石油钻井用钻井液类型及相关知识

石油钻井用钻井液类型及相关知识钻井液系列序号名称代号主要成分特点1抑制性聚合物钻井液P-F2聚胺CMC钻井液P-C3钾基聚合物钻井液K-P480A-51钻井液80A-515聚合物钾盐钻井液P-K6聚合物乳化钻井液O/W7树脂钾盐钻井液R-K8聚磺高温钻井液P-S9低固相钻井液L-S10无固相钻井液N-S11油基钻井液O-M各类钻井液技术标准及管理措施抑制性聚合物钻井液（一） 代号：P—Fe（二） 特点：本钻井液是以PHP作为絮凝剂，抑制地层造浆；以FCLS配合烧碱水作为稀释剂，控制钻井液粘度、切力及流变性能，以CMC作为降失水剂的抑制性钻井液体系。具有适应范围广、维护处理简单、成本低等特点。（三） 推荐使用范围：油田各地区3200米以内的井，水型不限。（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 PHP0.1-0.3%3、 FCLS1—2%4、 CMC0.3—0.5%5、 烧碱水用于调节PH值6、 加重按设计要求（五） 性能指标1、 密度：非加重钻井液不大于1.15g/cm32、 漏斗粘度：28—45S3、 API失水：10—5ml4、 静切力G：2—5/3—8Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH值:淡水9—11;咸水:11—137、 塑性粘度:8—20mPa.S8、 动切力：3—6Pa（六）维护处理要点：1、 大循环改小循环以后，使用震动筛、除砂器控制固相含量，配合清水调整性能1—2周，进行转化处理。本次处理主要以控制低粘、低切、降低失水为目的。（采用PHP、FCLS、NaOH、CMC综合处理）。2、 转化处理以后，用PHP配合烧碱水进行维护处理。PHP应配成0.5—1%溶液，每班定量均匀加入。东营组以上地层，钻井液中 PHP保持0.1—0.15%的含量。进入沙河街组地层，PHP保持0.2—0.3%的含量，烧碱量以维护要求的PH为佳。3、 每只钻头下钻完，根据性能要求，用清水、FCLS配合烧碱水处理，用CMC控制失水。根据失水量的大小决定其用量，然后用PHP维护性能。FCLS与烧碱水的比例：一般按淡水2：1；咸水1：1或1：2。4、 钻进中坚持使用好固控设备，保持含砂量小于0.5%o5、 加重前，先用FCLS与烧碱水进行降粘切处理之后再进行加重。加重时，应按加入的重晶石数量补充0.05—0.1%的PHP量，以确保重晶石在钻井液中的悬浮。6、 完钻前，提前用FCLS与烧碱水处理好，用CMC降失水和提粘充分洗井后，才能起钻电测，以确保完钻电测一次成功。7、 固井时，应将顶替水泥浆的钻井液用FCLS与烧碱水处理，将PH值提至12以上，提高抗水泥侵污的能力，确保声放磁测井一次成功。8、 咸水一旦产生泡沫时，可以选用适当的消泡剂消泡。二、聚胺CMC钻井液（一） 代号：P—C（二） 特点：本钻井液是以PHP为主要处理剂，配合CMC控制失水，用适量烧碱维持一定的PH值的一种不用FCLS的低固相体系。具有抑制造浆能力强、粘度低、剪切稀释特性好、容易达到较低的固相含量，并对于携带岩屑、清洁井眼有利，配合喷射钻井，有利于提高钻井速度。但存在失水较大、井眼不够稳固的弱点。需在应用过程中逐渐完善提高。（三） 推荐使用范围：1、 地层不太复杂地区的开发井2、 设备较好的喷射达二三阶段的钻井3、 梁家搂地区的钻井4、 淡水（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 PHP0.1-0.5%3、CMC0.5—1%4、 烧碱水用于调节PH值，控制在8—9范围5、 加重按设计要求（五） 性能指标：1、 密度：非加重钻井液不大于1.15g/cm32、 漏斗粘度：28—40S3、 API失水：12—5ml4、 静切力G：2—5/3—8Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH值：8--97、 塑性粘度:8—15mPa.S8、 动切力：3—6Pa（六）维护处理要点1、 为确保上部井眼质量，用般土浆或快钻液进行二开。2、 钻至500—600米，开始加入PHP，每钻进100米，加入2%浓度PHP1方左右。3、 改小循环以后，使用震动筛、除砂器或两除，降低含砂量，控制低固相，同时进行转化处理。转化处理时，2%浓度PHP加量控制在4—6方，CMC0.3—0.5%并配合1/5浓度烧碱水1—2方，控制失水10—15ml。4、 正常钻进中，每班加入2%浓度PHP2--3方，1/5浓度烧碱水0.2—0.5方，以保持PH值8—9范围。钻进中视粘度高低、失水大小，可用适量CMC调整，每次加量可控制在0.2—0.5%。5、 起钻前应先把井内砂子携带干净，再用CMC提高粘度3—5秒。6、 加重时，应按所加入加重料的数量补充0・05—0・1%PHP量。7、 遇特殊情况（如：油气侵污、盐水侵、固井时顶替水泥浆预处理等），需降低粘度、切力、改善流动性能时，可用2：1或1：1FCLS、烧碱处理。8、 完钻前一般不作特殊处理，可加CMC0.2—0.5%o提粘降失水，以确保完钻电测一次成功。三、钾基聚合物钻井液（一） 代号：K—P（二） 特点：本钻井液是以KOH提供钾离子，以一定量的钾离子浓度配合一定量的聚合物，达到抑制泥岩水化、膨胀及坍塌的目的。（三） 推荐使用范围：1、 地层中含蒙脱石较高的地区。如孤东、孤岛地区。