伊拉克AHDEB项目-绿洲钻井事故与复杂

伊拉克绿洲项目所钻井的事故和复杂统计和介绍

伊拉克AHDEB项目 

钻井事故与复杂统计 

（截至2011年12月31日） 

钻井作业部 

2012‐1 

伊拉克绿洲项目所钻井的事故和复杂统计和介绍

目    录 

一、卡钻 .......................................................................................................... 1 

1. AD11卡钻 .............................................................................................................. 2 2. AD15卡钻 .............................................................................................................. 5 3. AD2‐7‐4H卡钻........................................................................................................ 8 4. ADR3‐3卡钻 ......................................................................................................... 12 

二、断钻具 ..................................................................................................... 13 

1. AD2‐231H 井断钻具 ............................................................................................. 14 2. AD104H断钻具 .................................................................................................... 16 3. ADM3‐3螺杆传动轴断裂落井、侧钻 .................................................................... 18 4. AD4‐10‐4H螺杆传动轴断裂落井 ........................................................................... 22 5. AD4‐12‐4H断钻具 ................................................................................................ 26 

三、井底落物 ................................................................................................. 31 

1. AD12钻具落井 ..................................................................................................... 32 2. AD1‐7‐3H 7"套管护丝落井 .................................................................................... 33 3. AD2‐231H 井底落物 ............................................................................................. 36 

四、溢流 ........................................................................................................ 38 

1. AD2‐9‐3H溢流...................................................................................................... 39 

五、井漏 ........................................................................................................ 45 

1. AD4‐12‐3H井漏 .................................................................................................... 46 2. AD4‐12‐4H井漏 .................................................................................................... 50 3. AD4‐13‐3H井漏 .................................................................................................... 54 4. AD4‐13‐6H井漏 .................................................................................................... 55 

六、尾管悬挂器事故 ....................................................................................... 58 

1. AD2‐11‐1H悬挂器提前丢手 .................................................................................. 59 2. AD4‐10‐3H 7"尾管悬挂器送入工具起出遇卡 ......................................................... 62 3. AD1‐9‐5H 悬挂器提前丢手 ................................................................................... 68 4. AD1‐9‐1H 悬挂器提前丢手 ................................................................................... 69 

七、侧钻 ........................................................................................................ 70 

1. AD4‐12‐4H钻遇炭化沥青侧钻 .............................................................................. 71 

八、井眼轨迹 ................................................................................................. 74 

1. AD4‐13‐1H划眼划出新井眼 .................................................................................. 75 2. AD4‐15‐1H轨迹脱靶............................................................................................. 77 

事故统计简表 ................................................................................................. 79 

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一、卡钻        

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1. AD11卡钻 

1.1 基本数据 

井名 AD11 

井型 三开直井 

井别 评价井 

井队 DQ50257 

定向施工 

/ 

开钻日期 2009年12月9日10:00 完钻日期 2010年1月25日15:00 完钻井深 3150m(MD) 完井方式 套管完井 

钻头程序 17 1/2"×262m+12 1/4"×1650m+8 1/2"×3150m 套管程序 13 3/8"×262m+9 5/8"×1649m+7"×3146.79m 复杂类型 卡钻 损失时间 14.85d 

1.2 卡钻经过及处理 

1.2.1 基本情况 

该井设计井深3150m。于2009年12月9日10:00开钻，339.7mm表层套管下深262m；2009年12月12日13:00二开，244.45mm技套下深1649m；12月24日0:00三开。 

1.2.2 卡钻经过 

2010年1月5日23:45钻至井深2565m(钻具:8‐1/2" PDC BIT×0.30m + 430/410x/o×0.62m + 165mm SDC×18.34m + 214STB×1.39m+165mm SDC×100.49m+ 127HWDP×111.63m+127DP)。循环1h，投测，短起至2000m（此前2245m起钻检查钻头，至2565m，320m，54.5h未进行短起下钻），上提下放不超过原悬重15t。1月6日0:50‐1:30测斜，2:40短起至第10柱，钻头位置2305.53m，上提超拉11t，下放遇阻15t（泥浆密度1.30g/cm3,粘度48s，原悬重97t），立刻汇报，钻台接顶驱，转动时扭矩最大15000lb.ft，无法实现转动，判断为缩径卡钻，卡点为螺扶位置，2284.88m处。 

1.2.3 处理过程 

开泵建立循环，排量38‐40l/s循环,循环泵压15MPa，1月6日3:05‐6:30多次上提下放活动钻具，上提至110‐130t，下放至70‐80t，未果。6:30‐7:30上提最大悬重145t，钻具上行5.53米，钻头位置2300米，钻具不再上行，上提下压均无效。 

1月6日7:30，继续活动钻具；组织泡油，准备对钻头至螺扶（20.65m）、钻铤泡油解卡。10:40‐10:57泵入混合解卡剂（柴油+300kg烧碱+360kg解卡剂）6m3，11:07‐11:28替泥

