青海澀北氣田鉆井井控技術研究畢業(yè)設計論文.doc

摘要分類號 te242 單位代碼 11395 密 級 公開 學 號 1105280225 學生畢業(yè)設計（論文）題 目青海澀北氣田鉆井井控技術研究作 者馬凱院 (系)能源工程學院專 業(yè)石油工程指導教師劉江斌答辯日期 2015 年 5 月 27 日榆 林 學 院本科畢業(yè)論文誠信責任書本人鄭重聲明：所呈交的畢業(yè)設計（論文），是本人在導師的指導下獨立進行研究所取得的成果。畢業(yè)設計（論文）中凡引用他人已經發(fā)表或未發(fā)表的成果、數據、觀點等，均已明確注明出處。盡我所知，除文中已經注明引用的內容外，本論文不包含任何其他個人或集體已經公開發(fā)表或撰寫過的研究成果。對本文的研究做出重要貢獻的個人和集體，均已在文中以明確方式標明。本人畢業(yè)設計（論文）與資料若有不實，愿意承擔一切相關的法律責任。 論文作者簽名: 年 月 日摘 要 井控技術是油氣井工程的核心技術。隨著近年來國內外的井控技術的不斷成熟、井控意識的大步提升、井控設備的更新和完善，以及加強了相關人員的井控培訓，國內外發(fā)生的井噴事故次數已經逐年下降，但是井噴失控依然是油氣田開采中的一大隱患。諸多事故說明人們對井控原理及其技術的研究與掌控還不夠，現(xiàn)有的井控技術和設備不能完全適應新形勢要求，仍然面臨著多方面的挑戰(zhàn)。本文以青海澀北氣田井控技術為研究對象，針對其地層巖性及壓力體系進行研究，分析鉆井過程中井控的重要性。對井噴的原因及危害進行總結，給出完善的井控設備設計及合理的預防措施。 論文采用實地調研，搜集資料等方法。通過對青海澀北氣田井控技術及井控設備的研究，并結合現(xiàn)場試驗結果，給出一套適合澀北氣田井控預防體系。關鍵詞：井控技術；井控設備；井噴；井控預防abstract well control technology is the core technology of oil and gas drilling engineering.along with the recent years domestic and international well control technology continues to mature、well control consciousness of the big increase、well control equipment update and perfect,and strengthen the relevant personnel of well control training,the domestic and foreign occurrence blowout accident number has decreased year by year.but the blowout out of control is still a major hidden danger of oil and gas field production.many accidents that research and control people control principle and technical on well enough,technology and equipment can not fully adapt to the new situation requires the current well control,still faces many challenges.this paper takes the qinghai sebei gas field well control technology as the research object,conducts the research in view of the formation and pressure system,analysis of the importance of the process of drilling well control.the causes and harm of blowout is summarized,equipment design and reasonable precautions are perfect well control.the thesis adopts the investigation,data collection method.through the study of qinghai sebei gas field well control technology and well control equipment,combined with the field test results,given a set of suitable for sebei gas field well control and prevention system.keywords：well control technology;well control