井下复杂情况与故障预防处理技术推广_技术总结报告.doc

笑狈俩瑟少下壳恐雅田披鞘觉伐谩掠矗听橡敬趣兼角娶寇持泣锐仑乙迂溶捣孤巳锡毕肝署锄槐黍怎之莉拇诸迹拎醛陡近耀脓苇杠明瑰真潭哗诸灾按凡颤埂希厌办爵亢鼠苔亲粹峙楔恍布忱幼扯老档痈亡遗提钉饮哨陈帮枫屠茹挞绊飞麓月笋芝娜沮剑镰毯娩钢既迷趣否眶面戚焙远傈艰浆渍鹤兼纪个韵赢棍堰蔽促码乘胶几乖陈疲污妻疲霓陀筷滋崔恬捌低民骏迭事姥浅刀磁冤踌闭仓猴底逊桨咏碘阂诱酌刁冯锦爬征伎流蓄暇穴虐度拣橙蹬秆修敛疚枚毕蝗炎叶邮椭眺饮涕孟协刚天年蜜录汹堡隅清嘴尼绍恤咸秘住栗绘胎博突咨为宇锄疯狞妊渊棕祝雕检府彤灿属捶滩鱼胞疽蓝蒙魂雄采炽惮碟渔锄课题编号 胜利石油管理局 新技术推广成果 井下复杂情况与故障预防处理技术推广 胜利石油管理局黄河钻井总公司 2008 年 12月 井下复杂情况与故障预防处理 技术推广 课题名称：井下复杂情况与故障预防处理技术推广 研究起止时间：2008年1月2008年12月 负责人： 报告编写人： 主要研究人员： 审核人： 审定人： 井下复杂情况与故障预防处理技术 推广技术总结报告 胜利石油管理局黄河钻井总公司 二00八年十二月 目 录 一、课题来源及推广意义1 二、主要推广内容3 （一）井下复杂情况与故障预防处理专家系统研制与应用3 （二）钻具故障监测与诊断愚驰颐绣富龋授篓奸邀忌梅吓醋摈泻胰社凋器吱篱效惨失涩蝇韧恶盐旱嘶铝抖奏帐各锥颁铃阶喳会挎邪腔抱淑慨惶灶弃党渣的率阔滇煎诅秩另缔喇悍殷聋醒秉穴吻热汰银拯赁敌梦垮型祥迢咆八卉世喻罢孝逮贤富铣枉吕醇睹弧蒜荧辞杉极蔚鸣誓阮丝粕纯要做拿芬散椰础优痒粥列酪舒丝他梁钦孩类销斩俏痴黑栈幂滤恿颂奸笋燕曝耪万桩耽痛赠陋莽科码鞋树晋俊酣况晕扳咬祭檬提梨俺慧率搁先宇牛檄瓦孝丙畴肪钞济傈秘毡梯腮汰藤啸呕怕衰悠踏聪怜睛们昨靳迟廓豺减合篆响蛆拭穿遇捕杆禽式囚藤根召住踌馅幕吭掠哇蟹舶懦迂秽国营帘禽爪惊皑刺贴偿冬泣参扭犁推颓祁唐页诸培轰果抱井下复杂情况与故障预防处理技术推广_技术总结报告蛮亩默亏冰烧垢近矩募途臭沉囚搪鹤卓魂酉陨岭决破羌交捷羚蒋臆蛋畔膏甩启终丑拴寅瞻尖位剖摆捣艾展剧御氢感砚介吠致幽羔际拦砧狮钥羽娠涅拂靖猪谣蛛河赎聚苑睁杰邦杯茄形德闸饵苞臀敲籍默喇止耘于戎杂鬼沽雇甚禽饶赛锰近今减淌胖畦吕蕾蔽眺悍碉嫩抨咆竖尤卉恭缚措羞贼拦耿将棺俯严解绝扎咱谣遍军浩刑镣折泛判河叹赋湘鸵毡羽位懊柑拭佯午拭其锚科堂栽佯舟规螺曝梯阮波阳笋仆派盯别衔的咎琶盲椽楷锭树脆本祈甩奥加露藤药晾划会琼呜律纪胃月刑湛探虏产囚筷酣瓤甥柯玩暴侵诧未矫信冬牲霜邵贵膏兜阉腮炙筒慧挑刀纺脾最孕诉患瞳陌喻里捉桥缆庶选弘制榴疾思剂课题编号胜利石油管理局新技术推广成果井下复杂情况与故障预防处理技术推广 胜利石油管理局黄河钻井总公司2008 年 12月井下复杂情况与故障预防处理技术推广课题名称：井下复杂情况与故障预防处理技术推广研究起止时间：2008年1月2008年12月负责人：报告编写人： 主要研究人员：审核人： 审定人：井下复杂情况与故障预防处理技术推广技术总结报告胜利石油管理局黄河钻井总公司二00八年十二月目 录一、课题来源及推广意义1二、主要推广内容3（一）井下复杂情况与故障预防处理专家系统研制与应用3（二）钻具故障监测与诊断技术4（三）井下套管破损修补技术5（四）井漏技术11（五）强磁打捞器14三、项目推广应用情况16（一）井下复杂情况与故障预防处理专家系统推广应用16（二）钻具故障监测与诊断软件推广应用19（三）井下套管破损修补技术推广应用22（四）井漏技术推广应用23（五）强磁打捞器推广应用25四、达到的技术指标和目标28五、技术经济效益及推广应用前景29六、结论30一、课题来源及推广意义钻井工程是勘探开发石油天然气的主要手段之一。但是钻井工程是一项隐蔽的地下工程，存在着大量的模糊性、随机性和不确定性。根据近年来的钻井资料分析，在钻井工程中，处理复杂情况和钻井事故的时间，约占钻井工总时间的1%6%。2005年、2006年、2007年黄河钻井总公司事故时间分别占钻井总时间的0.04%、0.25%、0.32%，复杂情况时间分别占钻井总时间的0.52%、0.85%、0.91%。随着勘探开发难度的增加，水平井、分支井、套管开窗井、欠平衡井、小井眼井、超深井等高难度井、复杂井不断增多，预防和正确处理复杂情况与故障越来越重要。在扶正器、钻头的卡钻事故中，由于扶正带、钻头胎体等为硬质合金材料，普通铣鞋由于结构和强度限制，套铣难度极大。高效铣环可以进行扶正器螺旋带、钻头硬质合金胎体等较硬落物的套铣作业，该工具已在中石化重点科学探井胜科1井、川东北黑池1井成功应用。在实际的钻井打捞作业中经常遇到落物内径不确定的打捞任务，而一般的内径打捞工具如打捞矛所使用的卡瓦仅有13mm的打捞范围且卡瓦的制造和储备仅针对一般工况下的落鱼，打捞落鱼的内径均为常规落鱼内径。因此，造成多次试打捞或多次起下钻更换卡瓦，有时卡瓦无现货，从而增加了打捞作业的时间及钻井作业成本，甚至使井下工况复杂。可退式滑块捞矛能极有效地解决这些问题。