2、 易坍塌的地层3、 淡水泥浆（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 聚合物（PHP） 0.15-0.2%3、 KOH维持PH9--114、 FCLS0.5—1%5、 CMC0.3—0.5%6、 加重按设计要求（五） 性能指标1、 密度、非加重钻井液不大于1o152、 漏斗粘度：30—45S3、 API失水10—5ml4、 静切力：2—5/3—8Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH：9—117、 塑性粘度:8—15mPa.S8、动切力：3—7Pa（六）维护处理要点：维护处理要点和抑制性聚合物钻井液相同。在维护处理过程中，关键是应自始至终保持K的浓度在2000—3000PPM；维护PH值9—11及一定聚合物含量，才能起到防塌的作用。四、80A—51钻井液（一） 代号：80A—51（二） 特点：本钻井液是以80A—51为主要处理剂的一种体系。具有良好的剪切稀释特性，低的水眼粘度，并对地层泥页岩有一定的抑制分散能力。配合喷射钻井能大幅度地提高钻井速度。（三） 推荐使用范围：1、 井深3200米以内2、 矿化度小于30000PPM（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 80A--510.2--0.3%3、 NaOH0.3—0.5%4、 FCLS0.3—0.5%5、 降失水剂（CMC或HPAN）0.3—0.5%6、 加重按设计要求（五） 性能指标：1、 密度、非加重钻井液不大于1.152、 漏斗粘度：30—45S3、 API失水10—5ml4、 静切力：2—5/3—8Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH：9—117、 塑性粘度:8—15mPa.S8、 动切力：3—7Pa（六） 维护处理要点：1、 二开用含80A—51成分的快钻剂2吨至3吨配成快钻液钻进。2、 改小循环后，使用震动筛、除砂器控制低固相，将含砂量降至0.5%以下。3、 钻进中细水长流地补充1%浓度的80A—51溶液，一般初期按每钻进100米补充80A—51胶液4—5方，随着井的加深，加量逐渐增大（具体加量视性能而定）。4、 NaOH配成烧碱水加入，维持PH值9—11为宜。5、 每钻进200米左右，根据粘度和失水大小，加CMC0.2—0.3%降低失水。6、 在下列情况下可以采用FCLS、NaOH处理：（1） 需要降低粘度、切力时（2） 泥浆受油气污染时（3） 加重之前后（4） 完钻之前（提前50—100米处理）（5）固井之前及顶替水泥浆的泥浆五、聚合物钾盐钻井液（一） 代号：P—K（二） 特点：本钻井液是以聚合物及氯化钾为主的一种防塌体系。通过调节KCL和聚合物的量，达到抑制不同类型的泥页岩水化膨胀及坍塌的目的。具有适应范围广泛、防塌、抗盐、抗污染等特性。（三） 推荐使用范围1、 水型不限2、 水敏性较强、易坍塌的泥页岩井段3、 含盐、膏层井段4、 裸眼井段较长的深井（四） 主要组分：1、 预水化般土浆或井浆为基浆，粘土含量不大于10%2、 聚合物0.5—2%（按具体配方选择聚合物种类）3、 KCL3—15%（按泥页岩类型选择）4、 FCLS适量5、 KOH适量6、 降失水剂0.5—1%7、 NaCL按需要（盐水及饱和盐水钻井液使用）8、 消泡剂、防腐剂适量9、 按设计密度加重（五） 性能指标：1、 密度按设计要求控制2、 漏斗粘度：30—55S3、 API失水15—8ml4、 静切力：2—5/3—8Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH：8—107、 塑性粘度:8—20mPa.S8、 动切力：3—10Pa（六） 维护处理要点：凡使用此种泥浆，必须经过专门配制或转化，性能达到设计要求后，才能投入使用。1、 配制及转化工艺：（1） 先配制一定数量、要求浓度的聚合物溶液（2） 用FCLS、NaOH调整泥浆性能，粘度、切力处在合适范围（3） 分多个循环周加入已配制好的聚合物溶液，先少量后逐步增多，达到泥浆不增稠为最佳浓度（4） 加入眩。1。如果有增稠现象，可以配合FCLS、烧碱水处理。需要时，同时加入NaCL。（5） 加其它处理剂调节性能（降低失水、消泡等）（6） 按设计要求加重注意：上述程序均在地面或技术套管内进行，切勿在裸眼中进行转化。2、 维护处理应注意的问题（1） 本钻井液对基浆中的粘土含量十分敏感。粘土含量过高，转化配制将很困难（增稠严重）；粘土含量太低，悬浮加重料困难。一般要求在配制和转化时，尽量将基浆粘土含量降低。在维护时，增加聚合物浓度不足提高悬浮加重料能力时，可补充预水化般土浆来解决。（2） 尽量采用固控设备来降低泥浆中的固相和含砂量，确保性能稳定。固控效果不好时，可采用等浓度稀释或替换的办法来保证井内泥浆性能。但必须保持各组分的含量不能降低。（3） 严格控制PH值。PH值过高，聚合物在井内容易进一步水解，效能降低（尤其使用PHP的泥浆）。（4） 有条件的井队，应将聚合物、KCL及其它处理剂按比例配成胶液，作到定时、定量地补充，保持性能优质稳定。（5） 使用盐水及饱和盐水泥浆，不允许用清水维护性能。（6） 在维护泥浆过程中，应随时掌握泥浆中聚合物、K离子浓度。保持稳定的浓度是本泥浆能否使用成功的关键。（7） 高密度钻井液不准加入清水，必须用胶液维护。六、聚合物乳化钻井液（一） 代号：O/W（二） 特点：本钻井液是在某种水基钻井液的基础上，采用混油（柴油、原油、白油等）并加入表面活性剂及减阻材料（石墨粉、塑料小球等），使其具有润滑、防卡兼有防塌特点的水基钻井液。（三） 推荐使用范围：1、 定向井2、 大位移延伸井3、 水平井4、 高密度钻井液（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 聚合物0.3—0.5%3、 油类：10—15%4、 表面活性剂0。