equipment;blowout;well control and preventioniii目 錄摘 要iabstractii目 錄iii1緒 論11.1目的意義11.2國內外研究現(xiàn)狀11.2.1國內井控技術的發(fā)展現(xiàn)狀11.2.2國外井控技術的發(fā)展現(xiàn)狀31.3論文的主要內容41.4研究方案及步驟42地層巖性、壓力分布及井控的重要性52.1澀北氣田的地質特征52.1.1儲層特性52.1.2地層巖性72.2澀北氣田地層壓力分布82.2.1地層壓力的相關概念82.2.2三大氣田的壓力分布82.2.3異常高壓成因122.3澀北氣田井控的重要性132.3.1井噴事故及井噴危害132.3.2井噴的原因分析152.3.3澀北氣田的井控難點162.4小結163井控設備設計及預防措施173.1合理的井控設備及安裝技術要求173.1.1鉆井井口裝置183.1.2防噴器控制裝置183.1.3井控管匯193.1.4鉆具內防噴工具203.1.5井控監(jiān)測儀器儀表203.2井噴的預防措施213.2.1澀北氣田的井控預防措施223.3井噴預防實例233.4小結234適合澀北氣田的井控預防體系254.1井控預防體系設計254.1.1滿足井控安全的鉆前工程及合理的井場布置254.1.2地層壓力監(jiān)測264.1.3優(yōu)選鉆井液264.1.4合理的井身結構274.1.5提高井控意識及完善監(jiān)管制度274.2小結27結 論29參考文獻31致謝33榆林學院學生畢業(yè)設計（論文）1緒 論1.1目的意義 青海澀北氣田為第四系生物成因氣藏，由多個層狀水藏和氣藏疊加而成，其氣藏地質特性極為特殊且復雜。氣層縱向多而薄，埋藏深度淺，層數多，分布井段長；儲層橫向連通性好，分布穩(wěn)定，構造高部位氣層多，厚度大，低部位氣層少，厚度小1-2。氣田儲層以砂質泥巖為主，地層成巖性差，欠壓實，膠結疏松，氣藏埋藏淺，在氣田后期開發(fā)中出現(xiàn)了一些淺部氣層形成異常高壓3。多年來其特有的地質特點給鉆探工作帶來了很大難度，鉆井過程中極易發(fā)生縮徑、卡鉆、井漏、井涌、甚至井噴等井下事故。澀北氣田事故井北參3井于1964年開發(fā)，因井噴失控造成30多年的氣體噴發(fā)著火，致使地層壓力嚴重紊亂。 井控是指對油氣井壓力進行控制，通過一定的方法控制住地層孔隙壓力，保持井內壓力平衡。目前的井控裝備及壓力控制技術仍然不能完全滿足一號、二號、臺南“三大氣田”的安全生產，這就要求在總結澀北氣田多年鉆井實踐經驗的基礎上，對該區(qū)域上的井控措施進行具體分析，尋求更為有效可靠的井控裝備、技術及預防措施以保障澀北氣田的安全開發(fā)。井控工作的完善，有益于油氣層的保護和井噴等事故的預防，對澀北氣田的鉆探工作有一定的指導意義。本設計對青海澀北氣田地層巖性及壓力體系研究，分析鉆井過程井控的重要性；針對地層情況給出井控設備設計、合理的預防措施；結合現(xiàn)場試驗結果，給出一套適合青海澀北氣田井控預防體系。1.2國內外研究現(xiàn)狀 井控技術是油氣勘探開發(fā)中保證油氣鉆井安全的關鍵技術，由于客觀因素的制約以及國內與國外科技水平的差距,國內外在井控技術的發(fā)展階段上并不同步。1.2.1國內井控技術的發(fā)展現(xiàn)狀在國內，井控技術和理論的研究一直是國家“六五”和“七五”期間的重點科研課題，期間針對應用中出現(xiàn)的各種問題進行了廣泛的研究，發(fā)表了大量的論文，收到了較為顯著的效果4。50年代及其以前。由于國內形勢所迫，加之鉆井技術與勘探領域的限制，只能通過國外的鉆采經驗填補國內的勘探開采空白，井控技術更是沒有形成系統(tǒng)理論，開采過程中帶有較大的盲目性，結果導致不少井噴失控5。 5080年代，隨著國內各油田的勘探開發(fā)，井控工作也得到重視。但是受到鉆井技術水平與井控設備簡陋的限制，特別是對井控危害的認識不足，曾造成多次井噴、井噴失控和著火事故的發(fā)生。井噴發(fā)生后，事故的處理和控制成為當時井控工作的重中之重，并沒有對平衡鉆井及井控技術進行深入研究，致使國內的井控工作成為鉆采過程中最薄弱的環(huán)節(jié)?！傲濉逼陂g，在總結各油田井控工作經驗與吸收國外先進技術的基礎上，完成了國家科技攻關項目平衡鉆井及井控技術，把國內的井控工藝技術、井控設備和理論研究提高到一個新的水平6。再通過“六五”到“八五”連續(xù)3個5年國家重點科研項目的聯(lián)合攻關，不僅能設計、制造配套的井控裝置，而且形成了較為完善的井控技術7。該階段主要以井噴作為油氣發(fā)現(xiàn)的手段，井控設備匱乏，井控工藝采取關井放噴，并制定了“十快”“十細”的操作規(guī)程。80年代以后，由于改革開放政策，吸取了先進的國外井控經驗，自主研發(fā)了適合國內井控要求的設備，使井控工藝更加完善。人們認識到：溢流與井涌是井噴發(fā)生的前兆，井噴、井噴失控是鉆井工作中的惡性安全事故，井噴后的壓井作業(yè)將會損害油氣層；做好平衡鉆井和井控工作才能在施工中有效地保護油氣層，并在鉆井過程中必須時刻保持對油氣層壓力的控制。