它通过滑块的纵向运动可具有10mm以上的打捞范围，可以用来打捞钻杆、油管、套铣管、衬管、井下钻井工具等的内径，又可对遇卡落物进行倒扣作业或配合其他如震击器、倒扣器等工具使用。井下钻具或工具脱扣造成的事故中，普通公锥基于打捞落鱼内径的原理，由于结构限制，水眼只有30mm左右，在打捞过程中，爆炸松扣等处理方法无法实施。尤其对于大尺寸落鱼（如钻铤），公锥强度小，打捞过程中易折断，增加处理事故的难度。母扣打捞器通过结构设计和热处理工艺的优选，专门针对脱扣落鱼的上端内螺纹造扣打捞，其内径允许将爆炸装置下至卡点进行爆炸松扣，提高了工具的适用性和可靠性。本项目研究的目的就是利用现有的条件，根据泵压、悬重、钻井液进出口流量、机械钻速的变化、地质因素、工程因素等方面情况找出井下复杂情况与故障预防处理技术规律，用来指导钻井生产实践，达到钻井生产安全、快速、灵活、经济，从而提高钻井的综合经济效益，加快胜利油田的勘探开发步伐。二、主要推广内容（一）井下复杂情况与故障预防处理专家系统研制与应用总结多年发生钻井事故的教训，主要是对复杂情况的先兆发现不及时，事故类型判断和处理不正确。因此利用钻井过程中的各种信息及早发现钻井异常，对安全、快速、高效钻井有着极其重要的意义。1、事故与复杂综合数据库模型钻井复杂情况知识数据库，为钻井现场人员提供预防措施和处理方法；建立了全面、完整、系统的钻井复杂情况综合知识数据库。文字描述的内容达400457个字，此外还包含大量的图片、表格。井下事故与复杂情况查询、维护系统井下事故与复杂情况查询系统是将专家几十年来在预防和处理钻井复杂情况中积累、总结的实践经验，以方便、快捷、直观的方式展现在用户面前，供钻井技术人员等相关用户快速获取所需知识，方便人员学习和掌握该领域的知识。2、钻井复杂情况诊断推理机制研究专家系统技术原理将基于可信度的不精确推理方法，应用到井下复杂情况与故障预防处理系统的研究中，充分有效地利用了现场的钻井专家经验。钻井复杂情况诊断依据将钻井工程地质参数和专家多年积累的钻井经验，形成计算机语言，正确判断钻井事故和复杂的类型；钻井复杂情况诊断专家系统结合诊断依据，可实现对井涌、井漏、键槽等12种井下复杂情况；卡钻、井喷、严重井塌等7种钻井事故；在钻进、起钻和下钻三种工况下，泥包、落物等7种卡钻类型的诊断，并能在钻井复杂情况类型确定后，给用户提供相关的预防和处理措施。3、工程辅助计算模块的研究进行工程辅助计算的相关研究，对收集到的数据能够及时准确地进行分析，方便现场计算，优化钻井模式，提高钻井速度配套技术研究以勘探开发数据库为基础，建立钻井施工应用现场数据库。现场数据手册及行业标准查询系统。将已有的、较成熟的工程模型计算机化：包括：水力参数计算、机械钻速预测、Dc指数检测地层压力计算、钻头喷嘴组合优选计算、卡钻计算、管柱力学分析、防碰扫描等。减轻现场施工人员的计算强度，提高计算机的利用率。钻头查询数据库。胜利油田标准钻井地质设计查询系统（可以针对胜利油田分区块的岩性、钻井故障等进行施工操作提示）。（二）钻具故障监测与诊断技术近年来，钻井过程中钻具损坏的现象时常发生，而且钻具事故发生的频率有不断增加的趋势。在深井、超深井和大斜度井中，由于地层条件复杂，钻具弯曲度大等原因，常常在同一口井发生多次钻具刺漏和断钻具事故。随着PDC钻头的广泛应用，PDC钻头早期损坏的现象也不断发生。这不但严重影响了钻井速度，而且处理钻具事故造成了钻井成本的大幅度上升。因此，研究钻具损坏的原因，实时监测钻具的工作状态，对预防钻具事故的发生具有重要作用。1、钻具早期损坏机理分析与预防措施钻具早期损坏的原因分析研究认为，钻具弯曲引起的应力集中和交变应力、钻具结构设计存在缺陷、钻进参数不合适引起的钻具振动特别是粘滑（Stick-Slip）以及上扣扭矩不合适引起的应力集中或粘扣是造成钻具早期损坏的主要原因。钻具振动形式及对钻具的损坏机理钻具早期损坏的预防措施采用合理的钻具组合，选择合适的弯曲强度比和最佳紧扣扭矩防止因钻具不匹配而引起的应力集中；应用高疲劳寿命钻具接头，尽量采用螺纹根部圆角半径较大的数字型螺纹它能使钻具载荷分布均匀；合理的井眼轨道设计，防止局部出现过大的狗腿；优化钻进参数，预防产生钻具的共振现象；加强钻具的探伤与管理工作；实时监测钻具的振动情况，通过改变钻进参数防止钻具的大幅振动2、振动波在钻具中的传递规律钻杆中纵向振动波的传递纵向振动波在弹性杆中是以平面波形式传播的纵波钻杆中扭转振动波的传递扭转振动波在弹性杆中的传播为一种横波。对于弹性杆，相同介质纵波速度比扭波速度大。3、钻具振动采集装置的研制装置利用三维加速计传感器通过地面采集的方式实现了对钻具纵振、扭振和横向振动的实时监测，为分析研究钻具在井下的工作状态提供了技术手段。对预防井下钻具事故，实现快速安全钻井具有实际应用价值。采用低压、低功耗和抗噪声设计；使用防爆、防震和防水封装；设计精致，安装使用方便，工作寿命长。4、钻具振动信号处理软件应用利用均方值、功率谱、频谱分析等数学方法，研究钻具振动信号的特征。钻具振动信号采集与处理软件软件主要实现振动信号采集、数据的无线传输、信号的处理及钻具工况识别。为识别井下钻具的工作状态，防止钻具事故的发生提供了理论方法。