涌漏并存的复杂情况。这就产生了压井怕漏,漏而致涌的矛盾。而面 前钻井工艺技术在某些方面仍存在缺陷, 增加了处理这类复杂情况的难度。 为了更好的解决 这些问题,提出以下建议。 1)钻开套管鞋和钻开油气层前,使用设计的钻井液最高密度对地层进行抗破裂试验,抗

破能力达不到要求时要进行预堵漏,避免一旦用高密度钻井液压井时发生井漏。 2)发现快钻时后,要进行停钻停泵观察井口,及时发现溢流实施关井,以免地层流体大 量侵入井筒造成过高的关井套压。 3)推广使用井下钻具旁通阀,需要时打开此旁通阀进行短路循环,可以方便的处理井下 复杂情况。

9.1.5

文 13-276 井井喷

9.1.5.1 基本情况 文 13-276 井位于文留构造带文 13 断块区,是一口双靶定向井。设计垂深 3400m,目的 层位沙三中 8 砂组,设计压力系数为 1.75,设计钻井液密度 1.85-1.90。该井于 1996 年 11 月 17 日一开,1997 年 1 月 23 日下入 244.5mm 技术提供固井。1997 年 2 月 7 日用 215.9mm 钻头钻进至井深 3164m,吊测井斜时因吊测钢丝绳断起钻,下钻过程中发生井喷。 发生井喷时井身结构为:444.5mm 钻头×301.50m+311.15mm 钻头×2902m+215.9mm 钻 头×3164m。 套 管 程 序 为 : 339.7mm × 301.05m+244.5mm × 2900.05m 。 封 井 器 组 合 为 : FH35-35+2FZ35-35。钻进地层为沙三中 6 沙组,钻井液密度 1.82kg/L。 9.1.5.2 井喷经过及原因分析 1)井喷经过 1997 年 2 月 7 日 22:40 钻进至 3164m 循环至 23:40 吊测井斜,24:00 吊测钢丝绳断,2 月 8 日 0:00~9:00 起钻,起钻灌钻井液 10m3,基本正常,剩一柱钻铤时吊测钢丝绳露出,起完 仪器后即时下钻。9:00~10:45 下入钻杆 20 柱后,钻杆内开始反喷钻井液,呈现为一股一股 的气往上冲,环空显示正常。继续下钻至 12:40 共下入钻具 54 柱,钻杆内反喷钻井液严重, 已无法下钻,但环空返钻井液正常,钻井液池液面未增。接方钻杆循环钻井液 30min,测量 钻井液池液面二次,第一个点增加 3m3,第二个点增加 6m3。抢下钻至 14:25,钻头下到井 深 2240m 时,环空中溢流转为井涌,钻井液涌出转盘面 0,5~1m,钻杆内不反喷钻井液。抢 接方钻杆时井涌转为井喷,钻井液喷至井架人字架以上,14:27 关封井器,关井(同时关旋 塞) ,此时井内溢流量 42m3,等待压井。 2)井喷原因 (1)该井沙三中 5 砂组为一高压气层,油气比较活跃,地层压力系数为 1.75,钻进钻井 液密度 1.82,密度附加值偏低,加之起钻速度过快,产生较大的抽吸压力,最后导致井涌、 井喷。 (2)对吊测过程中可能出现的情况预先估计不足,吊测前未进行短起下,根据油气活跃 程度及时调整钻井液密度。 9.1.5.4 经验与认识 1)文 13 断块沙三中 5 砂组为一高压气层,油气又比较活跃,很多井的钻探已得到证实。 该井密度附加值取下限不太合理,应在钻开该层后,及时做短程起下钻循环观察,根据情况 合理调整钻井液密度,然后再进行下步作业。 2)发现溢流后,尽可能抢下钻,以减少故障处理难度,这一点井队做得较好。但应根据 溢流情况, 在保证能够安全控井的前提下尽可能的多下入钻具。 该井在溢流发展到井涌时才 关井,这样容易造成井喷失控的局面。 3)高压油气井应尽量使用 18°斜坡钻杆,该井如果能在关井状态下进行下钻作业,即 能下入更多的钻具,又能控制井内溢流量,为压井创造条件。 4) 由于入口钻井液密度很难控制, 边循环边加重法压井时不好掌握立压和套压的变化规 律,因此在关井立压和套压较高的情况下,不宜用此方法。