石油與天然氣鉆井井控技術規(guī)定的制定標志著國內的井控技術正向著正規(guī)化、標準化改變。近年來，隨著國內井控技術的不斷成熟，油氣層保護與井噴預防也得到了更多的關注。多級節(jié)流控制系統(tǒng)、發(fā)聲檢測儀、智能井控系統(tǒng)等井控新技術被應用在國內各大油田8。全面的防噴器的功能試驗與防噴器可靠性的提高為井控工作提供了更有效的保障。鉆井用的閘板防噴器壓力級別最高為105mpa，環(huán)形防噴器也已達到了70mpa。旋轉防噴器、不壓井強行起下管柱液動加壓裝置和鉆井液除氣器等裝置的成功研制，使國內的防噴器種類也更加豐富9-10。這使我國在井控設備上保證了井控技術順利實施。2000年，塔里木油田代表中石油與加拿大杜邦公司合作進行安全管理研究，發(fā)布了塔里木油田hse管理體系，提出了“安全管理的十大理念”，使井控工作更加完善。 這些年國內的井控技術已經有了很大的進步，但是井噴等事故仍然不能完全避免。由于天然氣勘探開發(fā)范圍的擴大，油氣藏埋深的增加，新的含氣區(qū)與高壓井的出現(xiàn)，欠平衡鉆井技術的大規(guī)模推廣，尤其是探井欠平衡鉆井,增加了井控風險，給國內的鉆井工作提出了新的井控技術難題。1.2.2國外井控技術的發(fā)展現(xiàn)狀 50年代前，由于鉆探工藝技術起步晚，試油、地球物理測井、錄井等技術的不成熟，無法準確判斷油氣層，在施工中易發(fā)生井噴事故。但從另一方面講，井噴卻成為當時發(fā)現(xiàn)和暴露油氣層的有效途徑。過去，人們對井控工作存在兩種錯誤的理解：第一，因當時的井控設備簡陋，無法有效地關井，為了不井噴，采用重鉆井液，只要井不噴，就認為井控工作完成了，至于油氣層的污染，則考慮較少；第二，為了利用井噴發(fā)現(xiàn)油氣層，采用低于油氣層壓力的低密度鉆井液，但結果卻是井噴后不僅無法正常鉆井，而且井噴后的壓井作業(yè)導致油氣層受到嚴重的損害11。這一時期，井控工作的指導思想就是“放噴防火”。到了50年代，隨著全球油氣田勘探開發(fā)技術的推廣，更多油氣藏被發(fā)現(xiàn)，世界各油田公司的勘探開發(fā)活動愈加頻繁。從淺地層到深地層，開采范圍也進一步延伸，隨之帶來的是一些異常高壓井的開采難題。只靠過往的開采經驗并不能有效的解決高壓井井控方面的問題，井噴失控后的巨大損失使國外的油氣公司和研究機構清楚的認識到井控技術的重要性。6070年代中期。各石油公司將鉆井工作從陸地發(fā)展到海上，尤其是近海石油的開發(fā)取得了巨大的收獲。從1970年開始，平均每年鉆井船的增長速度為9.8%。同時，為提到油氣產量加大了對深部油氣藏的勘探開發(fā)，并成功開發(fā)了部分深井與超深井。上述油氣田的勘探開發(fā)情況對井控技術有了更高的要求。在這個階段，許多高校將井控技術納為石油工程的重要課題，各油田公司的井控技術培訓亦趨于完善。從而促使井控技術方面的研究理論逐漸系統(tǒng)化，一些井控工作的文章大量涌現(xiàn)，如美國wcgoins和tbobrien編寫的“井控機理及其控制”。同時出版了防噴手冊、防噴指南和發(fā)表了“鉆井時如何監(jiān)測異常高壓”等文章，使得國外的井控技術更加理論化和系統(tǒng)化。采用井控技術理論運用于各油氣藏，有了顯著的效果。70年代中期以來。隨著電子技術的高速發(fā)展與井控工作的需要，研究人員將電子技術與井控工作相結合，給地層壓力預測與監(jiān)測提供了更有效的幫助。近年來研發(fā)的“data”和“adt”等裝置，能夠獲取一些施工中必要的地層參數，這極大的方便了鉆井隊對于井底壓力變化的掌控。并可預測鉆頭以下5080m的地層壓力，實現(xiàn)平衡地層壓力鉆井，防止井漏和井噴事故的發(fā)生。同時將鉆井速度提高23倍，減少了卡鉆事故。使普遍認為的高風險油氣藏得以安全開發(fā)12。美國、俄羅斯、中國是當今世界上生產井控設備的主要國家。美國的井控技術一直都領先與其他國家，因此其井控設備的生產經驗豐富，產品種類數量也較繁多。cameron、shaffer和hydril三家公司是美國主要的防噴器生產公司，其防噴器研制的諸多方面都位于領先地位，代表了當今世界的先進水平13-14。隨著適用深海、極地等惡劣環(huán)境的井控設備的研發(fā)，國外井控設備實現(xiàn)了系列化、體系化、智能化及自動化，并擁有專門的井控設計軟件。同時建立由經驗豐富的專家組成的壓力控制隊伍與井控搶險隊伍，形成了從設備到技術再到應急的系統(tǒng)化井控軟硬件管理技術15。1.3論文的主要內容（1）研究井控技術的目的意義、國內外研究現(xiàn)狀。（2）青海澀北氣田地層巖性及壓力體系研究，分析鉆井過程井控的重要性。（3）針對地層情況給出井控設備設計、合理的預防措施。（4）結合現(xiàn)場試驗結果，給出一套適合青海澀北氣田井控預防體系。1.4研究方案及步驟（1）通過書籍、期刊、網頁查閱資料，從而深刻的了解國內外井控技術的現(xiàn)狀。（2）進行實地調研，搜集資料，對青海澀北氣田地層巖性及壓力體系研究，分析鉆井過程井控的重要性。