河壩1井搶險情況

中石化西南局、西南分公司二00七年二月通南巴構(gòu)造河壩1井測試搶險情況介紹

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情

3.壓井排險

4.飛三段系統(tǒng)測試

1.基本情況匯報主要內(nèi)容

5.認(rèn)識及建議

四川盆地1.基本情況通南巴河壩1井

河壩1井位于通南巴構(gòu)造帶的一口重點區(qū)域探井，完鉆井深6130m，完鉆層位為志留系中統(tǒng)韓家店組。地層底界井深(m)厚度(m)組段代號上沙溪廟組J2s19641964下沙溪廟組J2x2436472千佛巖組J2q2768332自流井組J1z3184416須家河組T3x3550366雷口坡組雷四段T2l4357020雷三段T2l3385484雷二段T2l24003149雷一段T2l1406663嘉陵江組嘉五段T1j5410438嘉四段T1j4417975嘉三段T1j34355176嘉二段T1j24524169嘉一段T1j14792268地層底界井深(m)厚度(m)組段代號飛仙關(guān)組飛四段T1f4486977飛三段T1f35015146飛二段T1f25214199飛一段T1f15625411大隆/長興P2c567045龍?zhí)?吳家坪P2l(P2w)571646茅口組P1m5902186棲霞組P1q6006104梁山組P1l60082黃龍組C2h604234韓家店組S2h6130881.1鉆遇地層1.基本情況錄井顯示層位嘉二飛三視深（m）4486.1～4496.5

4969.9～4984巖性描述灰質(zhì)白云巖鮞?；?guī)r解釋結(jié)果氣層氣層測井解釋自然伽瑪GR（API）1830-54聲波AC（μs/ft）49.454.2孔隙度Φ（%）5.55.3滲透率K（10-3μm2）8.339.051解釋結(jié)果氣層氣層綜合解釋氣層氣層1.2主要油氣顯示1.基本情況備注：飛三段鉆井期間漏失泥漿1084m31.3井身結(jié)構(gòu)鉆頭程序(mm×m)套管程序(mm×m)660.4×148.30508.0×147.92444.5×2187.0339.7×2183.55311.1×4340.0244.5×3141.01250.8×(3141.01~4335.92)215.9×5007.09215.9×(4462.69~4533.22)193.7×(4035.12~5002.82)177.8×3827.47165.1×6130139.7×(3827.47~4849.16)127.0×(4849.16~6130.00)1.基本情況1.基本情況

完井測試飛三段地層壓力111.11MPa，天然氣無阻流量31.3104m3/d，無硫化氫；嘉二段地層壓力95.09MPa，測試無阻流量6.25104m3/d，含H2S最高11.15g/m3(16726.4ppm)。1.4完井測試情況轉(zhuǎn)換法蘭:105MPa95/8×7″套管頭:140MPa（DD級,江蘇信德）133/8×95/8″套管頭:105MPa1.5完鉆井口裝置采氣樹:KQ78/65-105（EE級,江蘇信德）1.基本情況1.6油層套管性能參數(shù)井

段(m)尺寸(mm)鋼級壁厚(mm)內(nèi)徑(mm)抗內(nèi)壓（MPa）抗外擠(MPa)0~3827.47m177.8VM110JHCSS12.65152.594.4108.93827.47m~4849.16139.7P-11010.54118.690.7100.24849.16~6130.0127TP11012.14102.72102.5131.1井段（m）固井質(zhì)量井段（m）固井質(zhì)量井段（m）固井質(zhì)量236.0~1970.0差1970.0~2622.0良2622.0~3556.0中等-好3556.0~4486.0合格4486.0~4500.0中等-好4500.0~6130.0合格注：95/8×7″、133/8×95/8″環(huán)空有竄氣現(xiàn)象，但互不連通。產(chǎn)地：德國曼特斯曼，抗H2S應(yīng)力腐蝕。產(chǎn)地：國產(chǎn)，所處井溫93℃以上。1.7油層套管固井質(zhì)量

