HFY油田SW-1井套管内卡钻事故处理探讨

SW-1是HFY油田的一口生产井,主力油层岩性主要为石灰岩,储层裂缝发育且易漏,该井?215.9mm井眼钻进入主力油层后,发生漏失。现场没有及时堵漏处理,提高地层承压能力,而是继续钻进,致使更多油气层暴露出来,地层内伴生气体和原油大量侵入井筒内部,全烃含量一直维持在70%以上。在这种情况下,处理过程中没有执行节流循环除气、堵漏和压井作业,而强行起钻。当起至2192m时,由于井筒内侵入的油气与岩屑胶结,导致套管内钻具卡死。通过爆炸松扣、倒扣、套铣和打捞等措施,将落鱼顶部深度控制在9-5/8″套管鞋以下25m,打水泥塞封固落鱼,重新侧钻8-1/2″井眼。由于该井出现井漏和油气侵后处理措施不当,最终导致了恶性事故,造成了巨大的经济损失。深入分析总结事故原因和处理经过,为预防与处理此类事故提供借鉴,避免类似事故再次发生。     

丰卤1井堵漏及盐膏层钻井液技术

丰卤1井是位于邛崃市道佐乡万福村4社的一口非油气重点勘探井,该井设计井深5300m,完钻井深5345m,主要钻探目的是探明三叠系雷口坡组层位卤水实际含量。丰卤1井钻遇地层复杂,蓬莱镇组至遂宁组井段软泥岩地层易缩径、钻头易泥包、起下钻易遇阻,自流井组至须家河须一段同一裸眼段钻遇多套压力系统地层、且地层裂缝发育承压能力低,多次发生孔隙渗透性漏失甚至洞穴裂缝型大型漏失,防漏堵漏难度大,目的层存在高压盐水层和不同厚度的盐层、盐膏层,极易发生盐岩溶解、吸水膨胀垮塌、蠕变缩径,造成坍塌掉块和卡钻等事故,钻井液维护处理困难。丰卤1井二开采用空气泡沫钻井液转化为聚合物钻井液体系,三开井段采用聚磺钻井液体系,四开井段采用聚磺钻井液体系转化为NaCl盐水聚磺钻井液体系。针对钻井过程中出现的井下复杂情况和事故,不断优化钻井液性能,并采取相应的工程技术措施,确保了丰卤1井顺利钻达目的层。     

米泉1井钻井技术难点分析和对策

米泉1井位于新疆维吾尔自治区米泉市白杨河乡,是一口区域探井,属于准噶尔盆地南缘博格达山前七道弯背斜构造带,设计井深3600m.准噶尔盆地南缘自晚古生代以来,经历了复杂的裂陷、洋盆发育、板块对接、拆离、俯冲、碰撞和基底楔冲作用,地层应力高,地层易斜,井壁坍塌、缩径严重,地层地质情况复杂,钻井施工难度大.实钻中,地层岩性灰色泥岩、深灰色岩、灰黑色碳质泥段长达2361m,并夹有厚煤层,属于典型的山前高陡构造;侏罗系及以下地层倾角70°左右,井身易斜,大井眼()406.4mm、()311.2mm防斜、纠斜困难,直井井眼轨迹变化较大,增加钻进、起下钻、下套管摩阻;钻井过程中曾因为地层坍塌、缩径发生多起井下复杂和事故[1].简要介绍井下复杂和事故过程,分析处理复杂事故原因、钻井技术难点和对策.     

PEEP西部油田Suf W-1井卡钻事故处理及分析

Suf W-1是PEEP西部油田的一口探井,主力油层岩性主要为砂岩,但页岩、砂岩交替出现,正常钻近施工过程中未出现异常,但是在完井测井期间通井处理泥浆过程中,没有能够正确地处理泥浆,使页岩在久侵的情况下发生了膨胀,发生缩径并粘卡,又没有专业的打捞公司,联系到打捞公司后又不能及时地到井处理,最终导致了恶性事故,造成了巨大的经济损失。因此,深入分析总结事故原因和处理经过,为预防与处理此类事故提供借鉴,避免类似事故再次发生。     

PDC钻头在S3-4H井二开井段的应用

塔河油田位于塔里木盆地北部,是中国第一个古生界海相亿吨级大油田,是西北油田分公司在塔里木盆地发现并重点开发的油田区块.主力油藏埋藏在5000m以下地层,钻遇地层多而且复杂,钻井过程中易发生钻井液漏失、井眼坍塌、卡钻等井下复杂情况和事故,开采难度大.S3-4H井是西北油田分公司在塔河油田S3井区轮台断凸轮台1号构造上布置的一口重点开发水平井,钻达井深5126m,该井接近山前构造,地质构造复杂,钻遇多套地层压力系统,上部地层存在高压水层,地层易缩径,地层坍塌应力高,易发生卡钻事故,地层倾角大,对井斜控制困难,中下部地层岩石可钻性差;该井二开井段裸眼段长,井眼大,环空岩屑携带困难,同时该区块施工井数少,可参考邻井资料少等一系列问题增加了该井钻井施工难度.本井通过前期认真调研分析地层岩性特征、地层压力系统变化规律,与生产厂家一起对钻头进行了优选,对钻井参数和泥浆性能等进行优化,取得了良好效果,极大地提高了二开井段的机械钻速,同时减少了复杂情况的发生,节约了钻井成本.     

