井下事故案例汇编

1、2013年井下事故案例汇编中原石油工程有限公司2014年3月前 言 2013年，通过大家的共同努力，井下事故明显减少、钻井速度不断加快、生产时效不断提高，但是事故损失仍很惊人。为了加强事故预防和处理，牢固树立事故是最大的浪费和一切事故都可以避免的理念。按照“四不放过”的原则，查找原因，总结经验，避免同类事故重复发生，中原工程公司技术发展处组织有关技术专家对2013年发生的井下事故进行了收集整理，编写了2013年井下事故案例汇编。 本案例汇编分五部分：卡套管故障、钻具故障、卡钻故障、钻头故障、其它。钻井公司技术专家负责收集整理案例工作，技术发展处组织相关专家进行了会审，形成了本案例汇编，提供给各

2、钻井公司技术人员学习参考。本案例汇编在编写过程中得到了相关领导、专家和技术人员的大力支持，在此表示衷心感谢！由于时间仓促，水平有限，难免出现错误和不足之处，敬请批评指正。 编者目录第一部分：卡钻故障 案例1： 姬平22-21井井塌卡钻故障 案例2： 胡7-侧277井井漏卡钻故障 案例3： 南堡36-3618井卡钻故障 案例4： 高32-14井卡钻故障 案例5： 试41-2井卡钻故障 案例6： 苏20-20-15X井卡钻故障 案例7： YJ2-13井卡钻故障 案例8： 德1井卡钻故障 案例9： 高桥31-73井卡钻故障 案例10： 祥6-11井卡钻故障 案例11： 高桥31-74井卡钻故障 案例

3、12： DPH-95井卡钻故障 案例13： 卫393井卡钻故障 案例14： 文263H井两次卡钻故障 案例15： 元陆28井空气钻卡钻故障 案例16： 福石2井卡钻故障 案例17： YH23-1-24H井卡钻故障 案例18： TP332X井卡钻故障 案例19： S72-15井卡钻故障 案例20： YJ1-7井卡钻故障 案例21： TH10276井卡钻故障 案例22： KeS3-1井卡钻故障 案例23： 金跃6井卡钻故障 案例24： 金跃8井卡钻故障第二部分：卡套管故障 案例1：文33-侧224井卡尾管故障 案例2：文92-3H井卡套管故障第三部分：钻具故障 案例1： AK1-H5井钻具脱扣故障

4、 案例2： 中江18H井钻具故障 案例3： 普陆1-2H井空气钻钻具落井故障 案例4： 普陆1-2H断钻具故障 案例5： 文72-421井钻具落井故障 案例6： 查平2井断钻具故障 案例7： 顺南5井断钻具故障 案例8： 桥43-1井钻具脱扣故障 案例9： 高桥24-125螺杆故障 案例10：胡47-侧14井螺杆故障第四部分：钻头故障 案例1： 核5井牙轮落井故障 案例2： TK1134X井掉牙轮故障 案例3： 克深3-1井PDC钻头断刀翼故障 案例4： 江沙24-2HF井掉牙轮故障 案例5： COCA-K28井钻头落井事故第五部分：其它 案例1： 高3104X6井电测遇卡断电缆故障 案例2：

5、 HD1-7-H1井单吊环 案例3： YQ5-5井固井异常 案例4： 金跃202井划出新井眼第一部分：卡钻故障案例1：姬平22-21井井塌卡钻故障一、基本情况该井是水平井，设计井深3556m，钻井液密度1.20 g/cm3，造斜点2400m，井身结构为：311.2mm*410m+215.9mm*3556m。钻至井深2759m，井斜：77.5度，位移261m，地层：延长组，使用低固相聚合物钻井液，钻井液密度1.15 g/cm3、粘度40s。二、故障经过 定向钻进至2755m,振动筛处出现掉块现象,继续钻进至井深2759.8m钻完方入，上提时有遇卡现象，划眼循环处理钻井液，划第二遍时遇阻蹩泵，开泵

6、泵压上升至20MPa不回。上提下放无效转动转盘无果，井壁失稳垮塌卡钻。在活动钻具过程中钻具倒转，将钻具倒开。落鱼钻具：216mmPDC钻头+165mm螺杆+转换接头+定向接头+127mm无磁承压钻杆*1根+127mm加重钻杆*3根，落鱼长度47.09m，鱼头位置2694.5m。三、处理经过1、 下入216mm钻头通井至井深2628.71m处遇阻，循环处理钻井液，划眼至鱼头，循环打封闭后起钻。2、安全接头+超级震击器，对扣成功，震击59次，未能解卡。3、填井侧钻，损失时间：7d19h四、故障原因分析 1、钻井液密度低，设计密度1.20 g/cm3，实际只有1.15 g/cm3，液柱压力无法支撑井

7、壁，造成垮塌。 2、卡钻时失水达到5ml.对于水敏性的泥页岩造成坍塌，泥浆体系（聚合物）防塌能力不强。 3、地层复杂，碳质泥岩和油页岩胶结较差，在循环处理钻井液的过程中发生垮塌卡钻。 4、在活动钻具时未控制好转盘，将钻具倒开。五、故障教训 1、井下情况认识不足，分析不透，没有正确评估井下复杂情况。 2、出现异常情况时，应及时起钻至安全井段。调整处理钻井液并制定预防措施，再钻进。 3、操作人员操作不熟练，造成钻具倒开，下一步要加强技能培训。 4、针对该区块碳质泥岩和油页岩易垮塌问题，选用强抑制防塌钻井液体系。 案例2：胡7-侧277井井漏卡钻故障报告一、基本情况该井是一口139.7mm套管开窗侧