1.基本情況

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情

3.壓井排險

4.飛三段系統(tǒng)測試

1.基本情況匯報主要內(nèi)容

5.認(rèn)識及建議

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情2.1嘉二段重復(fù)測試

西南分公司接井后，按總部要求，為了獲得更加詳實的資料，為開發(fā)提供依據(jù)，決定對嘉陵江組二段和飛三段重復(fù)測試。

2006年3月17～24日對嘉二段進(jìn)行了重復(fù)測試，測試無阻流量和硫化氫含量與完井測試基本一致。測試后擠超細(xì)水泥及凝膠封堵，對封堵段正、負(fù)試壓16MPa。2.2飛三段重復(fù)測試

根據(jù)原飛三段完井測試結(jié)果，按無阻流量50×104m3/d

制定測試方案:

采用原井內(nèi)89mm×C90和73mm×J55組合油管、原國產(chǎn)105MPa采氣樹和一套EE級三級節(jié)流流程進(jìn)行替噴測試。2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情

（1）三級節(jié)流管匯分別為105→70→35MPa，七條放噴管線，兩條測試管線；一套70MPa環(huán)空監(jiān)測管匯流程。（2）配備兩臺鍋爐，一臺熱交換器作為加熱保溫設(shè)施。重復(fù)測試地面流程圖105MPa管匯70MPa管匯35MPa管匯2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情（1）反循環(huán)替漿

8月4日采用反循環(huán)清水替漿，施工泵壓16.2～60.3MPa，排量0.2～0.9m3/min，注入清水54.15m3，僅返出泥漿12.6m3(密度2.40～2.45g/cm3)，地層漏失泥漿41.55m3，決定進(jìn)行正循環(huán)替漿。（2）正循環(huán)替漿

8月5日采用正循環(huán)清水頂替泥漿，替噴施工過程中最高泵壓52MPa，累計注入清水51.3m3，頂出泥漿24m3。2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情8月5日開井放噴時噴勢強(qiáng)烈，高速流體攜帶大量固相顆粒，一級管匯兩個固定節(jié)流閥和二級管匯兩個固定節(jié)流閥迅速同時被刺壞，造成5條放噴管線無法使用，地面流程已經(jīng)不能滿足繼續(xù)放噴的要求，被迫關(guān)井搶裝固定節(jié)流閥。

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情（3）放噴排液，連續(xù)出現(xiàn)險情8月5日18:00關(guān)井1h內(nèi)井口油壓迅速上升，從31MPa↑94.2MPa，逼近105MPa采氣樹額定工作壓力；套壓由33.5↑64MPa，逼近套管安全抗內(nèi)壓強(qiáng)度75MPa。

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情油壓曲線套壓曲線（3）放噴排液，連續(xù)出現(xiàn)險情

關(guān)井期間，生產(chǎn)閘閥出現(xiàn)泄漏,緊急關(guān)閉4#總閘，但是4#總閘注脂孔出現(xiàn)泄漏（94MPa），被迫關(guān)閉1#總閘。

8月6日2:35開井泄壓，4#總閘注脂孔再次出現(xiàn)泄漏，同時2#閘閥注脂孔也發(fā)生泄漏。現(xiàn)場分析：如繼續(xù)測試，一是隨環(huán)空液體排出，套壓可能超過75MPa，二是頻繁開關(guān)井，采油樹閘閥泄漏可能加劇，造成更大的風(fēng)險，于是關(guān)閉1#、4#總閘。現(xiàn)場啟動三級應(yīng)急預(yù)案。生產(chǎn)閘閥出現(xiàn)泄漏4#總閘出現(xiàn)刺漏1#總閘出現(xiàn)泄漏2#閘閥出現(xiàn)泄漏2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情（3）放噴排液，連續(xù)出現(xiàn)險情

