清溪1井溢流井噴及處理過程

1、中國石油化工股份有限公司清溪1井井噴處理情況簡介主要內(nèi)容一、基本情況二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、現(xiàn)場狀況四、壓井經(jīng)過一、基本情況井 號：清溪1井井 別：預(yù)探井地理位置：四川省宣漢縣清溪鎮(zhèn)七村3組構(gòu)造位置：四川盆地川東斷褶帶清溪構(gòu)造高點設(shè)計井深：5620m設(shè)計目的層：主探石炭系儲層，兼探嘉陵江組、飛仙關(guān)組、 長興組、茅口組及陸相層系設(shè)計完鉆層位：中志留統(tǒng)韓家店組設(shè)計完鉆原則：進入中志留統(tǒng)韓家店組50m完鉆。鉆井過程 中，遇良好油氣顯示層經(jīng)中途測試獲高產(chǎn) 工業(yè)油氣流，報南方勘探開發(fā)分公司批準(zhǔn) 后可提前完鉆設(shè)計完井方式：套管射孔完井施工井隊：勝利黃河鉆井三公司70158鉆井隊一開時間：2006年1月1

2、1日23：00二開時間：2006年2月28日7：15三開時間：2006年7月10日20：00四開時間：12月17日4：00一、基本情況一、基本情況清溪清溪1 1井地質(zhì)分層及井身結(jié)構(gòu)示意圖井地質(zhì)分層及井身結(jié)構(gòu)示意圖開鉆次數(shù)井段（m）鉆頭尺寸(mm)套管尺寸(mm)套管下深（m）水泥返高（m）導(dǎo)管50815.16地面一開601.43406.4339.7600.64地面二開3070.00316.5273.13067.79地面三開4261.77241.3193.72913.964260.972913.96清溪清溪1 1井井身結(jié)構(gòu)表井井身結(jié)構(gòu)表外 徑mm鋼級壁厚mm扣型每米重量kg/m內(nèi)容積L/m抗拉強

3、度kN抗擠強度MPa抗內(nèi)壓強度MPa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.2750033551.3193.7TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0清溪清溪1 1井套管強度表井套管強度表一、基本情況井控裝置：防噴器組合FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105閘板自上而下的安裝為半封閘板（139.7mm）+剪切閘板+全封閘板+半封閘板（88.9mm）+35-105雙四通。套管頭型號：T 13 3/810 3/47 5/8-105一、基本情況：7條放噴管線主要內(nèi)容一、基本情況

4、二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、現(xiàn)場狀況四、壓井經(jīng)過二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過發(fā)生溢流時間發(fā)生溢流時間 ：2006年12月20日2:15發(fā)生溢流井深 ：4285.00m發(fā)生溢流鉆井液密度：1.591.60g/cm3發(fā)生溢流泵壓 ：由14.7MPa上升至15.05MPa最短鉆時 ：0.38m/min溢流量 ：4min溢流1.5m3關(guān)井套壓 ：由0MPa上升20.0MPa。節(jié)流循環(huán)，套壓降 至0MPa。2:46關(guān)井，至3:20 套壓上升至 4.15MPa，判定地層發(fā)生漏失。溢流層位 ：飛仙關(guān)組第一層； 4278.0-4279.0m，灰色云巖， 4279.0-4283.26m灰色膏質(zhì)云巖。井眼總?cè)莘e171.0

5、9m3，除去鉆具體積后井內(nèi)容積151.07m3,鉆具內(nèi)容積35.32m3,環(huán)空體積115.75m3。上層套管鞋處地層破裂壓力當(dāng)量泥漿密度1.92g/cm3。井下鉆具組合：165.1mm3AHA537G0.20m3303100.40m311310箭形止回閥0.43m +121mm鉆鋌79.43m311310旁通閥0.71m88.9mm加重鉆桿82.34m+88.9mm鉆桿（G105）52柱(加5個防磨接頭)1502.36m+3115200.48m +139.7mm鉆桿（G105，加6個防磨頭）2609.61m。清溪清溪1 1井井身結(jié)構(gòu)及井下鉆具結(jié)構(gòu)示意圖井井身結(jié)構(gòu)及井下鉆具結(jié)構(gòu)示意圖二、溢流發(fā)生