8、钻井，开窗井深1635m，设计钻井液密度1.15 g/cm3。钻至2331.86m，井斜22.3度，最大位移158m，地层：沙三下，钻井液密度1.65g/cm3、粘度108s。二、故障经过 胡7-侧277井采用118mm钻头钻至2186m，出现油气显示，密度由1.35 g/cm3逐步提高到1.60 g/cm3未能压稳，边加重边钻进至2331.86m，钻井液密度提至1.65 g/cm3发生井漏，泥浆只进不出，钻具卡死，且钻具水眼堵死，套压升至7MPa。三、处理经过1、为了压井，强行将钻具倒开。2、使用密度1.82 g/cm3的钻井液压井后，关井等采油厂注水井泄压。关井套压升至6MPa，立压3MP

9、a。3、改变流程节流放喷，6天时间累计拉油300方，压力降低。4、因放油井壁遭破坏，下部钻具卡死无法处理。5、填井侧钻。损失时间：22d12h。四、故障原因分析 1、有圈闭压力，出油对钻井液污染严重，流动性差，没有及时调整钻井液性能。 2、井漏后稠油堵塞了钻具水眼，不能建立循环，无法进行注入解卡剂和压井、堵漏作业。 3、采油后井壁破坏更为严重，造成钻具卡死。五、故障教训1、出现油气侵，应及时调整泥浆性能。2、修井在施工过程中，遇到出水和油气侵情况下，地层抗破能力满足不了使用密度要求，应起至窗口停注泄压。 3、加强邻井情况调研，对注水井提前停住泄压。案例3：南堡36-3618井卡钻故障一、基本情

10、况该井为一口三段制定向井，套管程序：339.7mm×304.44m，钻达井深1640m；地层：明化镇，钻井液密度1.14g/cm3、粘度42s。二、故障经过2013年4月28日6:30钻至井深1640.00m短起，在597.00-1041.00m井段遇卡。起钻完，下入定向单弯双扶钻具组合，遇阻划眼井段309.00-583.00m，为确保井下安全，起钻更换带刮刀的通井钻具组合。下钻至610.00m遇阻，划眼井段：610.00-944.00m，后开始下钻。4月30日6:10，下钻至1618.00m单凡尔开泵，返浆正常，三个凡尔，泵压由7MPa降至5.5MPa，后泵压升至9MPa，不返泥浆

11、，发现漏失，环空灌浆，强行起钻，环空能灌满但不返浆，用方钻杆带上提，悬重由560kN上升到1400kN，再次上提至1940kN活动无效，4月30日7：00钻具卡死，钻头位置：1604.79m。三、处理经过1、下倒扣钻具，共6次倒扣，倒至鱼顶位置325.39m。2、套铣、倒扣，至鱼顶位置1024.78m。3、下反扣钻具，对扣成功，活动钻具，5月7日15:00解卡。损失时间：176小时。四、故障原因分析1、通井时开泵增加排量，开泵过急泵压突升憋漏地层。2、井漏造成泥浆液面下降，上部井段垮塌。3、安全意识淡薄，思想麻痹，短起下间隔井段过长。五、故障教训1、此区块上部地层钻进时没有执行好短起钻措施，造

12、成井下复杂。2、处理井下复杂的措施不当，造成井漏卡钻。案例4： 高32-14井卡钻故障一、基本情况该井为一口五段制定向井，完钻井深4141m，最大井斜31.7°、位移1071m，三开为降斜井段。套管程序：339.7mm×285.98m+244.5mm×2415.36m，钻达完钻井深，地层：沙三2+3。钻井液密度1.40g/cm3、粘度56s。二、故障经过2013年3月8日19：00钻进至4141m，泵压由15MPa降至12MPa，起钻检查钻具。9日19:00起至第55柱下单根母接头出转盘面2m（钻头位置2570.00m）遇卡，上提至1300kN未开，经多次上提下放

13、、转动无效，钻具卡死。三、处理经过1、于井深2410.00m实施爆炸松扣，起出刺坏钻具。2、下入177.8mm开式震击器，上提至1200kN（钻具原悬重750kN）多次震击无效。3、注入解卡剂12 m3，泡卡12小时，于12日6时故障解除。损失时间59小时。四、故障原因分析1、泵压下降，起钻检查钻具前无法循环清砂。2、本井为大位移五段井制，在降斜段易拉出键槽和钻具疲劳。3、扶正器刮掉泥饼，越积越多，活动范围越来越小，最终卡死。五、故障教训1、由于没有及时发现钻具刺漏，造成起钻前井眼准备不充分。2、使用合格钻具，严格入井检查，避免钻具刺漏。3、遇卡采取措施不当，上提拉力过大，造成卡钻故障。案例5

14、：试41-2井卡钻故障一、基本情况该井为一口大位移定向井，钻达井深：2858.70m，井斜28.7°、水平位移1001.81m，钻达地层：马家沟；套管程序：339.7mm×502.45m，钻井液密度1.07g/cm3、粘度42s。二、故障经过2013年5月19日10:45，钻至井深2858.70m，钻时明显变慢，已钻达设计井深，准备循环起钻。停转盘、上提钻具，钻头提离井底1.5m遇卡，上提至1300kN、下放至600kN（钻具原悬重810kN），转动12圈无效，钻具卡死。三、处理经过1、配20m3粘度200s稠浆清砂，未见掉块，多次上提无效。2、拉卡点，计算卡点在2710m

