钻井卡钻事故原因以及案例.docx

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钻井卡钻事故原因以及案例

浅析钻井卡钻事故原

因以及处理实例

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摘要钻井过程中，由于各种原因造成的钻具陷在井内不能自由活动的现象，称为卡钻。

主要有键槽卡钻、沉砂卡钻、井塌卡钻、压差卡钻、缩径卡钻、落物卡钻、砂桥卡钻、泥包卡钻及钻具脱落下顿卡钻等。

地层构造情况、钻井液性能不良、操作不当等都可能造成卡钻，必须针对具体情况进行分析，以便有效的解卡。

一丶卡钻的类型、原因及预防措施 

（1）键槽卡钻：

多发生在硬地层中，井斜或方位变化大，形成了狗腿的地方。

钻进时，钻柱紧靠狗腿段旋转，起下钻时钻柱在狗腿井段上下拉刮，在井壁上磨出一条键槽，起钻时钻头拉入键槽底部被卡住。

键槽卡钻特征是下钻不遇阻，钻进正常，泵压也正常，但起钻到狗腿处常遇卡。

随着井深的增加而愈加严重；能下放但不能上提，严重时可能卡死。

预防键槽卡钻的发生，首先得确保井眼质量，避免出现大斜度狗腿段；起钻时或再次下钻时应在键槽井段反复划眼，及时破坏键槽，并在起钻到键槽井段时要低速慢起，平稳操作，严禁使用高速起钻。

（2）沉砂卡钻：

在使用粘度小、切力小的钻井液钻进时，由于其悬浮携带岩屑的能力差，稍一停泵岩屑就会沉下来，停泵时间越长，沉砂就越多，严重时可能造成下沉的岩砂堵死环空，埋住钻头与部分钻柱，形成卡钻。

此时若开泵过猛还会憋漏地层，或卡的更紧。

沉砂卡钻的表现是：

重新开泵循环，泵压很高或憋泵；上提遇卡，下放遇阻且钻具的上提下放越来越困难，转动时阻力很大甚至不能转动。

其表现是接单根或起钻卸开立柱后，钻井液喷势很大。

为了预防沉砂卡钻，应确保钻井液的性能满足清岩和悬浮岩屑的要求，随时做好设备和循环系统的检查维护，在因故停止钻进时，避免停止井内循环；缩短接单根时间，在发现泵压升高及岩屑返出量较小时要控制钻速，加大排量洗井，停泵前要将钻具提离井底并随时活动钻具。

（3）井塌卡钻：

在吸水膨胀的泥、页岩，胶结不好的砾岩砂岩等地层，在钻进或划眼过程中发生较多。

主要原因是由于钻井液的失水量较大，浸泡地层的时间较长；钻井液密度小，或起钻未及时灌钻井液以及抽吸作用使井壁产生坍塌而造成卡钻。

一般在严重井塌之前，先有大块泥饼和小块地层脱落，换钻头后下钻不能到底；有时在钻井液中携带出大块未切削的上部岩石；在钻进中突然发生憋钻，上提遇阻泵压上升，憋泵甚至钻具不能转动等现象，都说明可能是井塌卡钻。

预防井塌卡钻的主要措施有：

使用低失水，高矿化度和适当粘度的防塌钻井液，在破碎易塌地层适当增大钻井液密度，随时保证钻井液柱的高度；避免钻头泥包和抽吸作用引起的井壁坍塌。

在准格尔盆地南缘地区地层情况较为复杂，地层压力的分布因构造、地层的不同存在很大差异，普遍存在异常高压，最大压力系数达到2.45，钻井过程中常常遇到井壁坍塌卡钻事故。

（4）压差卡钻（粘附卡钻）：

水平井钻井中井下钻具由重力作用靠近下井壁，在井下压差作用下，钻柱的一些部位会贴于井壁，钻柱与井壁泥饼粘合在一起，静止时间越长则钻具与泥饼的接触面积就越大，由此而产生的卡钻，称为压差卡钻。

