小井眼复杂事故预防与处理

复杂事故现状大多数小井眼施工经验表明，小井眼施工由于环空间隙小，施工作业中普遍具有以下特点：1、环空压差大,易发生井漏；2、泵压高,地面设备、钻具、钻头要求必须要有保证；3、起下钻激动压力大，易井漏，易溢流；4、排量受限，携砂困难；5、发生事故难处理，无法套铣；6、钻具尺寸小，柔性大，抗拉强度小；7、井眼轨迹控制困难，不易稳斜；8、完井作业困难，工序复杂；9、掉落物易硬卡；10、井控要求高，发生溢流上窜速度快；11、对钻井液质量要求高。

以上问题一直制约着深井开窗侧钻井速度的提高，另外注水井的压力较高在生产中也存在着很大隐患，因此一旦发生井下复杂或事故处理困难，处理周期长。

井漏预防措施现状：首先对泥浆密度进行控制，提高泥浆密度时,控制下灰量,一般每循环周提高不大于0.02-0.03；泥浆中加入足量的随钻堵漏剂；下钻或划眼时控制下放速度，开泵要缓慢，防止压力激动造成井漏。

卡钻预防措施现状：首先，防止井口落物，任何作业井口始终装上刮泥板，防止落物硬卡；其次，钻进中每半个单根要划眼一次，钻完每个单根划眼一次，钻遇砂岩发育段每钻进2m划眼一次，钻时快时适当控制钻时，每30-50米短起下清砂。

再次，钻具在裸眼段一般不得静止，特殊情况下钻具静止时间不超过2分钟，并及时活动钻具。

重点深井复杂事故处理情况案例：3.7防漏与堵漏造成井漏的直接原因是井筒液柱压力高于地层压力，因此防漏措施除用堵漏剂预漏外主要是降低井筒液柱压力，井底当量循环压力包括钻井液静液柱压力和钻井液循环附加压力，减小井底压力主要从这两方面着手。

P当量静液循环附加如果降低静液柱压力使用较低密度钻井液施工，则需要解决三个问题：1. 井塌掉块；2. 井壁缩径；3. 平衡地层流体压力。

现场施工中常采用比较高的钻井液密度，主要也是基于这几个问题。

对于软泥岩、盐岩类的井壁缩径，提高钻井液密度是一项有效和不可避免的措施，但对于井壁掉块却不一定需要提高钻井液密度，我们2004年在二厂、四厂施工的6口井使用聚合铝配合无机—有机聚合物钻井液体系，很少出现掉块现象，完井电测井径规则，而邻井常出现因掉块原因而加重的情况。

解决地层流体压力过高的措施，不应首先依靠提高钻井液密度，而是尽量早的关停注水井，中原油田经过二十多年的开采，许多区块油气压力己经不高，发生溢流、井涌常是注水井引起的。

因此，选用好钻井液体系，严格执行注水井关停泄压措施往往可以使用比较低的钻井液密度。

小井眼钻井不同于常规钻井的主要区别就是环空压耗远大于常规钻井，这也是当前小井眼侧钻面临的主要问题。

比较小井眼钻井与常规钻井的相关钻井参数：常规钻井：钻头尺寸215.9，井深3000~3300m，表层套管深度300~350m，表层套管尺寸339.7，钻铤尺寸158.75，钻铤长度150~200m，喷嘴组合81316，排量2830L，泵压16～18。

开窗侧钻井：钻头尺寸118，套管内径124.3，开窗点2000～2200m，侧钻长度300～600m，井深2300~2900m，泵压14～20 ，排量7～8,钻具组合φ89钻铤100～130m＋φ73钻杆，转盘转速70～85r／。

据此推算2500~3000m的侧钻井，循环当量密度比静液密度可提高0.20g3以上，而同等井深的常规钻井，钻井液循环当量密度比静液密度提高值只有0.020.04g3左右。

因此尽可能的降低环空压耗是防止侧钻井井漏的一项重要措施。

环空压耗大也有其正面作用：为最大限度地采用较低密度钻井液提供了保障。

常规钻井中为防止井喷，常把密度控制在设计上限，而小井眼即使使用设计下限的密度，在循环时因为环空压耗大也可以有效的平衡地层压力，停泵后发现井口有溢流再加大排量，边循环边逐步加重，可以使密度使用的更准确，更有针对性。