15、。3、注入浓度15%的稀盐酸10m3，浸泡7小时未能解卡。4、实施钻具倒扣，5月21日19:00成功解卡。损失时间：56小时15分。四、故障原因分析1、本井裸眼段长，水平位移1001.81m，摩阻达500kN，未能正确判断摩阻。2、操作失误，上提钻具时遇卡误认为是摩阻，没能及时发现，卡钻后处理方法不当。3、钻井液润滑性能差。五、故障教训1、提高操作人员技能，正确判断井下情况，避免误操作。2、加强责任心，及早发现井下异常，及时采取正确措施。3、增强钻井液的润滑，降低井下摩阻。 案例6： 苏20-20-15X井卡钻故障一、基本情况该井钻达井深2705m，井斜27°、位移805m。钻达地层

16、：刘家沟，表套339.7mm下深790m，钻井液密度1.06g/cm3、粘度33s。二、故障经过2013年12月11日10：40，下钻至井深2350m处遇阻，经划眼通过。15：20下钻至井深2688m遇阻100kN，上提遇卡，开泵最大憋至21MPa未通，经多次活动上提至井深2666.95m，21：00再上提至1400kN（原悬重860kN）、转动钻具15圈均未开，钻具卡死。三、处理经过1、接地面震击器震击，未能解卡。2、测卡点深2428m，在井深2420m处爆破松扣，鱼长246.95m。3、经过5次套铣、倒扣，成功对扣上提解卡。12月24日6：00捞出全部落鱼，故障解除。累计损失时间：249小

17、时。四、故障原因分析1、刘家沟组地层易漏、易塌，井壁不稳定，掉块多，砂子、掉块下沉快导致卡钻。2、钻井液粘切低，不能满足悬浮岩屑需要，为故障埋下隐患。3、预防措施不力，下钻至2350m遇阻后，没有坚持逐根划眼到底；下钻即将到底时，没有提前接方钻杆开泵。五、故障教训1、钻井液性能要满足井下需要，确保悬浮和携砂。2、刘家沟地层易塌，井壁不稳定，要优选防塌钻井液体系。3、加强岗位责任心，提高技能，正确判断，避免误操作。案例7： YJ2-13井卡钻故障一、基本情况 该井是一口三开结构井，一开使用444.5mm钻头钻至井深1500m，339.7mm套管下深1499.06m；二开使用311.2mm钻头钻进

18、至4607m，在进行短起下过程中发生了卡钻。层位：哈拉哈塘组，钻井液密度1.30g/cm3、粘度50s。二、故障发生经过 该井钻至井深4607m后进行循环测斜短起下作业， 2013年10月13日1:00起至井深4105m处遇卡，原悬重163T，逐步上提至220T无效，下放正常，经反复活动仍遇卡，3:00接方钻杆开泵循环正常，3:30开泵下放正常后上提10T遇卡，泵压由12MPa升至18MPa，立即停泵，活动钻具无果卡钻。开泵循环正常，拉卡点在扶正器处。 三、处理过程1、泡柴油10m3，泡8h+地面震击无效。2、泡解卡剂27.68m3，浸泡井段4105-3905m，浸泡67h+震击无效。3、进行

19、测卡松扣，从卡点3994m处松开。落鱼：311.2mmPDC钻头245mm螺杆228.6mm钻铤1根310mm扶正器1根+228.6mm钻铤2根+203.2mm钻铤8根。落鱼长111.37m。4、下入177.8mm开式下击器对扣震击无效。5、用钻头通井后，下入273mm套铣筒22m+245mm套铣筒72.8m+大小头内接开式下击器，从井深3994m套铣至4085m，对扣震击无效。6、下套铣筒从4085m套至4085.5m处扶正器棱上部。7、下入上击器震击无果，从4075m处进行爆破松扣。8、下入上击器+加速器， 10月26日3:30震击解卡。故障损失时间323.5h。四、故障原因分析 1、钻达

20、砂岩地层，钻井液封堵不及时，泥饼厚。 2、技术措施执行不到位。钻进进尺516m（40914607m）未进行短起下，没有严格按照技术要求每200300m进行短起下。 3、起下钻操作处理不当。短起下遇阻、卡后重视程度不够，没有充分认识到井下潜在的安全风险。 五、故障教训 1、在砂岩发育地层钻进时要加强钻井液的封堵性。 2、要严格按照技术要求进行短起下，加强清沙。 3、加强操作技能培训，提高应对井下复杂能力，遇此情况应彻底循环清洗或下钻到底循环，分段导通。案例8： 德1井卡钻故障一、基本情况该井是一口二开结构井，一开311.2mm钻头钻至井深213m，244.5mm表套下深213m；二开使用215.

21、9mm钻头钻至井深304m时发生卡钻。地层：赛汉塔拉组，钻井液密度1.05g/cm3、粘度40s。二、故障经过 该井于2013年7月3日19：00钻至井深304m，接单根后下放钻具，2#柴油机突然熄火（其它柴油机也未能启动）, 7月4日17:00 恢复动力后，顶通循环，上提钻具遇卡，下放遇阻，活动无效钻具卡死，拉卡点266m。钻具组合：215.9mmGA114牙轮+177.8mm钻铤2根+214扶正器+158.8mm无磁钻铤1根+158.8mm钻铤11根+127mm钻杆。三、处理经过1、为了提高携砂能力，打入稠钻井液18方。使用地面震击器震击无果。2、倒扣起出158.8mm钻铤6根+127mm