产生压差卡钻的原因主要是钻井液性能不好，密度过高造成井内压差太大；失水量大，泥饼厚，粘附系数大，一旦停止循环，不活动钻具，钻具就会与井壁泥饼接触，时间增加则会使接触面积和深度加大，泥饼对钻具的粘附力增加，导致钻具无法上下活动和转动，但能够开泵循环，且泵压正常稳定。

压差卡钻的预防措施主要是调节好钻井液性能，尽可能的降低钻井液的密度，提高钻井液的润滑性能，降低泥饼的粘附系数；并要加强活动钻具或采用加扶正器的方法使钻具居中。

在钻井过程使用欠平衡钻井可以避免井漏，有效防止粘附卡钻。

（5）缩径卡钻：

缩径卡钻常发生在膨胀性地层和渗透性孔隙度良好的井段。

由于钻井液性能不好，失水量大，在井壁易形成胶状疏松的泥饼，当泵排量小，钻井液上返速度低时，易在泥饼上面沉淀较多的粘土颗粒岩屑及加重剂，致使井径缩小。

缩径卡钻的主要表现是：

遇阻的位置固定，循环时泵压增大，上提困难，下放容易，起出的钻杆接头的上部经常有松软的泥饼。

采用低密度低固相低失水的优质钻井液，或混油其中，并在下钻遇阻井段划眼以扩大缩径处的直径，常活动钻具则可有效的预防缩径卡钻。

在塑性蠕变地层包括盐层、膏层或含膏岩层、塑性泥岩地层在一定的应力和温度作用下，具有明显的塑性蠕变能力。

钻井中如钻井液形成的液柱压力不足以抵抗其塑性变形时，容易迅速产生严重的缩径卡钻。

如920021定向井在斜井段完钻后，提钻至220m时（造斜段），上提遇阻，下放正常，判断为井眼有缩径现象，开泵进行倒划眼，控制上提速度，进行多次划眼后井眼通畅，遇阻井段为8m。

该段地层为泥岩段，易缩径，钻时慢。

该井造斜完成后没有短提下钻进行划眼，致使该段缩径厉害影响提钻。

（6）落物卡钻：

由于操作不小心，将油抹布、卡瓦牙、吊钳牙或其他小工具掉落井内，卡在井壁与钻具或套管与钻具之间而造成落物卡钻。

这种卡钻是显而易见的，只要严格执行操作规程，加强责任心就可避免的

二丶案例分析

也门1区块Abyed-2井卡钻事故的处理

摘要：

Abyed-2井是位于也门1区块的一口探井。

该并钻遇地层情况复杂，穆卡拉组与哈施亚特组地层的交界面存在风化壳，萨巴塔因组和密穆组存在高压层在一开空气钻井过程中，因井眼垮塌导致卡钻，在处理卡钻事故时又造成了钻具断裂落井，导致井眼报废,移井架10m后重钻。

（1）地质情况

Abyed-2井钻遇的地层比较复杂，存在多套压力系统，所处构造为玛格拉夫一劳达构造带西北部的阿马金1号圈闭，主目的层为萨尔组、内法组和休库拉组地层，次目的层为萨巴塔因组和密穆组地层。

该井地表为第三系裂缝发育的乌姆拉杜马组灰岩地层，下部为连通性好的穆卡拉组砂岩地层；穆卡拉组与哈施亚特组地层的交界面存在风化壳，易发生恶性漏失；穆卡拉组地层上部的泥岩段易缩径；哈

施亚特组地层的泥岩段易缩径和垮塌；萨巴塔因组地层的泥岩段易垮塌。

该井萨尔组和内法组地层为同一低压系统；萨巴塔因组、莱穆组和密穆组地层为同一相对高压系统；休库拉组和基底为同一低压系统。

（2）井身结构

该井设计为五开井身结构，其井身结构和套管程序为：

一开，采用Φ660.4mm钻头，钻深752m，Φ473.1mm套管下深750m，封隔潜水面以上穆卡拉组的易漏地层；二开，采用Φ444.5mm钻头，钻深2052m，Φ339.7mm套管下深2050m，封固哈施亚特组和凯森组的易漏层；三开，采用Φ311.1mm,钻头，钻深2522m，Φ244.5mm套管下深2520m，封固易漏的萨尔组和内法组地层；四开，采用Φ215.9mm钻头，钻深为2902m，Φ177.8mm套管下深为2370～2900m，封固萨巴塔因组地层的盐层和莱穆组、密穆组的高压层；五开，采用Φ152.4mm钻头，钻深3070m，采用裸眼完井。