（3）將文獻資料、數據等進行合理分析，針對地層情況給出井控設備設計、合理的預防措施。（4）結合現(xiàn)場試驗結果，給出一套適合青海澀北氣田井控預防體系。（5）得出自己的結論，進行論文寫作。2地層巖性、壓力分布及井控的重要性2.1澀北氣田的地質特征青海澀北氣田位于柴達術盆地的三湖區(qū)域，是第四系同沉積背斜構造氣藏，含氣面積小，如圖2-1所示自東向西分別為澀北二號、澀北一號、臺南氣田。地層巖性疏松、欠壓實、成巖性差、氣層埋藏淺、分布井段長、氣水界面復雜；地層承壓能力低，易漏、易噴、易縮徑16。隨著氣田的開發(fā)，近年來在鉆井中發(fā)現(xiàn)原屬正常地層壓力層系的淺部，因發(fā)生異常高壓，造成鉆井中“上吐下泄”的復雜及事故，是青海油田一級井控風險地區(qū)。圖2-1 柴達木盆地三湖區(qū)域地質分布圖其主要地質特征如下：(1)儲集層巖性復雜泥質含量高，非均質性強，欠壓實、膠結差、巖性疏松；（2）氣層位多；(3)氣水層間互,之間的泥巖隔層厚度為0.89.4m；（4）地層水平均礦化度為1.57105mg/l，密度為1.19g/cm3，ph值為5.07.1，水型以cacl2型為主，少量mgcl2型；（5）高部位砂層厚度大、層數多，向低部位砂層逐步靠近氣水界面，直至漸變?yōu)樗畬印?.1.1儲層特性澀北氣田儲層巖石疏松，成巖作用差，泥質巖以微孔隙和晶間孔為主，而粉砂巖以粒間孔為主，因此不論是含泥質低的粉砂巖還是泥巖，其孔隙度都較高。 澀北一號氣田 澀北一號氣田巖性主要為粉砂巖，約占46.26%，泥質粉砂巖約占32.03%，以及少量的細砂巖，約占3.92%，如圖2-2所示。一號氣田的夾層主要為粉砂質泥巖。儲集層成巖性差、欠壓實、膠結疏松、顆粒接觸關系為漂浮式或點式接觸、膠結類型為基底孔隙及孔隙式膠結。儲層屬高孔中滲儲集層，儲層孔隙度在11.9%42.4%之間，平均29.97%，滲透率在2.8md217.4md，平均為16.74md。圖2-2 澀北一號氣田不同巖性孔隙度（，%）、滲透率（k，10-3m2）變化圖 澀北二號氣田 澀北二號氣藏巖性為疏松砂巖，成巖性與膠結性差，巖性奕粉砂巖、含泥粉砂巖、泥質粉砂巖為主，含有少量的細砂巖。儲層物性表現(xiàn)為高孔隙度，中低滲透率的特點。巖樣孔隙度在10.3%43.3%之間，平均28.79%；滲透率在1.0md612md，平均15.22md。 臺南氣田臺南氣藏巖性以粉砂巖、含泥粉砂巖、泥質粉砂巖為主，孔隙度平均在31.68%之間；滲透率在0.066md3787md，平均19.41md。 澀北一二號和臺南氣藏巖性以深灰色泥巖、泥質粉砂巖和粉砂巖為主，含少量的灰黑色碳質泥巖，并夾雜暗黑色泥巖和砂巖。巖性細而雜、泥質含量較高、欠壓實、地層膠結疏松、成巖性較差。儲層平均孔隙度為31.0%,平均滲透率為32.010-3m217。地層承壓能力低，淺部地層易發(fā)生井漏。 2.1.2地層巖性澀北一號氣田鉆遇的主要地層由上至下為第四系下更新統(tǒng)澀北組（q1+2）、上第三系上新統(tǒng)獅子溝組（n23）。已知氣層主要集中在下更新統(tǒng)澀北組地層中上段。澀北一號氣田的地層成巖性差、膠結疏松、承壓能力低、氣層多、地層壓力分布不均等特點，尤其是氣田埋藏淺、結構疏松、膠結差、含氣井段長。在鉆井中易發(fā)生卡鉆與井漏事故。澀北組(q1)地層厚度達1700m，根據澀北組的巖性特征、沉積發(fā)育狀況與含氣狀況，進一步劃分了3個巖性段，13個巖性、電性標準層(用k1-k13表示)。圖2-3 澀北一號氣田鉆遇的地層巖性剖面圖k1k3為澀北組上段，厚度約553.5685.5m，巖性主要以灰色、淺灰色泥巖、粉砂質泥巖為主，含少量粉砂巖、泥質粉砂巖互層。該段整體巖性偏細，砂巖不發(fā)育，含氣性較差。泥質巖占85%90%。k4k10為澀北組中段，厚度約930940m，巖性以灰色、深灰色泥巖為主，粉砂巖、泥質粉砂巖次之，含少量細砂巖、鈣質泥巖與碳質泥巖，各巖性呈頻繁間互的不等厚互層。k10k13為澀北組下段，視厚度約260290m，由灰色泥巖、深灰色泥巖、淺灰色泥巖、鈣質泥巖不等厚互層組成，局部夾灰黑色碳質泥巖。本段地層巖性相對要粗，砂層占本段地層厚度35%左右。澀北氣田地質特征復雜，在鉆井過程中往往會鉆遇多套地層，對套管強度影響嚴重。如圖2-3所示為澀北一號氣田鉆遇的地層巖性剖面圖。該地區(qū)所鉆遇的地層巖性差異大，則硬、塌、縮徑等復雜情況較多。2.2澀北氣田地層壓力分布2.2.1地層壓力的相關概念1） 地層壓力：指地下巖石孔隙內流體的壓力。正常地層壓力：地下某一深度的地層壓力等于地層水作用于該處的靜液柱壓力。正常地層壓力梯度：0.00980.0105mpa/m或壓力系數為1.01.07。異常低壓：地層壓力梯度低于0.0098mpa/m或地層壓力系數小于1的地層。 異常高壓：地層壓力梯度高于0.0105mpa/m或地層壓力系數大于1.07的地層。2） 靜液壓力：由靜止液體重力產生的壓力。計算公式：p靜液壓力，mpa 液體密度，g/cm3 h液柱高度，m3）壓力梯度：每增加單位垂直深度壓力的變化量。