22、钻杆7根。鱼顶：219.45m，落鱼长72.16m。3、下入114.3反扣公锥打捞。4、套铣打捞，因铣鞋无法进鱼头，多次无果。落鱼215.9mmGA114牙轮+177.8mm钻铤2根，鱼长17.86m。7月12日5:00填井侧钻。损失时间：179h四、故障原因分析 1、三台柴油机都不能提供动力是这次故障发生的主要原因。 2、管理不到位，安全意识不强，没有突发故障的应急预案。五、故障教训 1、加强设备管理，保证设备运转正常，保障钻井施工。 2、加强培训学习，加强制度建设，完善应急预案。案例9： 高桥31-73井卡钻故障一、基本情况该井设计井深3841m，造斜点700m，最大井斜22.30

23、6;，一开井深444.5mm×498m，339.7mm套管下深497.5m；二开为复合井眼,311.15mm钻头钻至1450m, 下部为215.9mm井眼；钻达地层：马家沟，钻井液密度1.08g/cm3、粘度63s。二、故障经过 2013年 7月19日10:25，钻至井深3823.41m，接单根上提钻具，多次在离井底8m处遇卡，悬重118T，上提至155T，下放至85T均能压开，转动转盘扭矩正常。活动过程中再次上提至155T时，遇卡点下移1m左右，立即下压至70T未能压开，转动无效，卡死。拉卡点在2555.59m，泵压正常17MPa，钻头位置3815m。钻具组合：215.9mmPDC

24、+158mmDC*3根 + 127mmHWDP*21根+127mmDP。三、处理经过 1、打入浓度2.5的烧碱溶液20m3,浸泡20h未解卡。2、地面震击器震击4h无效。3、进行测卡松扣，从3746.7m松开。落鱼215.9mmPDC+430*4A10+ 158mmDC*3根+4A11*410+127mmHWDP*6根，鱼头3731.65m，鱼长83.35m。4、下超级震击器对扣，上提至140T，多次震击解卡。倒划眼至3805m，恢复正常，起至井深827.12m遇卡，上提悬重由40T提至80T，立即下砸至10T无效，再次卡死。5、用地面震击器震击解卡。倒划眼起钻，发现悬重减少6T、泵压下降2M

25、Pa，落鱼脱落。6、再次下钻至井深3680.07m对扣，震击解卡。故障损失351h。四、故障原因分析1、山西组、本溪组地层存在周期性坍塌，因雨等柴油3.5天，通井时距井底6柱开始划眼，井内掉块严重，井下复杂。多次划眼井段：刘家沟组2903-3037m、3615-3679m、3730-3802m，本溪组煤层3746-3750m。2、掉块严重造成井径不规则，掉块不易带出。 3、井下复杂认识不足，井下安全重视不够。五、故障教训 1、由于下古地层，可钻性差，研磨性高且易坍塌掉块，故在钻进过程中，钻时慢，应密切注意井下摩阻、扭矩及泵压变化，观察返砂情况。发现异常，立即采取应对措施。 2、加强思想认识，细

26、化刹把操作，活动钻具及接单根上提、下放遇阻卡控制在10T以内，杜绝猛提猛放，野蛮操作。 3、加大钻井液的维护，提高钻井液的防塌性、强封堵抑制性、润滑性等。案例10：祥6-11井卡钻故障一、基本情况该井是一口二开结构直井，一开311.2mm钻头×244.5mm 套管×714.37m；二开使用215.9mm钻头钻进。钻达地层：苏红图组，钻井液密度1.35g/cm3、粘度75s。2013年09月06日10:00，钻进至井深1476m，钻时变慢准备起钻，因钻井液污染循环处理，处理后密度1.35g/cm3、粘度42s、失水3.8ml。二、故障经过 起第5柱开始，磨阻逐渐加大，有拔活塞

27、现象，第9柱摩阻大接方钻杆带出。第12磨阻大下放无显示，接方钻杆循环活动钻具，循环至9日8:00上提遇卡，下放遇阻，活动无效卡死。拉卡点1099.00m，钻头位置1118.00m。钻具组合：215.9mmPDC钻头+430×410×0.58m+178mm无磁×9.14m+178mmDC×8.19m+411×4A10×0.5m+214mmLF×1.74m+4A11×410×0.55m+178mmDC×26.26m+4A10×411×0.55m+158mmDC×35.9

28、3m+127mmHWDP×55.77m+127mmDP。三、处理经过1、打入烧碱水10m3，浸泡2h，用地面震击器震击，钻具断（循环泵压由7MPa下降至4MPa,起出钻具断口有刺痕）。鱼顶481.21m，落鱼长：636.79m。2、下入190mm磨鞋修鱼顶后，下入200mm卡瓦打捞筒，捞住落鱼后，打入7m3 SR-301解卡剂，浸泡42h无效。3、爆炸松扣从814.93m松开。落鱼长：303.07m，鱼顶位置：814.93m，钻头位置：1118.00m 4、经两次下入210mm铣鞋+190mm套铣筒（套铣筒内加直径73mm的油管，通钻具水眼），爆炸松扣。落鱼长93.47m，鱼顶102

29、4.53m，钻头位置1118.00m5、下入165mm震击器震击无效。9月17日16:00填井侧钻。累计损失时间200h。 四、故障原因分析1、在银根组和苏二段上部以泥岩为主，吸水膨胀后造成缩径严重，同时也会严重泥浆污染，造成该井段起钻困难。2、本井离毛8区块比较近，水平井比较多，属于稠油开发，稠油必须长期注入蒸汽热采，对地层稳定性有一定的影响。3、对井下复杂地层认识不足，井下安全重视不够。4、司钻刹把操作经验不足，故障预防没做到位。五、故障教训1、在复杂井段钻进中，要加密测量泥浆性能，及时解决地层造成的污染，防止复杂情况恶化；2、加强操作责任心，严格执行技术操作规程，提高安全意识； 3、加强

