1、,2010年7月22日,复杂情况处理卡钻的预防和处理,2,汇报提纲,卡钻的基本概念,钻井过程中，钻具在井下既不能转动又不能上下活动而被卡死的现象称为卡钻(Pipe Sticking)。如果对井塌、井漏和井喷等各种井下复杂情况和事故处理不当，最后都可能导致卡钻。在正常钻进过程中，若采用的工程、定向井或钻井液措施不当也会发生卡钻。,卡钻的种类,钻井过程中常见的卡钻方式有以下几种：压差卡钻 沉砂卡钻井塌卡钻 砂桥卡钻硬物卡钻 缩径卡钻泥包卡钻 键槽卡钻其中大多数卡钻的发生与钻井液有关。,压差卡钻,概念：井下压差作用下，钻具粘附在井壁泥饼上，既不能上提下放又不能转动的井下复杂事故。,必须存在三个条件：
2、a. 静液柱压力必须大于地层压力；b. 要有渗透性地层且其上形成了厚泥饼；c. 钻杆必须和泥饼接触。,特征：a. 初期显示是扭矩和拉力加大，这与井内摩擦力增加有关，但这种现象也可能由其它原因造成；b. 卡钻后泥浆循环不受影响，这是压差卡钻最主要特点；c. 钻杆不能活动或转动，是压差卡钻的另一主要特点；d. 压差卡钻一般是钻具长时间静止不动而造成的，接单根也会发生压差卡钻, 但一般都需要更长的静止时间。,压差卡钻,(1)随着钻井液密度和压差增大，摩擦阻力也增大。(2)钻具与井壁的接触面积越大，则摩擦阻力越大。该接触面积的大小与下述因素有关：井眼与钻具尺寸。井斜角及方位角的变化情况。泥饼厚度及质量
3、。卡钻时间长短。岩屑床厚度(对于大位移井与水平井)。泥饼摩擦系数。,压差卡钻,预防措施,工程方面：用较小直径，较短的方形或螺旋形钻铤加扶正器控制井斜及方位变化勤活动钻具,减少钻具静止时间,泥浆方面：尽可能用低密度泥浆维持低滤失量提高泥饼质量提高泥浆润滑剂降低泥浆中的有害固相,压差卡钻,注解卡液（油，油基泥浆，饱和盐水，酸，特制解卡液）降低循环泥浆的密度,减小液柱压力上提猛放，适当转动, 倒扣，套铣,泡解卡液；减少压差；机械法,上述三种解卡方法一般都需配合使用才能快速有效地解除卡钻,解卡措施,压差卡钻,砂桥沉砂卡钻,原因：井径不规则；泥浆携砂能力低，井眼净化差；斜井岩屑床滑动；泥浆悬浮性差。特征
4、：泥浆出口流量减少,甚至完全不能返出；泵压增高；扭矩增大,钻具不能活动。预防措施：保持井璧稳定，防止出现大肚子井眼；提高泥浆的携带能力和悬浮性能，在可能的情况下提高泥浆的排量；起钻或接单根前增加泥浆循环时间。,井塌卡钻,原因：胶结不好的地层。通常出现在上部井段，主要是松散的砂子、砾石和泥土 等，它们能够向井内流动造成卡钻。 异常地应力地层。由于井璧上的应力超过了地层的抗压强度，由此而导致岩石破坏，大块的岩石碎片剥落入井，引起卡钻。井璧损坏导致井径扩大，进而引起井眼的净化问题，还会引起别的类型的卡钻。由于页岩比砂岩的抗压强度低，所以页岩地层比较容易发生井璧破坏。 裂缝或断层性地层。 特征： 部分
5、坍塌卡钻与砂桥卡钻相似。如果是完全坍塌卡钻，一般全无泥浆返出；泵压迅速急剧升高；钻具完全不能活动。,井塌卡钻-预防措施,在可能的条件下要监测地层压力，地层压力高会增加井璧的不稳定性，因而需要适当提高泥浆密度；提高泥浆密度虽然并不能直接解决胶结不好地层的卡钻，但是可以帮助形成泥饼起到稳定地层的作用，另外对于裂缝和断层有关的井眼失稳问题，提高泥浆密度对 井眼的稳定性没有多大作用，反而在一定情况下会使问题恶化。泥浆必须能够形成一个坚韧、低渗透性的泥饼；不要使用超出净化井眼所需的泥浆排量，太高的返速会冲蚀已形成的泥饼并影响到地层，同时避免引起井漏；靠近胶结不好的地层处，要尽可能避免转动钻头和扶正器，否