計算公式為：g壓力梯度，mpa /m；p壓力， mpa ；h深度，m； 流體密度，g/cm3 4）壓力系數：指某點壓力與該點深度處的靜水柱壓力之比。計算公式為：k壓力系數，無單位；水水的密度， 1.0 g/cm3 ；h深度，m；e 當量流體密度， g/cm3 。2.2.2三大氣田的壓力分布澀北一號氣田氣藏埋深428.51592.5m，地層壓力4.9218.22mpa，構造高部位氣層多（91 層），有效厚度大（281.2m）。根據澀北一號氣田氣層縱向分布規(guī)律，整個氣田劃分為5個氣層組，91個小層，24個儲量計算單元。圖2-4 澀北一號氣田iv-1層組地層壓力分布特征澀北二號氣田氣藏埋深404.81336m，單層厚度24m，高部位澀中1井累積有效厚度271.8m，地層壓力4.2315.46mpa。根據泥巖隔層及砂泥發(fā)育的旋回韻律特征，結合氣層組內儲量單元的分布情況，澀北二號氣田縱向上劃分為4個氣層組，27個砂巖組，82個小層。表2-1 澀北二號氣田各開發(fā)層系的地層壓力表開發(fā)層系開發(fā)層組有效厚度（m）產層中深（m）地層壓力(mpa)范圍平均值oo-16.36454.46-4.56.04o-26.24.81-5.1o-311.15.18-5.43o-45.95.93o-59.55.78-5.88o-64.86.18-6.42o-78.86.58-6.81o-86.26.9-7.3o-98.77.36-7.76一-1229408.14-8.859.25-118.78.93-9.50-114.0310.06-10.92二-19.0116511.40-11.9312.34-124.212.24-12.95三-1-19.7135613.61-13.9214.37-1-211.914.41-14.35-29.014.81-15.18臺南氣田氣層埋深8351737m，地層壓力10.2520.15mpa，單層厚度3-6m，高部位臺南5井有效累積厚度190.1m。57個解釋氣層集中分布在澀北組（q1）中上部k1k10標準層之間約900m井段中。根據區(qū)域氣層分布規(guī)律及澀北一號、澀北二號等氣田的氣層組劃分情況，分析臺南氣田的地層沉積、氣層分布、氣水關系特征，將臺南氣田61個儲層、57 個氣層劃分為5個氣層組、27個計算單元。表2-2 澀北氣田氣體性質及溫壓系統(tǒng)表項目澀北一號澀北二號臺南氣田氣體性質相對密度0.550.56甲烷含量大于99%不含co2、h2s相對密度0.5580甲烷含量97%以上不含co2、h2s相對密度0.5514甲烷含量99.36%不含co2、 h2s溫度系統(tǒng)梯度:4.09/100m區(qū)間:300-343k梯度:3.69 /100m區(qū)間:301-336k梯度:3.20 /100m區(qū)間:312.3-340.1k壓力系統(tǒng)梯度:1.19 mpa/100m區(qū)間:4.92-18.22mpa梯度:1.17 mpa/100m區(qū)間:4.23-15.46mpa梯度:1.14 mpa/100m區(qū)間:10.25-20.15mpa氣藏類型同沉積背斜層狀氣藏同沉積背斜層狀氣藏同沉積背斜層狀氣藏澀北氣田是生物成因淺氣藏，氣層縱向多而薄，各氣區(qū)的埋藏深度不同，澀北一號、二號氣田相對臺南氣田氣藏埋深較淺。三大氣區(qū)的壓力分布不均勻，即使同一層系的地層壓力也有差異，如圖2-4，澀北一號氣田iv-1層組澀4-20、澀4-16、澀3-22氣井壓力明顯高于其他氣井。根據表2-2可以看出，澀北一號、二號、臺南氣田壓力梯度在常壓的壓力梯度范圍內，總的來說澀北氣田基本屬于正常壓力氣區(qū)。圖2-5 澀北二號氣田地層壓力與地層深度的關系根據表2-1的數據，做出澀北二號氣田壓力與深度的關系圖，關系式為：p=0.0119h-1.794相關系數r=0.9934，則氣田地層壓力梯為1.19mpa/100m。查地層壓力劃分標準表2-3可知，澀北二號氣田的壓力系統(tǒng)基本屬于正常壓力系統(tǒng)。 由于開發(fā)時間相對較長，開采不均衡造成地層壓力紊亂，通過統(tǒng)計生產井的壓力資料及rft測井資料可以得出：井段200650m，地層的壓力系數在1.001.40之間；井段780840m，地層的壓力系數在0.900.98之間，井段12001450m，地層壓力系數僅為0.680.8518。如圖（2-6）圖2-6 澀北氣田井深與壓力系數的關系根據表2-3可以看出在200650井段形成了局部異常高壓，而深層氣藏壓力遞減快形成了低壓區(qū),這種壓力分布易造成“上吐下瀉”的情況。淺部地層壓力系數紊亂，導致在鉆井過程中泥漿密度選擇偏大，使某些井段壓差過大，高壓失水增加泥餅增厚，造成井徑偏小“縮徑”。影響了泥漿性能和泥餅的質量。施工時易發(fā)生縮徑、卡鉆、井漏、井涌、甚至井噴等井下事故。