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浆18 m3，进入环空混合解卡剂4m3，停泵活动钻具至18:00无效，18:00开泵，替出钻具内2 m3混合解卡剂；上提钻具最高至160t，下放最低至20t，钻头位置仍不变。循环等待继续泡油解卡。 

1月6日19:00，二次泡油前，根据钻具伸长量测量、计算卡点位置为2252m，泵入6‐7m3解卡剂，替量17‐18m3。实际用量通过现场准确计量，泵入解卡剂6.5m3，替泥浆17.3m3，浸泡位置为钻头至2100m，所有钻铤及大部分加重钻杆均在浸泡范围（钻具总长232.77m），满足泡油要求。22:20替浆结束，停泵活动钻具。至1月7日12:00，活动钻具，最大上提165t，下放30t，钻具未解卡。井队与录井人员根据卡点以上钻具重量重新测量钻头位置为2299.35米。 

1月7日8:00决定采用地面震击解卡。甩顶驱，接方钻杆、接地面震击器进行震击，视震击情况采取下一步措施。1月7日16:00开始震击作业。从1月7日16:32至1月8日9:15连续震击141次，震击吨位从40吨到70吨，未解卡。 

1月8日CNLC测卡点，组织爆炸松扣。10:45开始测卡，15:30测卡结束:卡点位置为2280m，∮214螺扶位置处。16:30下导爆索，爆炸点为2269.54米（第3#、第4#6‐1/2"钻铤之间）。19:00施加反扭矩，悬重提至105t，19:10爆炸，倒扣，悬重变为80.6t，与卡点以上钻具理论重量基本相符，上提能够自由活动钻具，爆炸松扣成功。20:30甩完爆炸松扣工具。循环至21:30,开始起钻。 

1月9日6:00起钻完，螺扶以上钻具全部起出，爆炸点第3#、第4# 6‐1/2"钻铤之间松扣，余1.5扣带出。井下落鱼:PDC×0.30m+430/410x/o×0.62m+165mmSDC×18.34m+ 214STB×1.39m，鱼顶2278.7m，钻头位置2299.35m，落鱼长度20.65m。 

1月9日17:00‐18:00打水泥塞。封固井段2275.62m 至 2102.87m，注灰7.5m3后起钻侯凝准备侧钻。20日23:00钻进至2565m，钻至原井眼深度。 

整个事故处理过程共用时（2010年1月6日2:40‐2010年1月20日 23:00）14.85天，报废进尺429m（2136‐2565）。 

1.3 原因分析 

卡钻地层为上白垩统Hartha层位，岩性为软—硬灰岩，易缩径。 

未及时短起下，PDC钻进320米（2245m‐2565m），54.5h未进行短起下钻。  在顶驱旋塞关闭状态下5次开泵（不通），且处理时间长达1小时，并误认为环空堵塞，给井下遇卡状态判断带来误导。 

发生卡钻时，上提过多，造成后期处理困难。 

钻井监督没有细致分析遇卡现象与遇卡原因，且不听井队技术人员建议，在上提遇卡状态下指挥大吨位超拉，而且下压吨位偏小，最终强行上提致使事故恶化。 

钻井监督没有及时向绿洲作业部汇报，擅自盲目处理。 

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1.4 建议 

对于易造成缩径形成阻卡井段，原则上应坚持每钻进200米进尺或钻头在井底24小时即采取短程提下钻措施。 

上提遇卡必须以下放为主，上提原则上不要超过钻具悬重，必要时在确保安全的前提下可以将钻具悬重全部快速下放直至解卡。 

下钻遇阻应以上提为主，当下钻遇卡时，司钻、钻井监督、作业部主管领导应在各自权限范围内及确保安全的前提下上提至最高权限直至解卡。 

不论是遇阻还是遇卡，均应立即建立循环，尤其是要想办法恢复正常循环。  就AD‐011井顶驱旋塞处于关闭状态造成蹩泵，地面管汇内容积与2305米钻具和260米裸眼井段之和的容积相比，其系统差值之大是不言自明的，即使在钻头或扶正器位置处于封堵及井眼承压能力很高达到封闭状态，其泵压升高过程定会有明显差异。因此要求各岗位人员加强基本技能与基础知识学习，增强异常现象的快速识别能力，从而提高特殊情况的处理速度。 

严格执行操作规程，遇阻遇卡尽量接顶驱划眼或倒划眼，杜绝蛮干。 

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2. AD15卡钻 

2.1 基本数据 

井名 AD15 

井型 二开直井 

井别 评价井 

井队 DQ002 

开钻日期 2010年6月29日21:00 完钻日期 2010年7月28日23:15 完钻井深 3192m(MD) 完井方式 套管完井 

钻头程序 12 1/4"×1000m+8 1/2"×3192m 套管程序 9 5/8"×998.55m+7"×3188.42m 复杂类型 卡钻 损失时间 6.01d 