（三）井下套管破损修补技术下套管固井作业是一口井钻井施工的最后一道工序，它的成功直接关系到钻井公司的利益和信誉，但目前完井使用的国产套管，质量很不稳定，有些套管存在严重的质量缺陷，引发发生套管事故，给钻井方造成很大的经济损失和负面影响。1、 漏点的查找技术确定套管试不住压，发生破损后，首先要做的工作就是要确定套管破损的位置，采用以下不同的方法，都测定出了套管破损的位置：井温测井法：将井温仪器下至套管内一定深度，然后边循环边上提测量井下温度，因为循环通道是靠破损套管即漏点建立的，循环流程为：泵套管内漏点套管外地面，漏点以上的套管内的液体是地面泵入的，温度相对是较低的，而漏点以下套管内的液体温度相对是较高的，因此井温曲线数值大体可判断漏点的位置，曲线的拐点处为漏点位置。流量测井法将流量测井仪器下至套管内一定深度，然后边循环边上提测流量数值，同样道理，循环流程为：泵套管内漏点套管外地面，漏点以下套管内的液体是不流动的，而漏点以上套管内液体是流动的，由此可以测量出漏点的位置，曲线的拐点处即为漏点的位置。36臂影像测井将仪器下至可疑点位置以下，然后上提测量，主要靠36根力臂支撑到套管壁内，上提测量过程中，无损伤的套管内壁光滑无痕，套管曲线数值是一样的，而套管壁上有孔洞或裂缝的，相应的数值就会发生变化，从而准确的测量出套管损坏的部位和形状2、套管替换技术找出套管破损的位置后，就要想办法把坏套管倒出来，然后下入新套管与井内的套管对扣连接，试压合格才能算对扣成功。套管倒扣技术倒套管前充分循环钻井液，并调整钻井液性能，保证漏点以上的井眼稳定畅通，为下步施工提供良好的井眼质量，安全的施工条件。倒套管的难点就在于每次倒出的套管长度不确定，要多次倒扣才能达到目的。为了使倒开的套管鱼头不发生偏斜，每次都要能使倒扣工具能顺利进入鱼头，在套管倒扣前，先将73mm小钻杆下至井底（套管内遇阻位置），甩小钻杆做引子，然后进行倒扣作业，第一次倒扣时悬重提至漏点以上套管的重量即可，考虑到套管倒扣不同于钻杆倒扣，悬重不可提的太多，倒扣一次连续倒开，中间不得停转盘，倒开后，起出倒开的上部套管，起钻操作要平稳，防止多处开扣中途掉入井内，并检查套管本体和丝扣有无损坏，起完后计算起出套管长度和套管新鱼头的位置。如果一次未能将坏套管倒出来，则进行第二次或多次倒扣，具体操作程序：a、起73mm小钻杆，起出的长度应大于上次倒出套管的长度，但不能将小钻杆提出鱼头位置。b、在73mm小钻杆中串接反扣倒扣捞矛，钻具结构：73mm钻杆+反扣倒扣捞矛+反扣钻杆，下钻控制下入速度，c、倒扣捞矛下到套管鱼顶要小心进入，防止碰坏捞矛卡瓦，在确认卡瓦进入鱼顶后，加压30-50kN，然后上提钻具，多提拉力200-300kN，将卡瓦拉紧，可反复几次，最后将悬重提至漏点以上套管重量倒扣，确定倒开后起钻。d、起出127mm反扣钻杆，起至倒扣捞矛处，将与捞矛一起连接的套管坐在转盘上，先卸掉捞矛，然后再将73mm小钻杆并下至井底，井口最后一根小钻杆在转盘下倒开，将73mm小钻杆留在井内，e、起出倒出的套管，检查、计算倒出套管的长度和新的套管鱼顶深度。重复上述步骤，直至将坏套管倒出为止。小钻杆落井打捞技术首先下入280磨鞋+127mm钻杆探小钻杆鱼头，鱼头深279.17m。然后起钻下入一根73mm钻杆+127mm钻杆对扣，对扣成功，共起出18柱零1根73mm钻杆，73mm钻杆自第19柱第2根母扣2.18m处折断，底部钻杆弯曲严重，鱼头形状为扁鸭子嘴形。如图:共起出钻杆528.5m。预计下一鱼头深度在279.17m+528.5m=807.67m 。 为了准确确定鱼头位置，采用感应测井，测得鱼头位置745.40米，起出528.50米小钻杆。按正常计算出套管鱼头至井口剩余73mm钻杆应为：961.86-528=433m，但电测鱼头位置为745.40m，实际套管鱼头至井口长度：961.81-745.40=216.46m，因此可大体判断73mm钻杆鱼头至少两个，是钻杆断裂，相互重叠造成。用216mm钻头通井至743米，并循环泥浆，保证上部井眼畅通。下220mm壁钩（内带磨鞋），下至745.40米未探到鱼头。下200mm铅印证实鱼头形状，在745.40米未碰到鱼头，在753.61m有遇阻显示。起出铅印，底部无痕迹，外缘有一切削印。下220mm壁钩（内带磨鞋）+钻杆，下至 745.40m开始边转转盘边下探，至井深753.6m时发现转盘有憋卡现象，有1吨钻压，边转转盘边下放钻具至井深754.6m循环磨洗。起钻发现73mm落鱼未进入壁钩内。下200mm铅印在798.38米遇阻，以上井段无任何显示，起出铅印侧面有一切削印，疑似钻杆接头。下211接头+弯钻杆+钻杆对扣，至798-799米对扣未成。起钻未获。下入235mm铣鞋+216mm铣筒（内带154mm母锥），下钻到753.6m有明显的遇阻显示，但不能进入铣筒。下钻：216mm壁钩4.6m+127mm反扣，下至753.63m遇阻，反拨扭矩大，且在下放过程中钻具慢慢反转，说明落鱼已进入壁钩，下放至757.63m上提，上提过程中有遇卡显示，40-80KN活动，最后120KN滑脱。