6、及處理經(jīng)過二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流發(fā)生原因：鉆遇高壓地層，初步分析地層 壓力為1.85g/cm3左右，泥漿密 度不能平衡地層壓力。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流后鉆井隊組織的壓井溢流后鉆井隊組織的壓井： 12月20日6:15泵入密度1.60g/cm3的堵漏泥漿18.4m3。用0.9m3/min排量，正替密度1.80g/cm3泥漿38m3，向環(huán)空反擠泥漿10m3，停泵蹩壓，套壓19MPa。用1.80g/cm3泥漿節(jié)流循環(huán)排氣，泵入35m3后立壓為0MPa，套壓16.84MPa，分析發(fā)生井漏，停泵關(guān)井并準(zhǔn)備堵漏泥漿。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流后壓井：溢流后壓井： 2006年12月20日20:35-2

7、1:20泵入1.70g/cm3堵漏泥漿20.0m3，排量7.8L/s，套壓2.8-8.0MPa，立壓5.5-11.8 MPa，桔紅色火焰高8-10m，漏失泥漿15.0m3。從21:20開始節(jié)流循環(huán)加重，泥漿進口密度由1.70 g/cm3逐步上升至1.77g/cm3，出口密度逐步提升至1.74g/cm3。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流后壓井：溢流后壓井： 2006年12月21日16:10停止加重，節(jié)流循環(huán)觀察?；鹧娓叨?-5m，火焰呈橘紅色。16:33發(fā)現(xiàn)溢流2m3，立即停泵試關(guān)節(jié)流閥，關(guān)井，套壓迅速上升至56MPa，仍在繼續(xù)快速上升，立壓6.5MPa。開放噴管線泄壓，打開一條放噴管線時套壓50MP

8、a，打開兩條放噴管線時套壓為14MPa,打開3條放噴管線后套壓降為4-5MPa。 壓井失敗。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過分析認為壓井不成功的主要原因有： 1.地層壓力不清楚，無法準(zhǔn)確確定壓井泥漿密度。 2.壓井過程中可能將地層蹩開與氣層溝通更好，產(chǎn)氣更大。主要內(nèi)容一、基本情況二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、搶險壓井經(jīng)過四、經(jīng)驗與教訓(xùn) 鑒于清溪1井地層壓力高、天然氣噴勢大和前期壓井不成功的實際情況，準(zhǔn)備再次壓井并實施封井作業(yè)。為搞好搶險，成立了搶險組織機構(gòu)，成員包括中石化安全環(huán)保部、油田管理部、油田事業(yè)部、川氣東送指揮部、勝利石油管理局、南方分公司、中石油四川石油管理局的有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)和專家。三、搶險壓井經(jīng)過三、

9、搶險壓井經(jīng)過（一）第一次搶險壓井作業(yè)：（一）第一次搶險壓井作業(yè)： 組織2000型壓裂車3臺和1600壓裂車1臺；搶接兩條放噴管線；地面準(zhǔn)備好3800m3 密度2.002.05g/cm重泥漿；水泥180噸。 準(zhǔn)備正循環(huán)壓井，壓穩(wěn)或套壓降低至能從環(huán)空擠注的條件下反推重泥漿后跟進水泥漿封井。（一）第一次搶險壓井作業(yè)：（一）第一次搶險壓井作業(yè)： 2006年12月24日凌晨開始第一次搶險壓井作業(yè)。1:20-3:30,向鉆桿內(nèi)注入2.05g/cm3壓井液249.8m3,排量平均2.0m/min,鉆桿內(nèi)壓力3040MPa，套壓12MPa。壓井實施整個過程泥漿從放噴管線以霧狀噴出，套壓12MPa、立壓3040