2.2 卡钻经过及处理 

2.2.1卡钻经过 

7月17日0:00钻至2623m,准备取芯,19日5:30钻至2640.5m取芯结束。取芯前以及取芯结束换钻具起下钻过程全井段基本无阻卡显示,最大上提超拉10吨,下放遇阻10吨:井眼正常。取芯结束换全面钻进PDC钻头和钟摆钻具组合恢复钻进。 

钻具组合: 215PDC(M1665SS)×0.3+6 1/2" BIT SUB×0.92 + 6 1/2" SDC × 9.09 + 6 1/2" NMDC × 9.08 + 214STAB ×1.39+6 1/2" SDC × 127.47 + 5" HWDP×83.38+ 5" DP。 

2010年7月20日15:15钻至井深2744m,本立柱钻完准备上提活动钻具至钻头位置2742m（此时悬重102吨,泥浆密度1.26g/cm3,粘度55s,排量43L/S,泵压18MPa）,司钻上提超拉,悬重增加至117吨，汇报至工程师及钻井监督.按照监督指令放至原悬重开顶驱倒划眼,扭矩过大（15000 lb.ft）,尝试下放,至悬重17吨（下压85吨）时仍未解卡,此时决定上提,提至146吨（超拉44吨）,16:00解卡.之后上下活动钻具,短起倒划眼至2656m,阻卡基本解除,根据这一情况，将密度从1.25g/cm3提至1.27g/cm3, 划眼修复井眼下钻到底,20日19:45恢复钻进。 

7月21日19:30钻至2945m,2744m‐2945m井段钻完立柱上提钻具时上提超拉最大30吨,下放遇阻15吨,接立柱困难,决定短起检验上部井眼,除第一柱能顺利提出外,其余钻具都存在严重阻卡,多处尝试上提超拉30吨仍不能提出钻具,在此情况下,决定接顶驱倒划眼起钻至安全井段, 22日13:00倒划至2513m,阻卡现象消失.作业部有关领导和有关专业技术人员一

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起讨论,决定循环加重至1.31g/cm3,然后划眼下钻到底钻进,加重处理泥浆至16:15,地面和井筒泥浆密度达到1.30‐1.31g/cm3,到20:00下钻划眼到底恢复钻进。 

7月23日8:00钻至3032m,钻进时扭矩较大，最大14000 lb.ft,钻完立柱上提钻具上单根超拉20吨,井下出现复杂严重的迹象。现场决定短起检验上部井眼,起钻发现超拉严重,全部靠倒划才能提出钻具,至18:45起钻到2700米,摩阻基本正常,开始处理泥浆,清锥形罐和泵上水罐,充分开动固控设备处理泥浆,泥浆比重调整到1.25 g/cm3,粘度50秒后开始下钻,至24:00划眼下钻到底,恢复钻进。 

2010年7月24日11：30钻至井深3119米，按照钻井监督要求：上提钻具，不进行倒划眼。上提过程无超拉显示，至3092.08米，超拉40吨（原悬重105吨），准备开顶驱，转动时扭矩最大15000lb.ft，无法实现转动，尝试下放，至3090.9米遇阻70吨，判断卡钻。根据计算卡点位置为3070m，螺扶位置。 

2.2.2处理过程 

2010年7月24日根据监督指令，继续循环，排量40L/s循环,活动钻具多次上提下放，上提至最高150t，下放至30t，钻头位置不变。 

甲方相关领导指示，继续循环活动钻具，组织泡解卡剂，准备对钻头至加重钻杆、钻铤及螺扶泡油解卡。21:30‐21:40泵入混合解卡剂（配方:SR301:1T,pipe lax‐w:0.8T,柴油:7m3，水:3m3）10 m3，21:40‐22:00替泥浆24.5m3，进入环空混合解卡剂5.12m3，停泵静止钻具。至25日2:00开泵顶替0.5 m3，继续静止钻具，3:00继续开泵顶替0.5 m3，活动钻具，上提至140吨，下放至30吨，钻头位置仍然不变。之后上提至140吨，下放至30吨继续活动钻具，且每隔1小时顶替0.5 m3；8:00顶替结束替出井底混合解卡剂准备泡酸。 

7月25日8:00排解卡剂循环，7月25日12:00循环过程中时泵压突然升高，达到23MPa,泵销子蹩开，再次开泵2 m3/min排量，10min漏失20 m3，排量降低到1m3/min，30min漏失15 m3，小排量循环，观察5h，恢复正常。分析原因:解卡剂造成井壁剥落垮塌，排量过大造成蹩漏地层。 