8月6日7:30現(xiàn)場施工小組制定降壓方案：先泄套壓至45MPa，再開油壓，視壓力大小決定是否油套同時泄壓，保持套壓在35MPa，將油壓降至40MPa，然后正注清水循環(huán)降壓。8:37套壓64MPa時，泄套壓，噴出泥漿和清水7m3左右，套壓又上漲到78MPa。果斷采取加大泄壓措施，10:58使套壓降至32MPa，險情暫時得到控制，現(xiàn)場估算日產(chǎn)量達(dá)150104m3

，檢測H2S最高18mg/m3（27ppm）。生產(chǎn)閘閥出現(xiàn)泄漏4#總閘出現(xiàn)刺漏1#總閘出現(xiàn)泄漏2#閘閥出現(xiàn)泄漏2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情（3）放噴排液，連續(xù)出現(xiàn)險情10:58同時開油壓（50MPa），4#總閘盤根刺漏，1#總閘注脂孔出現(xiàn)泄漏，套壓2#閘閥盤根泄漏，邊處理泄漏處，同時加大泄壓。11:39將油壓泄至34MPa，采油樹無刺漏。說明：此時采油樹承壓能力最大為34MPa。生產(chǎn)閘閥出現(xiàn)泄漏4#總閘出現(xiàn)刺漏1#總閘出現(xiàn)泄漏2#閘閥出現(xiàn)泄漏2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情（3）放噴排液，連續(xù)出現(xiàn)險情（4）清水循環(huán)降壓11:39～7日13:15用2000型壓裂泵車正注清水循環(huán)降壓，排量0.4m3/min，泵注總液量628.2m3，井內(nèi)情況趨于穩(wěn)定。用注脂槍對采油樹閘閥泄漏處注脂。通過清水循環(huán)降壓，減輕了泥漿對地面流程的沖蝕，降低了井口壓力；有效的保護(hù)了井口和地面流程，為后期成功壓井奠定了基礎(chǔ)。2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情

3.壓井排險

4.飛三段系統(tǒng)測試

1.基本情況匯報主要內(nèi)容

5.認(rèn)識及建議

（1）成立壓井領(lǐng)導(dǎo)小組局、分公司獲知這一險情后，徐向榮經(jīng)理立即召開緊急會議，迅速啟動了Ⅱ級應(yīng)急預(yù)案，成立了以徐進(jìn)副局長為總指揮的現(xiàn)場排險領(lǐng)導(dǎo)小組，立即奔赴現(xiàn)場。（2）啟動企地聯(lián)動

生產(chǎn)運行處協(xié)調(diào)通江縣政府疏散井場周圍500m內(nèi)居民千余人，森林防火動用500人，同時進(jìn)行警戒管制。（3）通過南方公司協(xié)調(diào)2支井隊停鉆配制泥漿。（4）調(diào)動10臺泥漿運輸罐車從宣漢奔赴現(xiàn)場。3.1啟動Ⅱ級應(yīng)急預(yù)案3.壓井搶險1）飛三段儲層壓力高，產(chǎn)量大，且密度窗口窄；2）嘉二段氣層和飛三段處在同一井筒內(nèi)，且漏失壓力比飛三段低；3）閘閥注脂孔泄漏，壓井過程中立壓不能超過30MPa，套壓不能超過75MPa；4）采用測試流程控壓和放噴，難以滿足井口靈活控壓要求；5）采油樹閘閥工況越來越差，對壓井時間的要求很迫切。

3.2制定壓井方案3.壓井搶險

壓井施工難點1）采用正循環(huán)壓井，壓井泥漿密度2.45g/cm3；2）采用工程師法壓井和置換法壓井相結(jié)合的方法；3）用泥漿壓井前，連續(xù)向井內(nèi)正循環(huán)注清水；4）施工時控制油壓小于25MPa，套壓小于70MPa；5）準(zhǔn)備壓井泥漿300m3，堵漏泥漿50m3；6）先用二級管匯節(jié)流閥和油嘴配合控制井口壓力，必要時采用一級管匯節(jié)流閥；7）用2000型壓裂泵車4臺。3.壓井搶險壓井基本方案建立油管內(nèi)液柱，緩慢控制增高套壓8月7日13:45~13:50