6、则会导致泥饼脱落并引起地层的不稳定；起下钻通过复杂地层时，应特别小心，尽量减少泥饼的脱落，尽量简化钻具组合。在钻穿潜在的严重漏失层位（如：断层或煤层）前，要停止钻进，然后进行循环来做好准备工作。干净的环空有利于在严重井漏发生时防止环空堵塞并卡钻；严格控制通过裂缝性地层时的起下钻速度，以减少对地层的干扰,砂桥沉砂/井塌卡钻 -解卡措施,首先小排量建立循环，逐渐增加排量，循环正常后，大排量长时间循环，尽可能使环空干净小排量循环时，不要使用稠泥浆或大幅度改变泥浆性能调整泥浆，正常循环一段时间后可以用稀塞和稠塞扫井对钻具的遇卡的反方向施加力，上提下放，也可以适当的蹩着扭矩其他方法解卡,概念： 缩径是指
7、已钻过井段的井眼直径小于所使用的钻头直径，即井径缩小的现象。 缩径常发生在盐膏层、含盐膏软泥岩、含膏泥岩、浅层高含水泥岩、浅层或中深井段的泥岩层和高渗透性砂砾岩等类地层中。造成缩径的原因有以下几种： (1)盐岩、含盐膏软泥岩是一种塑性体。 (2)对于浅层或中深井段成岩程度较低的含大量蒙脱石的泥岩，当其被钻开后，蒙脱石吸水膨胀造成井径缩小。 (3)在高压高含水的塑性泥岩中钻进时，泥岩就会发生塑性变形，造成缩径。 (4)在高渗透性砂岩或砾岩中钻进时，钻井液滤失量过大或环空返速过低，就会形成厚泥饼而造成缩径。,缩径卡钻,缩径卡钻-水敏地层,原因：水敏性泥岩会因吸收泥浆中的水分而膨胀，泥岩膨胀粘住钻具
8、而造成卡钻。对油基泥浆而言，当地层水矿化度大于油基泥浆中水相矿化度时，也会出现同样的结果。预防：尽快地钻穿水敏性地层并下入套管，尽量减少钻具在裸眼中的暴露时间；保证泥浆的抑制性，水基泥浆中的包被聚合物、KCl等抑制剂的量必须加够；当使用水基泥浆时，必须密切监测MBT值，由它能测量出泥浆中的般土含量, 如果MBT变大了，表明泥岩正在与泥浆发生反应；钻进时，要有规律地进行通井；在地层水化非常严重的情况下，应考虑换成油基泥浆,缩径卡钻-流塑性地层,原因：最常见的流塑性地层有盐膏层，岩盐和塑性页岩，由于压力不平衡，这些地层可产生塑性变形并向井眼内蠕动，造成缩径。预防：通过提高泥浆密度可防止或减轻地层的
9、蠕动，在打开已知的流塑性地层前要提高泥浆的密度，在最初的几米中最容易发生卡钻。使用偏心钻头钻一个稍大点的井眼或在钻具组合中使用扩眼器；下钻时要划眼，钻进时每个单根或每个立柱都进行划眼；在裸眼中要保持钻具活动，要有规律地进行通井；,缩径卡钻-解卡措施,对于水化膨胀引起的缩径卡钻，应该对钻具的遇卡的反方向施加力，建立循环，谨慎划眼，在盐岩中解除卡钻，可以泵入淡水浸泡钻具组合底部周围以溶解盐层，与此同时还要进行上击，一旦解卡应进行划眼来调整井眼；在页岩中解除卡钻，可以采用泵入油和清洗剂或润滑剂并配合上击的方法，一旦解卡应划眼以调整井眼。,钻头泥包卡钻是指在上提钻具的过程中，因钻头泥包而遇阻所造成的卡
10、钻。钻头泥包是由于在易吸水膨胀的泥岩地层中钻进时，由于环空返速过低，钻井液粘度高、滤失量大，吸水膨胀的泥岩岩屑粘附在钻头卜，而没能及时被上返的钻井液所清洗掉而造成的。 防止钻头泥包卡钻可采取以下措施：选用合适的环空返速，及时携带岩屑；依据地层的特性，选用抑制性强的钻井液；在钻井液中加入钻头防泥包剂，改善钻井液的润滑性能，降低岩屑在钻头上的粘附力等。,钻头泥包卡钻,案例分析,案例一：,某井在起 钻和下钻过程中，在2300-井底频繁阻卡，蹩扭矩严重，倒划眼和划眼过程中振动筛只有少量细碎钻屑，并且钻具起出后间隔半天，下钻仍然遇阻。,判断原因：缩径卡钻解决方案:提高钻井液密度,案例分析,案例二：,某大
11、斜度井在完钻后起钻基本顺利，更换通井钻具后，上部下钻顺利，但是下钻至2500米左右突然遇卡，过提50吨提活，划眼下钻困难，振动筛有少许细碎钻屑，泵压正常,判断原因：井眼轨迹有问题、钻具组合不当解决方案:将遇阻点反复划通畅,案例分析,案例三：,某井钻进至2500米，钻速减慢，上体活动至至2483米，憋泵无返出，但扭矩基本正常，钻具不能上提，下放正常，不能开泵,判断原因：泥包卡钻解决方案:泵入解卡剂至井底，浸泡钻头，解卡,案例分析,BZ34-1A7井使用的是GID泥浆，完钻最大井斜为50.4度，完钻层位为明化镇组。正常钻进至2507m后，倒划至2485m，泵压突然上升至25MPa（正常钻进排量33