10、 MPa維持基本不變。3:30停止節(jié)流循環(huán)試關(guān)井，計劃反擠泥漿后再擠水泥漿，但是套壓在4min內(nèi)快速上升至42MPa。被迫開4條泄壓管線放噴點火，套壓4MPa。 壓井失敗。三、搶險壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因分析： 1.地層壓力不清楚，無法準(zhǔn)確確定壓井泥漿密度，井下又噴又漏找不到平衡點，壓井液密度無法實現(xiàn)合理確定。 2.壓力高、氣量大，井眼上大（103/8）下小（75/8），泥漿霧化嚴重難以有效在環(huán)空建立液柱。 3.節(jié)流閥控制能力差。經(jīng)長時間放噴沖蝕后無法有效節(jié)流，套壓控制到12MPa后不能及時有效增加井口回壓。三、搶險壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因分析： 4.壓井中途才發(fā)現(xiàn)防噴管線壓力

11、表誤差大、主控管線壓力表幾乎失靈，無法實現(xiàn)壓力控制。 5.復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)，循環(huán)阻力大，施工泵壓高，鉆桿循環(huán)頭的壓力等級只有50MPa，滿足不了施工大排量情況下最高壓力的需要。 6.施工時間倉促，壓井作業(yè)準(zhǔn)備不充分。這次施工，從制定方案上考慮了要注水泥封井，但現(xiàn)場決定提前壓井并取消了注水泥封井方案，且未考慮堵漏方案。三、搶險壓井經(jīng)過（二）第二次搶險壓井作業(yè)：（二）第二次搶險壓井作業(yè)： 在分析總結(jié)上次壓井不成功原因的基礎(chǔ)上，強化了組織機構(gòu)，進一步加強了技術(shù)力量，從四川石油管理局、西南石油局、西北分公司、河南油田、勝利石油管理局邀請了一批專家，反復(fù)分析討論細化施工方案。決定先用清水建立液柱，然后用重泥

12、漿壓井，壓井后用速凝水泥漿封井。三、搶險壓井經(jīng)過（二）第二次搶險壓井作業(yè)：（二）第二次搶險壓井作業(yè)： 壓井之前，準(zhǔn)備了2.002.40g/cm3重泥漿1000m3;由2000型10臺壓裂車組成2個車組；在原有節(jié)流管匯之后增加一套三級放噴測試流程；在壓井管匯一側(cè)增加一套節(jié)流流程；更換一套節(jié)流管匯；更換沖蝕嚴重的放噴管線和部分閘閥。 2006年12月27日15:15-17:45正注清水332m3?？刂谱罡呤┕け脡?9MPa，排量3.04.0 m3/min，控制最高套壓40MPa。三、搶險壓井經(jīng)過（二）第二次搶險壓井作業(yè)：（二）第二次搶險壓井作業(yè)： 17:45-20:50正注密度2.20g/cm3的

13、壓井液380m3，20:17出現(xiàn)立壓迅速下降到零，套壓迅速上升至37MPa并繼續(xù)控壓循環(huán)（出口噴出物以氣為主），立壓由零回升13MPa，套壓下降至89 MPa，應(yīng)該說距離壓井成功已經(jīng)只是時間問題?？墒?，這時地面測試流程低壓部分油管連接處發(fā)生刺暴，放噴口處突然傳來兩聲悶響（由于夜間施工，場地照明看不清楚），指揮人員為了安全起見，沒有實行關(guān)井，便迅速指揮打開5條放噴管線放噴并點火，火焰高20-30m，火焰呈橘黃色。立壓36MPa，套壓25MPa。壓井后套壓過高，壓井后無法實行反壓井和注水泥作業(yè)。壓井失敗。三、搶險壓井經(jīng)過0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.00

14、15:1515:3015:4116:0316:1216:2616:3616:5317:2717:4617:5818:0918:2118:5219:3019:5320:1020:2420:43排量排量套壓套壓立壓立壓清溪清溪1 1井第二次搶險壓井作業(yè)參數(shù)及曲線井第二次搶險壓井作業(yè)參數(shù)及曲線本次壓井不成功的主要原因有： 1.地層壓力不清楚，無法準(zhǔn)確確定壓井泥漿密度，井下又噴又漏找不到平衡點。氣量大，噴漏同存，在壓井過程井內(nèi)有漏失，泥漿霧化很嚴重（按井筒容積提前70方左右就見到出口噴有泥漿），難以建立和維持井內(nèi)壓力平衡。三、搶險壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因有： 2.由于認識上的問題，壓井時中石化