表2-3 地層異常壓力分類表壓力系數壓力梯度泥漿比密度（ppg）壓力分類（psi/ft）（kpa/m）10.433108.34低壓1.01.270.4330.551012.78.3410.5常壓1.271.50.550.6512.715.010.512.5高壓過渡帶1.51.730.650.7515.017.312.514.5高壓1.731.960.750.8517.319.614.516.5超高壓2.2.3異常高壓成因澀北氣田儲層為砂泥交互沉積，沉積速度快，顆粒細，壓實過程中孔隙中的水排泄不暢，如果是大段的泥巖，就容易形成異常高壓19。找到地層異常高壓的成因，可降低澀北氣田的施工風險與安全隱患。圖2-7井底壓力梯度曲線壓力異常發(fā)生于靜水壓力梯度線與靜巖壓力梯度線的區(qū)域之間，如圖2-7，當地層壓力梯度線越靠近靜巖壓力梯度線，地層壓力pf越大，有效壓力pe則越小。隨著氣藏開發(fā)生產，地層壓力逐漸下降，因上覆壓力恒定，有效壓力增大，導致壓實驅動20。圖2-8欠壓實泥巖壓力封閉示意圖欠壓實作用引起澀北氣田異常高壓：如圖2-8，為欠壓實泥巖壓力封閉示意圖。澀北氣田屬于沙泥交互沉積，在沉積過程中，沉積速度快于流體排出速度，下伏地層因首先被壓實排水，導致滲透性變差，在其周圍形成致密層，泥巖內的孔隙水未能及早排出，延緩了成巖作用，部分剩余水滯留在泥巖中，故形成欠壓實現(xiàn)象。此時孔隙流體同時承受靜水壓力與上覆巖層壓力，形成較正常壓實泥巖更高的孔隙流體壓力，即異常高壓21。2.3澀北氣田井控的重要性 澀北氣田屬于淺氣層，地層壓力低，因此很多人便認為該地區(qū)不會發(fā)生井噴事故。而實際上，井越淺，平衡地層壓力的鉆井液液柱壓力也越小，一旦失去平衡，淺層的油氣上竄速度很快，很短時間就能到達井口。而且淺氣層發(fā)生井涌井噴，關上井很容易在上部淺層或表層套管鞋處憋漏，不能用常規(guī)的關井節(jié)流方法進行井控，井控難度大22。如果對澀北區(qū)域地層壓力監(jiān)測不重視，往往會導致事故的發(fā)生。2.3.1井噴事故及井噴危害澀北一號氣田自1964年發(fā)現(xiàn)至今，曾有多口井因井噴失控而報廢，這些井的強勁噴勢，反映出本區(qū)地層壓力異常。圖2-9 北參3井著火事故圖2-10 某井井噴著火事故導致井架倒塌澀深2井位于構造南翼西端，于1976年6月22日鉆至井深62537m時先漏后噴，關封井器后，雖經防噴管線放噴，但在鉆臺旁距井口9m處仍憋出一條長2m，寬2.5m的裂縫，天然氣、泥漿、水同時噴出，噴高達5-6m，而后相繼注入200m3比重1.70g/cm3的泥漿、比重1.26g/cm3的鹽水和2845袋水泥，歷時19天，才將該井封住，不得己將613.46m鉆具一同埋在了井下。澀深8井位于構造南翼，距北參3井1.1km，1976年8月29日鉆至井深574.28m處理井漏，接單根時發(fā)生井噴，當時噴高18m，噴出物多為泥漿、天然氣和水。次日噴勢減弱，用比重1.26g/cm3的鹽水32m3壓井，不僅未壓住，噴勢反而更猛，噴高27m，有時甚至高達40m以上。直至9月6日，用80m3比重1.4g/cm3，的泥漿和110袋水泥才壓住井噴。完井以后，井口表套周圍仍有水和天然氣噴出。大量的案列告誡我們，井噴失控是災難性的事故，其危害性極大： （1）擾亂正常的工作秩序，影響油氣開發(fā)； （2）使鉆井事故復雜化；（3） 井噴失控后易導致火災事故和地層塌陷；（4） 污染生態(tài)環(huán)境，對周圍農田、牧場、林場等建設造成影響；（5） 對周圍居民的生命財產安全帶來隱患；（6）造成機械損壞、人員傷亡、油氣井報廢,從而產生巨大的經濟損失； （7）損害油氣層、破壞油氣資源。圖2-11 井噴事故的危害2.3.2井噴的原因分析圖2-12 井噴的原因澀北氣田的井噴特征： 1）地層巖性疏松、下鉆速度過快、鉆井液密度控制不好都易引發(fā)井漏，井漏之后便會導致井噴； 2）地層泥質含量高，鉆進時鉆頭容易泥包，起鉆就易發(fā)生井噴； 3）氣層埋藏淺、分布井段長，如果發(fā)生溢流，氣柱上竄迅速，很難有效的控制； 4）地層異常壓力，因澀北氣田屬于淺層氣藏，地層壓力不易控制，往往會形成異常高壓井，形成強烈的地下井噴。2.3.3澀北氣田的井控難點 在澀北鉆井鉆探中，開發(fā)方對于表層氣壓力數據提供不祥，承鉆方無法精確控制泥漿密度，淺層鉆進中泥漿比重忽高忽低，在氣田后期開發(fā)中易出現(xiàn)一些淺部氣層形成異常高壓，造成“上吐下瀉”現(xiàn)象發(fā)生，嚴重時導致井涌、并噴。 澀北氣田的地層情況復雜，井控工作難點較多： 1）地層裂縫發(fā)育，易造成突發(fā)井噴狀況，氣竄高度大，不易控制。 2）氣層壓力梯度高，鉆井液密度大，最高值達2.4g/cm3，導致井口壓力高，容易發(fā)生井噴失控。 3）鉆遇氣層頻繁、氣藏層系多，使井控工作更加復雜多變。 4）分布不均的地層壓力造成壓力控制困難。 2.4小結 澀北氣田為埋藏較淺的第四系地層，具有地層成巖性差、膠結疏松、承壓能力低、氣層多、地層壓力分布不均、欠壓實等特點。在開采后期，原屬于正常壓力的淺部氣層易形成異常高壓，造成“上吐下泄”的復雜事故，所以做好澀北氣田的井控工作尤為重要。通過分析該地區(qū)地層巖性及壓力分布，找到井噴的原因，掌握澀北氣田的井控技術難點，并設計合理的井控設備和預防措施。