（3）钻井液设计

一开采用泡沫钻井液以解决上部地层易漏的问题；二开井段由于地层孔隙压力低，采用充气聚合物钻井液，以尽可能降低钻井液密度；三开采用充气KCI聚合物钻井液，以解决该段上部地层易漏、下部地层易垮塌的问题，同时可以将二开钻井液作为钻进该井段时的基浆；四开、五开采用DUO～VIS低固相钻井液，为保证钻井液中的固相含量最低、达到保护油气产层的目的，以氯化钠为加重材料。

（4）固井设计

表层采用内插法固井。

技术套管固井采用密度1.38kg/L的LiteCrete轻质水泥浆和CemNet纤维水泥浆，封固易漏井段。

尾管固井推荐使用带封隔器的尾管悬挂器，这样即使发生漏失，也可以通过坐封封隔器而不使尾管顶部漏封。

（5）发生经过

一开Φ660.4mm井眼主要钻遇乌姆拉杜马组和穆卡拉组地层，乌姆拉杜马组地层为可钻性极差的灰岩层，下部穆卡拉组地层是胶结疏松的流沙层。

灰岩地层采用“空气锤+稳定泡沫钻井”方式，流沙层采用泡沫钻井技术。

钻具组合：

Φ660.4mm牙轮钻头+浮阀+Φ241.3mm减振器+Φ241.3mm钻铤+Φ203.2mm钻铤+Φ203.2mm随钻震击器+Φ158.8mm钻铤+Φ127.0mm加重钻杆+Φ127.0mm钻杆。

钻井参数：

钻压2040kN（控制1h进尺不超过两个单根长度，以避免岩屑携带不及时而造成井下出现复杂情况），转速100r/min，注气排量56～71m3/min，基液排量0.189m3/min，泡沫体积分数为1.5％，注气压力3.0～3.7MPa。

钻至井深397m，短起至井深244m，下钻时在井深279m遇阻，在279～287m井段划眼1h后，下钻至井深310m遇阻，划眼4.5h下至井底。

钻至井深416.51m，在上提准备接单根时，空压机排量从90.56m3/min降至70.80m3/min，后空压机不工作，造成钻具被卡，钻头位置在井深408m处。

采取活动钻具、将泡沫体积分数提高至2.0％、大排量循环等措施，14.5h后解卡。

短起至井深240m，下钻至井深270m遇阻，在270～350m井段划眼3.5h，起钻检查钻头。

下钻时，在280～384m井段划眼1h后，利用现场的PAC和膨润土进行了稳定泡沫转换硬胶泡沫的尝试，由于没有足够的时间对基液进行水化搅拌，硬胶泡沫基液堵塞了注液泵（雾化泵），起钻至井深230m，清洗注液泵（雾化泵）上水管线。

清洗结束后，下钻至井深276m遇阻，在276～16m井段划跟10h后恢复正常钻进。

由于硬胶泡沫基液严重影响了泡沫液的注入效率，于是又调整为注清水。

钻至井深750m时，用雾化泵泵入8m3高黏度钻井液循环清洁井眼。

井眼清洁结束后起钻，起至井深635、593和463m时出现了挂卡现象。

起钻至井万方数据石油钻探技术深191m后下钻，在井深262m遇阻，在262～750m井段划眼36h后，划至井深750m，在井深300、570m左右划眼异常困难。

采用泡沫钻井液循环1h，打稠浆160m3至设计的灰岩底。

起钻至井深568m严重阻卡，采取上下活动钻具并配合坐钻杆卡瓦倒划眼的措施无法消除，再次下钻到底，568～750m井段无遇阻现象。

从环空灌高黏度钻井液167m3，起钻至井深568m出现挂卡现象，采取反复上下活动的措施无法消除（最大上提力1650kN，下放无遇阻），倒划眼至井深564.5m，倒划眼参数：