5)大排量压井方法不可取。排量过多加大了循环设备、管汇和井口装置的负荷,降低了 这些设备在压井作业中的可靠性。同时,排量大,节流阀控制困难,容易引起过高的井底压 力,引发井漏,使问题进一步复杂化。

9.2

井漏处理实例

9.2.1 S88 井井漏 9.2.1.1 基本情况 S88 井是中国石化西北分公司部署在塔河油田的第一口立体勘探的超深重点探井, 设计井 深 6565m,目的层位为下奥陶系的蓬莱坝组。 该井在钻至井深 5623m 发生严重漏失,后强钻过程中又放空 5.7m,钻井液有进无出。为 了完成钻井地质目的,堵漏作业先后进行了 13 次,但效果不明显。后又采用欠平衡钻井工 艺,但不能进行钻井作业。针对井内复杂情况,综合井场供水多种因素,决定使用旋转防喷 器控制井口压力,边漏、边实施强行钻进工艺,钻到井深 6099m 结束四开。后采取特殊固 井工艺,保证了五开的顺利进行。 9.2.1.2 发生经过 四开用 215.9mm 钻头钻至井深 5623m 时,钻时由 33min/m 降至 9min/m、1min/m;排量 26L/s; 立压由 11.5 降至 9.7Mpa; 出口流量占进口的 5%降到 25%、 9%。 钻至井深 5624.10m 3 发现漏失钻井液 1.0m 。 钻至井深 5625.56m 上提钻具降排量至 16.8L/s, 立压 6.2Mpa。 30min 3 3 3 累计漏失 10m ,漏速 20m /h。停泵、上提钻具静止观察,10min 共漏失 3m ,漏速 18m3/h, 累计漏失 14m3。 井深 5623、 5624、 5625m 钻时分别为 28、 24、 24min/m, 井深 5625、 5625.56m 钻时为 6.7min/m。 漏失层为奥陶系鹰山组。从钻时和塔河油田奥陶系碳酸盐盐的特点判断,钻遇裂缝发育 带,造成漏失。 9.2.1.3 井漏处理 (1)堵漏 发生井漏后, 首先进行防漏工艺措施, 将钻井液密度从 1.11~1.12kg/L 降至 1.08~1.09kg/L, 提高粘度由 45 升至 90、120/s,切力 6Pa 升至 15Pa。此时井深 5625.56m,循环不漏,说明 从井深 5623~5625.56m 属微到小型裂缝,并能够承受一定的钻井液液柱压力。 第 1~6 次堵漏为最大限度的保护油气层,采用酸溶性桥堵方式,其中第 3、5 次桥堵作 业曾见到一定的效果,而第 4 次桥堵作业见到明显效果(当时井深 5625.67m) ,堵漏材料主 要以 SLD-1 、 SLD-2 堵剂及水泥为主,同时配合正电胶和少量纤维状的堵剂。说明井段 5625.56~5625.67m 属中型裂缝,承压能力相对较弱。 第 7~11 次堵漏采用复合型堵漏方式, 均为见到效果 (此时井深 5650.36m) , 其中 5628~ 5633.97m 放空 5.7m,为大型溶洞;井深 5633.97~5647m 属中型裂缝,几乎没有承压能力。 钻遇放空 5.7m 后,决定进行钻杆测试,采用 10mm 油嘴测试,油质极稠,产油 12~15m3/d, 气微量。第 7 次堵漏采用高浓度、多级配、粗颗粒的桥浆进行堵漏,所配出的桥浆基本没有 流动性。所用材料:粗、中、细的核桃壳 ,SLD-1、SLDE-2、SLD-3 堵剂,棉子壳、石 棉、锯末、云母等,但堵漏无效。 第 8 次采用胶凝水泥并配合桥浆进行堵漏,该胶凝水泥的特点是:以柴油为分散介质, 以水泥和高分子胶联剂为分散相。以次配置的油浆正注在钻具内,当油浆被替出的同时,环 空同时反挤桥堵。两种浆体在钻具出口处混合,在 10~15s 内发生胶联,形成胶凝状态的胶 状物,并丧失流动性,要靠一定的压力才能将它推入地层,之后在一定的时间内形成有强度 的水泥石,从而达到封堵的目的。 第 9 次堵漏采用平衡水泥塞法,堵漏无效果。

