钻井事故及处理

发布网友发布时间：2022-04-20 10:04

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热心网友时间：2023-09-28 02:24

下面这个是一部分，给我你的邮箱，太长了，word 500多页。是各种钻井事故及处理方法以及实例例一大港油田 W-29井 1.基础资料 (1)表层套管:Φ339.7mm,下深102.53m。 (2)技术套管:Φ244.5mm,下深998.10m。 (3)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2612m。 (4)钻具结构:Φ215.9mm钻头+Φ159mm钻铤141.77m+Φ127mm钻杆1505m。 2.事故发生经过下钻至1667.61m,循环钻井液,泵压13.5MPa。因气管线爆破而停泵。修好后开泵,泵压升至20MPa憋不通,活动钻具无效,钻头位置1658.11m。 3.事故处理经过 (1)原钻具倒扣,一次倒出1247.24m,鱼长410.37m。 (2)原钻具对扣后,爆松倒扣,起出钻杆1490.52m,鱼长177.09m。 (3)下外径193.7mm套铣筒,铣至1640m。 (4)下震击器对扣,震击解卡。 4.认识与建议 (1)本井在停泵时,已提起一个单根,连同方钻杆在内有二十多米的下放馀地,但到卡钻时,丝毫末动,说明粘吸卡钻的可能性最大。 (2)本井下有技术套管,已将易塌层封隔,环空堵塞的可能性不大。不应该是坍塌或砂桥卡钻,应是粘吸卡钻。如果是环空堵塞而不是钻头水眼堵塞的话,要不了20MPa,就可以把地层憋漏。 (3)本井下钻至中途循环钻井液正常,但停泵后再开泵就憋泵,看来是钻头水眼堵塞,很可能是放回水造成的。因一个小小的误操作,丧失了注解卡剂的机会,十分可惜。 (4)本井可以下爆炸筒,炸掉钻头水眼或炸裂钻铤,恢复循环,再注解卡剂解卡.这样处理起来比套铣倒扣的危险性少得多。例二河南油田 T-491井 1.基础资料 (1)表层套管:Φ339.7mm,下深50.64m。 (2)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2195m。 (3)钻井液性能:密度1.03g/cm3,粘度32s,滤失量8ml。 2.事故发生经过钻进至井深2195m,循环好钻井液,准备起钻。因吊卡不能用,等吊卡一个多小时,也没有循环钻井液,活动钻柱不及时,造成卡钻。 3.事故处理过程 (1)注解卡剂12m3浸泡,末解卡。 (2)第二次注原油10m3浸泡,末解卡。 (3)第三次注解卡剂12m3,浸泡24小时,解卡。 4.认识与建议 (1)本井钻井液密度1.03g/cm3,接近海水密度,仍然发生卡钻,说明压差并不是决定性因素。 (2)等吊卡一个多小时,不循环钻井液,不及时活动钻具,是极大的错误。 (3)本井连续注三次解卡剂才解卡,说明注一次解卡剂不能解卡,并不等于绝望,可以改变解卡剂类型及浸泡时间,就有可能取得效果。例三胜利油田 F-23井 1.基础资料 (1)表层套管:Φ339.7mm,下深84m。 (2)技术套管:Φ244.5mm,下深1970m。 (3)裸眼:Φ215.9mm钻头,钻深2994.14m。 2.事故发生经过钻至2994.14m,因一档链条断,将钻具提起21m,检修链条,未及时下放活动。待链条接好后,上提钻具由原悬重840kN提至1200kN,下放到零。循环过程发现泵压由16MPa降至8MPa。 3.事故处理过程 (1)注入解卡剂40m3,替钻井液时,泵压由12MPa降至10MPa,15分钟后,发现井口有解卡剂返出,判断是钻具剌漏,循环短路。经测试剌漏位置在1530m。 (2)原钻具倒扣,一次倒出钻杆1651.80m,将剌漏钻杆倒出。 (3)下Φ127mm公锥打捞三次,均末成功。 (4)下Φ114mm公锥打捞,造扣后,上提到1100kN,停3分钟,悬重下降到1000kN,活动数次后,恢复到原悬重840kN。开泵循环,泵压正常,事故解除。 4.认识与建议 (1)循环钻井液时,已经发现泵压由16MPa降至8MPa,如地面无问题,那肯定是钻具剌漏,短路循环。在这种情况下,就不应该注解卡剂,而应测一个循环周,确定钻具剌漏位置,然后,直接倒扣或爆松倒扣,将剌漏的钻具起出,才能进行下一步的工作。第一次注入解卡剂40m3,纯粹是浪费。 (2)一次倒出钻杆1651.80m,将剌漏钻杆倒出,是非常幸运的事。当然,本

热心网友时间：2023-09-28 02:24

太多了！不具体点没法说…