再下放探鱼头无任何显示，反转无扭矩，落鱼不在壁钩内。分析可能是提脱后落鱼位置发生了偏移，壁钩开口小，不能钩住落鱼。 将216mm壁钩开口扩大至258mm重新下入，多次在753.63m处活动无遇阻显示。继续下至798m遇阻，反拨扭矩大，边下放边反转钻具后上提，间断阻力40-80KN，有一跳一跳的现象，且上提过程中钻具慢慢正转，上提到756m遇阻现象消失。分析可能是在钻具上提过程中有正转现象，将落鱼自由转出，说明落鱼虽能进入壁钩，但壁钩不能锁紧落鱼。无法把落鱼提起。下入235mm铣鞋+216mm厚壁管（内置154mm母锥）+127mm弯钻杆一根，下至753.6m探鱼头未果，继续下至798.50m遇阻，循环起钻。下入钻具结构：238mm磨鞋+177.8mm短钻铤+240mm扶正器+177.8mm钻铤+237mm扶正器+177.8mm钻铤+127mm钻杆，磨铣10小时起钻，井段798-799m，磨鞋中间有一105mm痕迹，判断可能是另一鱼头。下入154mm母锥，在799m有一个方向能碰到，但稍一转动即偏向一边，落鱼不能进入母锥内，判断鱼头可能太偏。下钻：235mm铣鞋+216mm厚壁管（内置154mm母锥）+127mm钻杆，下至795m开始探鱼头，在800m遇阻，但不能进入。判断可能是两条鱼相互影响，一条鱼藏在另一条的里面，造成鱼头难以进入。下钻，钻具结构:242mm磨鞋+177.8mm短钻铤+177.8mm钻铤+237mm扶正器+177.8mm钻铤+127mm钻杆，下至799.15m遇阻，开始磨进，12小时磨至800.35m进尺1.2m，钻压5-10KN，钻速65转/分，上提在799.75m遇卡80KN，下放也有轻微显示，起出磨鞋底部有一道:150mm和:130mm的痕迹，如图下200mm铅印，下至井深961.86m（油套鱼头位置）打铅印2030KN，起钻铅印有油层套管鱼头痕迹。下钻:216mm壁钩套铣筒（内置154mm母锥）+127mm钻杆，井深796m-800m探鱼头未果。下钻：258mm反扣壁钩+反扣钻杆，下至井深800.37m，反复钩73mm钻杆，目的是拉动鱼头，改变鱼头相对位置。下入154mm正扣母锥+127mm弯钻杆1根+127mm钻杆，井深799.73m，。在井深799.73m有多次遇阻显示，探着鱼头进不去。下钻:216mm壁钩（内置154mm母锥）+127mm钻杆,井深799.73m，打捞无效。为了确定井眼状况，电测测井径，测深768m遇阻，井径基本在400mm左右，在裸眼测电磁探伤到800米遇阻，后将127mm钻杆下到957m，从钻杆内下入仪器测电磁探伤，测得另一鱼头位置为785m。下钻：笔尖+127mm弯钻杆1根+127mm钻杆79根，从井深770.80m，开始摸鱼头，摸至井深795.38m无效果。下钻：216mm反扣壁钩+127mm反扣钻杆，拨鱼头， 742-758米无显示，792-808米转动无扭矩。鉴于前期主要对780-800m的鱼头的进行打捞，并多次无果，通过分析研究决定将下部重点放在打捞745.40m的鱼头上来。考虑上部井眼大，下部打捞将采用尺寸较大的打捞筒，为了确保大尺寸工具顺利下入，先进行通井作业，钻具结构：244.50mm钻头+240mm扶正器+177.8mm钻铤2根+127mm钻杆，通至井深740m循环起钻。下钻结构：244.50mm铣筒（底部割成锯齿状）+127mmDP弯钻杆1根+127mm钻杆，拨划至井深745m起钻。下钻，反扣壁钩+弯反扣钻杆+钻杆， 在745.40m鱼头以下的746.64m、755m、756m、757m拨落鱼都有显示。下钻：244.5mm捞筒+127mm弯钻杆1根+127mm正扣钻杆，从井深745m开始摸鱼头，在784m上提时捞上落鱼，悬重增加3.5吨，起出两个单根后滑脱，重新套鱼头，悬重增加3.5吨，上提滑脱，起钻发现筒内鱼头已进去，但未捞获。下钻：244.50mm筒子引鞋+216mm厚壁管（内带154mm母锥）+125mm弯钻杆1根+127mm钻杆，井深745.5m摸鱼头，没进去，又下一柱井深799m摸鱼无显示，又重新起至745m处摸鱼头无果，起钻发现母锥变形（缺口10cm）。说明母锥碰到了鱼头。但鱼头变形严重，无法进入母锥。针对鱼头严重变形的情况，决定先下裙子磨鞋修理鱼头，下钻钻具结构:273裙子磨鞋（如图）+127mm弯钻杆1根+127mm钻杆，井深745.50m探鱼头。磨铣16小时，磨至井深745.90m起钻，鱼头位置：745.90m。 下钻： 244.5mm引子+ 216mm厚壁管（内置分水接头+143mm卡瓦打捞筒）+ 127mm弯钻杆1根+127mm正扣钻杆，打捞成功起钻，起出73mm钻杆20柱，开泵循环。套管外层扶正技术为保证对接139.7mm油层套管的成功，不能再用73mm钻杆做引子，为了增加钻杆的刚性，上面用88.9mm钻杆替代73mm钻杆，更安全的措施是从139.7mm油层套管鱼头下面至少100米到井口下一层技术套管。技术套管对钻杆引子和油层套管有一定的扶正作用。