第 10 次堵漏采用增加胶凝强度,将分子量 250 万的 KPAM 换成 450 万的 80A-51,并 增大加量,使胶凝时间从 23s 缩短至 12s,施工正常,堵漏无效。 第 12~13 次堵漏也未见到成效,一次为水玻璃堵漏。另一次为“索索柴”配合“泥球” 堵漏。 “索索柴”是新疆的一种特殊植物,该植物的特点是:木质好、密度比一般木材大, 干柴在水中会下沉,吸水后膨胀性大,长短粗细不一,是一种较好的充填堵漏材料。先向井 内扔“索索柴”4t,其最大直径 15cm,最大长度 1.2m。再用白棕绳 0.625t,截成 15~20cm 长的短节水化后与 6t 膨润土粉及 3t 水混合,制成直径为 130~180mm 的“泥球” ,晾干后 投入井内。再下入钻具,把“索索柴”和“泥球”挤入溶洞。但下钻直接到井底堵漏无效。 (2) 强钻 由于堵漏效果不好,被迫采取欠平衡方式强行钻进。井口设备从下到上为:套管头、钻 井四通、单闸板防喷器、双闸板防喷器、万能防喷器、WiIIiams 旋转防喷器。 由于打入的油田水直接漏入地层,不能有效形成全过程的欠平衡状态,再加上环空的稠 油报死钻柱,致使扭矩增大,经过三次欠平衡尝试,根本不能进行钻井作业。针对井内复杂 情况,综合井场供水多种因素,决定使用旋转防喷器控制井口压力,边漏、边实施强行钻进 工艺,钻出的岩屑返到岩洞中。为了供应清水,在井场又打了 2 口水井,总共 3 口水井供应 清水。用 145m3 密度 1.11kg/L 的油田水平推环空中的原油,套压 2Mpa,强屑下钻至井深 5695.20m,沉砂遇阻,划眼至 5695.72m,开始强行钻进,完全关闭节流阀。每钻进一个立 柱或单根,根据机械钻速和扭矩的变化情况,打入 15m3 的稠浆携带岩屑到溶洞里,避免发 生岩屑卡钻事故,钻至井深 5738.82m,漏失钻井液 524.4m3,钻进时间 5h。首次强行钻进 尝试获得成功。强行钻进总共进行了 7 次,钻至四开完钻井深 6099m,进尺 40328m,平均 机械钻速 4.52m/h,比上部井段同地层的近平衡钻井机械钻速 1.74m/h 提高了 160%。 9.2.1.4 经验和认识 (1)塔河油田奥陶系裂隙性地层漏失,可以用 SLD-1、塑料袋-2 堵剂,水泥为主进行 堵漏,配合正电胶和少量纤维状堵近的酸溶性桥堵,是有一定效果的。 (2)奥陶系大型溶洞漏失,无法建立循环,往往堵漏效果不好,建议不宜堵漏。 (3)借助欠平衡装置强行钻进,可以顺利钻过大型溶洞,从而节约钻井成本,缩短建井 周期。 (4)采取分步固井法,即先挂尾管,后利用管外封隔器和分级箍方法是可行的。

9.3 井塌处理实例
9.3.1 普光 1 井沉砂卡钻 9.3.1.1 基本情况 普光 1 井布置在四川盆地东断裂带黄金口构造带上的一口重点定向超深探井。该井于 2001 年 11 月 3 日开钻,2003 年 4 月 20 日完钻,完钻斜深 5700m,该井上部钻进过程正, 地层为上沙溪庙组、下砂溪庙组、千佛崖组、埋藏深,坚硬,倾角大,跳钻、垮塌及掉块严 重,曾三次发生恶性卡钻故障,尤其是 20002 年 2 月 19 日断钻具后,落鱼被沉砂和掉块卡 死,造成卡钻故障。 9.3.1.2 经过及原因 1)卡钻经过 2002 年 2 月 19 日凌晨钻至井深 2351.11m, 泵压从 16Mpa 突然降到 14.5Mpa(当时钻头压 降为 1.6Mpa),上提,悬重未变。循环观察中判断确定钻具在接近钻头处断开,起钻后发现 下部钻具落井,落鱼组合为:311.1mm 钻头×0.30m+310mml 螺旋扶正器×1.92m+203mm 减震器×5.50m,落鱼总长 7.72m,鱼顶位置 2345.39m。此时钻具处于稳斜井段,最大井斜 已达 23°。随后用 114mm 公锥 LT-T270 卡瓦打捞筒打捞四趟无效,落鱼被沉砂和掉块卡