25日18:50‐19:00打前置液4 m3 (配方:100 m3+100Kg XC，粘度100s)，19:00‐19:18打15%盐酸8.5 m3，水0.5 m3，19:25打后置液3.6 m3，19:30‐20:00替钻井液21 m3，活动钻具。之后连续3次最大上提190T,下压20吨，钻头位置不变，未能解卡。3次开动顶驱，尝试施加扭矩15000lb.ft，下压至80吨‐70吨，上提130‐140吨均未解卡。现场决定40‐150吨上下活动钻具。24:00上提170吨，解卡。准备循环排混合酸液32 m3，起钻检查钻具。 

因井下复杂时间损失统计: 

第一次短提倒划和解除卡钻:3小时，下钻划眼:1.5小时； 

第二次短提倒划和解除卡钻:17.5小时；接立柱倒划:2小时；下钻划眼:3.75小时；处理泥浆:3.75小时； 

第三次短提倒划和解除卡钻:10.75 小时；接立柱倒划:2小时；下钻划眼:5.25小时； 

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第四次解除卡钻和起钻划眼:94.75小时； 合计损失时间144.25小时。 

2.3 原因分析及建议 

灰岩泥质含量较高，易水化膨胀，产生水化应力，导致缩径而产生超拉。  解卡的螺扶两端磨损严重成尜型，在井壁上不是面接触而是点接触，不利于修复井壁，且遇阻卡时容易深入井壁，造成卡钻。 

没有充分利用顶驱的优势，上提遇卡，下放遇阻没有及时接顶驱，进行井眼修正，而采取大吨位上提、下放等措施造成卡钻。  

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3. AD2‐7‐4H卡钻 

3.1 基本数据 

井名 AD2‐7‐4H 

井型 三开水平井 

井别 采油井 

井队 DQ001 

定向施工 大庆 

开钻日期 2010年12月19日16:00 完钻日期 2011年1月19日1:00 完钻井深 3415m(MD)／2638.33m(TVD) 完井方式 筛管完井 

钻头程序 17 1/2"×306.00m+12 1/4"×2061m+8 1/2"×3415m 套管程序 13 3/8"×305.2m+9 5/8"×2058.46m+7"×1931.01‐2768.24m 复杂类型 卡钻 损失时间 3.3d 

3.2 卡钻经过及处理 

3.2.1 卡钻经过 

2011年1月18日19:15复合钻进至井深3400米，按照常规技术要求进行拉井壁。停钻循环至20:00，待地质捞完砂样后开始短起。短起钻过上次拉井壁井深3206米后，又继续起至3100米，确定新、老井眼正常后开始下钻。21:45下钻到井底。本次短起下钻过程正常，无超拉和遇阻现象。然后循环至22:45，返砂正常，地质录井测后效正常。按照定向要求，继续采用复合钻进。钻进参数：钻压40KN，顶驱转速35RPM，排量32L/s，泵压19‐20MPa，平均扭矩5.8KN.M。泥浆性能：密度1.24g/cm³，粘度58s。 

复合钻进至1月19日0:40井深3414.60米时，由于钻速较慢，于是上提钻具倒划眼和正划眼一次，无异常情况，继续钻进。0:50钻进至3415.16米时，泵压突然升高，扭矩突然增大，导致顶驱蹩停。经过降排量（降至16L/S，泵压19.5MPa），停顶驱、释放扭矩后，上提钻具从原悬重108吨至120吨，发现不能提活钻具。经过几次上提下放活动无效。 

3.2.2 处理过程 

3.2.2.1 前期处理过程 

由于泵压受限，排量不能再开大，钻头又在井底，只有上提活动钻具。多次采用上提和施加扭矩后上提等方法尝试没有效果。（最大提至悬重200吨，施加扭矩20KN.M后最大提至悬重180吨）。处理过程中同时向作业部作了汇报和请示。按照指示，一方面增加排量至19L/S（泵压23‐24MPa），另一方面继续增加活动钻具上提吨位，最大提至悬重220吨，施

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加扭矩27KN.M后最大提至悬重190吨，但都没有活动出钻具。 3.2.2.2 地质发现 

在处理卡钻过程中，随着循环最后几米的岩屑返出，从振动筛面明显看到不同于之前的返出岩屑。捞出砂样后经地质研究，确定为氧化沥青。对比钻时及分析岩屑后认定：从3412米进入氧化沥青，共钻出3.16米。而在3412米以前整个水平段岩性为灰岩，符合设计。发生卡钻层位：Khasib‐2。 3.2.2.3 其它数据 

最后几米钻时:4.7min/3409m，6.6min/3410m，5.6min/3411m，6.4min/3412m，9.7min/3413m，19.7min/3414m，7.8min/3415m。 

定向方面最新测点:测深3394.34米，井斜91.92°，方位253.5°，垂深2639.04米，水平位移890.87米。 

泥浆全套性能:密度1.24g/cm³，粘度58s，失水2.0mL，润滑系数0.0612，泥饼0.5mm，含砂0.5%，塑性粘度37mPa.s，动切力5.5Pa，初切/终切:1/4Pa，含油8%，固相13%。 