盐水钻井液在伊拉克东巴地区取芯井的应用

东巴格达油田位于美索不达米亚盆地,探明储量在15×10^8t左右。该区块地质情况较为复杂,二开井段泥岩和盐膏层发育,易发生坍塌和缩径;三开和四开井段岩性胶结质量差,易发生剥落掉块等事故。从前期施工情况看,该区块在钻井过程中主要风险是由剥落掉块造成的坍塌卡钻及地层裂缝造成的井下漏失。为了进一步摸清储层的地质情况,进行了取芯作业,通过钻井液密度控制、提高体系抑制性等技术措施顺利完成取芯作业,获得了较高的岩芯收获率。     

NU96H井开窗侧钻水平井钻井液技术

乌国奥特布拉特油田的勘探开发已有数十年的历史,该区块地层与哈无扎克区域的地层极为相似,都属盐下油藏,油层压力系数较低。NU96H井是布署在该区块的一口开窗侧钻水平井,开窗侧钻点位于盐膏层,油层段主要岩性为灰岩。在该井分别使用了饱和盐水钻井液和无固相钻井液两种体系,成功地完成了NU96H井的钻探任务。     

伊拉克东巴油田复杂地层钻井液技术对策研究

EBS油田位于伊拉克中部巴格达省,二开主要岩性上部泥岩发育,下步膏盐层发育,易发生盐溶,石膏层缩径,存在卡钻风险。三开页岩发育,且地层胶结不好,极易剥落掉块,甚至井塌。从区块初期施工井来看,井塌风险最为严重,直井页岩段剥落掉块严重;S2区块水平井定向段发生两次井塌,最终改为直井。通过从改善钻井液的封堵性能和液柱压力入手,进行研究,对现用的钻井液体系进行改进,并提出相应对策,建议先从小角度定向井开始,逐步摸清该区块定向井页岩的坍塌压力,降低施工风险。     

定969B斜井卡钻事故的处理

事故概况：定969B井是石子河油田成一口开发斜井。该井完并斜深1948．00m;井身结构：O311mm井眼X32m＋op44．5rum表层套管X29．67m＋①216rumx1948．00m＋①140rum油层套管X1939．6m。于500m定向造斜,设计最大井斜角16．5”,方位65”,井底水平位移250m,选用五段制并身剖面,靶区半径50m。钻达设计目的层后,针对石子河高矿化度配浆水特点充分循环、调整泥浆性能后提钻。提钻时有挂卡现象,自下至上逐步加重,指重表指针有大幅度晃动（钻具悬重530kN,指重表显示悬重680kN）,钻头至1280．66m立柱出井坐转盘卸立柱时发生卡钻。接方钻…     

顺南401井φ177.8mm尾管回接分级固井异常与分析

顺南401井是塔中油田顺南区块的一口评价井,设计井深6785m。该井在四开中完φ177.8mm尾管回接分级固井施工中发生了多起下5趟钻及起套管事故,损失时间10.5d。针对该井特殊案例,详细介绍了施工过程,对事故原因进行了剖析,并对尾管回接固井可能出现的问题提出了一整套预防技术措施。该井事故处理经验及提出的预防措施,对今后确保尾管回接固井正常施工、缩短施工周期和降低钻井成本均具有一定的指导作用。     

树1-扶杨(分)2-平3井卡钻事故的处理与认识

树1-扶杨(分)2-平3井是设计在松辽盆地中央坳陷区三肇凹陷东翼榆树林构造上的一口分支水平井,主井眼完钻后下尾管完井,分支井眼开窗井深1342.00m,本井采用三段式开窗工具在244.5mm技术套管内开窗,一趟钻可实现下斜向器、开窗、修窗等作业。开窗钻进至井深1347.55m发生卡钻,经过震击、倒扣无效后,采用磨铣处理,采取有效的技术措施,顺利解除事故。总结分析了套管内开窗工具卡钻事故处理过程中的成功做法,为类似井型卡钻事故的处理,积累了宝贵的经验。     

山东里能鲁西矿业有限公司立排井施工技术

通过该立排井的施工,总结了施工过程中出现井内漏失引起的井口坍塌事故时,应该采取的必要的技术处理措施。事故发生后,必须以安全为先,妥善处理孔内事故;处理完孔内事故后,应该及时加固设备下地基,尽量减小设备下地基应力,下套管时应采用浮力阀平衡一部分套管重量,并把井口处所立钻具拖出场房外,为安全施工创造条件。     

超深大斜度井Ф177.8mm/Ф193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40%,油气上窜速度29.36m/h。根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长达883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m。本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点。     