30、技术管理，认真落实技术措施；4、加强岗位技术培训，提高刹把操作技能。案例11： 高桥31-74井卡钻故障一、基本情况该井设计井深3714m，一开444.5mm井眼539m，339.7mm套管下深538.5m；二开为复合井眼，311.15mm钻头钻至1448m, 下部为215.9mm井眼。钻达地层：马家沟，钻井液密度1.05g/cm3、粘度64s、失水4.4ml、切力4/8Pa。 二、故障经过 2013年4月19日0:00钻至井深3690m，上提钻具接单根，当提至方入5.5m时，悬重由116T突升至130T（原悬重112T、上提摩阻4T），立即下放至零未能压开，转动转盘无效，卡死。循环泵压正常1

31、2MPa，钻头位置3687.5m，拉卡点在3184.6m。钻具组合：215.9mmPDC+165mmNDC×1根+158mmDC×14根+127mmDP三、处理经过 打入浓度2.5的烧碱溶液20m3，浸泡90h,活动解卡。故障损失时间120h。四、故障原因分析 1、该井中生界及古生界地层掉块严重，3618-3623m为本溪组煤层段，地层复杂是故障发生的客观原因；2、刹把操作经验不足，缺乏复杂地层风险意识，接单根遇阻一次提死，故障预防没做到位是主观原因。五、故障教训 1.钻进过程中，要密切注意井下摩阻、扭矩及泵压变化，精细刹把操作，上提、下放遇阻卡控制在10T以内，杜绝猛提猛

32、放，野蛮操作。 2.进一步做好钻井液性能维护，确保钻井液防塌、携砂、润滑等性能优良。案例12： DPH-95井卡钻故障一、 基本情况该井是一口三开水平井，完钻井深4115m，水平段长1200m（2915-4115m）。一开311.2mm井眼404.16m，244.5mm套管下深403.96m；二开241.3mm井眼2915m，177.8mm套管下深2914.8m；三开152.4mm井眼4115m。钻达地层：石盒子组,钻井液密度1.16g/cm3、粘度60s。二、故障经过完井作业使用单铣柱通井，铣柱外径150mm，钻具组合：152.4mmPDC钻头+330×310接头+88.9mmDP

33、×1根+150mm铣柱×1根+101.6mmDP。2013年10月10日1：00下至井深3229m遇阻，经上下活动通过，下至井深3297m时再次遇阻，上下活动无法通过，接方钻杆循环划眼，泵压16MPa，点拨钻压1T，划眼至井深3316m（地层为浅灰色细砂岩，井斜90.9°），转盘负荷重，停转盘打倒车，泵压、悬重下降，钻具从方钻杆与下旋塞处倒开，下放对扣，上提钻具遇阻，多次活动，上提至160T，活动无效，卡死，泵压正常16Mpa，钻头位置3308.32m。 三、处理经过1、第一次泡烧碱水9m3,14h无效。2、第二次泡解卡剂8.6m3，41h无效。 3、爆炸松扣从3

34、267m松开。井内落鱼：152.4mm钻头+330×310接头+88.9mmDP×1根+150mm铣柱×1根+101.6mmDP×3根，落鱼长41.12m。 4、10月15日2:30下入震击器对扣震击，上提至170T，震击解卡。故障损失时间121.5h。四、故障原因分析1、铣柱直径大，刚性强，扶正块长740mm，井内岩屑被铣柱下推，岩屑堆积。 2、违反划眼安全操作规程，上部井眼不畅通，继续向下划眼。3、刹把操作不够熟练，没有控制好转盘，导致打倒车，钻具倒开。五、故障教训 1、完井通井，大幅度改变钻具组合时要特别谨慎，要加强操作，遇阻及时划眼，循序渐进，保

35、证井眼畅通。 2、施工中要严格执行操作规程。3、加强操作训练，提高刹把操作水平，及时判断井下情况，正确应对。案例13： 卫393井井漏卡钻故障一、基本情况该井是一口二开制定向开发井，套管程序：339.7mm×354.26m，钻井液性能：密度1.30g/cm3，粘度50s。二、故障经过2013年4月23日9:00，正常钻进至井深2372.97m时，突然发现泥浆只进不出，停泵观察井口见不到液面，立即抢起钻具，同时迅速向环空灌泥浆，但一直未见泥浆返出。至10:30起钻至井深1611.46m时遇卡，活动距离逐渐缩小，最终卡死。期间共灌入泥浆58 m3，远大于钻具排代量。所钻地层为沙三中，岩性

36、为砂岩。井下钻具组合：215.9mmPDC钻头+165mm1.25°单扶螺杆+158.8mmNDC*1根+165mm411*4A10无线仪器悬挂短节+165mmDC*2根+4A11*410接头+127mmHWDP*15根+127mmDP*149根。三、处理经过1.关防喷器，单凡尔从压井管汇向井内注入高浓度堵漏泥浆40方，施工一直无泵压。2.测卡卡点在900.00m，加反扭矩三圈引爆后松开转盘，转盘回转一圈，上提钻具0.2m倒转转盘三圈回转一圈，倒转六圈回转一圈。上提钻具未提开，钻具可以倒转，但负荷较重，钻具未炸开。3.第二次测卡卡点在648.00m,施加反扭矩一圈半引爆，倒转转盘无论

