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钻井事故案例 英深1井键槽卡钻事故 基础资料 地区：英吉沙构造，时间：2004.8.28 9 5/8″*4700.70，井深6318.71m 钻进参数：钻压80-100KN、转速90-100rpm、排量18l/s。 钻井液相对密度：2.33 事故发生经过 钻进中蹩停转盘,在220-120t范围内上提下放活动钻具,提至原悬重148t转动转盘恢复正常，划眼到底，钻进至井深6318.71m，钻进中蹩停转盘,在270-120t范围内上提下放活动钻具,原悬重148t,转动转盘无效,卡死。 事故处理经过 泡解卡剂，上下活动钻具，活动范围230-110t。 爆炸松扣准备，电缆下至H:3310m，反转10圈蹩转盘，爆炸松扣成功（方钻杆提不出转盘面，无法接单根下压，爆炸松扣后，接一单根）. 上下活动钻具，活动范围250-60t解卡 循环排解卡剂，停转盘在60-265t范围活动钻具无效，卡钻，钻头位置6308.44m。 泡解卡剂，降钻井液密度，间断活动钻具（范围:80-230t） 泡解卡剂，活动钻具，范围260--60吨解卡。 用键槽破坏器、扶正器（上面铺焊耐磨材料）、水力扩眼器等专用工具破坏键槽。 水力扩眼器 键槽破坏器 测井曲线 分析意见 5249-5425m井段井斜较大，井径小于8″，井眼已经形成了键槽。随着井深的增加，起下钻次数的增多，钻具重量的增加等，发生键槽卡钻的几率也在增加。 由于在钻进过程中发生卡钻，方余不到2米，只能下压到110吨，因此，爆炸松扣接一根单根这一技术措施是正确的。 用了很长时间和很多工具破坏键槽，最后没有进行工程测井，无法对破坏键槽的效果进行评价。 对于一口设计为7000米的井，上部井段的井身质量对下部施工起着很重要的作用。 钻井事故案例 野云2井压差卡钻事故 一.基础数据 地层：J，岩性：含砾粉砂岩 当时密度：1.53，粘度46S，挂卡严重，9 5/8″套管*4599.73 二．发生经过 1．钻进至井深5963.31m，发现溢流，关井观察，套压由1.4↑48MPa，泄压，套压由48↓20.2MPa，用正注密度1.77泥浆压井不住，用密度2.05泥浆压井后，立压5MPa，套压7.5MPa，后用密度2.20的泥浆压住。 2．开井，活动钻具，卡钻，循环钻井液，泡解卡剂15小时,活动钻具上提至2300kN解卡，循环排解卡剂，起钻至井深4519.87m（套管鞋内），循环调整钻井液。下钻至5493.70m，接立柱后下放遇卡。 三．处理经过 泡解卡剂11小时，未解卡。 泡解卡剂30小时,未解卡。 泡解卡剂15,小时，未解卡。 活动钻具,600KN~2400KN刹住刹把静止3分钟,悬重恢复,解卡。 起钻探伤。 换钻头,逐根接单根通划至井深5342.00m，上提下放正常，接单根时，钻具卡死。现场分析为粘卡。 三．处理经过 泡解卡剂30小时未解卡，排解卡剂。 活动钻具，开泵循环,与正常泵压相差14MPa,经检查,泵与地面设备正常,测量迟到时间,发现在井口附近钻具刺漏。 提至600KN倒扣,倒开,悬重560KN，起钻检查钻具,第七柱中单根距公接头台阶面0.52m处,有一周向刺漏洞,长60mm,宽15mm，下钻杆对扣,上提到2400KN,开泵,排量泵压恢复正常。 循环钻井液,活动钻具。 降井内钻井液密度为2.15，静止观察，井口无溢流，浸泡解卡剂，活动钻具，转45圈锁转盘，上提钻杆胀扣滑脱，起钻完。起出5″钻杆133根（1280.86m）. 三．处理经过 实探鱼顶位置:井深1288.39m，落鱼长度:4051.7m，落鱼组合:81/2″钻头0.24+430*4A0接头0.61+61/4″DC17.53+81/2″SJB2.15+61/4″DC8.92+81/2″SJB1.91+61/4″DC43.58+61/4″JAR9.49+61/4″DC26.33+4A1*410接头0.49+5″DP127.14+5″止回阀0.56+5″DP396根3812.75。 三．处理经过 换方钻杆，接φ118mm大头反扣公锥,5反扣单杆下钻至鱼顶，循环冲洗鱼头，造扣，起钻未获。 换5反扣公锥下钻至鱼顶，反复多次造扣无效，公锥滑扣，起钻完,起出5公锥滑扣处磨φ84*L65mm。 下入端部φ126大头反扣公锥，原悬重360KN压至280KN转20圈倒开，上提悬重增加不明显。起钻完（大头公锥滑扣） 换5公锥下至鱼顶，打捞，5公锥滑扣，起钻完,出井5反扣公锥磨光φ84*L125mm 三．处理经过 改大头公锥扣端面129mm，下钻至鱼头，造扣，圈爆炸松扣，起钻完.捞获5″正扣钻杆5根(48.12米)井下仍有落鱼长:4003.58米.鱼顶井深:1336.51米。 换反扣方钻杆,倒出5＂ＤＰ３１根（298.08m)