1—0。5%5、 NaOH1—2%6、 FCLS1--2%7、 KCL根据地层需要确定加否和加量8、 按设计密度加重（五） 性能指标：1、 密度、非加重钻井液不大于1.152、 漏斗粘度：30—50S3、 API失水7—5ml4、 静切力：3—7/5—10Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH：淡水9—10；咸水10--117、 塑性粘度:12—20mPa.S8、 动切力：5—10Pa9、Kf：V0・1（六）维护处理要点：1、 一开一律用预水化般土浆开钻。丛式井组第一口井配浆开钻，其它井则用回收的井浆开钻。2、 二开不允许直接用清水，可采用混浆或快钻液钻直井段。3、 定向前处理好井浆。主要降粘度、切力、控制失水，将PH值控制在要求的范围内，为混油打下基础。4、 第一次混油在定向前进行。其加量可按组成中最低加量处理。井深较浅、温度较低时，混油可以柴油为主。5、 增斜前将混油量和活性剂量加至最大量。随着井的加深，温度升高，混油可采用以原油为主（原油：柴油3：1或5：1），保持此含量钻完设计井深。6、 钻进中，每天要测量泥饼摩擦系数，保持其小于0。1，适时测定泥浆组分，以确定补充混油的时间和数量。7、 小循环开始就要使用固控设备，严格控制低固相、低含砂，并采用近平衡钻井，以消除粘附卡钻的隐患。8、 完钻前提前30—50米处理好钻井液。针对井下情况，决定是否需要加减阻料，以确保完井作业的顺利。七、树脂钾盐泥浆（一） 代号：R—K（二） 特点：本钻井液是以聚合物、树脂、钾盐配制的一种防塌钻井液。它利豚离子低水化性能、聚合物的包被作用、树脂降低高温失水的特点，达到抗温、抗污染、防塌等综合效果。（三） 推荐使用范围：1、 容易发生坍塌的地区2、 深井、长裸眼井的三、四开钻井液3、 水型不限（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 聚合物：0.15—0.25%3、 树脂：0.4—0.8%（SLSP或SMP—1或复合树脂）4、 KCL3—7%5、 FCLS0.5—0.8%6、 CMC0.2—0.5%7、 NaOH0.3—0.6%8、 润滑消泡剂0.05—0.1%9、 按设计密度加重（五） 性能指标：1、 密度、非加重钻井液不大于1.152、 漏斗粘度：30—45S3、 API失水10—5ml4、 静切力：2—5/3—8Pa5、 含砂量：V0.5%6、 PH：9—117、 塑性粘度:8—15mPa.S8、 动切力：3—7Pa9、 Kf：<0.1（六）维护处理要点：1、 本钻井液为二开方按时，可在转化处理过程中达到规定要求。三开可在技术套管内转化完成。2、 液体多效剂按井浆量的5—8%直接加入基浆中转化而成。3、 无多效剂供应的井，可按下列程序转化而成。（1） 用预水化般土浆或原井浆作为基浆。（2） 用原井浆转化时，应先将固相含量控制在8—10%，并用FCLS、NaOH处理，控制低粘度、切力。（3） 基浆中加入0。4—0。8%的树脂。（4） 加入3—7%的KCL，视失水大小补充适量CMC。（5） 加入0。1—0。3%的聚合物，循环均匀，调整好性能即可使用。4、 维护的关键是，应随时保持各种组分的稳定含量。使用多效剂时，可以直接加入原浓度的溶液。需降低粘度时，可以补充低浓度的多效剂溶液。5、 产生泡沫时，可以加入消泡剂消泡。6、 严格控制低密度固相含量。改小循环后，必须坚持使用好固控设备，使含砂量小于0。5%。八、聚磺高温钻井液（一） 代号：P—S（二） 特点：本钻井液是以聚合物、磺化酚醛树脂、磺化褐煤为主体配制的一种抗高温体系。具有高温稳定、抗盐类污染的特点。（三） 推荐使用范围：1、 深井、超深井2、 盐水及饱和盐水3、 盐膏层井段（四） 主要组分：1、 低密度固相含量不大于10%2、 聚合物：0.3—0.5%3、 SMP树脂：2—4%（SMP—1或SMP—2型）4、 SMC2—3%5、 FCLS适量6、 重铬酸钠（钾）0.1—0.2%7、 NaOH适量8、 按设计密度加重（五） 性能指标：1、 密度、非加重钻井液不大于1.152、 漏斗粘度：35—60S3、 API失水7—3ml4、 HTHP失水15ml左右5、 静切力：3—7/5—10Pa6、 含砂量：<0.5%7、 PH：8—108、 塑性粘度:12—30mPa.S8、 动切力：5—15Pa9、 Kf：<0.15（六）维护处理要点：1、 配制及转化：（1） 本钻井液一般是以原浆在井内转化而成（技套内及裸眼内均可）。（2） 转化前先将原井浆调整或处理好，使其具有低的粘切、低的含砂量。（3） 按要求加入SMP和SMC。淡水、矿化度10万PPM以内的盐水，使用SMP—1型；高于10万PPM的盐水使用SMP—2型。（4） 加入0.1—0.2%重铬酸钠（钾）作为稳定剂。（5） 用聚合物及其它处理剂调整泥浆性能，达到设计要求即转化完成。2、 本钻井液一般用于深井。为保持各组分的稳定含量，应将主要处理剂配成一定浓度的混合药液，均匀补充，以确保性能稳定。3、 钻进中可采用适量的FCLS、NaOH调整粘度、切力和流变性能，用聚合物胶液维护性能。4、 储备一定量与井内成分相同，性能相似的钻井液备用。5、 应用固控设备，严格控制井浆中的粘土含量及含砂量。九、低固相完井液（一） 代号：L—S（二） 特点：本完井液是一种低固相、低密度的钻井液，具有减少油层污染、抗温、低摩阻等特点。（三） 推荐使用范围：储层不易坍塌且容易受到固相污染的油层钻井液。（四） 主要组分：1、 般土：小于6%2、 聚合物：0。2—1%3、 降失水剂：0。