转速30～60r/min，注气量57.0～70.8m3/min，基液注入量3.15L/s，泡沫体积分数1.O％～1.5％。

初始阶段曾尝试用干空气进行循环，但无论采用何种循环方式井口均无返出；当上提力为1200kN时下放出现遇阻（下放至140kN），转盘不能转动，钻具卡死。

（6）处理过程

主要采取上下活动钻具（上提力最大至1200kN，下放至140kN，原悬重660kN），配合空气和泡沫循环方式（注气量45.3m3/min，基液注入量3.15L/s，泡沫体积分数为1.0％，注气压力5.4MPa）处理卡钻，无法解卡，并且井口无返出。

当上提力由600kN下放至120kN后再次上提时悬重突然降至140kN，初步判断井下钻具断裂。

起钻后发现加重钻杆上部第一根55127.0mm钻杆本体断裂，加重钻杆以下钻具全部落井。

井下落鱼：

Φ660.4mm牙轮钻头+Φ241.3mm减振器+Φ241.3mm钻铤3根+Φ203.2mm钻铤8根+Φ203.2mm随钻震击器+Φ158.8mm钻铤6根+Φ127.0mm加重钻杆15根+Φ127.0mm钻杆×4.7m。

落鱼长313.53m，鱼顶位置253.47m。

起出钻具断口变形，钻具弯曲。

现场加工乒508.0mm卡瓦打捞筒打捞落鱼，打捞4次，未能找到鱼头。

于是放弃打捞，弃井，移井架10m后重钻。

（7）原因分析

①穆卡拉组地层胶结疏松，易垮塌，稳定泡沫钻井液对井壁支撑有限。

该段砂岩垮塌是造成划眼困难及卡钻的主要原因。

②对极不稳定地层的泡沫钻井工艺还没有完全掌握，泡沫性能参数选择不合适，如注气量选择过大（注气排量57.0～70.8m3/min，基液排量3.15L/s），对井壁形成强烈冲刷，使井壁垮塌，造成井径不规则和井径扩大。

③承担气体钻井技术服务的威德福公司缺乏在砂泥岩地层实施泡沫钻井的经验，现场服务工程师不能根据井下情况及时调整泡沫钻井参数，出现问题后，没有应对措施。

④卡钻后未能及时建立起循环。

由于当时污水池已满，无法处理排出的泡沫和钻屑，未能用泡沫钻井液进行循环，使井下故障加剧。

⑤空气钻井设备无法满足连续施工作业的要求。

在Φ660.4mm井眼施工过程中，经常出现空气压缩设备停止运转及井口旋转控制头泄漏等问题，导致施工时断时续，使井下故障发生的概率增大。

⑥处理卡钻事故时考虑不全面。

在下压钻具过程中，没有考虑到大尺寸井眼对钻具弯曲变形的影响，钻具被卡后长时间受拉伸、压缩和扭转等交变应力的作用，造成其疲劳破坏而断裂落井。

（8）结论及建议

①在空气钻井中，细致的前期准备和施工过程的连续性是保证空气钻井安全的基础，特别是在疏松易垮塌层段应用空气钻井技术时，更要加快施工速度，当井下出现明显的复杂情况且使用气体或泡沫循环介质无法解决时，应及时将循环介质转换为钻井液，以保证井下安全。

②在大尺寸井眼中，钻具与井壁环空间隙较大，下压钻具时其弯曲程度即变形程度也较大，在较为固定的交变应力作用下，可能使钻具在某处发生疲劳破坏，造成钻具断裂。

在卡钻后活动钻具避免采用固定的上提或下放拉力以避免在固定点处产生疲劳破坏。

③在处理事故中，要保证所有入井工具安全可靠，使用状态良好，避免造成事故累加，增加理的难度。

④在海外勘探过程中，各种常用工具，特别是事故处理中所需工具必须要配齐配全，各种材料也必须有一定的储备，以备不时之需，避免因为等工具或材料而错失处理事故的最佳时机，造成事故杂化甚至井眼的报废。

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