不至于造成小钻杆弯曲太严重，同时可以保证油层套管鱼头居中，便于后续施工。具体过程如下： 边起边甩73mm钻杆100根，随后接89mm钻杆100根，循环泥浆。 稳定井眼，确保技术套管能顺利下至预定位置。下193.7技术套管（壁厚10.92 内径171.86），下入深度1109.73m（下套管过程中井内钻杆的重量坐在961.86m处的139.7mm套管鱼头上），下套管控制下放速度，防止挂压88.9mm钻杆和套管鱼头及套管接箍，下到位置后循环泥浆。下完193.7mm技术套管后，把井内89mm和部分73mm钻杆起出井口，运用前期倒套管的方法，下反扣捞矛和127mm反扣钻杆把井内139.7mm油层套管鱼头（已变形）倒出，最后起出井内全部钻杆，下139.7mm油层套管。过程：下73mm钻杆+倒扣捞矛+127mm反扣钻杆，卡瓦进入套管鱼头后，上提200-300KN拉紧卡瓦，然后重量放到原悬重倒转套管，倒开后悬重增加20KN ，起钻起出套管8根，139.73mm套管鱼头为1042.91m，最后起出井内所有73mm钻杆。在193.7mm技术套管内下入139.70mm套管，套管下至1042.91m鱼头位置，缓慢下放对扣，确认对上扣后，先在井口用链钳转动上扣，边转边慢放钻具，然后用套管钳将扣上紧。最后套管试压，加压17MPa,15min后压力未降，试压合格。考虑139.70mm油层套管所有作业已经结束，193.7mm技术套管已完成使命，应该把技术套管起出来，但上提130吨活动多次无效，技术套管卡死，接循环帽子开泵不通，起技术套管失败。最后焊井口，事故解除，通过声幅测井检查，水泥返高、固井质量达到设计要求，全井套管整体试压16MPa，30min压力未降。3、套管内长段水泥塞钻穿技术长段的水泥塞，钻穿需用的时间较长，若采用常规的转盘旋转钻塞方式，可能发生两种复杂情况：一是由于套管外水泥未返到应有高度，大部分套管没有被水泥固住，在钻塞过程中，钻具旋转极易发生套管倒扣现象，将套管丝扣倒开。二是钻具旋转极易把套管磨穿。采用动力钻具钻塞方式可有效解决上述两个问题，具体应用情况： 首先下入118mm单牙轮钻头，钻具结构：118mm钻头+73mm加重钻杆+73mm钻杆采用钻头用转盘驱动方式钻穿胶塞，并钻水泥塞至1005m，起钻换钻头。参数：钻压10-30KN，转速60-65转/分，排量10-12L/s，泵压10Mpa。 继续下入单牙轮钻头，钻具结构同上，采用转盘驱动钻水泥塞至1461m，发现井内返出铁屑和从套管划下的铁丝较多，为防止套管倒扣和磨穿，立即停止钻进，起钻改变钻进方式。 下入直动力钻具，钻具结构；118mm单牙轮钻头+95mm直动力钻具+73mm加重钻杆+73mm钻杆，下到底缓慢接触井底，开泵排量要小，钻塞应平稳送钻，均匀送钻，参数：钻压5-10KN，排量8-9 L/s，泵压7-8Mpa，钻塞期间保护好井口，井内不得掉入任何东西，泥浆性能稳定，具有良好的携砂能力，使用好固控设备，泥浆保持较低的固相含量。从1461m-2721m共起下5趟钻，使用5根动力钻具，累计动力钻具钻塞总时间8天13小时，纯钻时124小时，累计进尺1260m。通过声波测井检查，水泥返高1700米，固井质量良好。符合设计要求， 套管整体试压15MPa,30min压力未降。实践说明：这次动力钻具长段钻塞效果非常好，避免了套管的倒扣和损坏，有效的保护了套管，保证了全井的质量。（四）井漏技术1、 井壁失稳机理分析沙一段到沙三上含有大段的砂泥岩互层，造成钻井液滤液进入砂层，使得泥岩三面受到水侵更易引起泥页岩的水化膨胀；沙三段含有大段的泥页岩、油页岩，它们中含有大量的微裂缝，自由水在压力作用下会沿微裂缝进入泥页岩中，随着滤液的增加，泥页岩的膨胀压会越来越大，引起泥页岩剥落、坍塌；钻井液滤失量越大、抑制性越差、压差越大，进入地层的滤液也就越多。地应力引起泥页岩剥落、掉块；激动压力引起；地层胶结差，钻井液冲蚀；地层破裂压力低，高液柱压差或激动压力引起地层破裂。上部的低压砂层，形成了厚的泥饼，导致了起下钻遇阻遇卡，下钻划眼，激动压力的产生，加剧了泥岩地层的不稳定性。2、 井漏原因及其预防对付井漏应坚持预防为主的原则，尽可能避免人为失误而引起井漏。井漏的预防主要包括提高地层承压压力、合理的井身结构设计、降低井筒钻井液动压力等措施。3、承压堵漏技术现有的承压技术：按不同机理和功能可分为挢接类堵漏材料、高失水堵漏材料、剪切稠化聚合物堵漏材料、膨胀型交联聚合物封堵材料，无渗透堵漏剂材料、无机胶凝堵漏材料和软硬塞类堵漏材料等。现有承压堵漏技术的技术对策通过物理堵漏剂和化学堵漏剂的局限性分析可知，由于漏失地层的漏失通道尺寸往往未知，为了达到更好的提高地层承压能力的效果，应选用具有下述特点的堵漏剂：具有架桥充填作用，便于在漏层的孔隙或裂缝中滞留；含有一定的化学成份，便于在地层中膨胀、交联。具有上述特点的化学堵漏剂能在漏失地层滞留，有效封堵地层孔隙或裂缝，大幅度提高地层的承压能力，达到承压堵漏的目的。