甚至可以采用钻进时使用低密度，起钻时用高密度打封闭压井，下钻到底循环正常后，再降低钻井液密度的措施来防止井漏或泵压过高。

在胡状区块曾经采用过这一措施解决高密度钻时慢，低密度地层出水的问题，取得了良好的效果，当然这是以熟悉地层情况，能保证井控为前提的。

环空压耗的影响因素很多，计算公式多而繁杂，一个比较简单的经验计算公式是：△0.1275Lρ0.8V1.80.2/（）1.2式中：△P—环空压耗； L—井深；ρ—密度； V—环空返速；—塑性粘度；—井径；—钻具外径。

该公式虽不能准确计算小井眼钻井的环空压耗，但可以反映出降低环空压耗的主要途经，由公式可见，ρ与△P成正比关系，因此不能随便提高密度；而通过减小排量，降低流速，以控制循环压耗，虽然是最有效的手段，但考虑到携砂问题，一般在小井眼施工中排量要求至少不<8L ，至少不<7L。

以此排量钻井对于清洗井眼，防止卡钻，提高钻速都有很多好处，在浅井阶段比较有利，但对于易漏失井和较深的开窗侧钻井则会带来泵压过高或井漏的问题，不仅增加了井漏的风险，而且设备难以承受，限制了深井侧钻的开展。

如文13—侧99井，侧钻井段3028—3436m，漏斗粘度85s，密度 1.80 g3，排量 5.0—5.5L，完钻泵压达26—28。

在开窗侧钻施工中，我们发现当钻井液50—70s，1—3/3—9时，使用5—6L的排量，甚至4—5L的排量钻井，携砂都可以满足要求，文95—侧39井、文51—侧41井和濮3—侧26井井深近2900米，泵压14左右，以此推算，井深3200—3300米时，泵压将<20，可以解决一些深井侧钻泵压过高和易漏区块的井漏问题。

另外，这几口井泵压低与无机—有机聚合物钻井液体系抑制性强，井径较规则可能有关，因为一般在套管内泵压不是很高，3600m的井排量5L时泵压可能只有12，而裸眼段往往每增加100m 泵压增加1 ，因此井径质量与泵压之间的关系是值得讨论的。

在钻井液的流变参数中，切力、动切力是比较重要的，塑性粘度常被忽视，而通过公式一可见，塑性粘度是通过钻井液性能控制环空压耗的主要参数之一，应予充分重视。

获得较低塑性粘度的第一步是在钻井液准备阶段，许多井队倾向于用回收老泥浆打侧钻井，这样具有可以节约部分钻井液初始成本，减少配浆时间，遇盐层污染性能变化小的优点，但在钻井过程中，塑性粘度及其他流变参数的控制都要比新浆困难。

因此对于深井、易漏失井使用新浆更好一些。

使用新配泥浆还常遇到坂土水化差，悬浮力小的问题，这也是一些井队不使用新浆的原因，这主要是配浆水中含盐过高所致，实践证明，含盐超过0.2—0.3%，就可能影响配浆效果，只要控制好配浆水含盐量，按程序配浆就很少会存在悬浮力差的问题。

此外加强固控也是控制塑性粘度的有效手段，由于小井眼钻进井段短，产生的钻屑少，固控问题不易引起重视，实践证明充分使用除砂器，必要时使用离心机对于降低塑性粘度，减小摩擦系数具有明显效果，例如濮3—侧26井钻进时没有使用除砂器和离心机，到后期塑性粘度一直>40 ·S，而虽然混过两次原油，摩阻仍有5—6t，通过使用除砂器和离心机，结合其他措施，塑性粘度可以控制在32—35 ·S，摩阻也得到了改善。