超深大斜度井(/O)177.8mm/(/O)193.7mm尾管悬挂固井技术

元坝10-侧1井是中石化部署的一口勘探开发一体化井,该井原设计井深7150.0m,实际钻至长兴组循环测后效时油气显示较好,气测最高全烃68.40％,油气上窜速度29.36m/h.根据此井的油气显示情况决定采用回填导眼段,采取侧钻定向井开发长兴组优质储层,侧钻后井深增加至7273.0m,裸眼段增长至2045.0m,造斜段长选883.0m,全井最大井斜达到79.14°,井底位移668.46m.本井属于易漏失、超长封固段、小间隙尾管固井范畴,通过对悬挂器及附件的选型、强化下套管和钻杆技术措施、使用高效前置液、优选水泥浆体系等一系列措施解决了该井套管顺利下到位和固井技术难点.     

川西气田PZ6-4D井卡钻事故处理及分析

PZ6-4D井是一口部署在四川盆地川西坳陷龙门山前断褶带鸭子河构造的一口以直导眼开窗侧钻的开发定向井,目的层为雷口坡四段,设计井深6660m,垂深5746.52m。该井在三开侧钻期间,在小塘子组钻遇了两层异常高压裂缝性气层,在节流循环压井过程中,发生了井漏,在堵漏过程中发生了卡钻复杂事故。介绍了该井前期实钻情况,分析了事故发生的原因,详细阐述了事故处理过程,并从中总结经验教训,为该区块溢漏同存等技术复杂的处理提供可靠的思路及借鉴~([1])。     

龙深1井深井侧钻技术实践与认识

龙深1井是中石化在四川省龙门山前缘逆掩推覆构造带大园包构造上的第一口重点区域探井,位于龙门山山前高陡构造地带,地层倾角大,在须家河组地层(推覆体)共钻遇5套大断层,破碎带发育,地质条件非常复杂。在钻至5160.27m时由于掉块造成了严重的卡钻事故,经过事故打捞处理后仍有36.82m的落鱼未能打捞出来。为了节约时间和提高钻井效率,通过采用裸眼侧钻避开落鱼的方法顺利地完成了事故的处理。     

煤层气洞穴-筛管完井工艺

洞穴完井是单一厚煤层重要的煤层气增产完井技术之一。洞穴完井工艺流程概括为:钻头钻至煤层顶界上3m时停止钻进,进行裸眼地球物理测井,下技术套管,注水泥固井。检查固井质量合格后,钻穿煤层至底板下10m完钻。在完成该段裸眼测井和固井测井后,下入喷射式造穴器造穴,洞穴直径达到1.2m时停止造穴。最后在裸眼煤层段及以下井段安装悬挂式割缝筛管,并密封衬管和套管之间的环形空间。煤层气可以流过筛管割缝进入井筒。     

煤层气井压裂卡钻事故原因与施工建议

水力压裂是煤层气井重要的增产措施,压裂施工过程中可能因各种原因造成压裂卡钻事故,造成严重的经济损失,严重时甚至会使煤层气井报废。以煤层气井压裂施工工艺为依据,分析了煤层气井压裂施工过程中卡钻事故的主要类型,探讨了卡钻事故发生的原因,并给出相应的工程建议。研究认为,煤层气井压裂卡钻主要分为封隔器卡钻、砂埋卡钻、套管变形卡钻和落物卡钻4种类型;砂埋、井身结构变化、施工工艺及入井工具材料存在问题和人为因素是煤层气井压裂卡钻的主要原因;为防止压裂卡钻事故的发生,压裂施工前,应做好相应的准备工作,并加强管理,规范施工过程。     

徐庄煤矿西风井电缆孔卡钻事故分析、处理与预防

徐庄煤矿西风井电缆孔位于徐庄煤矿西风井院内,地面标高+37.0 m,孔底设计标高为-580 m,预计孔深约620.0 m,钻孔贯穿至井下电缆硐室内,作为地面与井下的电缆通道。该钻孔在施工过程中发生卡钻事故,经分析为粘附卡钻,在处理卡钻事故过程中采用了提、串、冲、震、顶等方法未能解卡,最后用清水泡烧碱溶液成功解卡。     

下扬子页岩气地质调查井的溶洞识别与处理

下扬子地区页岩气地质调查井皖南地1井在奥陶系宝塔组灰岩地层1223.54~1226.34 m井段钻遇了溶洞,根据地质、地震、钻井、录井、岩心、测井曲线等资料中的溶洞识别特征和规律,通过分析钻具放空,泥浆失返,钻时为0或极低,岩心缺失,电阻率明显降低,密度明显减小,声波、中子数值明显增大等溶洞特征,判定钻遇了半充填、沿井眼轴向长2.8 m的溶洞。基于以上判断,并结合实际工况,通过对比分析桥接堵漏、水泥堵漏、顶漏钻进与套管封隔、波纹管堵漏、凝胶堵漏和移井位等常见溶洞处理方法的特点和使用范围,优选了清水强钻至完整地层后下套管封隔的处理措施,保证了皖南地1井顺利完钻并实现钻探目的。