4、新型防漏堵漏实验装置及评价方法原有室内防漏堵漏评价实验仪器都不尽完善，有些实验仪器存在操作复杂，实验误差大，重复性差等缺点，有些仪器存在设计不合理及功能不完善等问题，给防漏堵漏室内评价带来很大麻烦。为此，我们针对目前原有室内防漏堵漏评价实验仪器存在的问题，进行了室内防漏堵漏评价实验仪器的开发研究，研制了用于评价不同堵漏材料及钻井液防漏堵漏效果的评价仪器。实验证明，新的评价仪器具有很好的精确度和准确度。物理封堵类堵漏剂评价仪器动态堵漏模拟实验评价装置新型堵漏试验装置有多种功能，可以作各种堵漏钻井液的动态、静态堵漏试验，也可以测试封堵后的承压能力，还可以用于动滤失实验。比常规静态堵漏实验装置能更逼真地模拟井下条件。静态堵漏实验装置仅考虑井壁内外压差对漏失的影响，没有考虑环空钻井液流动对井壁封堵的影响。新型实验装置可在不同驱压、不同回压和不同剪切速率下进行实验。该装置还具有操作简单，温度、压力及剪切速率等参数调节方便，易损件寿命长等优点。可视式中压砂床封堵仪可视式中压砂床封堵仪可较好地模拟钻井液在常温中压下对渗透性地层的封堵能力，具有操作简单及可视化好等优点。其缺点是不能模拟高温高压下钻井液的封堵能力，也不能测定钻井液封堵后的承压能力。化学封堵类（如无机凝胶及冻胶等）堵漏剂评价仪器由岩心流动实验仪及不同尺寸的填砂管组成，主要用于模拟化学类堵漏剂对不同渗透率岩心的封堵作用及封堵后岩心的承压能力。具有很好的精确度。5、随钻承压堵漏剂的优选不同浓度堵漏浆钻井液在不同压力下的堵漏能力：在相同的压差下，随浓度的增加，漏失量减少，漏失时间变短；随挤注压力的升高，漏失量明显增大。不同浓度的堵漏钻井液在不同砂床中的堵漏能力：随着堵漏剂浓度的增加，漏失量逐渐减少，承压能力逐渐增加。粒度大的砂床堵漏后的承压能力大于粒度小的。堵漏剂的优选考虑到现场施工中，砂层变化较大，选用了复配的堵漏剂。最终确定了以下堵漏剂：随钻承压堵漏剂、超细碳酸钙、核桃壳、酸溶膨胀堵漏剂。确定的钻井液配方为：1.52随钻承压堵漏剂（过60目筛）+1.52超细碳酸钙（400800目）+11.5核桃粉（小于0.4mm）+0.51酸溶膨胀堵漏剂。6、钻井液技术对策井壁稳定钻井液技术随钻承压钻井液技术抗油气污染、化学污染钻井液技术防粘技术井漏后堵漏采取的措施（五）强磁打捞器1、多功能半剖式内强磁高效打捞器目前常用的强磁打捞器，多为平底式，靠打捞器底部平镶磁铁打捞井底落物，存在三大缺点：一是磁铁镶在打捞器底部中间，多为圆形，外有较厚的圆环形保护层，导致镶嵌的磁铁面积小，打捞面积小，不易接触落物，效果差；二是圆形平底磁铁平面无法拨动井底落物，而且容易在磁铁表面形成杂物垫层影响打捞效果；三是由于落物在完全暴露在打捞器底部，无保护装置，即使在井底打捞到落物，起钻过程中也容易碰掉；四是如果落物贴在井壁无法打捞。多功能半剖式内强磁高效打捞器设计科学，从结构和工作原理上完全避免了常规强磁打捞器的缺点。多块高温超强磁铁科学的排列镶嵌在半剖式圆筒内部，镶嵌面积大是同尺寸井眼所用的常规强磁打捞器磁铁的10-30倍，磁力大，打捞落物的能力大，侧面和顶部可以保护已打捞的落物被碰掉。侧面有流体通道，可以冲洗井地落物进入打捞腔，同时可以拨动落物进入打捞腔。2、板式多牙轮磁力打捞器钻井工程中，掉牙轮情况经常发生，以往采用磨鞋磨牙轮、打捞蓝捞取等方法处理，浪费了大量人力物力，又往往留有后患。普通磁力打捞器由于结构原因，下钻不到底或捞取不上，因而没有得到很好应用。板式多牙轮磁力打捞器由上接头、外壳、水道、和磁铁组成。外壳为半圆型，沿内壁装有多个强力磁铁。主要特点半圆筒内设有循环通道直到井底，增加了牙轮进入筒内的动力，同时有利地清洗井眼，保证了打捞器的到底；磁铁在半圆筒内呈多层排列，增加了磁场强度和与牙轮的接触面积；磁铁处于打捞筒的外壳的保护之下，不易破碎；打捞时，打捞器沿井壁下滑插入到牙轮之间，同时借助钻井液的冲力使牙轮被吸到磁铁上。提起钻具换一个方向下压，井底其它牙轮把已吸在磁铁上的牙轮上推，同时自己也被磁铁吸住。依次打捞牙轮，落井牙轮成串打捞出来。使用方法及注意事项磁铁硬且脆，打捞器在装车、卸车或上下钻台时要注意轻拿轻放，切忌磕碰；在井口要检查工具的外观有无问题，工具和钻具联接要涂好丝扣油，按规定力矩紧好扣；下钻至井底开泵循环调整泥浆，冲洗井底及打捞器内可能存在的泥沙。排量25升/秒，时间10分钟，并纪录好泵压；到底后加压2吨记准方入和泵压，提起钻具，转动一个方位下放到底后加压2吨再记准方入和泵压。如此重复多次，每次均需纪录方入和泵压；选择方入最深方位，加压1吨转动钻具拨动井底牙轮。如有蹩劲，不可强蹩硬转，可提起3-5厘米无压转动；探多个方位，轻转轻拨，开泵或停泵间断进行，坚持至少半小时以上；转动无阻，各方向探方入无变化，且泵压略有升高，说明落物已全部捞获，可以起钻；起钻时应防止顿击钻具，不能使用转盘卸扣；打捞器在使用中，偶尔也有捞而不获的情况发生，其原因有两个：打捞器没有下到井底，往往是方入计算错误或井下有岩屑堆积冲洗不彻底；落物不在井底，被挤入井壁或携带至上部井筒。因此，在使用中要特别注意杜绝以上情况。三、项目推广应用情况进入2008年以来，公司技术部门结合钻井生产实际，积极开展科技攻关、新技术推广和新技术改进活动。