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1、1长 庆 钻 井 总 公 司 第 二 工 程 项 目 部公 务 通 知二部发201235 号技术简报（1）机关各办公室、辖区各钻井队：现将近期发生的井下事故、复杂和钻具事故予以通报，望各单位认真吸取教训，切实加强技术管理，推动全年整体提速目标顺利实现。一、井下事故和复杂（一）30123 镇 258-407 井卡钻1.基本情况30123 施工的镇 258-407 井是一口采油井，设计井深 2442米，位移 673.74 米，方位 92.87 度，造斜点 350 米， 2012 年5 月 16 日 14:00 一开，表层井深 334 米。2012 年 5 月 18 日12:00 二开。22.发生经
2、过5 月 19 日 2:00 钻至井深 798 米发生失返性漏失，起钻堵漏。下入钻具：166DC（11 根）*99.78+461*410*0.5+127DP11:00 在关井挤封过程中发生粘吸卡钻，后经过倒扣、套铣，5 月 20 日 17:00 事故解除，共损失时间 30 小时。3.原因分析该井发生卡钻事故的直接原因是在挤封堵漏时错误的下入钻铤，未考虑挤封过程中泥饼过厚后造成的井下风险，钻具静止时间过长发生粘吸卡钻。（二）40008 川平 50-14 井卡钻1.基本情况由 40008 队施工的川平 50-14 井是超低渗透第二项目部的一口水平井，设计井深 3271 米，水平段长 1000 米，
3、靶前距339 米。4 月 26 日 6：00 日一开，表层井深 181 米，4 月 27 日5：00 二开，5 月 12 日 14:00 入窗，入窗点 2303.81 米，5 月22 日 11:00 完钻，完钻井深 3406 米，实际水平段长 1102.19米。2.发生经过2012 年 5 月 23 日起钻至 1063 米下钻，短程起下，下钻至32230 米时遇阻，划眼一根上提下放困难，倒划眼起钻倒换钻具组合。下入钻具组合为：215.9mmBIT0.25+200mmSTAB*1.25+168mmDC(1 根)+410*4610.45 +127DP2012 年 5 月 24 日 2:00 下钻至
4、 2233.12 米遇阻，接方钻杆划眼，划完一根后上提下放困难，单泵循环到 5:00 泵压(9MPA)，开泵上下活动仍然困难，开双泵循环（14MPA）一个小时，效果明显。停泵下放无遇阻，接单根，开泵上提下放有轻微遇阻，用方钻杆往下带了 6 根单根下放无反应，然后方钻杆将下入的钻杆起出，起至 2230 米无反应，决定下钻，下钻至 2375 米遇阻，上提下放困难，转转盘困难，卡死，2012 年 5 月 25 日 12:00配 25 方 KCL 打入井底，替水 20 方浸泡。21:00 活动钻具解卡，共损失时间 43 小时。（三）30526 固 50-53 井表层报废1.基本情况由 30526 队施
5、工的固 50-53 井设计井深 1578 米，位移101.76 米，方位 248 米，造斜点 350 米；2012 年 5 月 21 日2:00 一开，表层深度 294 米。42.发生过程5 月 23 日 3:00 开始下表套，在下表至 14 号与 15 号对扣时，由于扣不好上，错扣电焊下入时套管脱扣，14 根套管落井，后经打捞无效，5 月 24 前拖井架重新开眼。3.原因分析违背下套管技术措施，管理干部和技术干部监管不到位，主要骨干把关不严，发生了不该发生的低级错误。4.事故损失情况报废进尺 294 米，损失表套 14 根 147.17 米。（四）40630 木平 52 井油套粘卡1.基本情