3、复杂事故预防与处理的技术调研情况⑴井漏分析与预防井漏的一种解释是与岩性有关，在深部套管开窗侧钻作业时，井漏仍是当前的主要矛盾之一。

处理井漏一般都相关产生井涌、井喷、井壁垮塌及压差卡钻等一系列复杂情况。

发生井漏的两个条件：一是有足够大的岩层缝隙（应大于钻井液中最大固相颗粒的粒径）；二是有比地层孔隙压力大的井眼液柱压力，小井眼侧钻井在这两方面都存在都比常规井更易发生井漏的因素。

因为老井眼经多年的采油或注水，在井筒周围产层油气压力会下降，且油井生产过程中地层填充物被长期冲蚀运移，岩层渗透性增加，因而使侧钻井在地质条件上即存在着比常规井更大的井漏可能。

但与之相比，井眼液柱压力是引起小井眼侧钻井漏失频繁发生的更为重要的一个因素，因为小井眼钻井的钻井液循环环空压耗远大于常规钻井，使得钻井液循环当量密度大幅增加。

对于51/2″套管开窗侧钻井，当钻井深度为2500～3000m时，立压可达20～23，根据前面的计算公式，可算得钻井液循环当量密度比静液密度提高0.25g3以上，而同等井深的常规钻井，钻井液循环当量密度比静液密度提高值只有0.02～0.04g3左右，因此51/2″套管开窗侧钻井发生井漏时的钻井液密度要比常规井小很多。

由于井筒容积很小，地层流体侵入后引起的液柱压力下降较常规井更为迅速，这些就对一次井控工作提出了更为严格的要求，一般都会参照同区块常规井使用较之更高的钻井液密度，甚至有“宁漏勿涌”的思想，这样就造成了侧钻井井漏几率的进一步升高。

但小井眼如若发生井漏后引起卡钻，处理手段与配套工具不完善，处理不当就会造成井眼报废。

防漏与防涌的协调成为小井眼钻井的重点。

正常情况下，为了满足井控要求，应以裸眼井段的最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值作为钻井液密度。

该附加值油水井为0.05～0.10g3，气井为0.07～0.15g3。

而小井眼侧钻井的钻井液循环环空压耗即可产生大于0.25g3的当量密度，因此钻进时，保持钻井液密度不高于钻井液设计密度下限，或与地层压力系数相近，就既能够在一定程度上减少井漏的发生，利于快速钻进，又可以满足井控要求，不至于压力失控。

利用小井眼侧钻井环空压耗高的特点，使用较低密度的钻井液，在一定程度上可以解决防漏与防喷工作的矛盾，现已被作为了一项重要防漏措施，在各个油田多口易漏侧钻井上得到成功应用。

对于高压区块、油气层活跃地层、地质情况不明或地下压力系统已乱的井则应保证充分的钻井液密度，高度重视防喷工作。

对于漏失严重或层系压力系数相差悬殊的区块，可做先期堵漏或随钻堵漏等防漏工作。

建立和完善孔隙性漏失、裂缝及压裂裂缝性漏失等漏失类型的理论模式，判断并确定漏层位置的计算方法，另一方面，完善不同性质井漏的防漏治漏新技术。

针对“上喷下漏”复杂情况，下入打孔管，打孔管与尾管串之间装上一个盲板短节，用于承受馆内液柱压力，盲板短节之上装上两个管外封隔器，用于封隔两个不同的压力系统，承受环空中上部水泥浆及钻井液液柱压力，这对于完成“上喷下漏”井眼的固井施工是可行的。

⑵卡钻原因分析和预防技术卡钻的原因分析：造成卡钻的原因很多，大致有：①井斜大的侧钻井段，狗腿度较大，使井壁与钻具之间的摩阻增大，易造成粘附卡钻。

②堵漏时替入井内的钻井液性能较差，滤饼质量较差。

③钻具活动不及时造成的卡钻等。

卡钻的预防技术: ①调整好井筒内钻井液的性能；②储备足够的钻井液、堵漏材料及石粉，③再采取全裸眼井段浸泡解卡剂的措施进行解卡。

3.4事故预防与处理技术3.4.1 井漏的分析与预防发生井漏必须具备两个条件，一是有足够大的岩层缝隙（应大于钻井液中最大固相颗粒的粒径）；二是有比地层孔隙压力大的井眼液柱压力，小井眼侧钻井在这两方面都存在都比常规井更易发生井漏的因素。