37、几圈均有回转，钻具没有松开。4.第三次测卡点在480.00m，钻具在470.00m处松扣成功。5.套铣倒扣。在套铣过程中，由于井壁垮塌时将钻具推向一侧，钻具不居中，造成套铣筒进鱼头及套铣至钻杆接箍时异常困难，打捞出来的钻杆接箍大多被铣鞋严重偏磨，铣鞋也磨损严重，铣掉的部分钻杆接箍在环空无法打捞，多次发生卡套铣筒现象。未套铣井段采用倒扣接头进行倒扣效果不佳，事故处理速度较慢。采用公锥、倒扣接头共倒扣打捞21趟，捞出钻杆114根计1128.17m后填井侧钻。2013年5月13日23:00恢复原井深，损失时间465小时四、故障原因分析：1.邻井资料调研不足，施工区域地质情况掌握不够。邻井施工时间均为

38、十年以上，资料价值有限。而本井要钻遇两套卫城盐，且两套盐层之间有一气层，邻井卫250井开采此层多年，一直没有进行注水，地层亏空严重（事后甲方提供的资料），造成本井钻至此井段时发生恶性漏失，液柱压力降低，致使上部地层产生垮塌，最终造成卡钻。2.对井下漏失情况判断不准，起钻时只使用泥浆泵向环空连续灌泥浆，未采用其它应急措施向环空补充泥浆，灌浆排量跟不上漏失量，致使井内液柱压力降低，最终导致表层套管鞋下井壁垮塌。 3.工程设计无技术套管。五、故障教训1.要准确掌握地质情况。接到设计后，公司技术部门要及时与甲方地质部门结合，获取详细的临井及施工区域的地质资料，从钻井工程设计入手，对易漏层段提前采取预堵

39、漏措施。对个别地层亏空严重，极易发生恶性漏失的层段，建议增加技术套管或加大表层套管的下入深度，从设计上彻底消除由于井漏造成上部地层垮塌。2.必须严格执行技术措施。对油田内部井漏失返的井，有技术套管的要按起出钻具排代量进行灌浆，无技术套管且表层套管下入较浅的，不但要使用泥浆泵向环空连续灌泥浆，而且还要采用其它应急措施向环空补充泥浆或灌水，以避免上部地层由于液柱压力降低而发生垮塌。案例14： 文263H井两次卡钻事故障一、基本情况该井是一口139.7mm套管开窗侧钻井。第一次开窗井深2650m，最大井斜33度，最大位移260米，钻达地层：沙三上，第二次开窗井深2650m，最大井斜16度，最大位移1

40、20米，钻达地层：沙三上。二、故障经过1、第一次卡钻事故经过：6月10日定向钻进至2955米，正常起下钻更换螺杆。下钻至 2710米遇阻，划眼至2730米后井下畅通，循环一周直到砂子减少后继续下钻。18:30下钻至2930米有遇阻，接方钻杆单凡尔开泵未通，钻具无法活动，发生卡钻事故。井下钻具组合：118mmPDC×0.24m+95mm 1.5°单扶螺杆×4.62m+89mm无磁承压钻杆×9.20m+89mm加重钻杆×78.59m+73mm钻杆。泥浆性能：密度1.36g/cm3、粘度76S，失水2.2ml，泥饼0.5mm，初切/终切4/11，含砂

41、0.2%，PH 9。2、第二次卡钻事故经过：卡钻后在2633米处重新甩斜向器开窗。定向钻进至2890米正常起钻，裸眼井段多处上提遇卡，采用倒划眼起进套管。为彻底消除裸眼井段阻卡井段，决定采用118mm牙轮钻头单独通井。下钻至2675米遇阻，开始划眼，但划眼困难，单根接不上，多次发生卡钻，强行活动得以消除。考虑到井壁垮塌严重，起钻至套管内处理泥浆，密度由1.42g/cm3提至1.55g/cm3后下钻。下钻至2710米遇阻，开始划眼。25日10:00划眼至2748米后划眼困难，单根接不上，时常发生卡钻，多次采用稠浆带也无好转，划眼几乎没有进展。邀请局有关技术专家到现场进行会诊，决定采取以下措施：（

42、1）将使用的27/8钻杆换成31/8钻杆，增加钻杆强度，增大循环排量，提高携砂能力（2）钻井液中加入KCL/6吨及盐10吨，提高钻井液的抑制性，防止井壁进一步垮塌（3）简化钻具，确保划眼安全按专家会诊措施处理泥浆后开始下钻，下钻至2742米遇阻，开始划眼。划眼同样艰难，划下去提不上来，提起来又划不下去，单根接不上，时常发生蹩泵、卡钻现象。26日23:00划眼至2820米突然蹩泵，钻具卡死。钻井液性能：密度1.55g/cm3、粘度180S，失水1.8ml，泥饼0.5mm，初切/终切8/23，含砂0.2%。）。三、处理经过第一次卡钻处理经过：1、泵入8 m3解卡剂，浸泡49小时无效果。2、测卡，从