12、00L/min、20MPa），降低排量，下放钻具遇阻，憋扭矩32KNm，顶驱憋停，钻具无法活动，开泵：3000L/min，泵压20MPa。上提下放13022T无效，憋扭矩2030KNm上提下放无效，以不同泵冲循环无效，泵入5方稀塞冲洗无效。,案例四：,案例分析,案例分析,经过多次上提下放均不能解卡，决定用解卡液浸泡，替解卡（15方柴油+PIPE-LAX 360kg）液至环空扶正器以上50米，钻杆内剩余8方。每10分钟活动钻具一次，控制上提悬重100吨，下放悬重22吨。每30分钟泥浆顶替15冲。顶替时憋扭矩30KN.m上下活动钻具两次，下压至悬重22吨，静止5分钟。浸泡6小时无效，替出并回收解卡
13、液，转天测卡点位置约为2230米。第二次解卡，配制解卡液32方：32方柴油+ PIPE-LAX1080kg，替稠解卡液30方，顶替至环空2100米，钻杆内剩余解卡液5方。每隔10分钟，上提至悬重80吨，憋扭矩下放钻具活动35次后，将钻具憋扭矩30Kn.m下压至悬重22吨静止，施加扭矩时记录钻具转动圈数。释放扭矩后重复以上操作，每隔0.50.75小时泥浆顶替20冲。以上操作持续6小时，多次上提钻具至180吨，悬重突然恢复到65吨，开顶驱，钻具能够旋转，钻具解卡成功。此次解卡液浸泡时间7小时。,原因：泥包/沉砂卡钻解决方案：,25,BZ34-4-4P3井钻进至3789米(垂深:3373.37米)，
14、机械钻速下降，上提活动钻具时，顶驱蹩停，泵压下降约1MPa，释放扭矩后顶驱始终无法转动，钻具无法活动，返出及泵压稳定。泵入5m3稀胶液，上提至中和点，蹩扭矩38Kn.m后迅速下放至顶驱悬重，震击器多次下击未能解卡。期间循环调整泥浆性能（比重降至1.44g/cm3，粘度56S）。 钻进期间： PEM钻井液：密度1.45g/cm3，粘度：57s， 排量：1100L/MIN，泵压：78MPa， 井斜：30.87，方位：108.29， 地层：沙三段，岩性：荧光粉砂岩夹少量灰色泥岩。（储层底部）,案例五：,案例分析,26,2、卡钻时录井曲线图,案例分析,27,案例分析,28,案例分析,第一次配制解卡液7
15、方： 柴油（6.5方）+PIPE-LAX（0.54T） 4月4日18:00替入5 m3重稠浆(SG:1.60g/cm3,FV:83S)+5 m3解卡剂+2 m3重稠浆(SG:1.60g/cm3,FV:83S)，用1000L/min的排量顶替至2 m3解卡液到环空。逐步增加上提悬重至300T，稳定10min，震击器上提至180T时工作，下放至中和点，蹩扭矩38Kn.m，快速下放至顶驱悬重，震击器下放至75T时工作，多次上下活动钻具，无法解卡。上下活动期间，每隔半小时顶替0.25 m3解卡液进入环空，浸泡6小时无效，替出并回收解卡液，期间震动筛返出干净。,原因：硬物卡钻处理过程：,29,案例分析,
16、等待期间处理过程： 继续在悬重280T35T 之间上下活动钻具，无效。逐步提高排量至1800L/min，在悬重280T35T悬重之间活动钻具，无效，泵压和返出稳定。循环期间震动筛处未发现掉块。 接基地通知，准备再次配置解卡液。,30,案例分析,第二次配制解卡液7方： 柴油（6.5方）+快T（0.54T） 4月5日13:30替入5 m3重稠浆(SG:1.60g/cm3,FV:83S)+5 m3解卡剂+2 m3重稠浆(SG:1.60g/cm3,FV:83S)，用1500L/min排量顶替至2 m3解卡液到环空，浸泡解卡剂。在悬重280T35T （顶驱悬重）之间活动钻具，震击器上提至180T时工作，