井下钻具组合:Φ215.9PDC×0.25m+Φ172 mud motor×8.33m+Φ210 STB×0.98m+ Φ178float sub×0.58m+Φ172LWD×8.40m+Φ127NHWDP×9.25m+Φ127HWDP×55.57m+Φ127DP×1301.50m+ Φ127HWDP×166.76m+Φ165drilling jar×10.11m+Φ127HWDP× 55.59m+Φ127DP 3.2.2.4 后期处理过程 

2011年1月19日: 

2:00‐9:00循环（排量22L/S，泵压23MPa）、活动钻具（悬重100‐150吨），等措施。 现场会议: 

卡钻性质:根据现场情况分析，由于是水平段复合钻进，当钻入沥青地层3米多后，突然坍塌的沥青块将钻头和马达埋住，造成卡钻。这也是导致泵压突升和扭矩突增的原因。 

处理措施:先配制稠浆裹带沥青坍塌块，同时大吨位活动钻具，如果不解卡再采用柴油或盐酸（5%浓度），浸泡井底100米左右井段，尝试解卡。 

9:00‐11:00循环（排量24L/S，泵压24MPa），配置稠浆45方（密度1.25g/cm3，粘度131s）。11:00‐11:20泵入20方稠浆。11:20‐17:00顶替稠浆，循环（稠浆返出时携带出少量沥青块，但总量不多）。在稠浆过钻头后，开始采用大吨位活动钻具并伴随施加扭矩活动钻具，但没有解卡。（最大提至悬重220吨，施加扭矩27KN.M后最大提至悬重190吨）。准备柴油。17:00‐17:15泵入柴油5.6方。17:15‐17:35泵入泥浆顶替柴油至卡点位置。预计浸泡井段3295‐3415.16米。17:35‐19:30采用上下活动和施加扭矩后上下活动钻具（悬重100‐180吨）。19:30‐19:35泵入泥浆0.5方，井口返出。19:35‐20:50采用上下活动和施加扭矩后上下活动钻具（悬重100‐180吨）。20:50‐20:55泵入泥浆0.5方，井口返出。20:55‐22:00采用上下活动和施加扭矩后上下活动钻具（悬重100‐180吨）。22:00‐22:05泵入泥浆0.5方，井口返出。22:05‐23:00采用上下活动和施加扭矩后上下活动钻具（悬重100‐180吨）。23:00‐23:05泵入

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泥浆0.5方，井口返出。23:05‐24:00采用上下活动和施加扭矩后上下活动钻具（悬重100‐180吨）。 

2011年1月20日: 

0:00‐0:05泵入泥浆0.5方，井口返出。0:05‐4:20采用上下活动和施加扭矩后上下活动钻具。（悬重100‐180吨。最大提至悬重200吨）4:20‐5:30泵入泥浆顶替出柴油。5:30‐10:35继续循环（排量20.5L/S、泵压24MPa），活动钻具（悬重90‐150吨）。等酸液。10:35‐10:40泵入隔离液3方。10:40‐11:00使用压裂车泵入6方浓度10%盐酸，顶替1方清水。11:00‐11:30泵入隔离液3方、泥浆21方。预计浸泡井段3280‐3415.16米。11:30‐12:00静止待解卡（上提至150T，施加扭矩25KN.M）12:00‐12:05泵入1.7方泥浆，正常返出。12:05‐12:55静止待解卡。12:55‐13:00泵入0.5方泥浆，正常返出。13:00‐13:30静止待解卡。13:30‐14:00活动钻具，尝试解卡。（最大提至悬重190吨）14:00‐14:05泵入0.5方泥浆，未返出，观察井口未见液面。14:05‐14:25从井口灌入泥浆4方，返出。14:25‐16:05活动钻具（悬重90‐150吨），同时从井口间断灌入泥浆至返出，测定静止漏速为0.6方/小时。16:05‐16:15开泵试建立循环，但发现水眼不通，泵压一直蹩到20MPa未降。16:15‐17:30泄压后继续活动钻具。 

现场会议: 

第一步，上水泥车蹩压28MPa，试顶通水眼后，建立循环。再次尝试泡油或泡酸解卡。 第二步，如果蹩压不通，井队滑割大绳后，尝试大吨位活动钻具试解卡。 

17:30‐19:00活动钻具（悬重90‐150吨），等固井水泥车。19:00‐20:00水泥车到井、连接管线，试压30MPa，稳压5分钟未降。20:00‐20:10水泥车往钻具内打压至28MPa，压力突然下降，井口返浆。20:10‐24:00开泵建立循环，调整泥浆性能。由于直接排放掉酸液和受污染泥浆约16方，不好观察返砂情况。 

2011年1月21日: 