43、2897.35m爆炸松扣成功，考虑到事故处理手段少、难度大，最后填井，重新甩斜向器开窗。损失时间119.5小时。 第二次卡钻卡钻处理经过：大排量循环无法解卡。鉴于第一次卡钻处理难度及结果，经公司领导研究并报上级有关领导审批，决定进行爆破松扣，填井后弃井。损失时间51小时。四、故障原因分析1、对老井施工情况资料调研不足，开窗后井眼地质情况掌握不够；对该区块地层稳定性差，极易造成井壁垮塌的现象认识不清；防止垮塌技术准备不够，防范措施未跟上。2、开窗后使用的泥浆体系不能适应区域特点，不能针对本地区开窗侧钻井的井壁垮塌进行有效的防范。3、客观上139.7mm套管开窗存在间隙小、排量小、施工泵压高、携砂

44、困难，井壁垮塌形成的大块砂子无法及时带出井筒，造成卡钻事故。五、故障教训1、要准确掌握地质情况。尤其是139.7mm套管开窗井，上钻机前，公司技术部门要及时查阅老井井史，准确掌握老井地质及整口井施工情况，并与甲方地质部门结合，获取详细的施工井的地质资料，为安全侧工提供有力技术支撑。2、优选钻井液体系。尤其要针对开窗侧钻井地层特点，对井壁垮塌等复杂情况的发生，从源头进行有效的防范。3、加强钻井液性能维护。针对间隙小、排量小、施工泵压高、携砂困难的实际，及时对钻井液性能进行调整，确保井壁稳定；将砂子及时带出井筒，彻底消除井下复杂，避免事故的发生。案例15：元陆28井空气钻卡钻故障一、基本情况元陆2

45、8井一口预探直井，设计井深5170米，实际完钻井深5081.61米，钻达层位：须家河组。一开、二开采用空气钻进，钻进井段30-3403.00米。二、故障经过2013年6月18日12:00钻进至2304米准备循环测斜，循环20min后停泵无法上提钻具，使用方钻杆开气带出2单根后上提下放正常，测斜结束开气冲划至井底，20:00钻进至2370.10米后准备接单根，上提方钻杆划眼至井底，扭矩突然增大至13000N·m，停转盘发现立压上升，上提不开，判断井壁坍塌。随即开6台空压机，2台增缩机，憋压16.2MPa,反复活动钻具，上提至260T下放至20T，未解卡，钻具卡死。三、处理经过1、下压悬

46、重至106T,倒转10圈憋扭矩15000N·m倒扣成功，上提悬重106T,起出上部钻杆，井内落鱼153.5米,鱼顶深度2215.07米；2、第一趟钻，第1次反扣钻具打捞，上提至160T未开，对扣成功。捞出落鱼127mmDP×9.63米+127mmHWDP×54.93米，井内剩余落鱼长度88.49米，鱼顶深度：2279.63米；3、第二趟钻，第2次反扣钻具打捞，探鱼头后开始循环,期间返砂量很大，判断沉砂较严重,对扣失败，未捞获落鱼；4、第三趟钻，第1次下钻套铣，未获落鱼；5、第四趟钻，第3次反扣钻具打捞，探得鱼顶2279.63米，捞出扣型631×410长0

47、.39米接头1只。井内剩余落鱼长88.10米、鱼顶深度2280.02米；6、第五趟钻，第4次反扣钻具打捞，钻铤被沉沙埋填，打捞接头对不上扣，未捞获落鱼；7、第六趟钻，第5次反扣钻具打捞，捞出扣型631×630、外径203.2mm、长9.15米钻铤1根。井内剩余筒落鱼长78.95米，鱼顶位置2289.17米。经过几次的打捞作业，在探鱼顶期间发现沉砂严重，且倒扣最大扭矩也不断加大，决定下钻进行套铣，清砂。8、 第七趟钻，第2次套铣。套铣至井深2344米（303mm扶正器棱上端面于井深2344.33米），循环2小时后返砂明显减少，然后起钻；9、 第八趟钻，第6次反扣钻具打捞。捞出捞出扣型6

48、31×630、外径203.2mm钻铤2根、累计18.17米。井内剩余落鱼长60.78米，鱼顶位置2307.34米；10、 第九趟钻，反扣钻具第7次打捞。无落鱼被打捞，倒扣接头比扣磨损严重。11、 第十趟钻，第1次下钻震击。多次震击结束后上提钻具过程中发现悬重增至132T后不再增加,钻具解卡，然后用方钻杆缓慢带出5根139.7mm单根后成立柱起钻，起钻过程中无异常显示，本次卡钻解除。共损失时间191小时。四、故障原因分析1、空气钻钻具组合扶正器上部228.6mm钻铤过多，环空间隙小，造成井壁坍塌时沉砂堵塞环空。2、操作不当。当发现扭矩突然增大、立压上升时，不是及时通知空气钻开增压机建立

49、循环，而是急于活动钻具，导致环空砂子挤死而卡钻。3、上沙溪庙组地层岩性疏松，井壁稳定性不好，在打完单根活动钻具过程中井壁垮塌。4、钻速高的情况下没有控制钻速，导致环空岩屑浓度过高，环空的岩屑沉降致使卡钻恶化。五、故障教训1、加强执行力，严格执行技术措施。2、加强与上级领导联系，制定并执行好预防措施。案例16：福石2井卡钻故障一、基本情况福石2井是一口玉檀直井，完钻层位为韩家店组，设计井深5490,米，实际完钻井深5537.37米，井身结构设计为四开次，四开使用165.1mm钻头钻进。密度1.66g/cm3，粘度88s，泥饼0.2mm，切力2/3Pa，含砂0.2%，PH 11。二、故障经过201