5—1%4、 石棉纤维：适量5、 需要提高密度时，采用青石粉（五） 性能指标：1、 密度按设计要求控制2、 漏斗粘度：40—70S3、 API失水15—7ml4、 静切力：2—5/3—8Pa5、 含砂量：<0.3%6、 PH：8—107、 塑性粘度:8—15mPa.S8、 动切力：2—6Pa（六） 使用技术要求：1、配制及转化：（1）配制程序：在技术套管内用清水将井浆替出，加入纯碱、般土循环水化后，加入聚合物和增粘降失水剂，调节性能至要求范围。（2） 转化程序：非加重泥浆在技术套管内加水稀释，调整至要求的密度范围，加增粘降失水剂及聚合物调整性能至要求范围。2、 本完井液必须配备良好的三级净化设备，严格控制泥浆中的固相和低的含砂量，才能确保低固相的实现。3、 钻进中随时补充聚合物和增粘降失水处理剂，保持性能稳定。4、 当携砂能力差时，应补充石棉纤维或预水化般土浆。十、无固相完井液（一） 代号：N—S（二） 特点：本完井液中无粘土固相，消除固相堵塞油层，有利于保护油气层。（三） 推荐使用范围：1、 油层渗透率低的井2、 完井射孔修井液3、 古潜山低压井4、 管外防砂使用，扩孔携砂液井（四） 主要组分：1、 盐水：NaCL、KCL、CaCL2等无机盐类配成2、 增粘聚合物：PAM、PAC—141、SK—1104、XC等3、 降失水剂；HEC、CM—HEC、HPAN等（五） 性能指标：1、 密度按设计要求2、 漏斗粘度：40—150S3、 API失水：小于80ml（要求尽可能小）4、 静切力：2—5/3—6Pa5、 PH：9—106、 塑性粘度:20—35mPa.S8、动切力：5—15Pa注：具体指标按各井使用要求及配方选择后确定。（六） 使用技术要求1、 应用无固相完井液，必须配备良好的净化设备，采用固控及沉降的方法，将钻屑全部清除掉，保证入口泥浆固相为0。2、 钻进过程中，应随时补充完井液的消耗。因此，要求地面储备1/2—1倍的井浆量。地面应该配备相应的储备大罐。3、 完井液成本昂贵，使用中减少浪费。使用完后，应回收再利用。4、 配制要求；（1） 配制前，必须将技术套管内井浆用清水替出，并清洗地面循环系统。（2） 按设计要求加入处理剂。循环配制，达到设计性能指标时开钻。（3） 按配方配制一部分完井液储备，钻进中补充消耗。十^一、油基钻井液（一） 代号：O—M（二） 特点：本钻井液是以柴油为连续相，氧化沥青、有机般土等为分散相配制而成的，具有良好的润滑、防塌、抗污染、保护油气层等特性。（三） 推荐使用范围：1、复杂地区钻井2、 取心井3、 完井、射孔（四） 主要组分1、 柴油：80%2、 氧化沥青：20%3、 硬脂酸：0。5%4、 生石灰：8%5、 有机土：2%6、 烧碱水：（1/4浓度）4—8%7、 重晶石或青石粉加至设计密度（五） 性能指标：1、密度1.80内按设计要求2、 漏斗粘度：100—200S3、 API滤失：小于2ml4、 静切力：10—15/20—30Pa5、 含水：V4%6、 塑性粘度:40—60mPa.S8、 动切力：15—25Pa9、 Kf：V0.05（六） 维护处理要点：1、 按设计密度用加重料将密度调至要求范围2、 粘度过高，可加入柴油稀释3、 粘度过低或有滤失量时，可补充氧化沥青或有机般土调节4、 含水超过标准，可加石灰粉降低（七） 使用要求：1、 应用中应作到：防火、防雨水、冬季要保温，施工完成后要回收再利用。2、 起钻前，钻杆内打一部分重浆，以防返喷，造成浪费和污染作业环境。九十年代后新开发钻井完井液体系一、 MMH正电胶钻井液二、 黑色正电胶（BPS）钻井液三、 可循环泡沫钻井液四、 双保型正电钻井液五、 饱和次饱和盐水钻井液六、 聚合醇防塌钻井液第三章防塌钻井液工艺技术一、 井塌的概念地层钻开后，地层矿物以较大尺寸的颗粒及掉块形式，大量的进入钻井液中，从而导致局部井段井径扩大的现象，称之为井塌。二、 井塌的现象1、 返出岩屑增多，砂样混杂，有上部地层岩石，有时有大块圆角的东西（与钻屑不同）。2、 泥浆粘度、切力、密度、含砂量增高，泵压忽高忽低，有时突然蹩泵，严重时会蹩漏地层。3、 钻进时扭矩增大，蹩钻严重，停转盘打倒车；接单根下不到底；起钻遇卡。4、下钻不到井底，离井底较远，遇阻频繁，划眼速度慢，划眼中有蹩钻、打倒车现象，划眼中接单根困难，甚至越划越浅。注意：在钻井实际中，钻过具有垮塌掉块性质的地层时（比如胜利油田典型的垮塌井段沙河街组、塔里木油田轮南地区三叠系、二叠系、石炭系微裂缝及层理发育的泥页岩地层、哈得地区玄武岩井段等），在振动筛上必然要见到量多少不等的所谓掉块。仅凭这一点不能仓促判断为井下出现垮塌。只有当钻过这些地层而仍然存在上述现象时，才能够说明出现了井壁不稳定现象，否则，那就是正常的。三、 井塌的危害1、 不能顺利地正常钻进；2、 容易导致卡钻；3、 井径扩大，大尺寸钻屑带不出来，造成下钻遇阻，长段而困难的划眼；4、 于井径扩大，出现“糖葫芦”井眼，测井时往往会遇阻卡。5、 由于井眼不规则，影响固井质量。四、 井塌的原因概括来讲，造成井塌有地质方面的原因、物理化学的原因、钻井工艺的原因。具体的某口井的井塌，可以是这些原因的一个，或由它们的综合作用而造成。1、 地质方面的原因（1） 页岩孔隙压力异常；（2） 页岩里面的砂岩透镜体孔隙压力异常；（3） 构造应力的影响；（4） 强度较低的岩石在地层侧压力作用下向井眼内部位移、变软，然后因洗井液流冲蚀和起下钻具碰撞而掉入井内，造成井塌。2、 物理化学方面的原因---泥岩、页岩的水化效应钻井液滤液进入泥岩、页岩后，组成泥岩、页岩的粘土颗粒会水化膨胀产生较大的膨胀压，使井壁岩石受力不平衡造成井塌。3、 钻井工艺方面的原因（1） 钻井液液流的冲蚀：冲蚀能力及其对井塌的影响，决定于液流的流态和液流的速度。