正注CMC隔離液2m3，排量0.4m3/min，立壓26MPa，套壓29MPa。13:51~14:05

排量1.0m3/min，通過控壓，套壓由29.0MPa升至52.0MPa，注入泥漿15m3?？刂铺讐?，建立環(huán)空液柱14:05~14:37

排量1.0m3/min，控制套壓52.0~48.0MPa，累計注入泥漿48m3，放噴口見鈦鐵礦粉噴出。3.壓井搶險壓井施工過程－正循環(huán)壓井施工階段

節(jié)流閥快速被刺，環(huán)空液柱建立不理想14:37~15:04

套壓由48.0MPa降至37.0MPa（節(jié)流閥刺），累計注入泥漿70m3。15:05~15:16套壓由37.0MPa降至28.0MPa（節(jié)流閥繼續(xù)刺）。15:16~15:28

換用一級管匯節(jié)流閥控制套壓，套壓由28.0MPa升至45.0MPa，放噴口見泥漿返出。累計注入泥漿量85m3，考慮到井筒環(huán)空已有一定液柱，且一級管匯節(jié)流閥已出現(xiàn)被刺壞的現(xiàn)象，決定關(guān)井，轉(zhuǎn)入置換壓井。3.壓井搶險壓井施工過程－正循環(huán)壓井施工階段

置換放氣，繼續(xù)建立環(huán)空液柱，降低井口套壓15:28~15:47關(guān)井，套壓由45.0MPa迅速上升至65.0MPa，穩(wěn)定在63.5MPa。15:47~15:55

套壓由63.5MPa降至56.5MPa，同時小排量從油管內(nèi)注泥漿4m3見泥漿返出時，停泵關(guān)井。15:55~19:30

每隔30min放氣泄套壓一次，同時從油管內(nèi)正注泥漿，放噴口見泥漿返出，停泵關(guān)井，分7次注入泥漿18.5m3,套壓逐漸降至32.0MPa，產(chǎn)氣45000m3。從注入量和壓力分析，井內(nèi)有漏失，估算漏失當(dāng)量密度2.55g/cm3。3.壓井搶險壓井施工過程－間斷正注泥漿，環(huán)空置換放氣壓井階段

堵漏提高地層承壓能力，繼續(xù)排出環(huán)空天然氣20:00~8日2:30

分7次注入堵漏泥漿16.5m3，套壓在10MPa～30MPa之間波動較大，產(chǎn)氣12000m3。4:00~9:30

分3次將堵漏泥漿擠入地層，注漿壓力逐漸升高。產(chǎn)氣5000m3。10:00~20:00

每隔2h間斷泄套壓放氣，套壓由16MPa逐漸降至4.0MPa，放出氣量很少。20:00~9日6:00

控制套壓在5.0MPa以內(nèi)，觀察，測量出口泥漿密度2.39g/cm3，從壓井開始共向井內(nèi)注入泥漿145m3。3.壓井搶險壓井施工過程－間斷正注泥漿，環(huán)空置換放氣壓井階段

8月7日6:00～11:00用節(jié)流閥控制套壓2～3MPa，循環(huán)排量0.35～0.5m3/min，通過泥氣分離器，放噴口火焰高度0.5~1m，逐漸熄滅，壓井結(jié)束。3.壓井搶險壓井施工過程－循環(huán)泥漿排氣階段

2.重復(fù)測試，出現(xiàn)險情

3.壓井排險

4.飛三段系統(tǒng)測試

1.基本情況匯報主要內(nèi)容

5.認(rèn)識及建議

通過前期測試，獲得地層壓力111.1MPa、溫度132℃、估算產(chǎn)量150×104m3/d等數(shù)據(jù)，預(yù)計關(guān)井壓力95MPa。針對該井超高壓、高產(chǎn)及復(fù)雜的井況，制定了如下測試方案。4.飛三段系統(tǒng)測試美國WOM公司140MPa（FF級）井口采氣裝置

4.飛三段系統(tǒng)測試（1）將原國產(chǎn)105MPa采油樹更換為WOM-140MPa捕球短節(jié)4344