发布时间 : 星期三 文章钻井卡钻事故原因以及案例资料更新完毕开始阅读ac205cb7162ded630b1c59eef8c75fbfc67d9415
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Φ660.4 mm钻头，钻深752 m，Φ473.1 mm套管下深750 m，封隔潜水面以上穆卡拉组的易漏地层；二开，采用Φ444.5 mm钻头，钻深2052 m，Φ339.7 mm套管下深2050m，封固哈施亚特组和凯森组的易漏层；三开，采用Φ311.1 mm,钻头，钻深2522 m，Φ244.5 mm套管下深2520 m，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2902 m，Φ177.8 mm套管下深为2370～2900 m，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Φ152.4 mm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Φ660.4 mm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+ Φ241.3 mm减振器+Φ241.3mm钻铤+Φ203.2 mm钻铤+Φ203.2 mm随钻震击器+Φ158.8 mm钻铤+Φ127.0 mm加重钻杆+Φ127.0 mm钻杆。钻井参数：钻压2040 kN(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100 r/min，注气排量56～71 m3/min，基液排量0.189 m3/min，泡沫体积分数为1.5％，注气压力3.0～3.7 MPa。钻至井深397 m，短起至井深244 m，下钻时在井深279 m遇阻，在279～287 m井段划眼1 h后，下钻至井深310 m遇阻，划眼4.5 h下至井底。钻至井深416.51 m，
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在上提准备接单根时，空压机排量从90.56 m/min降至70.80 m/min，后空压机不工作，造成钻具被卡，钻头位置在井深408 m处。采取活动钻具、将泡沫体