紊流和低粘切、高流速的液流对井壁的冲刷能力大，不利于防塌。（2） 起钻速度过快，尤其是钻井液粘度切力大时，抽汲压力过大，使井内瞬时的液柱压力过小，造成井壁岩石受力不平衡。（3） 因起钻未灌泥浆或严重井漏以及发生井喷等致使井塌。（4） 因下钻钻头碰撞井壁、旋转钻柱压撞井壁、以及旋转钻头时扰动泥浆冲蚀井壁等因素促使井塌发生。七、 井塌的预防措施根据井塌产生的原因分析可知，要想预防井塌，需要做好下列工作：1、 真学习、深刻领会地质设计、工程设计及钻井液设计的有关内容，尤其要详细了解邻井施工过程，剖析发生井下复杂和事故的原因，对本井施工措施非常明确，掌握地层压力系数，控制合适钻井液密度，平衡地层压力，防止因地层应力不平衡而导致井塌。2、 科学处理钻井液，在进入易塌层前，提前预处理，加足聚合物、降失水剂、防塌剂，使钻井液具有良好的抑制性、低滤失、强防塌性，粘度切力要适当。3、 工程参数要合适，操作要平稳，。（1） 起钻要控制速度（尤其在出现拔活塞现象时），避免因抽汲压力过大而导致井塌；（2） 避免在易坍塌段长时间循环钻井液；（3） 起钻按要求及时灌浆；六、防塌钻井液类型国内外常用的防塌钻井液有以下几种类型：1、 油基（或油包水）钻井液2、 饱和盐水钻井液3、 KCL（或KCL聚合物）钻井液4、 钙处理钻井液5、 聚合物（包括聚丙烯酰胺、钾铉基聚合物、两性离子聚合物、阳离子聚合物、聚磺等）钻井液6、 硅基（或稀硅酸盐）钻井液7、 聚合醇（或多元醇）钻井液可用于防塌的钻井液类型很多。必须根据地层具体岩性特点，综合考虑全部影响因素后，才能确定采用何种体系。经常的情况是，在一口井的施工中，根据不同的井深，选用不同的处理剂，实现不同的防塌目的。根据产生坍塌的原因分析，要达到良好的防塌效果，泥浆与工程措施必须紧密配合，两者不可偏废。七、 发生井塌时的处理工艺根据发生井塌的现象，判断为井下出现坍塌时，还应该依据当时的施工情况，详细分析产生井塌的原因，有的放矢地加以控制和处理。1、 如果是由于地层应力引起，即钻井液密度偏低，又可分为两种情况：（1）钻进时循环液柱压力低于地层压力；（2）钻进时压力平衡而起钻时欠平衡；针对第（1）种情况，必须采取全井提高密度的方式，实现压力平衡；对第（2）种情况，可以采取起钻时井内部分或全部适当提高密度的方法（比正常钻进时密度高0。01-0o02），实现压力平衡；2、 如果是由于泥浆性能不适合地层特点引起，则必须根据实际情况，进行强化处理，通常的原则是：尽可能降低API失水和HTHP失水；提高聚合物有效含量，增强抑制性；加大防塌剂用量，条件允许时，可混入部分原油或润滑剂；3、 如果是由于工程措施不当引起，则应该改变工程措施。施工过程中，必须认真执行常规的预防井塌的工程措施。一旦发生井塌，井下存在掉块，影响正常钻井作业时，则首先应该遵循上述原则，采取措施；其次要“压到底、破碎它、带出来”。“压到底”---即下入牙轮钻头，将大掉块尽可能地赶到井底；“破碎它，，-即采取大钻压、慢转速、小排量，将大掉块尽可能地破碎成小块；“带出来”-即破碎一段时间后，然后将排量开到最大同时旋转钻具，循环一到两周或更长时间（必要时可用一部分稠浆带屑，效果更好），直到振动筛干净为止；然后将钻具提到一定高度，减小排量或停泵一段时间，钻具小幅度上提下放活动。一定时间后，再将钻具放到井底，判断是否还存在掉块；如果有，则按照上述处理方法，反复处理，直到井下恢复正常为止。八、 处理井塌示例：1、 胜海10井井塌处理案例：2、 义941--7井井塌处理案例第四章防漏钻井液工艺技术一、井漏的概念广义地讲，井漏是在钻井、固井、测试或修井等各种井下作业过程中，各种工作液（包括钻井流体、水泥浆、完井液及其它液体等）在压差的作用下，流进地层中去的一种复杂情况。我们所说的井漏，通常是指在钻井过程中所发生的钻井液漏失现象。二、 发生井漏的必要条件言的产生必须具备三个条件：井筒工作液的压力大于地层孔隙、裂缝或溶洞中液体的压力，对地层存在正压差；地层中存在着漏失通道及较大的足够容纳液体的空间。漏失通道的开口尺寸应大于外来工作液中固相的粒径。地层具备发生井漏的必要条件，只能说具备了井漏的内因，不一定必然会产生井漏。是否会发生井漏，还取决于钻井液是否采取了防漏堵漏措施以及工程措施是否妥当等外因的影响。三、 井漏的分类四、 漏层位置的确定1、 观察钻进情况：在钻开天然裂缝性岩石层段时，钻井液通常会突然快速漏失，并伴随有扭矩增大和蹩跳钻现象。若上部井段未曾出现过漏失，此现象便是漏层在井底的可靠显示。当钻开孔隙或洞穴性岩石层段时，可能会从上述扭矩变化发展到加不上钻压或放空。在遇到上述钻进现象的同时发生井漏，不管上段是否有过井漏，只要往井底泵注一种常规堵漏泥浆段塞，就容易证实漏层位置和问题严重度。例如，若停泵下钻到注段塞位置而未感知段塞踪迹，说明漏层就在此处；若感知段塞仍处于原处，而漏失问题又尚未解决，说明漏层位于别处。在此情况下，就得用其它办法判断。2、 观测岩心、钻屑情况通过对岩心的分析研究可以了解地层的倾角、接触关系、孔隙、裂隙、溶洞及断层的发育情况;通过岩心收获率可以评价岩石的破碎程度，间断判断岩石的透水性及含水层的厚度。现场通过对岩屑的观察和分析研究，可以得到很多地层资料特别是油、气、水层的信息资料。注意及时收集有关资料，就可以对漏失层作出正确的判断并提出合理的防漏堵漏措施。3、 观测钻井液性能变化情况钻井液性能的变化通常能够反映井底的岩石性质。例如，遇到含水层时，密度和粘度可能降低;在砂、含砾石含水层中钻进时，会使钻井液含砂量增加。因此必须经常注意观测钻井液性能变化，以便及时采取防止漏失的措施。钻井中泥浆消耗量的非正常变化，最能说明岩层透水性的变化。在隔水层钻进时，泥浆消耗很少。而当遇到含水层并发生漏失时，泥浆消耗量就可能突然增加。