17、下放至中和点，间歇性蹩扭矩39Kn.m，快速下放至顶驱悬重，震击器下放至75T时工作，蹩扭矩静止15mins，震击器工作多次仍未解卡。期间每隔一小时顶替0.25 m3解卡液进入环空。,31,案例分析,解卡液 浸泡16小时无效，缓慢开泵，逐渐提高排量至1000 L/min，替出并回收解卡液，继续在悬重280T 90T之间活动钻具，间歇性蹩扭矩至38Kn.m，维持15mins，震击器多次震击仍无法解卡。 期间循环调整泥浆性能，排量由1000 L/min逐渐提高至1600L/min时，井下发生渗漏（最大漏速36m3/h），降低排量至1000L/min，向井浆中加入单封(0.25T)及随钻堵漏剂(1T
18、)后液面稳定，循环期间振动筛未发现掉片。 接基地通知，准备用5%的酸液浸泡。,32,案例分析,第三次配制5%的酸液5方(专业人员配制) 酸液配方：5%HCl+4%高温缓蚀剂+2%铁离子稳定剂 并配制重稠浆40方(SG:1.58,FV:123s)，重稠浆中加入SZDL 0.5T，SEAL 1T，预防酸化后井筒漏失。4月7日23:45开始替入10 m3重稠浆(SG:1.58g/cm3,FV:123S，PH: 7.5) +4 m3 5%的酸液+6.5 m3重稠浆(SG:1.58g/cm3,FV:123S，PH: 11) ，用固井泵顶替酸液至钻杆内剩200米，接顶驱，蹩扭矩至39Kn.m，在悬重110
19、T140T之间活动钻具多次以传递扭矩，下放钻具至悬重90T，密切观察扭矩及悬重未发现变化，无法解卡，期间井下有轻微漏失，漏速约1 m3/h。,33,案例分析,酸液浸泡45分钟后，无效，顶替出井筒，泥浆池液面基本稳定，继续在110T250T悬重之间活动钻具，间歇性蹩扭矩至39Kn.m，快速下放至顶驱悬重，维持15 min，无效。尝试上提至280T多次，无效。期间逐渐提高排量至1300L/min，井筒无漏失，震击器正常工作。 接基地通知，准备进行倒扣作业，施加反扭矩倒扣，理论计算，分别从2190米，3395米，2050米左右(两次)倒开。,34,案例分析,4月9日12:00接基地通知，准备爆炸松扣
20、。第一次下爆炸松扣工具(导爆索12股)至3741.31m(震击器与挠性接头间接头)，点火爆炸，电流波动明显，未见悬重及扭矩波动，电缆张力基本无波动，检查地面设备，确认已点火。起出工具检查，发现CCL仪器有轻微变形，马笼头信号连接处故障。 第二次下爆炸松扣工具(导爆索14股)至3741.31m，点火爆炸，未果。逐步增加反扭矩至30Kn.m，上下活动钻具时钻具倒转，继续反转钻具10圈，扭矩平稳，确认钻具已倒开。汇报基地，决定起钻至井口，计算倒开位置为2870.24m。下钻至2870m，小排量下放钻具对扣成功后，逐步提高排量至1350L/min，泵压1011MPa，监测定向井MWD仪器无信号。在35
21、T280T悬重范围内活动钻具，震击器未工作，多次蹩扭矩至39Kn.m，上下活动钻具，无效。 下放测卡点工具至3000m、3500m、3720m(震击器以上第一根加重钻杆)，确认钻具在测点位置处于自由状态。,35,案例分析,第三次下放爆炸松扣工具(导爆索14股)至3734.28m（震击器上部与变扣接头处），点火爆炸，未果。 第四次下放爆炸松扣工具(导爆索12股)至3723.91m（震击器以上第一根加重钻杆与第二根节箍处），点火爆炸，未果。 尝试过提倒扣，理论计算，分别从1700米和2320米处倒开，汇报基地，决定起钻确认倒开位置，准备下反扣钻具实施倒扣。,案例分析,KL11-2-1井钻进至1436-1438米时钻进困难，1438-1439米变快，1440.9米变慢,上提倒划2米遇卡,憋泵无返出，上提下放,转动无效.憋通建立循环,但钻具卡死,案例六：,性能变化：氯根 160000，粘度下降，密度增高原因：流塑性泥岩卡钻解决方案：提高密度、饱和盐水,LD5-2A19井卡钻过程简介,案例七：,案例分析,原因: 粘卡,欢迎指正！,