50、3年11月8日1:35下钻至井底，单凡尔、双凡尔、三凡尔开泵循环，无漏失，2:55试钻进至井深4861.07米，发生漏失，漏速6.96m3/h。司钻活动钻具第三次下放遇阻24T，上提190T-200T-200T-210T-220T未开，下压钻具至0T未开。三、处理经过1、卡钻后双凡尔进行循环，排量20L/S，泵压7-8MPa，无漏失，三凡尔进行循环洗井，不同吨位下压钻具；2、泵入密度1.67g/cm3，粘度85s的解卡剂（配方：18方柴油+5T解卡剂（SR-301）+1.5方水+26T重晶石）12.96方，替井浆35.82方(钻具内7.68方)；泡卡，钻具下压至66T；憋转盘20圈，解卡。四、

51、故障原因分析1、堵漏后，钻井液性能不均匀，井漏井段孔隙发育良好，造成粘吸卡钻。五、故障教训1、堵漏后井内堵漏剂未循环完、钻井液性能未达标和钻具结构未进行简化就试钻进，极易造成压差卡钻。2、在堵漏过程中要制定合理的防卡措施，确保施工安全。案例17： YH23-1-24H井卡钻故障一、基本情况YH23-1-24H是牙哈3井区一口水平井，设计井深5722.93m，设计A靶：斜深5322.93m，垂深5146.51m, B靶：斜深5722.93m，垂深5146.51m,原设计钻至A靶井深下入177.8mm套管，因地质需要钻至5349m中A靶后更改设计缓下177.8mm套管，用215.9mm钻头继续钻至

52、B点完钻。事故时井深5543m，钻达层位白垩系，钻井液性能：密度1.25g/cm3，粘度55s二、故障经过 2013年1月15日4:00钻进至井深5543m定向仪器无信号，在测试定向仪器期间发生卡钻（钻具静止16min）。三、处理经过 1、上提活动钻具未解卡。2、注原油17m³活动钻具，悬重控制在40T-260T，并施加20-30转的转盘扭矩未解卡。3、注解卡剂27m³，每30min顶通水眼一次，每3h活动钻具一次，悬重控制在40-260T,并施加25转的转盘扭矩未解卡。4、排解卡剂，循环降密度，由1.25 g/cm3降至1.20 g/cm3，继续循环降密度至1.16 g/

53、cm3未解卡。5、注入进口解卡剂29m3，活动钻具，悬重控制在40-260t,并施加24转的转盘扭矩未解卡。6、注入柴油22m³，浸泡20h，每2h活动一次钻具，未解卡。7、测卡，下切割弹进行钻具切割。下打塞管柱打水泥塞，进行侧钻作业。损失时间929.0h。四、故障原因分析 1、司钻听从服务方错误指令，钻具静止时间过长。 2、定向服务方对于该井存在的风险没有认识清楚，下达了静止时间较长的错误指令，安全意识淡薄。 3、水平段油气层井段压差较大，甲方更改设计未认真进行工艺安全分析，对于同一裸眼段存在两个及以上压力体系相差较大的层位，没有制定可操作性的技术措施。五、故障教训 1、及时与甲方

54、协商，认真开展工艺安全分析。 2、加强承包商安全管理，针对仪器失效、人员年轻所带来的风险应及时加强现场指导。 3、针对关键作业，加强干部盯视制度和水平井技术操作规程的落实。案例18： TP332X井卡钻故障一、基本情况 TP332X井是西北油田分公司布置在塔河油田托甫台阿克库勒凸起西南斜坡的一口开发井，位于沙雅县境内，设计井深7405.2m，事故时井深4754m。钻达地层：石炭系卡拉沙依组，钻井液密度1.3g/cm3、粘度58s。二、故障经过 2013年5月12日7:00钻进至二开中完井深4754m，短起下，无显示，循环两周打完封闭后起钻，起钻至4511m（层位二叠系）时遇卡，悬重由1920K

55、N上升至2050KN，由于吊卡距转盘面1m，活动距离短，接单根后下放至1000KN未放开，甩单根接方钻杆，开泵循环正常，下放至300KN，上提至2400KN，连续活动多次未提开，钻具卡死。三、处理经过 1、测卡车第一次测卡点位置4355m，打入解卡剂30m3，活动钻具未成功。2、测卡车进行第二次测卡点位置4385m，下电缆爆破松扣，组合震击钻具对扣，震击6次解卡，故障解除。损失时间：92.17h。四、故障原因分析 1、二叠系地层不稳定，掉块下落发生卡钻。 2、起钻遇阻处理不当是造成故障发生的主要原因，吊卡距离钻台较近，不但没有接单根，反而增加悬重继续上提，多次放不脱的情况下，才接单根，接单根的

56、时间有可能加剧钻具粘卡情形，最终导致卡钻发生。五、故障教训 1、操作人员应加强起下钻安全意识，细化操作。在复杂井段裸眼段起钻的时候，卸立柱前要把立柱下单根公扣端提出转盘面至少2m以上，避免卸立柱后起钻突然遇卡钻具无下放空间。 2、技术人员应细化各类操作规程，制定复杂情况下的技术预案，并严格监督各类技术措施执行到位。 案例19： S72-15井卡钻故障一、 基本情况S72-15井是阿克库勒凸起东南斜坡部位的一口生产井，设计井深5583m，设计目的层位奥陶系中统一间房组。事故时井深3384.68m。钻达地层白垩系巴什基奇克组，钻井液密度1.15g/cm3、粘度41S。 二、故障经过 2013年6月10日23:15钻进至井深3384.68m，循环吊测。吊测完接方钻杆，上提缓慢开单泵返浆正常，司钻开双泵并活动钻具，突然双泵泵冲归零（此时机房