所以要特别注意观测泥浆突然大量漏失时单位时间的消耗量。对井漏应观察收集下列资料：（1）漏失起止时间、井深、层位、钻头位置；（2）泥浆单位时间漏失的量和漏失总量；（3）漏失前后及漏失过程中泥浆性能的变化；（4）井内是否有返出物、返出量及返出特点；（5）井内静液面及动液面的变化情况；如已进行堵漏，还应了解堵漏时间、堵漏材料、数量及堵漏方法，堵漏前后井筒内液柱变化情况，堵漏前后的钻进情况，以及泵量和泵压的变化情况。此外，还应记录漏失原因及处理效果的分析。4、 综合分析对比钻井过程中改变泵量等参数，改变泥浆性能，或压井、试压、起下钻等作业时发生井漏，漏层位置往往不好确定，只有通过对比、测试、计算来确定漏层位置。（1） 分析原先曾漏过的层位重漏的可能；（2） 根据地层压力和破裂压力的资料对比，最低压力点是首先要考虑的地方，特别是已钻过的油、气、水层及套管鞋附近；（3） 根据地质剖面图和岩性对比，漏层往往在裂隙发育的地方；（4） 和邻井相同井段进行对照分析。除了上述的综合分析确定漏层位置的方法外，还有“水动力学测试法”和“仪器测试法”。五、井漏的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合理的井深结构设计、降低井筒泥浆动压力、提高地层漏失压力等措施。1、 合理的井身结构设计卜 设计部门根据地质设计及邻井钻井资料，依据待钻井预测地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力剖面，使钻井过程中防止井喷或井塌所需泥浆密度所产生的液柱压力，低于该裸眼井段中最低的破裂压力，以防止因压裂地层而发生井漏。如上述条件无法满足，则应下套管将低破裂压力地层与高压地层加以分隔。2、 降低井筒泥浆动压力（1）选用合理的泥浆密度与类型，实现近平衡压力钻井当井身结构确定之后，为了防止井漏与井喷的发生，在选用裸眼井段泥浆密度时，应使泥浆所产生的静液柱压力低于裸眼井段地层的最低破裂压力或漏失压力，但高于地层最高孔隙压力。对于裂缝、孔洞十分发育的地层，由于泥浆进入地层的流动阻力很小，地层的漏失压力与孔隙压力十分接近，为了防止井漏，所选用的泥浆密度所产生的静液柱压力，应尽可能接近地层孔隙压力，实现近平衡压力钻井。对于低漏失压力地层，可依据漏失压力大小，选用低固相聚合物泥浆、水包油泥浆、油包水泥浆、充气泥浆、泡沫泥浆或空气钻井，进行近平衡压力钻井。选择泥浆类型时，除了考虑该类泥浆密度能满足所钻井段防止井漏所需最小安全密度的要求外，还应考虑其流变性能。对于地层松软、压力低的浅井段，采用大直径钻头钻井时，为了防漏，应选用低密度、高粘切的泥浆；而对于深井的高压小井眼井段，应选用低粘切泥浆。（2）降低泥浆环空压耗钻井与完井过程可采取下述措施来降低泥浆环空压耗：a、 保证钻屑携带的前提下，尽可能降低泵量和泥浆塑性粘度；b、 选择合理的钻具结构，增大环空间隙，使用不膨胀的胶皮护箍，尽可能不使用大尺寸扶正器；c、加强固控，改善泥浆净化条件，减少泥浆中钻屑含量，降低环空实际泥浆密度；d、在软的易漏地层中钻进时，控制机械钻速，力求使环空钻屑浓度小于5%；e、 在高渗透地层钻进时，降低泥浆滤失量，改善泥饼质量，防止因形成厚泥饼而引起环空间隙减小，导致环空压耗的增加；f、 控制加重速度，每循环一周上升值不超过0。05,严防加重过猛而造成环空压耗增高。此外，当泥浆的动压力已接近地层漏失压力或破裂压力时，更要严格控制加重速度，严防井漏。（3）降低激动压力起下钻具时要尽量避免产生激动压力，尤其要控制下钻速度，对于小井眼，这个问题尤为重要。研究表明，起下钻具引起的激动压力为静液柱压力的20%--100%，岩层在这种交变载荷下，会造成井壁的破碎和断裂而发生井漏。因此，下钻时应注意控制下钻速度，起钻时灌浆，是控制压力波动的有效办法。在钻井作业过程中，控制和降低激动压力的具体措施如下：1） 下钻、接单根、下套管控制下放速度，下入一柱钻具或套管的时间必须超过45S；2） 下钻过程可采取分段循环；采用小泵量开泵，控制开泵泵压，先转动转盘后开泵，严防泵压过高，待泵压正常后，再增大泵量至正常值；3） 当因井塌或砂桥等引起下钻遇阻时，须缓慢开泵，并降低泵量；划眼时控制速度，严防憋泵引起井漏；4） 在软地层钻进时，防止钻头泥包；5） 在易缩径地层钻井时，采用抑制性泥浆，选用合理泥浆密度，防止因井径缩小而减小环空间隙；6） 选用快速弱胶凝强度的泥浆，泥浆静切力随时间增长幅度小。并在钻进过程应保持泥浆性能稳定，避免泥浆性能突变而引起压力激动；7） 使用高密度泥浆在小井眼井段钻井时，应在保证悬浮加重剂的前提下，尽可能降低泥浆动切力和静切力。4、提高地层承压能力通过认为的办法来封堵近井筒的漏失通道，增大泥浆进入漏失层的阻力来提高地层承压能力，达到防止井漏的目的。通常可以采用以下三种方法来提高地层的承压能力：（1） 调整泥浆性能钻进空隙型漏层时，进入漏层前，可通过增加泥浆中膨润土含量或加入增粘剂来提高泥浆粘度、动切力、静切力，达到提高漏失层承压能力来实现防漏的目的。对于轻微渗透性漏失层、浅井段流沙层和砾石层的漏失，采用上述措施防漏均能收到较好效果。（2） 随钻堵漏对于孔隙型或孔隙一裂缝型漏失地层，进入该层前，在泥浆循环过程中加入堵漏材料，在压差作用下，它们进入漏层，封堵近井筒通道，提高了地层承压能力，起到防漏作用。堵漏材料的种类与加量，应依据漏失性质、漏层孔吼直径、裂缝开口尺寸进行选用。