6、况由 40630 队承钻的木平 52 井设计井深 3187 米， 靶前距253 米，设计方位 345.04，2012 年 4 月 16 日一开，表层井深：201 米，2012 年 4 月 17 日二开，造斜点 2120 米，入窗井深 2574 米， 2012 年 5 月 17 日完钻，完钻井深 3210 米，水平段长 636 米。 2.发生过程2012 年 5 月 23 日 1:00 开始下套管，下套管前的泥浆性能：密度 1.45g/m3,粘度：60s。12:40 分下至 217 号，在灌泥浆时套管发生遇阻，套管下深 2187 米（井斜 7 度） ，接方钻杆开泵，5泵压 6MPa，开泵正常，上
7、提下方遇阻，判断为粘吸卡钻。后经过浸泡氯化钾溶液，上下活动加转动，5 月 24 日 14:00 解卡，共损失时间 25 小时。3.原因分析该井由于前期注水井没有停注，发生出水现象，泥浆加重造成泥饼太厚，易形成粘卡；钻井队在灌泥浆过程中没有意识到井下风险，套管活动间隔时间长，10 余分钟没有活动。（五）40006P 陈平 22-6 井配合接头断裂1.基本情况由 40006P 承钻的陈平 22-6 井位于甘肃省华池县怀安乡，设计井深 3005 米，水平段长 800 米，靶前距 231 米，方位165.01 度，2012 年 5 月 3 日 18:00 一开，表层井深 242.46 米，5 月 5
8、日 7:30 二开。2.事故发生经过2012 年 5 月 18 日 18:00 钻至井深 2112 米时，泵压下降2MPa（由 8-9 MPa 降至 7 MPa,同时转盘出现蹩跳现象，井队没有循环起钻检查情况。起初后发现定向接头公扣出现断裂，下部钻具落井，落鱼结构为：81/2SVT517GK 牙轮钻头+7LZ172 螺杆+431x460，此时井底井斜 67 度。事故发生后，钻井队先后两次下入 81/8 卡瓦打捞筒加装6167mm 卡瓦牙均未捞获落鱼，5 月 20 日下带加长筒的卡瓦打捞筒，下至 850 米遇阻，前后两次下牙轮钻头通井，两次下该打捞工具均在同一地方遇阻，后下入钻头在遇阻段扩划眼至
9、 1760米，下带加长节卡瓦打捞筒在 1580 米遇阻，划眼无效，后下入公锥造扣打捞同样没打捞成功，5 月 25 日 6:00 起钻完，经有关人员商量认为该井前期井下复杂，事故耽误时间长，打捞成功的把握不大，决定填井侧钻。3.事故原因分析该井使用的配合接头来历不明，疲劳断裂是造成事故的主要原因；下入钻具没有丈量接头内外径，使得发生事故后打捞工具尺寸匹配不准。二、钻具、井下工具失效截止 5 月 25 日，项目部发生断钻铤、断接头、变径扶正器刺漏等钻具、井下工具失效共 11 起。暴露出钻具管理、入井钻具检查、钻具倒换及座岗等方面存在问题。（一）断钻具事故统计队号 井 号 工 况断钻具部 位落鱼长度
10、 打捞工具损失时间 备 注镇305-102S366 米，表层钻进泵压下降第 8 根钻铤母扣下0.17 米处断92.69米LT-194 打捞筒，155 螺旋卡瓦牙14h 30656镇305-102下钻过程中，上扣时断第 7 根钻铤公扣断 2h未落入井中，刚探7过伤镇304-10089 米，表层钻进泵压下降螺杆传动轴断 1 米 10h井漏加事故前拖井架30661 里 67-3 939 米，311PDC钻进泵压降螺杆旁通阀下接头公扣断8.80米LT-206 打捞筒，170 螺旋卡瓦牙10h311 井眼，螺杆不匹配30106 木 104-2 2669 米，正常钻进泵压降螺杆上431460短钻铤公扣断8
11、.64米LT-206 打捞筒，170 螺旋卡瓦牙17h 40005Y 庆平 45 2190 米，划眼到底慢螺杆上431460接头公扣断8.77米LT-206 打捞筒，170 螺旋卡瓦牙35h 30665 木平 34-21998 米，循环时泵压突升，起钻遇阻泵压降螺杆上431460接头公扣断8.09米LT-206 打捞筒，170 螺旋卡瓦牙59h 40006P 陈平 22-6 2112 米钻进中泵压下降螺杆上431460接头公扣断8.60LT-206 打捞筒，170 螺旋卡瓦牙30665 木平 34-2 2279 完钻循环泵压下降 3Mpa 变径扶正块处刺漏40008Y 川平 50-14 268