死。 2)卡钻原因 故障发生后,由前期处理的情况分析研究,认为普光 1 井这次的沉砂掉块卡钻原因主要 有几点: (1) 该井上部井段由于水源及地质原因, 大量的 CO23、 HCO3-对钻井液造成严重的污染, 失水一直偏高;又由于施工时间长,钻井液长时间浸泡井壁,多处泥岩大段垮塌。 (2)井壁不稳,垮塌严重,打捞过程中多次起下钻,井筒内砂子掉块增多,砂子埋死落 鱼,造成沉砂卡钻。 (3) 施工现场远离基地, 不能及时组织有效的工具, 同时断钻具后开始打捞措施不得当, 未及时捞出,砂子埋死落鱼,是处理周期偏长的原因之一。 9.3.1.3 处理措施 1)用 244.5mm 陶铣筒套铣,套铣至扶正器遇阻。起钻后下入打捞钻具组合:LT-T270 卡瓦打捞筒打捞及震击,落鱼滑脱。 2)用改进的套铣筒套铣一次,进鱼后蹩劲大,无效。下入 114mm 公锥+127mm 弯钻杆 打捞,造扣后蹩压到 20Mpa 不能建立循环。后公锥滑扣。 3)用 244.5mm 套铣筒套铣,离鱼头 0.3m 遇阻,有阻、蹩现象,后套入,但在离扶正器 0.3m 时阻、 蹩尤其严重, 效果不明显。 起钻后下入 114mm 公锥+178mmAJ 安全接头+127mm 弯钻杆×1 根+203mm 随钻下击器+203mm 超级震进器+203mm 液压加速器+127mm 加重 钻杆×11 根+127mm 钻杆。对鱼造扣成功后,震击多次滑扣。 4)下入 114mm 公锥+178mmAJ 安全接头+127mm 弯造杆×1 根+203mm 随造下击器 +203mm 超级震击器+203m,m 液压加速器+127mm 加重钻杆×11 根+127mm 钻杆。循环 对鱼造扣后多次不同吨位震击,最后滑扣。起钻后下入 270mm 卡瓦打捞筒+178mm 安全接 头+203mm 随钻震击器+203mm 随钻上击器+203mm 钻铤×3 根+203mm 液压加速器+ 203mm 钻铤×5 根+178mm 钻铤×1 根+127mm 加重钻杆×11 根+127mm 钻杆。 开始震击 打捞。不同吨位均无效,上击器及下击器损坏,卡瓦牙部分磨损。然后用 273mm 套铣筒+ 合金铣鞋进行了四次套铣,目的是铣去 215mm 扶正器的棱角,效果不佳,磨铣进尺不超过 0.5m,铣鞋基本磨秃。 5)下入 270mm 卡瓦打捞筒(加长)+159mm 超级震击器捞到落鱼后,提到 100t(原悬 重 770KN)等待震击,活动中落鱼已解卡,起钻后落井钻具全部捞出。 9.3.1.4 几点认识 1)由于断钻具位置钻具水眼内有测斜托盘,开始使用公锥打捞可能存在着造扣不紧、滑 脱扣的情况,而若采用比较合适的卡瓦打捞筒来打捞,可能一举抓获。多次起下钻后,造成 沉砂掉块卡钻,故障复杂化。 2)卡钻后使用 244.5mm 套铣筒套铣后打捞不成功,应及时改变处理措施,因为多次起 下钻后可能是落鱼中扶正器以上位置全部被砂子埋死, 虽然几次套铣比较顺利, 打捞中采用 了超级震击器、上击器及下击器,加速器等工具多次震击,落鱼被卡死,处理没有效果。 3)使用 273mm 套铣筒套铣时,第一次由于钻具组合存在问题,钻具钢度太大,套铣筒 在鱼头上循环探鱼磨铣达 8h 之久,一直没有进鱼,致使鱼头磨坏;第二次摸索 4h 后方才进 鱼,套铣至扶正器位置时应大排量循环后及时打捞一次,免得多次套铣在一个位置,耽误了 处理时间,故障经济损失逾百万元。 4)普光 1 井上部地层坚硬、倾角大、软硬交错,钻进中蹩跳现象严重,地层垮塌和掉块 很多,致使钻具落井后砂子埋死;故障的处理上由于远离基地,现场所用工具少,存在着很 大的盲目性,故障原因分析中存在着一定的片面性,对井下情况有时认识不清,导致处理过 程长,经济损失大。