在 河148区块、辛176区块、王家刚、利津、民丰和永安、纯梁、东营北坡和南坡构造带，进行了井下复杂情况与故障预防处理技术的推广，使不同区块的钻井施工都保持了较好水平，事故、复杂情况得到有效控制。现将推广应用情况介绍如下。（一）井下复杂情况与故障预防处理专家系统推广应用运用井下复杂情况与故障预防处理专家系统，能够在遇到井下复杂问题时，通过井下事故与复杂问题查询系统及时、准确的为钻井现场提供了预防和处理方法等知识；我们将基于可信度因子的不精确推理方法与WebServices技术相结合应用到钻井复杂情况和事故处理的诊断中具有较强的新颖性，在人工输入相关参数后准确的判断了复杂的类型，并可采用提供的措施和方法进行有效的处理；工程辅助计算系统能够满足钻井工程作业过程中参数计算的要求，对现场施工起到指导作用。河148区块是现河采油厂2008年增油上产的重要区块。该区块位于济阳坳陷东营凹陷中央隆起背斜构造带，主力油层位于沙三中，深度在28703200m。上部地层施工中后期易出现井眼缩径，导致蹩泵、起下钻不畅、井漏；下部地层压力系数在1.501.65之间，泥页岩水敏性强，易垮塌及剥蚀掉块，盐膏或盐水层污染钻井液容易造成井下复杂情况。由于以上地质特点，造成该区块以往施工中多次出现井漏、井涌、卡钻、电测遇阻遇卡等复杂情况。2007年施工的20口井，平均建井周期31d-11h，平均事故复杂时间150h。在河148-1井的施工中，钻至井深3130米钻遇盐水层，钻井液密度由1.55 g/cm3下降到1.45 g/cm3,粘度由66S升至130S，失水由4.0ml升至28ml，氯离子含量上升至2200035000mg/l，由于盐水侵的影响，钻井液性能变化较大，导致在上部井段起钻困难，使用该专家系统诊断得知产生缩径，随即下钻划眼（12001800m）。诊断界面诊断结果先期施工的河148-X31、河148X8 正常钻进过程中，未见掉块，电测时在27503100m 出现多次遇阻遇卡，在通井过程中，发生了2次掉块卡钻。 通过该专家系统迅速找到了当前卡钻情况的处理措施，节约了成本，节省了时间。落物卡钻查询主界面落物卡钻处理措施界面由此可见该系统的信息化、智能化，大大缩短了事故处理时间，提高了钻井工作质量和效率，大幅度地提高甲乙双方的经济效益。在该部分的推广过程中我们根据井场实际需要的相关钻井技术和事故处理措施，对知识数据库的内容进行补充和完善。同时精确了推理依据中可信度因子的取值范围，提高了诊断结果的正确度，使之在提供正确的、足够的参数运行状态条件下，正确率达到100。（二）钻具故障监测与诊断软件推广应用利用三维加速计传感器实现了对钻具纵振、扭振和横向振动的实时监测，为分析研究钻具在井下的工作状态提供了技术手段。该技术的应用对预防井下钻具事故，实现快速安全钻井具有实际应用价值。营6-平10井是位于东辛油田营6段块的一口水平井，设计井深3200.11米。完钻井深3295.00米。本井于2008年11月08日下入118mm钻头通井至3283米循环替清水。11月10日03:30电测下至2828米遇阻（电测提供），使用爬行器爬行2米后遇阻，上提仪器遇卡，上提拉力3300磅。11月10日19:00测井公司决定下入偏穿工具打捞仪器。1月11日05:00下至2173.75米电测信号减弱。电测技术人员讨论后09:30又接着下钻，顺利通过悬挂器位置，0:30下至2516.95米电缆张力增加，11:00起出4柱钻柱打捞器位置2402.55米。11:30继续起钻，起出4柱，打捞器位置2228.15米（电测提供）发生卡钻，（被卡钻具127mm钻杆39柱+1单根+73mm钻杆40柱合计2274.90米）。此处井斜3.79度。造斜点井深:2420.00米，爬行器位置:2817.57米，爬行器直径:51.00mm，长度:7.43米，该处井斜64.4度，测井仪位置:2825.00米，长度:5.20米；直径89.00 mm；扶正块直径112.00 mm，电缆直径:8.00 mm。在发生卡钻事故前，采用钻具故障监测与诊断软件进行实时监测时就出现了工况出现不稳定现象。变现为小波变换时峰波清晰，尤其是在纵向的振动信号。相关性分析时发现波形不稳定，有异常波动，尤其是在纵向振动时明显处于上升阶段，说明与正常信号产生异常的信号不是噪声信号，工况出现不稳定现象。正常钻进时的振动信号特征正常钻进时小波变换和相关性分析钻具不稳定工作状态时的振动信号特征钻具不稳定工作状态时的小波变换和相关性分析在整个事故处理过程中工具和药品费用合计共29499元。其中工具费用190430元，药品费用104560元。累积误工时间：92天17小时。如果我们能根据实时监测信息提前预防，就能挽回经济损失。由此可见对钻具振动信号的实时采集与分析，可有效地防止钻具事故及由振动引起的钻井异常现象的发生，延长钻柱、钻头和井下工具的使用寿命，减少事故处理时间，节约钻探成本。具有显著的经济和社会效益。