0:00‐1:00循环。排量20L/S，泵压22MPa。1:00‐1:15泵入15方稠浆（密度1.24g/cm3，粘度153s）。1:15‐6:00循环、顶替稠浆返出时，由于振动筛跑泥浆，不好观察返砂情况。调整泥浆密度、粘度。循环排量20L/S，泵压稳定在20‐21MPa。6:00‐14:00 滑割大绳，通过接循环接头循环，排量16L/S，泵压18MPa。注意到振动筛面有少量碎沥青屑和沥青块（直径6‐8cm不等）返出。14:00‐23:00 活动钻具（悬重50‐180吨），逐步加大排量循环（排量24L/S，泵压24MPa）。准备、配制混合油共24方。 

现场会议: 

分析:根据返出的沥青块情况，说明前期泡油或是泡酸，以及机械力的作用，已经对沥青坍塌块产生作用，产生了一些破碎。但由于钻具长时间静止在水平段，易形成粘卡，从而导致井口所施加的拉力和扭矩，以及随钻震击器的上击力，都无法有效的传递到井底的卡点处。考虑到氧化沥青不融于盐酸，短时间泡柴油有轻微溶解现象（柴油变黑），一致认为:采用原油和柴油的混合油大段浸泡下部井眼，同时在井口施加扭矩和反复提拉活动钻具，很

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有可能解卡。 

第一步，再次尝试泡油解卡:按1:1比例配制混合油（原油+柴油），浸泡从井底到井斜30度井段。 

第二步，如果泡油未解卡，再次尝试泡酸解卡:配制浓度10%的盐酸液，浸泡全部水平段。 

23:00‐23:30 泵入12方1.40g/cm3重浆。23:30‐24:00 用压裂车泵入混合油12方。 2011年1月22日: 

0:00‐0:30 用压裂车继续泵入混合油12方（总计泵入混合油24方，其中原油12方、柴油12方）。0:30‐1:15 替浆28方。预计浸泡井段:2500‐3415.16米。1:15‐ 2:30 施加扭矩至27KN.M，上提悬重至160吨，关封井器静止等待解卡。2:30‐ 5:55 开井、活动钻具。最大上提悬重至200吨，最大施加扭矩27KN.M。5:55‐ 6:00 泵入泥浆0.5方，井口返出。 6:00‐8:00继续活动钻具，解卡。 3.2.2.5 后续工作简述 

8:00‐9:30起钻至3237米，无超拉。 

9:30‐11:45关井采用节流控压方式排出24方混合油（泵冲45SPM，立压4.5MPa，套压最大4MPa） 

11:45‐13:30开井循环，排量30L/S，泵压14.7MPa，密度1.24g/cm3。 13:30‐18:00起钻至2031米（技套内）。 18:00‐18:30静止观察，无溢流。 

18:30‐24:00起钻完。发现定向马达下部扶正器段折断，连同马达转子缺失。从而证实:在正钻进中，突然坍塌的沥青块将钻头和马达扶正器本体等压住，经过多次活动后，该处受应力最大，加之泡酸作用，易产生疲劳破坏，导致马达本体和扶正器连接公扣根部折断，钻具得以提出。 

3.3 原因分析及建议 

未预见的沥青层坍塌。 

加强地震、地质资料的研究，提供炭化沥青可能存在的区域。  从地质层面上规避类似的钻井风险，加强风险识别和风险预测。 

发生井下事故初期，认清事故原因，快速有效采取现场所能采取的一切手段，是处理事故的最佳阶段。 

施工中加强判断与识别，有效避免类似的事故发生。 

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4. ADR3‐3卡钻 

4.1基本数据 

井名 ADR3‐3 

井型 三开定向井 

井别 采油井 

井队 DQ008 

定向施工 大庆 

开钻日期 2011年2月11日6:30 完钻日期 2011年3月10日10:30 完钻井深 3187m(MD)／3164.98m(TVD) 完井方式 套管完井 

钻头程序 17 1/2"×320m+12 1/4"×1762m+8 1/2"×3187m 套管程序 13 3/8"×318.36m+9 5/8"×1759.74m+7"×3184.63m 复杂类型 卡钻 损失时间 0.88d 

4.2卡钻经过及处理 

4.2.1卡钻经过 

2月24日二开完钻通井，通井钻具组合12‐1/4"Bit×0.30m +  Float Sub×0.92m + 8"NMDC×9.26m + STB(309/71)×1.57m +  X/O×0.79m + 6‐1/2"SDC×6根 + 5"HWDP×15根 + 6‐1/2"Jar×9.89m+ 5"HWDP×4根+5“DP。 

2月25日11:45通井下钻至1572m，遇阻22吨，钻具无法旋转，11：45‐21：45提压43‐210T, 25KN.M无效，卡死，能开泵。 

4.2.2处理过程 

‐22：30泵入10m3, 12%酸液，浸泡，至26号8：30多次提拉（40‐205吨）、旋转钻具，无效，最高扭矩27KN.M。 

‐9：00上提220吨解卡。 

4.3原因分析及建议 

二开固井前通井，更换钻具组合，将定向钻具甩掉，下新螺扶下钻通井，新螺扶尺寸309mm较定向钻具自带的螺扶304mm大，下钻时遇阻，上提遇卡，开泵畅通，转盘开不起来，分析原因为螺扶嵌入地层，导致卡钻。 