12、0 米钻进泵压下降 3Mpa 变径扶正块处刺漏40008Y 川平 50-14 2900 米钻进泵压下降 变径扶正块处刺漏合计 147h30665 木平 34-2 井变径稳定器刺漏照片40008 川平 50-14 井变径稳定器失效照片8（二）原因分析从发生事故的原因分析，2 起属于螺杆质量问题、2 起钻铤断、1 起短钻铤公扣断、3 起配合接头公扣断均属于钻具疲劳破坏，3 起变径扶正器刺漏属于工具不能适应水平段高泵压钻进需要，工具质量标准达不到施工要求。三、后期注意事项及技术要求近期发生的井下事故、复杂和断钻具事故，源于责任心不强、技术措施执行不到位，必须引起钻井队各及管理人员高度重视。1.严格执
13、行特殊作业下的技术措施，对于挤封堵漏、处理井下复杂、特殊井下套管、水平井通井作业等工序，必须在下入钻具时认真梳理、识别井下风险，并采取相应预防技术措施。2.出现井下事故和复杂时，必须第一时间向技术办和有关领导汇报，及时沟通并采取有效措施，防止延误处理事故的最佳时机。 3.进入斜井段后钻进过程中加大离心机使用时间，密度在1.20 以下保证每天使用在 5 小时以上，密度在 1.20-1.30 保证每天使用在 10 小时以上，密度在 1.30 以上保证每天使用在 15小时以上，不要担心密度降，密度降了可以再加起来，地层造9浆产生的泥和重晶石中的泥质含量很容易造成粘卡。4.PH 控制在 8-9，尽量往
14、 8 靠，减少地层造浆。5.完井下套管前下钻通井时必须使用离心机，循环时间保证 4 小时以上，循环过程同时加上 1 吨的沥青粉循环，起钻前在水平段加入 1-2 吨石墨。6.引进工业盐氯化钠，通过加大盐的加量提高密度，减少重晶石的加量，达到减少钻井液中固相含量的目的。工业盐的密度能提到 1.19，能减少目前钻井液中 50-80%的重晶石加量。7.对于送井钻铤、短钻铤、配合接头必须有检验报告，技术员现场检查验收。8.严格执行钻具探伤制度，常规井要求每 3 口井，水平井每口井对钻铤、短钻铤、接头、扶正器、螺杆、提丝、提升短节进行探伤，特殊情况可以在施工间隙申请探伤。禁止钻井队将接头带在钻具、螺杆、扶
15、正器上不按时进行探伤。9.入井钻具、接头必须内外尺寸清楚，并绘制草图，为打捞方案和工具选择提供准确依据。10.坚持钻具上下倒换制度，改变钻具受力状态。11.认真检查入井钻具公母扣及钻具本体有无外伤(刻痕、砸伤等)12.钻具连接前，清洗公母口及台阶面，涂匀丝扣油；按照10规定扭矩上扣：钻铤 7Mpa，钻杆 5Mpa。13.由于目前变径稳定器的质量不能满足高泵压条件下钻进需求，在水平段施工暂时停用变径扶正器。14.加强泵房坐岗，认真填写座岗记录，准确记录泵压数值，水平井记录不同泵额定泵冲下的泵压。15.泵压下降必须停钻分析原因，原因不明不得继续钻进。16.泵压下降后应急处置：钻井队要严肃对待泵压下
16、降问题，出现泵压下降，不要盲目上提钻具超过 3 米，必须从泵压、无线波形、悬重方面判断清楚井下：（1）上提 2 米之内，排除地面因素是否导致泵压下降。（2）泵压下降大于 2Mpa，悬重变化明显，无线无信号，上报技术办确定下步方案：证明钻具已断，探明方入，处理泥浆，充分循环方可起钻。（3）泵压下降大于 2Mpa，悬重变化不明显，无线无信号，上报技术办确定下步方案,证明钻具已断，上提不得大于 3 米，处理泥浆充分循环，试打捞无线仪器，再起钻。（4）泵压下降大于 2Mpa，悬重变化不明显，无线有信号，上报技术办定下步方案,有可能钻具从无线接头下断，处理泥浆充分循环，起钻。11（5）泵压下降在 0.5-2Mpa，悬重变化不明显，无线波形正常，上报技术办定下步方案：有可能钻具刺漏，必须起钻检查钻具。第二工程项目部二一二年五月二十八日