9.3.2 王北新 10-5 井井塌卡钻
9.3.2.1 基本情况 王北新 10-5 井位于潜江凹陷王场油田王北构造上的一口开发井,设计井深为 2710m, 目的是开发潜四侧面油气藏。2001 年 11 月 10 日因井塌造成卡钻事故。 9.3.2.2 发生经过及原因 2001 年 11 月 10 日 3:45 钻至井深 158166m,发现严重井漏,及时停钻,配堵漏浆、灌钻 井液,由于闸门芯子失效,无法注入堵漏浆,换好芯子后,发现水眼堵,被迫起钻, 9:30 起钻至井深 1453.93m 时钻具被卡死。 事故发生的原因:井漏导致井塌将钻具埋住。 9.3.2.4 经验与教训 1)准确的地层预告有利于在处理井漏时争取主动。 2)对于突发井漏,在现场不具备堵漏条件的情况下应果断起钻,补充足够的钻井液和堵 漏浆,并且更换钻具组合,再下钻处理。 3)复杂井的施工,钻井队的设备,尤其是循环系统设备必需要保证完好。 4)合理的技术套管下深可以避免因漏失造成上部地层垮塌卡钻。 9.3.3 钟新 19 井井塌卡钻 9.3.3.1 基本情况 钟新 19 井是江汉盆地凹陷钟市鼻构造上的一口注水井, 设计井深为 2027m, 按设计打完 进尺后又加深到 2110m。该井电测完等套管时下钻通井到底后发生卡钻事故。 9.3.3.2 经过及原因 6 月 5 日电测完,下钻通井到 2096.09m,钻头距井底 13.91m,开泵 5min,钻井液泵坏, 抢修好泵后,开泵失败,上部广华寺组、荆河镇组井垮,沉砂砾石埋死钻具,造成卡钻。 原因是: (1)空井停等时间过长,从 5 月 31 日起钻完,至 6 月 5 日下钻时,空井等待时间为 6d, 没有通井。 (2)下钻时未按规定分段循环钻井液,而是一下到底,也是导致本事故的原因之一。 (3)井队设备管理不善,关键时刻钻井液泵不能用,无法循环钻井液。 (4)上部广华寺组地层存在大段易水化膨胀的黄泥岩和细砾石层,极易垮塌,开泵过程 中压力激动致使其垮塌,造成事故并使事故复杂化。 9.3.3.4 几点认识 1)钻井技术措施一定要落实,这是该次事故得到的深刻教训。 2)长期静止的井,下钻必须分段循环钻井液。 3)反复使用的打捞工具,一定要探伤检查才能入井。 4)事故处理时要尽量减少停等工具的时间。 5)复杂井必须保证设备,尤其是两台泵能主持运转。

9. 4

缩径处理实例

9.4.1 固 1 井盐层卡钻 9.4.1.1 基本情况 固 1 井是准噶尔盆地天山坳陷四棵树凹陷固尔图高部位的一口重点预探井,设计井深 6075m。目的层:主探侏罗系、白垩系,兼探上第三系、三叠系;完钻层位:石炭系。开钻 日期:2002 年 5 月 28 日; 历时 321.86d, 于 2003 年 4 月 13 日顺利完钻;完钻井深:5752m; 2003 年 4 月 19 日完井。

该井在上钻初期,公司技术部门做了很多技术准备工作,也针对施工难点制定出来相应 的技术对策, 但由于对新探区探井地质构造和地层特点了解不够, 对中国石化西部指挥部新 的管理模式认识不到位,井队执行技术操作规程和技术措施力度不够,盲目操作等,钻至 4319m 复合盐层时,造成卡钻复杂情况(卡深 3475m) ,损失时间 1290.5h。在井深 4400m 及时把淡水钻井液转化为微欠饱和钻井液体系, 及早解除了因盐溶和掉块造成的井下复杂情 况,使后期井下施工安全顺利。 井身结构见表 9-7,钻井液密度见表 9-8。

表 9-7 井身结构 开钻次序 设计 导管 一开 二开 三开 660.40×40 444.5×1502 311.15×5047 215.9×6075 钻头×井深 实际 660.40×46 444.5×2157 311.15×4375 215.9×5752 设计 508×40 339.7×1500 244.5×5045 177.8×6072 套管×下深 实际 508×45.41 339.7×2154.48 244.5×4729.31