下钻遇阻，下压22吨，吨位过大。  定向段坚持划眼及短起措施。 

变换钻具组合后，严格控制下钻时遇阻吨位，及时接顶驱划眼。  下钻遇阻，应以上提、倒划眼为主要措施。

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二、断钻具 

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1. AD2‐231H 井断钻具 

1.1基本数据 

井名 AD2‐231H 

井型 四开水平井 

井别 采油井 

井队 DQ001 

定向施工 大庆 

开钻日期 2009年12月31日22:00 完钻日期 2010年4月11日6:00 完钻井深 3755m(MD)／2641.1m(TVD) 完井方式 筛管完井 

钻头程序 26"×262.5m+17 1/2"×1678m+12 1/4"×2858.21m+8 1/2"×3755m  套管程序 

20"×261.5m+13 3/8"×1676.86m+9 5/8"×2857.59m+7"×(2803.82‐2957.48m)+5 1/2"×3753m 

复杂类型 变径接头（Ф203mm/Ф165mm X/O）母扣根部断裂 损失时间 2.3天 

1.2事故经过及处理 

2010年3月21日 21：30正常定向钻进至井深2858.21米，泵压突然升高，由22.2MPa升高到29.1MPa,司钻岑淑华立即降低泵冲，从156SPM降到92SPM,泵压保持在21MPa，同时向现场监督汇报，在监督指导下，上提钻具，悬重由1073KN增加到1420KN没有解卡，继续上提钻具至悬重1600KN解卡，之后将排量恢复到156SPM，泵压保持在21MPa循环，上下活动钻具并划眼。 

原定循环至24：00进行短起作业，因为振动筛面上砂子仍然很多，监督指令继续循环直至将井底清洗干净再进行短起作业，又循环至01：00，泵压由21.8 MPa突然降至17.6MPa，悬重没有明显变化。带班队长吴晓峰立即汇报工程师于亮、之后汇报平台经理及现场监督，同时组织人员检查地面管汇和泥浆泵，确认地面设备没有问题后在现场监督同意后起钻检查钻具。 

当起出四柱钻具时，工程师于亮发现起钻时井下异常（无摩阻，井下接的是1.5度的螺杆，并且水眼畅通），按经验判断属于不正常现象。 

在起钻过程中从综合录井人员处得知洗井划眼过程中发生顿钻。经查看综合录井曲线与追问当班司钻，得知：21日23时47分，在划眼钻头离井底约1米时，司钻操作失误，造成顿钻36吨、顶驱蹩停、泵压由22MPa升高至29MPa。顿钻事故发生后，录井人员将顿钻数据向司钻作了通报（未向现场值班人员报告），司钻自作主张上提钻具继续循环划眼，当时泵压、悬重、扭矩均正常，直至22日1时3分泵压突然降低，被迫提钻检查钻具。 

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造斜钻进钻具组合：Ф311.2mmPDC BIT×0.36m＋Ф203mmMUD MOTOR×7.27m＋ Ф203mm X/O×0.57m＋203mm LWD×10.59m ＋Ф203mm/Ф165mm X/O×0.79m＋Ф159mmMDC×9.11m＋Ф127mmHWDP×157.38m＋Ф127mmDP×405.05m＋Ф127mmHWDP×55.67m＋Ф165mmFLEX‐JOINT×3.45m＋Ф165mmDRILL JAR×6.96m＋Ф127mm HWDP×74.18m＋Ф127mm DP。 

提完钻发现钻具组合中外径203mm与165mm变径接头其410母扣自根部折断，断面约二分之一为新断痕。 

落鱼结构：Ф311mmBIT×0.36m＋ Ф203mmMUD MOTOR×7.27m＋ Ф203mm X/O×0.57m＋203mm LWD×10.59m ＋Ф203/Ф165mm X/O×0.68m，落鱼总长19.47m，鱼顶位置2838.74m。 

断裂接头使用情况： 

2010年3月4日15点，井深2349米，更换此接头下钻入井，从接上此接头到本次起出井口，共377小时。钻进时间：240小时。起下钻：89小时，循环：48小时。 

3月22日14:30‐3月23日5:30下LT‐T206卡瓦打捞筒，进行第一趟打捞，未捞获落鱼。3月23日9:15‐3月24日 7:00再次下LT‐T206卡瓦打捞筒，进行第二趟打捞，捞获全部落鱼。 

1.3 原因分析 

司钻在溜钻360KN后没有及时将溜钻事实汇报带班队长、工程师及平台经理,导致对井下钻具可能存在的隐患没有进行及时的分析、判断。 

针对变径接头母扣根部断面分析，接头加工工艺及材质可能存在缺陷。该接头在井下工作时间为：滑动钻进与复合钻进时间240小时、循环48小时、起下钻89小时。顿钻前已经形成约二分之一断痕，顿钻时钻具形变加剧了断裂速度。 