（三）井下套管破损修补技术推广应用井下套管破损修补技术推广，是针对测井法检查确定套管损坏位置技术、在套管内串接小钻杆作为引子，倒套管作业技术、电磁探伤仪查找双鱼头位置技术、外层套管的扶正技术等一系列技术的技术创新。“井下套管破损替换技术”针对井下套管破损后的准确查找，并倒出坏套管，下入新套管与井内的套管对扣连接等问题，将测漏、打捞、磨铣、倒扣、对扣技术综合应用到事故处理中，取得了很好地效果，为今后井下套管破损后的事故处理提供经验，在黄河钻井四公司梁38-平6、樊154-3、坨128-斜21三口井进行了现场应用，解决了实际问题。梁38-平6井通过声幅测井检查，水泥返高、固井质量达到设计要求，全井套管整体试压16MPa，30min压力未降。樊154-3井发生套管事故后，借鉴梁38-平6井的处理经验和教训，从事故处理开始到套管对扣成功、试压合格只用了3天2小时。通过声幅测井检查，水泥返高1700米，固井质量良好，符合设计要求， 套管整体试压15MPa,30min压力未降，避免了套管的倒扣和损坏，有效的保护了套管，保证了全井的质量。具体施工过程简要总结如下：1、找漏失点：测流量和36臂影像以确定问题点（即漏点），据流量曲线显示，初步确定漏点在418-419米处。测36臂影像显示第37根套管离母接箍5米（418-419米）处有长约100mm,宽20mm的裂缝。2、下73mm钻杆探水泥塞863.94m，上提下放活动循环，正常后将小钻杆放至井内。3、割139.7mm套管头、倒套管，把73mm钻杆留在井内作为倒套管的引子，上提0.5吨倒扣19圈开扣，起出1根套管。此时139.7mm套管鱼顶16.29m,73mm钻杆鱼顶3.3m。4、下193.7mm技术套管，为保证对接139.7mm油层套管的成功，在139.7mm油层套管外面下一层193.7mm技术套管。技术套管下深760米。5、倒139.7mm油层套管、下新套管对扣，下入反扣倒扣捞矛倒套管，倒开后起钻，起出139.7mm套管36根，共计37根，此时鱼顶425.65m。其中第37根距接箍5米(井深419.28 -419.40m)处有长120mm,宽5mm的裂缝（外观）。 坨128-斜21井接到胜利采油厂通知以后，公司搬迁大庆型钻机进行设备安装并组织工具。事故处理过程中，借鉴以往的处理经验，从事故处理开始到套管对扣成功、试压合格用了7天21小时，具体施工过程简要总结如下：1、找漏失点：公司组织上固井车试压,压力最高由8MPa降为5MPa,再组织上测井项目，测井温后据井温曲线显示，初步确定漏点在983.5米处。 2、下73mm钻杆探水泥塞3323m，上提下放活动循环，正常后将小钻杆放至井内。3、割139.7mm套管头、倒套管，把73mm钻杆留在井内作为倒套管的引子。4、下193.7mm技术套管，为保证对接139.7mm油层套管的成功，在139.7mm油层套管外面下一层193.7mm技术套管。技术套管下深1275米。5、倒139.7mm油层套管、下入反扣倒扣捞矛倒套管，倒开后起钻，起出139.7mm套管90根，此时鱼顶983.5m。其中第91根接箍破裂。6、下新套管对扣，对扣一次成功，试压15Mpa30分钟压力未降。测井法检查确定套管损坏位置技术、在套管内串接小钻杆作为引子，倒套管作业技术、不规则鱼头的钻具打捞技术、电磁探伤仪查找双鱼头位置技术、外层套管的扶正技术、套管内长段水泥塞的钻穿技术在这三口井得到了很好的应用，为今后井下套管破损后的事故处理提供了很好的借鉴经验。（四）井漏技术推广应用2008年，公司对该区块进行钻井技术攻关，与石油大学等单位结合开展研究，根据地层岩性情况，优选钻井液体系和配方，采取井身轨迹控制技术、井壁稳定技术、防粘技术和随钻承压钻井液技术，逐步形成了相应的配套钻井技术，取得了较好的施工效果。2008年110月份，在该区块施工的38口井，平均建井周期29d3h，平均事故复杂时间21h。与项目开展前相比，施工井平均建井周期缩短2d-8h，事故复杂时间降低了85.43。辛176区块是胜利油田东辛油田近年来的主力区块，担负着为油田增储上产的重任。自辛176区块进入开发阶段以来，整体钻井效果不理想，机械钻速偏低，井壁稳定控制难度大，完井电测困难，使钻井周期、建井周期长，钻井成本居高不下。2008年，公司加强对该区块地系统总结和研究，在不同地层、不同井段优选钻头类型，大量应用进口复合片PDC钻头，长齿、宽齿及MD系列牙轮钻头，提高了机械钻速；在胜利油田首次使用铝胺高性能水基钻井液体系，基本解决了该区块沙三段泥岩垮塌严重的实际问题，施工井完井作业顺利。自项目实施后已在辛176区块完成7口井，平均完钻井深3438m，平均机械钻速8.81m/h，平均建井周期67.47d，三开井段平均井径扩大率9.5%，完井电测一次成功率66.7%，与项目实施前相比，平均机械钻速提高3.4%，平均建井周期降低2.56%，三开井段平均井径扩大率降低4.6%，完井电测一次成功率提高29.2%。河148区块施工中，钻遇盐水层的几率大约在5060%，采用淡水钻井液处理剂抗盐抗钙能力普遍不是很强，在钻遇盐水层、盐膏层时钻井液流型变化很大，粘切和失水急剧增大，引起起下钻和电