15、現(xiàn)場施工及指揮人員擔(dān)心井漏，控制環(huán)空套壓偏低。從開始泵注重泥漿到出鉆頭之后較長一段時間，不是把套壓向上提，反而開套降壓。按最高允許控制套壓40 MPa還有可用空間沒有利用。使環(huán)空所形成的液柱壓力和控制回壓之和不能平衡地層壓力，注入井內(nèi)的重泥漿截斷不了地層出來的高速氣流，以至出現(xiàn)后來注入壓井泥漿200方左右時套壓再次出現(xiàn)高峰值37MPa。三、搶險壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因有： 3.高速流體（壓井泥漿加重劑為鐵礦粉）對設(shè)備沖蝕嚴重，地面部分流程密封實效。節(jié)流放噴流程在長時間高壓、高速流體的沖蝕下發(fā)生損壞，倒換其它流程放噴致使壓井施工前功盡棄。 4.復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)，循環(huán)阻力大，施工泵壓高，鉆桿循

16、環(huán)頭的壓力等級只有50MPa，滿足不了施工大排量和高壓力的需要。 5.指揮人員缺乏壓井現(xiàn)場指揮經(jīng)驗，以至出現(xiàn)多頭和無序指揮，把握不住壓井施工指揮的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。三、搶險壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 為便于下步施工，對井下狀況、地面設(shè)備狀況及井口裝備為便于下步施工，對井下狀況、地面設(shè)備狀況及井口裝備狀況進行全面分析：狀況進行全面分析： 1.1.井下狀況：井下狀況：可以建立井內(nèi)短暫的壓力平衡；可以建立井內(nèi)短暫的壓力平衡；產(chǎn)層平產(chǎn)層平衡點難找，略欠平衡即溢流、稍超壓力就井漏，幾乎是溢流和衡點難找，略欠平衡即溢流、稍超壓力就井漏，幾乎是溢流和井漏同時存在；井漏同時存在；地層連通性好、產(chǎn)量大，氣體上

17、竄速度快。地層連通性好、產(chǎn)量大，氣體上竄速度快。 井下裸眼井段短，只有28m，只揭開一套氣層，對本井復(fù)雜情況的處理比較有利。儲層為裂縫性氣藏，地層溝通性好，氣體產(chǎn)量高，根據(jù)目前放噴情況的估計，三條放噴管線的日產(chǎn)氣量在150-200萬方。 沒有準(zhǔn)確求得產(chǎn)層壓力。通過壓井堵漏施工粗略估計產(chǎn)層壓力在7580MPa之間。 10-3/4“是江蘇無錫西姆萊斯公司生產(chǎn)，全新套管抗內(nèi)壓強度51.3MPa，固井質(zhì)量合格。7-5/8”套管是天津鋼管廠生產(chǎn)的抗硫管材（抗內(nèi)壓強度87 MPa） ，強度能夠滿足高壓的要求，固井質(zhì)量合格。三、搶險壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 2.2.地面狀況地面狀況 井噴沒有傷害

18、鉆機主體系統(tǒng)。井場供電系統(tǒng)、泥漿泵、絞車、井架、循環(huán)系統(tǒng)、儲備鉆井液系統(tǒng)完全可靠，井噴沒有對這些鉆井主體設(shè)備造成損壞。 防噴器及其控制系統(tǒng)沒有出現(xiàn)異常。遠程控制臺、液壓管匯、環(huán)形防噴器、兩個雙閘板防噴器、兩個四通從發(fā)現(xiàn)溢流關(guān)井到現(xiàn)在未見異常。 壓井管匯一套，使用一次，未見異常；節(jié)流管匯兩套都是新?lián)Q和加接的（左右側(cè)各一套），壓井中發(fā)現(xiàn)右側(cè)液動節(jié)流閥（J1）節(jié)流效果變差。左側(cè)節(jié)流管匯一閘門有刺漏。三、搶險壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 2.2.地面狀況地面狀況 目前共安裝放噴管線7條，其中6條已經(jīng)使用過，使用過的放噴管線有磨損、出現(xiàn)過刺漏。1號放噴管線自放噴以來，在中部的變向位置處的一個彎頭