地质录井人员没有及时将采集到的异常数据传递到相关管理人员，致使司钻侥幸过关行为暂时告成。 

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2. AD104H断钻具 

2.1基本数据 

井名 AD104H 

井型 四开水平井 

井别 采油井 

井队 DQ002 

定向施工 大庆 

开钻日期 2010年3月28日9:00 完钻日期 2010年6月4日16:00 完钻井深 3643m(MD)／2638.38m(TVD) 完井方式 筛管完井 

钻头程序 26"×261m+17 1/2"×1244m+12 1/4"×2843m+8 1/2"×3643m  套管程序 

20"×260.21m + 13 3/8"×1242.2m + 9 5/8"×2840.19m + 7"×(2805.23‐2842.99m) + 5 1/2"×3642m 

复杂类型 8”钻具接头断裂 损失时间 2.06d 

2.2断钻具经过及处理 

2.2.1事故经过 

5月23日 8:20  当时井深2826.1 m复合钻进，钻压3‐4T，泵冲126SPM，排量41.4L/S，泵压20‐21MPa，扭矩3.5‐10.6×1000 ft.b，钻时20‐30min/m，悬重：96t。仪器螺杆工作正常。钻进至8:40  井深2827.32m，复合钻进时发现泵压从21.5MPa降到18MPa，扭矩也伴随下降，此时排量41.5L/S，检查泵，泥浆罐的液面及泥浆性能等，未见异常，录井仪器显示出口排量正常。 

PDC DBS钻头型号FM3653Z,系列号：11362346，水眼12.5×6+15.5×3,钻头使用时间：AD2‐231井,2656‐2858m,107小时，机械钻速1.89米/小时，本井两次入井：2496‐2662米，102.5小时，机械钻速1.62米/小时,2662‐2827m,102.2小时，机械钻速1.61米/小时，累计进尺533米，时间312小时，机械钻速1.77米/小时。 

最后一个测点井深：2811.41米，井斜83.72度，方位72.9度，垂深：2648.7米，南北坐标80.42米，东西坐标317.34米；预计井底2827.32米，井斜87.5度，垂深：2648.89米，南北坐标84.99 米，东西坐标332.19米；狗腿角都在7.5度/30米之内。 

2.2.2处理过程 

9:10下压钻具，转动转盘，下压最大14T,泵压从17MPa晃动到19.5MPa，基本无进尺；调整工具面，按正常滑动钻进模式加8吨钻压，泵压晃动到19MPa,5分钟无进尺。上提钻具检查，在排量41L/S的情况下泵压稳定在17‐17.5MPa,上提悬重102T,不含摩阻悬重

伊拉克绿洲项目所钻井的事故和复杂统计和介绍

96‐97T.MWD信号正常，工具面正常变化。所以初步判断仪器以下部分钻具有可能出现问题。 

经请示准备起钻，下压钻具到井底3‐5吨，正转15圈，最大扭矩10KN.M，起钻。全程无任何挂卡现象，有反喷但不如前几趟钻的厉害。 

井下钻具组合：311PDC 钻头0.35米+8"马达7.27米+8”浮阀0.57米+8”接头0.87米+8”MWD9.22米+8”无磁一根9.29米+接头0.48米+6”半钻铤一根9.14米+5”加重钻杆6根55.72米+5”钻杆433.47米+5”加重222.97米。 

2010‐5‐23 17:30起钻完，8”接头根部断，311PDC 钻头0.35米+8”马达7.27米+8”浮阀0.57米落井，落鱼长8.19米。鱼头位置：2818.81米。螺杆为北石5LZ203×7。 

2010‐5‐23 19:00，组合打捞钻具：245卡瓦打捞筒+接头+5”加重6根+5”钻杆45根+5”加重18根+柔性短节+5”加重6根+钻杆。下钻至2818.35m循环，泵冲100冲，排量35L/S，泵压10.2MPa清洗半小时后进行打捞。共打捞3次，前两次均带泵作业，落鱼均进入打捞筒，缓慢上提，落鱼又脱离打捞筒。第三次下放到2819.26米，钻压2T,边正转边下放，到2819.46米时进入打捞筒，泵压升高至12.1MPa。继续下放到2819.54米，正转3圈，扭矩5000fb，泵压14MPa，停泵，下放到2820.57米，快速上提，悬重108T。现场人员判断落鱼打捞成功。 

2.3原因分析及建议 

此断扣接头是本口井新用的钻具，使用时间是407.5小时，其中定向时间216.1小时，复合钻进时间191.4小时，定向钻进对钻具的损害比较小，复合钻进时钻具产生的扭矩是造成钻具疲劳的主要因素。但该接头应用时间符合规定，是由于质量原因造成。 

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