表 9-8 钻井液密度 地层分层 分层 西域组 独山子组 塔西河组 沙湾组 沙湾组 白垩侏罗 侏罗 三叠石炭 40 3190 3750 3900 4380 5047 5470 6075 深度/m 设计 1.05~1.15 1.10~1.20 1.10~1.20 1.15~1.25 1.25~1.35 1.25~1.35 1.05~1.10 1.05~1.10 1.08 1.10~1.20 1.20~1.31 1.31~1.32 1.32~1.42 1.42~1.68 (井段 4380~4730) 1.08 (井段 4730~4867) 1.15~1.24 (井段 4867~5752) 钻井液密度/(kg/L) 实际

9.4.1.2 发生经过 钻进至 4319m 时,出现扭矩不稳,扭矩值从正常钻进的 240 升至 450,而且有蹩钻现象。 在两小时内经多次打打划划,上述情况没能得到改善,钻时由 40min/m 左右升至 53min/m。 地层为沙湾组,岩性为红色泥岩含少量灰色泥岩,考虑是钻头原因(钻头使用后期)造成, 决定起钻换钻头。 起钻前循环钻井液两小时。 共起钻 29 柱, 其中第 5 柱 (4191~4194m) 与第 17 柱 (3863~

3840m)出现挂卡,多次上提(150KN),下放恢复正常,其它立柱无异常显示。起至第 30 柱上单根 3.5m(钻头 3475m)时, 由于前 29 柱基本正常, 又进入老井眼 800m, 起车速度稍快, 悬重由 1600KN 升至 1920KN,紧急刹车,下放钻具,但由于受钻台面以上钻具高度(出转 盘面 3.5m)限制,多次下砸未开。强接方钻杆,开泵(非常顺利)大排量循环,然后反复 大幅度活动钻具(上提最大 2100KN,下砸至 200KN) ,座卡瓦转转盘无效,钻具卡死。卡 钻基本数据为: 钻具结构:311.2mm 钻头+228.6mmDC4 根+203.2mmDC4 根+139.7mmDP 钻井液性能: 密度 1.35kg/L, 粘度 60s, 失水 4.5ml, 屈服值 9Pa, 切力 3/15Pa, 泥饼 0.5mm, 氯根 33820,含砂量 0.5%,固含 15%,HTHP 失水 11,PH 值 9 9.4.1.3 处理经过 1、泡柴油 10m3 无效; 2、泡解卡剂 31m3,浸泡 66h 无效; 3、二次泡解卡剂 31m3 无效;4、爆炸松扣无效;5、下击器对扣未成功;6、套铣倒扣,铣鞋落井。公锥打捞失败; 填井侧钻,侧钻深度 3039m。 9.41.4 原因分析 1、该井 3255~3672m 井段为大段含膏、含盐泥岩段,下部井段钻井液密度偏低时,造 成上部含膏、含盐泥岩井段严重缩径。 2、该井使用淡水钻井液钻大段复合盐岩层,由于密度不够,造成复合盐岩层井段形成 盐溶和井壁垮塌,并在下部钻进施工中,不断出现掉块,从而产生掉块硬卡的可能性。 3、数据分析认为:复合盐岩层井段井径扩大率大,下部钻进时排量为 48~50L/s,该井 段环空返速慢,岩屑、掉块不易带出,可能造成沉砂堆积。 4、起钻操作过程中,新钻井眼起钻基本正常,老井眼不会出现异常,因此,起钻速度过 快,造成在盐膏层遇卡后一次上提吨位过大,导致恶性卡钻。 9.4.1.5 几点认识 1)使用低密度淡水钻井液钻复合盐岩时,盐溶、井壁垮塌、膏泥岩吸水膨胀在所难免, 实钻资料表明,淡水钻井液钻过的井眼大部分井段井径在 406~533mm 之间,由于仪器最 大只能测至 533mm,无疑还有相当一部分井段井径都已超过了 533mm。井壁失稳掉落。 2)由于钻遇的盐膏层属复合盐膏层,以盐岩、石膏、膏泥岩、泥膏岩为主,中间夹薄层 泥岩、泥质粉砂岩形成不等厚互层,这种类型的岩层,石膏在高温高压的作用下,发生脱水 反应,井眼钻井前具有硬石膏的性质,井眼钻开后,硬石膏吸水膨胀,导致井眼缩径,夹杂 在泥页岩裂隙中的硬石膏吸水膨胀后,导致井壁剥落、掉块和垮塌。岩盐层盐溶后井壁失去 支撑,泥页岩也易垮塌,岩盐层还具有蠕变缩径的特征。这种类型的盐岩除了集中了盐膏的 特性外, 还因为这种类型的盐层多分布在山前构造和断层发育的地区, 多次造山运动和断层 挤压所产生的构造应力使得水平地应力沿构造应力方向大幅度增加, 造山运动和断层挤压的 影响还导致地层裂缝、微裂缝发育,这就大大增加了钻井的难度。 在复合盐层钻进的工程措施总结如下: 1、下钻时少放多提,起钻少提多放,遇阻卡吨位不超过 100KN,然后划眼处理。 2、钻进时,落实“进一退二”的原则,接单根前多划眼直至无阻卡显示方可接单根。 3、下钻分段顶通,防止堵水眼。 4、尽可能提高排量,提高环空返速。 5、盐水钻井液严格控制氯根含量,抑制盐溶。 6、提钻井液密度 1.45kg/L,抑制缩径。

