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长庆地区井下事故与复杂的预防
长庆项目经理部40580队 张连水
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长庆气田天然气井特点
长庆气田天然气井目的层埋藏深、地层坚硬、可钻性差、延长及刘家沟组井漏、工艺复杂，导致机械钻速低、钻具事故多、钻井周期经化学和机械加工而制成的自由流动粉末，表面可被水润湿，但不溶于水。在钻井液中加入该剂（加量不低于３％）在正压差的作用下，能有效地封堵砂岩、砾石层、破碎煤层及其他地层的微细裂缝和孔隙。但在负压差的作用下，能自动解堵。
c　、复合堵漏剂：即将不同粒径的刚性颗粒、柔性颗粒、纤维物质、片状物质按以定比例混合，加入高粘切高失水的钻井液中，泵送到漏层位置堵漏。因为一般井漏后我们很难确定漏层的性质，若是裂缝性漏失，其裂缝宽度绝对不会失一致的，而混合型堵漏剂的适用范围失比较广泛的。
d、水泥浆堵漏：主要有自然平衡法和加压挤入法。
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自然平衡法就是注人水泥浆后，井筒的液柱压力大于漏层压力，使水泥浆的２／３或３／４进入漏层，随后井筒的液柱压力与漏层达到平衡，在此平衡状态下候凝以实现堵漏的目的。
加压挤入法就是如水泥浆不易进入漏层，可以增加环空压力，促使水泥进入漏层。可以用循环加压法，注完水泥浆后，把钻具提离水泥面５０m以上，然后循环钻井液，利用循环时的环空压耗把水泥挤入漏层缝隙。还可使用直接加压法，注完水泥浆后关井口憋压，把预计的水泥量挤入漏层，然后起钻候凝，这种方法容易把水泥挤入漏层，但也容易发生卡钻事故。间接加压法，注完水泥浆后，首先把钻具提离水泥浆面５０m以上，然后再关井挤水泥，这种方法比较安全，但水泥浆在井内静止时间较长，有可能稠化，而难以挤入地层。
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长庆地区刘家沟组地层压力低，可钻性差，为区域性大漏层，尤其是在子洲地区漏失严重，漏失层位在刘家沟组的中下部，属于裂缝性漏失。
榆65井钻至井深1959m发生井漏，采用静止堵漏，复合堵漏剂堵漏、水泥堵漏多次虽未能完全将漏层封堵住，但有效的减少了漏速，从开始每小时十几方减少到每小时2方，顺利完钻。
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三、各类卡钻事故的预防
长庆地区地层坚硬、可钻性差，卡钻往往是坍塌卡钻、砂桥卡钻、缩径卡钻。
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1、 延长组与和尚沟组的沉砂卡钻
榆65井，井深1352m， 34s 15ml 0/ % PH 7，正常泵压11Mpa，悬重54t，快速划眼一次接单根，时间约5min，开2#泵正常，泵压11Mpa，下放方钻杆至转盘面下2m时泵压突然上升至20Mpa，同时将保险阀顶坏，副司钻立即倒换闸门，使用1#泵，司钻上提钻具此时钻具拉力逐渐增大，将单根卸掉，接上方钻杆再开泵，憋泵20Mpa不降仍无效，反复活动钻具，下放至0t，上提100 t，施加扭矩7圈，无效，钻具卡死，此时128#单根离转盘面约5m，计算卡点1300m，此时泥浆性能为：，34s，属于清水聚合物钻井液。经测卡点在井深1327m，仅钻头和一根钻铤被卡。
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事故原因分析：
泥浆属于清水聚合物钻井液体系，性能不达标，粘切不够，不能有效的悬浮岩屑，致使岩屑不能完全带出井底。
从划眼时返出的岩屑看，均为大掉块，以红色泥岩，灰色泥岩为主，且划眼井段为延长组与和尚沟组交界处，此处划眼困难，井径扩大率大，此处发生跨塌并形成砂桥，也是造成沉砂卡钻的一主要原因。
司钻操作不细心，开泵过猛，没有及时发现泵压异常，导致沉砂在泵压和上提的双重作用下压实，钻具卡死。
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经验教训：
做好泥浆性能监测，监督泥浆搞好日常维护，保证性能达标，有效携砂。
日常专人观察岩屑返出情况，如返出不正常不允许盲目接单根、测单点和起钻作业，及时通知泥浆做好处理工作，保证井下正常。
要求班组人员每次接单根认真记录悬重、泵压及上提拉力变化，一有异常及时采取措施，防止事故发生。
接单根要求上下划眼1~2次，必要时充分循环后再接单根，接单根时晚停泵、早开泵，使岩屑充分悬浮，严禁一次将泵气门合死，要缓慢开泵，密切注意泵压变化，防止憋泵。
延长组地层卡钻到不用担心粘吸卡钻，主要因为钻井液体系是物固相或低固相钻井液，形成不了泥饼，在钻进时搞好粘切，接单根多划几次眼，延长循环时间，就可以避免卡钻。
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2、取心井段及马家沟地层防小井眼、缩径卡钻
长庆地区气探井多，取心多，，，取心后的井眼与上部井眼尺寸不一至，。
要杜绝这类事故的发生就要认真计算好取心进尺，凡是取心井段，不论钻头直径如何，都应提前划眼或扩眼，