19、曾出現(xiàn)過三次刺漏，最短的一次只放噴了1個小時就刺破了，出口刺破段長20米，發(fā)現(xiàn)換下的彎頭刺損厲害。3號放噴管連接地面測試流程，在壓井放噴時其中的一條放噴管發(fā)生嚴重刺漏。 地面10臺壓裂車及其管匯運轉(zhuǎn)正常。至少可分成兩個車組同時施工，每個車組實現(xiàn)4方/分鐘的排量，可滿足向井內(nèi)注清水、分別從鉆具和環(huán)空向井內(nèi)注泥漿等需要，必要時也可以使用壓裂車組向井內(nèi)注水泥漿，進行封井作業(yè)。三、搶險壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 2.2.地面狀況地面狀況 供泥漿、供清水的供給系統(tǒng)運轉(zhuǎn)正常?？梢詢Υ婺酀{1040方，儲存清水400方，向地面儲水池的清水供給量可達100方/小時。 井場房子、鉆具等都已經(jīng)清除，井場滿

20、足壓井設(shè)備的擺放。 3.3.井口狀況井口狀況 目前井口裝的是5-1/2“水泥頭（50MPa），下連接105MPa旋塞兩個。施工前試壓50MPa，施工中最大承壓49MPa。三、搶險壓井經(jīng)過（四）第三次搶險壓井、封井取得成功（四）第三次搶險壓井、封井取得成功 繼2006年12月24日壓井失敗后，中石化集團總經(jīng)理陳同海、國家安全監(jiān)督總局副局長孫華山等領(lǐng)導(dǎo)抵達現(xiàn)場，組織中石化和中石油專家以及兩名中國工程院院士，從2006年12月25日至2007年元月2日，在認真分析總結(jié)前兩次搶險壓井失敗的原因教訓(xùn)基礎(chǔ)上嚴密制定第三次搶險壓井封井技術(shù)方案和施工設(shè)計，精心組織準(zhǔn)備，于2007年元月3日10:00點至18:

21、00在以中石化集團總經(jīng)理陳同海為總指揮、中石油老專家孫振純?yōu)楦笨傊笓]的統(tǒng)一領(lǐng)導(dǎo)和指揮下，實施第三次搶險壓井、封井施工取得圓滿成功。三、搶險壓井經(jīng)過（四）第三次搶險壓井、封井技術(shù)方案（四）第三次搶險壓井、封井技術(shù)方案 1.正注清水150200m3，通過關(guān)閉放噴管線，調(diào)節(jié)節(jié)流閥控制立套壓，建立環(huán)空水柱，目的是減少壓井泥漿的分散霧化。最高施工立壓65MPa，最高控制套壓40 MPa，排量3.04.0 m3/min。 2.正注密度2.20g/cm3壓井泥漿共500 m3，實現(xiàn)短暫壓住地層流體。最高施工立壓65MPa，最高控制套壓40 MPa，排量2.54.0 m3/min。 3.反推密度1.902.2

22、0g/cm3泥漿113 m3 ，模擬反注水泥。最高控制套壓40 MPa，排量2.03.0 m3/min。三、搶險壓井經(jīng)過（四）第三次搶險壓井、封井技術(shù)方案（四）第三次搶險壓井、封井技術(shù)方案 4.先反注水泥漿90 m3進入7-5/8套管，接著正、反同時注水泥漿直至正反水泥漿都進入地層達到稠化初凝為止。最高控制套壓40 MPa，最高施工立壓65MPa。反注水泥漿稠化時間90min，正注水泥漿稠化時間60min，平均水泥漿密度1.95 g/cm3。 5.蹩壓侯凝。三、搶險壓井經(jīng)過（五）第三次搶險壓井、封井施工情況（五）第三次搶險壓井、封井施工情況 2007年元月3日10:00開始施工； 10:17試