9.4.2 TK449H 井卡钻
9.4.2.1 基本情况

井别:开发水平井;设计井深:5992.88m;表层套管 339mm,下深:600.17m;技术套 管:244.5mm,下深:4150m;裸眼:215。9mm; 卡钻井深:5225.72m;卡钻时钻头位 置:4873.31m。 9.4.2.2 发生经过 2001 年 10 月 20 日,该井三开定向造斜造进 85.72m(此时井深 5225.72m)后,根据设 计要求进行通井作业,钻具组合为:215.9mm 钻头+214mm 扶正器+165mmNMDC+ 127mmHWDP+127mmDP 4:20 当下钻至井深 4781.33m 时遇阻严重,随后接方钻杆划眼,划下两单根后,卸方钻 杆下钻正常。6:25 当下钻至井深 4873.33m 时遇阻严重,此时钻具悬重 1400KN,下压钻具 至悬重 1150KN(即下压 250KN)不能通过,上提钻具至 1700KN 遇卡,随后恢复到原悬重 1400KN,分别上提至 1800KN、1900KN 未能拉起,钻具卡死。甩单根,接方钻杆开泵循环 钻井液,发现泵压略高于原循环泵压,带泵上提 2200KN 未能解卡,然后,大排量洗井,等 待处理方案。 卡钻时钻头井深 4873.31m, 距离井底 352.41m 钻头和扶正器刚刚进入三叠系中统阿克库 勒组高渗透率砂岩 6m。 9.4.2.3 处理过程 配解卡剂 18.4m3,共计加入原油 4.68t、柴油 5.0m3、解卡剂 AYA-150 800kg。混合后全 力开动搅拌机搅拌 1~1.5h。浸泡钻具的同时,每 0.5h 小吨位活动一次钻具。2h 后活动钻具 上提 2400KN 时解卡。 9.4.2.4 原因分析 (1)在通井过程中,司钻操作吨位比要求吨位偏大,钻头和扶正器被强行压入小井眼。 (2)钻具组合改变,下部刚性相对造斜钻具有所增加。 (3)卡钻时钻头和扶正器刚好进入高渗透率砂岩(缩径)井段 6~7m 的位置,钻头和 扶正器活动范围较小。 (4)由于使用 CaCO3 加重,钻井液固相含量高,在高渗透率砂岩井段形成较厚的泥饼, 造成砂岩缩径。

9.5 钻具断落处理实例
9.5.1 河坝 1 井断钻具 9.5.1.1 基本情况 河坝 1 井设计井深 6100m,于 2001 年 7 月 18 日用 660.4mm 钻头一开,508mm 表层套 管下深 147.92m。8 月 18 日用 444.5mm 钻头二开。该井要钻遇侏罗系中上沙溪庙组至志留 系中统龙马溪组的多套不同 2 压力梯度地层。施工过程中,由于地层、设备、操作等因素遇 到了前所未有的困难。二开钻进过程中共发生掉、断钻具事故 6 起,其中最典型一次是钻至 井深 2181.53m 的断钻具事故。在处理过程中,又发生了断钻具形成双落鱼,且伴有表层套 管磨破、套管鞋脱落、井壁垮塌等复杂情况。整个处理过程耗时 104d 多,在套管磨破且无 法补救的情况下,提前下入技术套管。 9.5.1.2 发生经过及原因分析 2002 年 3 月 2 日 8:00 钻至井深 2181.53m,突然出现严重蹩、跳钻,钻具悬重从 850KN 降到 650KN,泵压从 17MPa 降到 15MPa,由此判断发生断钻具事故。起钻发现第三根 203.2mm 钻铤母扣从根部断掉。落鱼结构为:444.5mm 钻头×0.45m+327mm 随钻打捞杯× 0.80m+730×730 配合接头×0.58m+279.4mmDC×26.98m+228.6mmDC×52.02M+731× 630 配合接头×0.40m+203.2mmDC×27.45m。落鱼长度 108.68m,鱼顶井深 2072.85m。 事故发生的原因有以下几点:

1)上沙溪庙地层软硬交界面多,成岩性好、硬度大,钻进时蹩、跳钻严重,直接造成钻 具疲劳损坏。 2)钻井液性能先天不足,主要是密度偏低,不能有效多平衡地层地应力。井径的增加, 在一定程度上保持井眼力学平衡的密度也应增加,邻井用密度 1.25kg/L 钻成的井段,河坝 1 井用同样的密度则发生严重垮塌,不得不将密度提高到 1.70kg/L,才能勉强维持井壁稳定。 由于地层地应力不能平衡,造成掉块增加,蹩跳钻严重,加剧了钻具的疲劳破坏。 3)二开时间长,钻井液对井壁的长时间浸泡,造成井壁垮塌、掉块是遇阻、卡钻的主要 原因。 4) 二开井眼和一开井眼不同心, 二开时井眼轴线偏向套管一侧, 钻具偏磨套管和套管鞋, 造成套管磨破形成键槽,从而导致卡钻、遇阻和套管鞋脱落。 9.5.1.3 处理过程 1) 公锥打捞 2002 年 3 月 2 日,下入 114mm 公锥造扣打捞成功。起钻至井深 1382m 遇卡,经循环钻 井液,提高粘度,携带出部分掉块。倒划眼未能取得理想效果,从 1832m 划眼至 1391m, 下钻至 1491m 又遇阻,划眼至井深 1428m 后无遇阻显示。起钻至井深 1362m 遇卡,采用边 活动钻具边循环处理钻井液, 倒划眼因蹩钻造成捞获钻具再次落井。 起钻发现公锥因长时间 循环本体刺薄而扭断。 2)处理卡钻 3 月 16 日下钻通井至井深 1580m 遇阻,18 日划眼到井深 2072.85m(鱼头位置) ,起钻 到井深 169.14m 卡钻。 卡钻后多次上下活动钻具无效, 接 203.2mm 开式下击器和 2 根 228.6mm 钻铤,多次下击未能解卡。最后倒开钻具,鱼顶位置 104.46m,落鱼长 64.68m。经四次对 扣打捞,未能找到鱼头,下 444.5mm 钻头探鱼顶位置 110.46m。3 月 20 日再次下钻头探鱼 顶,确定鱼顶井深仍为 104.46m,与计算鱼顶吻合。下钻对扣成功,经下击解卡。接 440mm 稳定器下至 164m 遇阻,划眼至井深 174m。在 164~174m 井段反复划眼多次后转盘扭矩变 小,上提下放钻具无阻卡显示,起钻顺利。通过事故处理过程中出现的现象分析,表层套管 已破,并出现键槽,键槽的顶部在 104.46m 以上。 4 月 2 日再次下母锥造扣打捞成功(鱼头位置 207285m) ,小排量试开泵,钻井液返出正 常,但提高排量时有蹩泵现象。上提钻具遇卡严重,活动钻具将钻具提出 4m,下放无遇阻 显示。4 月 3 日将钻具提出 0.5m,钻具被卡,多次下砸无效,上提至 1350KN 解卡,起出落 鱼后发现,打捞杯本体顿断(3 月 4 日公锥在 1362m 倒划眼时扭断,造成捞获落鱼落井而顿 断) ,井内遗留落鱼长 0.98m,鱼顶位置尚无法确定。 9.5.1.4 认识与建议 断钻具事故发生后,经组织专家进行研究、分析问题发生的原因并制定了相应措施。充分 认识到超深井钻井周期长、工序繁多,而且南方海相地层复杂,致使钻具疲劳破坏严重,容 易出现钻具事故。 因此加强钻具的管理, 采取有效的保护措施是技术工作的重点。 通过实践, 主要有以下几方面的认识与建议。 1)加强钻具管理,建立动态挡案。井队对下井钻具的位置、使用时间、磨损情况、几何 尺寸建立动态挡案,建立严格的交接使用记录。


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