3井控設備設計及預防措施 井控設備是指實施油氣井壓力控制技術的一整套專用設備、儀表與工具的統(tǒng)稱，其配套程度主要取決于油氣條件和生產技術，如較淺的低壓井往往只配備井口防噴器組、蓄能器裝置、遠程控制裝置、簡易節(jié)流壓井管匯、方鉆桿旋塞等。常規(guī)的井控設備由以下部分構成：1）井口防噴器組(環(huán)形防噴器、閘板防噴器、四通等)2）控制系統(tǒng)(蓄能器裝置、遙控裝置、輔助遙控裝置)3）節(jié)流與壓井管匯4）鉆具內防噴工具(方鉆桿球閥、鉆桿回壓凡爾、井下鉆具浮閥)5）加重鉆井液裝置6）起鉆灌注鉆井液裝置 7）鉆井液氣體分離器，除氣器8）監(jiān)測儀表(泥漿液面監(jiān)測儀、h2s檢測器) 9）旋轉防噴器 10）不壓井起下鉆加壓裝置與滅火設備 3.1合理的井控設備及安裝技術要求澀北氣田的井控工作難點較多，由于部分油氣井在后期開采中會出現(xiàn)異常高壓，這就要求更合理的井控設備來保障澀北氣田的安全鉆井。圖3-1 井控設備示意圖3.1.1鉆井井口裝置圖3-2鉆井井口裝置1）安裝套管頭時應使四通和防噴管線的高度位置不變，保證套管中心線在固井作業(yè)時與井眼中心線的偏差不超過10mm，保證懸掛器和保護套順利裝入。 2）防噴器安裝完成之后，需要對井口、轉盤、天車中心等進行校正，其誤差不可超過10mm，用16mm（5/8）的鋼絲繩將防噴器繃緊在井架底座的對角線上。3）確保司鉆控制臺、遠程控制臺和防噴器之間的連接管線在連接時要正確，并清潔干凈。3.1.2防噴器控制裝置圖3-3無線遙控防噴器控制裝置1）安裝遠程控制臺的工作室應位于在距離井口不低于25m的井場左前方，在其周圍10m內嚴禁放置易燃易爆、腐蝕物品。同時留有2m寬的行人過道。2）需用壓縮空氣將液控管線清理干凈，管排架和防噴管線及放噴管線的距離不少于1m；嚴禁在管排架上放置雜物或進行焊割操作。3）氣管纜應順管排架安裝在其側面的合適位置，或是從空中架設，多余的管纜盤需放置于管排架上，不可彎曲或壓折。4）司鉆控制臺應靠近司鉆操作臺，方便司鉆的操作，并使其牢靠固定。5）儲能器瓶的壓力不低于21mpa，管匯壓力不低于10.5mpa。6）遠程控制臺的電源需從總電源處直接引出，具備獨立的控制開關。3.1.3井控管匯圖3-4節(jié)流管匯圖3-5壓井管匯1）所有管線、閘閥、單向閥等的工作壓力必須與所采用的防噴器組合的工作壓力匹配。2）防噴管線采取螺紋和標準法蘭進行連接，禁止在現(xiàn)場焊接。3）井口四通兩側到節(jié)流、壓井管匯為內控管線。防噴器四通的兩翼處接防噴管線，且每條管線需各安裝兩個閘閥。4）節(jié)流、壓井管匯以外的管線為放噴管線。放噴管線的布局應根據風向、道路、各設施的情況，接出距井口75m以上，離各設備不低于50m的安全位置。5）按鉆井工程設計探井、氣井及氣油比高的油井需配置鉆井液氣體分離器與除氣器。6）采用防堵防凍措施保證各管線暢通運作。3.1.4鉆具內防噴工具圖3-6鉆具內防噴工具的分類1） 各施工隊應基本配有方鉆桿上下旋塞與鉆具止回閥。鉆具旁通閥可根據井控工藝的需要進行是否配置。2） 投入式止回閥的座式短節(jié)尺寸需與所用的鉆具保持一致，投入閥芯能夠通過短節(jié)上部鉆具的最小水眼。3）探井、氣井的鉆具內防噴工具必須采用井底閥。4）鉆臺上應備有一根防噴單根。3.1.5井控監(jiān)測儀器儀表1） 施工隊應裝備泥漿液面監(jiān)測和報警裝置。2） 起下鉆自動灌泥漿裝置和各項井控參數儀表。3） 裝備的泥漿液面監(jiān)測報警儀需準確顯示泥漿量的變化并能進行預調，在泥漿量超出正常范圍時能夠及時報警。3.1.6鉆井液凈化裝置1） 各施工井隊所配備的鉆井液凈化裝置需達到三級以上。2） 探井、氣井及氣油比高的油井需配置鉆井液氣體分離器與除氣器。 3.2井噴的預防措施表3-1 井噴的預防措施序號井噴失控的原因預防措施處理措施1起鉆抽汲，造成誘噴每3-5柱灌一次泥漿，坐崗體積計量隨起隨灌，起完灌滿停止起下鉆，灌漿循環(huán)觀察，根據情況調整泥漿性能2起鉆不灌泥或沒有灌滿3不能及時準確發(fā)現(xiàn)溢流，發(fā)現(xiàn)溢流后處理措施不當工程、泥漿每15min坐崗檢測，加強井控學習培訓考核工作立即管徑求壓，節(jié)流壓井，停止目前工作，保障壓井工作4井控設備的安裝及試壓不符合標準要求嚴格按設計要求和有關標準安裝試壓停止目前施工，立即著手補救5井身結構設計不合理細心調研、嚴格相關規(guī)定，妥善設計展廳施工，補充或變更設計6地質設計未能提供準確的地層孔隙壓力資料，使用了低密度泥漿，使泥漿液柱壓力低于地層孔隙壓力嚴格前期調研工作，緊密聯(lián)系現(xiàn)場實際，妥善合理設計不允許鉆開油氣層7空井時間過長，又無人觀察井口嚴格干部24小時值班制度立即下鉆，并對相關人員處罰8鉆遇漏失層不能及時處理或處理方法不當加強井控學習培訓，全面提高技術素質堵漏后，對相關員工處罰9泥漿中混油過量或不均勻，使液柱壓力低于地層孔隙壓力循環(huán)觀察，根據情況換泥漿10思想麻痹，違章操作加強井控學習和培訓教育批評處罰3.2.1澀北氣田的井控預防措施圖3-7 應急預案及合理應對措施 1）井架底座高度應達到井控設備安裝的要求，大型鉆機需采用雙層高底座。 