A、孔隙型地层渗透性漏失可选用下述配方：1） 单向压力封闭剂1%--3%；2） 单向压力封闭剂1%--3%+超细碳酸钙2%--3%；3） 石棉绒2%--3%+超细碳酸钙2%--3%；4） 高软化点沥青粉+超细碳酸钙，配比2：1，加量5%--10%；5） 单向压力封闭剂+石棉绒，配比1：1，加量1%--3%；B、 孔隙一微裂缝漏失层可选用下述配方1） 单向压力封闭剂3%--5%+石棉绒5%--10%+超细碳酸钙4%--5%；2） 单向压力封闭剂2%--3%+狄塞尔堵漏剂1%--3%；加入单向压力封闭剂或石棉绒等堵剂时，应严防井内产生负压，起下钻时应避免发生抽吸作用。C、 裂缝型漏失层可选用下述配方复合桥接堵漏材料（例如FDJ—1等）2%--4%（3） 先期堵漏当钻遇下部存在高压层，其孔隙压力超过上部地层漏失压力或破裂压力的井，且这类井又因受各种条件制约而无法采用下套管将上部地层封隔时，为了安全钻井，进入高压层前，必须采用按下部高压层的孔隙压力确定的泥浆密度钻进，由此必然引起上部地层漏失。为了防止因上部地层漏失而引起的井涌、井喷等复杂情况的发生，在进入高压层之前必须进行先期堵漏，提高上部地层承压能力。先期堵漏程序：1）进行破裂压力试验，求得上部易漏地层漏失压力或破裂压力；2）堵漏：堵漏方法及堵漏品种加量，可依据漏失层特性加以选择。堵漏浆液注入井中后，井口加压将堵漏浆液挤入地层中。当地层吸收量小时可挤入4—6方；吸收量大时可挤入8—12方。压挤完毕后，静止48小时，然后下钻分段循环直至井底。待井内全部剩余堵漏浆液均返至地面后，再调整好泥浆性能，使其符合钻井设计要求。3）试漏：起钻具至安全位置或技术套管内，采用井口加压的方式试漏，检查堵漏效果。当试漏时的泥浆当量密度超过下部地层设计泥浆密度高限时，方可加重泥浆，再钻开下部高压层。八、 井漏的处理处理井漏的规程：1、 分析井漏发生的原因，确定漏层位置、类型及漏失严重程度；2、 施工前要有科学的施工设计，精心施工；3、 在钻井中发生井漏，如条件许可，应尽可能强钻一段，确保漏层完全钻穿，以免重复处理同样的问题；4、 堵漏浆液的配制必须按要求保质保量；5、 施工时如果能起钻，应尽可能采用光钻杆，下至漏层顶部；6、 使用正确的堵剂注入方法，确保2/3的堵剂进入漏层近井筒处；7、 施工过程中要不停地活动钻具，避免卡钻；8、 凡采用桥堵剂堵漏，要卸掉循环管线和泵中的滤清器、筛网等，防止堵塞憋泵伤人；9、 憋压试漏时要缓慢进行，压力一般不能超过3Mpa，避免造成新的诱导裂缝；10、 施工完成后，各种资料必须收集整理齐全、准确。实用堵漏方法：第一节调整泥浆性能与钻井措施一、 降低泥浆密度在保证井下安全的前提下，通过降低泥浆密度至合理值来制止井漏。但应注意以下几个问题：1、 研究分析裸眼井段各组地层孔隙压力、破裂压力、坍塌压力、漏失压力，确定防喷、防塌、防漏的安全最低泥浆密度；2、 依据裸眼井段各组地层结构，确定降低泥浆密度的技术措施。如裸眼井段不存在塌层，可采用离心机清除泥浆固相来降低密度，同时补充增粘剂、水、低浓度处理剂或轻泥浆，保证既降低泥浆密度又保持泥浆原有性能；3、 降低泥浆密度时应降低泵排量，循环观察，不漏后再逐渐提高排量至正常值，如仍不漏可恢复正常钻进。二、 提高泥浆粘度、切力当钻进浅层胶结差的砂层、砾石层或中深井段渗透性好的砂岩层发生井漏时，可通过往泥浆中加土粉或增粘剂来提高泥浆粘度、切力，增大泥浆进入漏层的流动阻力来制止井漏。亦可配制高膨润土含量的稠浆，挤入漏层堵漏。三、 降低泥浆粘度、切力深井钻井过程中发生井漏，在保证井壁稳定和携带与悬浮岩屑的前提下，通过降低泥浆粘度、切力来减低环空压耗和下钻激动压力来制止井漏。四、 改变钻井工程技术措施1、 调整泵排量：浅层胶结差的砂层、砾岩所发生的井漏，可通过降低泵排量来降低环空压耗制止井漏；对于处理井塌划眼过程中因泵压升高而憋漏地层，也应降低泵排量；对于因钻进速度过快，环空岩屑浓度过高而发生的井漏，在可能的条件下，应增加泵排量或控制钻速。2、 改变开泵措施：深井下钻时要分段循环；下钻到底，开泵时小排量顶通，然后逐步增大排量，直到恢复正常排量。若不慎憋漏，可立即起至安全位置静止，不漏后，再按上述方法开泵。3、 改变加重方式：控制每循环周加重幅度不超过0。05；有条件时，可预先配好重浆，按循环周均匀混入。第二节静止堵漏1、适用范围：（1） 钻井过程因操作不当，人为憋裂地层而发生诱导裂缝而引起的井漏；（2） 密度过高，液柱压力超过地层破裂压力而产生的井漏；（3） 深井段发生的井漏；（4） 钻进过程突发的井漏；（5） 无论什么原因所发生的井漏，在组织堵漏实施准备阶段均可采用静止堵漏。2、施工要点：（1） 发生符合上述范围的井漏时，立即起钻至安全位置后静止一段时间，一般为8—24小时；（2） 静止时定时定量灌好泥浆，防止压力失衡导致井塌；（3） 在发生部分漏失的情况下，循环堵漏无效时，最好在起钻前替入堵漏泥浆覆盖于漏失井段，然后起钻，增强静止堵漏效果；（4） 再次下钻时，控制下钻速度，尽量避开在漏失井段循环；（5） 恢复钻进后，泥浆密度和粘切不宜立即作大幅度调整，要逐步进行，控制加重速度，防止再次发生漏失。第三节桥接材料堵漏法桥接剂可分三类：硬质果壳（核桃壳等）、薄片状材料（云母、碎塑料片等）、纤维状材料（锯末、甘蔗渣、棉籽壳等力桥接剂级配比例的合理选择对于提高堵漏成功率至关重要，通常搭配比例是粒状：片状：纤维状=6：3：2。一、 挤压法堵漏工艺1、 尽可能找准漏层；2、 根据井漏情况和漏层性质综合分析，确定桥浆浓度、级配和配备数量，桥浆密度应接近于钻进的井浆密度；3、 配堵漏基浆；4、 配堵漏浆：能通过混合漏斗加入的，要尽可能通过漏斗加入；否则，在搅拌条件下，直接加入配制罐内，应注意防漂浮、沉淀及不可泵性。配制量应以漏速大小、漏失通道形状和段长以及井眼尺寸等综合确定，通常范围是20-50方/次；5、 确定漏失层段，将光钻杆或带大水眼钻头的钻具下至漏层顶部10-300米位置，立即泵入已配好的桥浆，主入量以能全部覆盖漏层段并加2-10方为宜。通常是10-25方。