23、壓（其中：正壓井管匯70 MPa，反壓井管匯45 MPa），及施工檢查準(zhǔn)備; 10:58正注清水127m3，控制立壓30 MPa上升至56.5 MPa，控制套壓3MPa上升至34 MPa，排量2.5 3.2 m3/min; 14:04正注壓井泥漿密度2.20g/cm3共400 m3，控制立壓566052.5 MPa，控制套壓3436.513.5 MPa，排量2.02.9 m3/min; 14:11停泵、關(guān)井，作反注泥漿準(zhǔn)備。立壓52.50 MPa，套壓13.56 MPa； 14:57反注壓井泥漿密度2.20g/cm3共113 m3，套壓630.528.5 MPa，排量2.62.8 m3/min

24、;三、搶險壓井經(jīng)過（五）第三次搶險壓井、封井施工情況（五）第三次搶險壓井、封井施工情況 15:10反注水泥漿密度1.92g/cm3共16 m3時，注水泥的壓裂車不上水，停止注水泥； 15:55反推泥漿密度2.20g/cm3共146 m3，套壓28 32MPa，排量2.4 2.8 m3/min; 16:35關(guān)井，作反打水泥準(zhǔn)備。間斷正反擠注泥漿密度2.20g/cm3約10 m3；三、搶險壓井經(jīng)過（五）第三次搶險壓井、封井施工情況（五）第三次搶險壓井、封井施工情況 18:00反注水泥漿密度1.92 1.98g/cm3共142m3，稠化時間90min，套壓2530.5 MPa，排量2.41.0 m3

25、/min。 其中：17:15 18:00正注水泥漿密度1.92 1.98g/cm3共40m3，稠化時間60min，立壓3133.5 MPa，排量1.20.8 m3/min。 封井成功。三、搶險壓井經(jīng)過0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.00排量排量套壓套壓立壓立壓清溪清溪1井第三次搶險壓井及封井施工預(yù)測曲線井第三次搶險壓井及封井施工預(yù)測曲線清溪清溪1井第三次搶險壓井及封井井第三次搶險壓井及封井施工曲線施工曲線主要內(nèi)容一、基本情況二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、搶險壓井經(jīng)過四、經(jīng)驗與教訓(xùn)（一）清溪1井壓井難點壓井難點 1.客觀上講，該井飛仙關(guān)地層壓力高，壓力系數(shù)1

26、.85左右。天然氣產(chǎn)量大，日產(chǎn)氣量在150-200萬方（不含H2S）。 2.復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)（51/2鉆桿2600m； 31/2鉆桿1600m），循環(huán)阻力大，施工泵壓高，前兩次搶險壓井使用的鉆桿循環(huán)頭的壓力等級只有50MPa，滿足不了施工大排量和高壓力的需要。 3.噴漏同存，在平衡點難以確定的情況下，在沒有采取堵漏措施的情況下，壓井壓穩(wěn)建立持久平衡的難度很大，消耗泥漿量大。四、經(jīng)驗與教訓(xùn)（一）清溪1井壓井難點壓井難點 4.上部套管抗內(nèi)壓強度(51.3MPa)偏低,關(guān)井最高壓力只能控制在40 MPa左右，這是一大薄弱環(huán)節(jié)，基于安全考慮，控制套壓受到限制。 5.階梯型大小井眼，上面103/4套管，下面

27、75/8套管，還有165.1mm井眼，壓井泥漿進入環(huán)空容易被分散霧化，在沒有截斷地層進入井筒的高速氣流情況下，很難形成液柱。四、經(jīng)驗與教訓(xùn)（二）前面兩次搶險壓井施工表現(xiàn)的不足之處不足之處 1.缺乏天然氣井壓井經(jīng)驗，關(guān)鍵環(huán)節(jié)認識上不統(tǒng)一，以致帶來指揮和操作上的失誤。 在第二次搶險壓井過程，從開始泵注重泥漿到出鉆頭之后較長一段時間，按最高允許控制套壓40 MPa還有15 18MPa可用上升空間，立壓也有10MPa的上升空間?，F(xiàn)場施工及指揮人員擔(dān)心井漏，控制環(huán)空套壓偏低。既不增大排量提高立壓，也不把套壓向上提，反而開套降壓。環(huán)空所形成的液柱壓力和控制回壓之和不能平衡地層壓力，注入井內(nèi)的重泥漿截斷不了地層出