2）根據鉆井施工設計所需對井控設備進行安裝與試壓，鉆井泥漿泵到壓井管匯的反循環(huán)壓井管線必須連接與試壓，并保證可以隨時使用。 3）井控裝置及放噴管線的試壓工作由四方（井隊、鉆井項目部、安全監(jiān)督、甲方監(jiān)督）到現(xiàn)場，試壓合格后四方簽字，試壓不合格或無四方簽字認可，不得開鉆。 4）鉆井隊應持證人員必須經過培訓，持有井控操作合格證才能上崗，在開鉆前向全隊職工進行工程、地質設計交底的同時，必須重點對井控工作提出具體的措施和要求，每口井必須進行二次以上（二開、三開）防噴演習，并達到規(guī)定要求，使崗位工人熟練掌握發(fā)生溢流后快速關井的操作程序。 5）做好一次井控工作，鉆井液性能、特別使鉆井液密度，必須達到設計要求以適應井下安全的需要為前提，井場要按設計儲備足夠的重鉆井液、加重劑、各種處理劑、堵漏材料。按規(guī)定配備和使用好固控設備。 6）針對第四系地層成巖性差，地層疏松，鉆頭易泥包的情況，鉆開油氣層后，鉆進時泥漿泵排量必須達到設計要求，215.90mm（81/2）的井，原則上不低于25l/s，311.10mm（121/4）以上的井，必須開雙泵，以防鉆頭泥包，每鉆進200m，進行一次短程起下鉆，起鉆速度控制在0.2m/s以內，防止抽吸造成井噴。起鉆時必須有專人負責向井內罐泥漿，并校核起出鉆具體積和罐入量一致，需要檢修設備時，必須將鉆具下到套管鞋處接好方鉆桿方能進行。 7）澀北、臺南地區(qū)易發(fā)生井漏，井隊要隨時做好防漏和堵漏工作，下鉆特別是下套管時要嚴格控制下放速度0.3m/s，要平穩(wěn)操作，防止壓力激動造成井漏，在有的區(qū)塊特別是澀北一號氣田要加入隨鉆堵漏劑進行預堵漏，一旦發(fā)生井漏要停止鉆井或其它作業(yè)，及時注入堵漏鉆井液進行堵漏，防止因井漏后液柱壓力降低造成井噴。 8）及時發(fā)現(xiàn)溢流、及時實施正確的關井操作程序是氣井井控的關鍵。鉆井隊必須落實專人負責“坐崗”觀察，及時發(fā)現(xiàn)溢流或井漏，發(fā)生溢流1方之內必須報警，并立即關井。 9）關井后嚴禁放噴，必須在2小時內實施節(jié)流壓井工作，若不能實施正循環(huán)節(jié)流壓井，則采用小排量反循環(huán)進行置換法壓井。把井壓穩(wěn)后循環(huán)觀察二周正常后方能繼續(xù)鉆進或其它作業(yè)。 10）做好防火工作，井場所有電路應符合防火、防爆的要求，井場嚴禁動用明火，消防器材必須按照規(guī)定齊全完好。 11）按sy/t5807-2003含硫油氣安全鉆井推薦作業(yè)法做好防止硫化氫中毒的預防和應急工作。 12）嚴格按照井控九項管理制度做好井控的各項基礎和管理工作。特別要重點做好起下鉆、電測及下套管作業(yè)的井控工作。 13）做好鉆井生產運行的協(xié)調工作，各技術服務單位和后勤保障單位要有專人負責安全管理工作，并做好相應的物資供應及后勤保障工作。3.3井噴預防實例 某鉆井的井身結構如下：一開 4120m50. 6mm，二開1852. 9m360. 4mm，三開3971. 5m304. 7mm。設計鉆井液的密度時，將最高值定為 1. 57g/cm3。井深為 845m 時，密度為1. 22g/cm3，鉆頭直徑為320. 5mm，實施快速鉆進作業(yè)時出現(xiàn)水涌問題，溢出物包括鉆井液、清水，水涌后槽面上升。水涌出現(xiàn)后采用了以下處理技術：繼續(xù)實施鉆井作業(yè)，并同時將1. 35g/cm3的重泥漿加重注入鉆井中；注入重泥漿后發(fā)現(xiàn)外溢問題并未解決，隨后進行關井處理，將300m3粘度為45s、密度為1. 42g/cm3的重泥漿加入鉆井中。循環(huán)處理后沒有壓住井，隨后將關井憋壓的壓力提升至2. 5mpa，同時采用節(jié)流壓井技術，重泥漿粘度提升至55s，密度提升至1. 53g/cm3，進行以上處理后鉆井恢復正常。3.4小結 澀北氣田的地層情況極其復雜，井控工作難點較多，同時對于井控設備的要求也就更高。根據上一節(jié)關于澀北氣田地層資料及井噴事故原因，給出合理的井控設備設計，從鉆井井口裝置、防噴器控制裝置、井控管匯、鉆具內防噴工具、井控監(jiān)測儀器儀表、鉆井液凈化裝置六個方面對澀北氣田的井控設備進行研究設計。最終并提出了針對澀北氣田有效的井控預防措施。4適合澀北氣田的井控預防體系4.1井控預防體系設計 根據澀北氣田井噴等事故的經驗教訓與澀北氣田特有的地層情況，給出一套適合澀北氣田的井控預防體系。包括以下主要內容：1）據柴達木盆地三湖區(qū)域特有的地質特征和氣候環(huán)境，做好鉆前工程與井場布置，確保該地區(qū)的井控安全。2）各個井隊做好地層壓力的預測與監(jiān)測，掌握詳細且有效的地層參數，保證能夠隨時了解地下情況。3）需儲備適合該區(qū)域地層特征的鉆井液類型，選取合理的鉆井液密度、加重鉆井液、加重劑和其他處理劑。4）合理的井身結構。5）提高井控意識及完善監(jiān)管制度。4.1.1滿足井控安全的鉆前工程及合理的井場布置 1）選定井場時，井場的左前方應