在条件允许时，最好关井挤压。6、 桥浆进入地层的量应为注入量的2/3至全部。如桥浆不易进入漏层，为防“封门”，必须采取挤压方式进行间歇法挤压，即间隔10-30分钟挤压一次。7、 如能承受，应控制环压为0。5-5Mpa，并静候8h以上；关井憋压8h后，开防喷器，循环泥浆试漏。8、 对于漏层不清的井，可注较大量的桥浆覆盖可能的漏层段，然后关井挤压堵漏。二、 循环法堵漏工艺此法适用于漏层刚钻开、还未完全暴露的井段，渗透性的或小裂缝的多漏失层段，漏层位置不清楚的漏失井段，井口无加压装置的漏失井。1、 往泥浆中加入一定级配的桥接剂3%--8%；2、 随钻堵漏时，钻头必须采用大水眼；3、 不停地活动钻具，严防卡钻；4、 停用固控设备，防止除掉桥接剂；第四节其它堵漏方法一、高滤失浆液堵漏法该法采用DTR、Z-DTR等高滤失堵漏剂，用清水配制成浆液，将浆液泵入井内进行堵漏的一种方法。在压差的作用下，浆液迅速滤失，形成具有一定强度的滤饼，封堵漏失通道。此法可用于渗透性漏失、部分漏失及某些完全漏失的情况，但一般是在漏层位置比较确定的情况下使用。如果是长裸眼井段，漏层位置不能确定，也可采用此法进行盲堵。为了提高完全漏失的堵漏效果，也可依据漏失通道的特性，在高滤失堵漏浆中再加入桥接堵漏剂。二、 暂堵法该法是指应用暂堵材料对油气层进行封堵，油气井投产后采用相应的解堵剂进行解堵的一种堵漏方法。此法主要用于封堵渗透性和微裂缝地层漏失，并能有效地减少因井漏引起的油气层损害。各油田目前已广泛采用单向压力封堵剂、易酸溶、油溶、水溶的堵剂进行堵漏。例如，除单向压力封堵剂暂堵法外，还有石灰孚—钻井液、PCC暂堵剂、盐粒、油溶性树脂等暂堵法。三、 化学堵漏法该法是将经过筛选的化学堵剂（如PMN化学凝胶、脲醛树脂、ND—1堵漏浆、水解聚丙烯腈稠浆、硅酸盐和合成乳胶等）注入漏层，形成凝胶，以封堵漏失通道。此堵漏浆液密度较低，凝固时间调节范围大，浆液的渗透能力较强，滤液也能固化，可以封堵微孔缝漏失通道。该方法对含水漏失层具有特殊效果。四、 无机胶凝物质堵漏法无机胶凝堵漏物质主要以水泥浆及各种水泥混合稠浆为基础，此法一般用于较为严重的漏失。采用水泥浆堵漏要求漏层位置比较确定，大多用来缝堵裂缝性和破碎性碳酸盐岩及砾石层的漏失。堵漏时必须搞清漏失层位置和漏失压力。使用“平衡”法原理进行准确计算，才能确保施工质量和安全。施工时一般必须在井筒中留一段水泥塞，水泥塞的体积约等于水泥浆总体积的1/3左右。这是为了避免有限量的水泥浆被顶的过远而不能封堵住漏失通道，造成堵漏失败。为保证封固质量，施工前应先注入一段隔离液。此法又可细分为以下三种施工工艺：1、平衡堵漏法；2、降塞法；3、挤水泥浆法；五、 复合堵漏法由于漏失类型十分复杂，尤其是水层、气层、长段裸眼、大裂缝和大溶洞的漏失，采用单一的堵漏方法往往成效不大，而采用复合堵漏可提高堵漏成功率。下面列出了各种严重漏失的复合堵漏方法：六、 强行钻进下套管封隔漏层有时，浅部地层存在长段天然水平裂缝及溶洞，钻井过程中发生有进无出的严重井漏，而采取以上各种堵漏方法均未能堵住。为了对付这种漏失，可采用清水或廉价的轻质钻井液强行钻进，等完全钻过漏层后，再下套管封隔。采用此法须具备以下条件：1、 不是地质的目的层；2、 井眼稳定，能经受清水长期浸泡而不塌；3、 无油气水进入井内；4、 钻头所破碎的岩屑能带入漏层；5、 准备足够的稠浆，每次起钻前泵入10—30方，用以提高井壁稳定性，防止沉砂卡钻。如果漏层以上裸眼井段存在易塌井段，为了防止井塌，可在环空吊灌防塌钻井液，从钻杆中打清水抢钻，以确保井下安全。第六章防卡钻井液工艺技术第一节卡钻的概念及类型、卡钻的概念钻井过程中，钻具因所受阻力超过钻机正常提升拉力范围或超过钻具抗拉极限范围，钻具在井下被卡死而不能进行正常起下钻的现象称为卡钻。二、卡钻类型钻井过程中常见的卡钻方式有以下几种：压差卡钻、沉砂卡钻、井塌卡钻、砂桥卡钻、掉块卡钻、缩径卡钻、泥包卡钻和键槽卡钻等。第二节卡钻的原因、预防及解除一、 压差卡钻钻具在井中静止时，在钻井液与地层孔隙压力之间的压差作用下，紧压在井壁泥饼上而导致的卡钻。在大多数情况下，压差卡钻是可以防止的，其措施可归纳为以下几点：1、 降低密度。在保证井壁稳定和不发生油气水侵的前提下，尽可能降低钻井液密度。2、 减少钻具与井壁的接触面积。为减少接触面积，应采取以下措施：降低钻井液滤失量，特别是高温高压滤失量，改善泥饼质量，使其薄、坚韧、致密，并具有低的渗透率和好的压缩性；注意活动钻具，减少钻具与井壁的接触时间；对于直井，应尽可能把井打直，避免过大井斜角以及井斜角和方位角的剧变；采用合理的钻具结构，使用螺旋钻铤，将钻具与井壁接触面积减至最小限度；对于定向井，应避免方位角剧变。3、 降低泥饼摩擦系数。采用优质钻井液，在钻井液中混油或加入润滑剂，使用好固控设备，降低含砂量等。4、 减少岩屑床的厚度。对于大位移井和水平井，应依据所钻井井斜角大小，选用合适的钻井液流变参数以及合理的环空流型和环空返速、间断注入稠泥浆段塞、旋转钻具、配合短起下钻等必要的工程措施，以防止岩屑床的形成或尽量减少其厚度。解除压差卡钻的方法：1、 用油或解卡液浸泡。2、 用稀盐酸浸泡。如果钻井液是用石灰石粉加重，而钻井过程发生了压差卡钻，或卡钻地层为碳酸盐岩这两种情况，可采用稀盐酸浸泡解卡。3、 降低密度以减少压差。如裸眼地层比较稳定，不易坍塌，则发生压差卡钻后，可使用加有抑制剂与润滑剂的水或轻质溶液、或降低泥浆密度，通过降低压差来解卡。二、 沉砂卡钻由于钻井液悬浮性能不好，或处理钻井液过程中粘度和切力下降幅度过大，导致钻井液中所悬浮的钻屑和加重材料沉淀埋住井底一段井眼而造成的卡钻。防止沉砂卡钻的要点是使钻井液保持合适的粘度和切力，能有效地携带和悬浮钻屑与加