井噴壓井案例與井控關(guān)鍵問題(張桂林講課稿)

井噴壓井案例與井控相關(guān)問題（內(nèi)部資料注意保密）張桂林二〇〇九年九月1中石油委內(nèi)瑞拉某井井噴2加拿大某井井噴3鉆臺突發(fā)井噴實況4目錄第一部分井噴壓井案例（五口井壓井分析）第二部分常用壓井方法（兩種壓井方法）第三部分井控關(guān)鍵問題（三個方面問題）5第一部分井噴壓井案例67中石化川東北清溪1井井噴現(xiàn)場8清溪1井是中石化川東北探區(qū)的一口預(yù)探井。2006年1月11日開鉆，12月20日鉆至井深4285.38m時發(fā)生溢流、導(dǎo)流放噴。先后經(jīng)過五次壓井施工，于2007年1月3日壓井封井成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）9（一）設(shè)計數(shù)據(jù)地理位置：四川省宣漢縣清溪鎮(zhèn)設(shè)計井深：5620m鉆探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江組、飛仙關(guān)組、長興組、茅口組及陸相層系，中志留統(tǒng)韓家店組完鉆。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）10清溪１井地理位置清溪1井第一部分井噴壓井案例（清溪1井）11層位預(yù)測井段深度（m）壓力預(yù)測系數(shù)備注上沙溪廟組0～14401.10～1.30普光3、4井在須家河組鉆遇高壓含氣層，壓力系數(shù)1.55；雙廟1井在雷口坡組鉆遇高壓氣藏，壓力系數(shù)1.51，要注意防噴、防高壓。普光7井在嘉陵江組一段鉆遇高壓含硫鹽水層。下沙溪廟組1440～1860千佛崖組-須家河組1860～3170雷口坡組3170～35051.20～1.40嘉陵江組3505～4180飛仙關(guān)組4180～46101.30～1.45川岳83井飛仙關(guān)組鉆遇裂縫性高壓氣藏，壓力系數(shù)1.5；毛壩1井飛仙關(guān)組三段上部鉆遇裂縫—孔隙型高壓氣藏，壓力系數(shù)1.89，要注意防噴、防高壓。長興組4610～4900龍?zhí)督M4900～5220茅口組5220～54001.40～1.73渡4井在石炭系黃龍組鉆遇高壓氣層，壓力系數(shù)1.86。七里23井在黃龍組鉆遇水層，壓力系數(shù)1.1。棲霞組-梁山組5400～5535黃龍組5535～5570韓家店組5570～5620清溪１井地質(zhì)分層及壓力預(yù)測第一部分井噴壓井案例（清溪1井）12（二）實際數(shù)據(jù)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

Φ508

15.16

地面

一開～601.43

Φ406.4

Φ339.7

600.64

地面

二開～3070.00

Φ316.5Φ273.1

3067.79

地面

三開～4261.77Φ241.3

Φ193.7

2913.96～4260.97

2913.96

四開～4285.38

Φ165.1

井身結(jié)構(gòu)套管強度數(shù)據(jù)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第一部分井噴壓井案例（清溪1井）13鉆具組合：Φ139.7mm鉆桿×2609.61m；Φ121mm鉆鋌Φ88.9mm鉆桿1664.13m；鉆頭位置4275m；裸眼井段24.41m。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）14防噴器組合：環(huán)形FH35-70；雙閘板2FZ35-105；雙閘板2FZ35-105；雙四通35-105；套管頭105MPa；第一部分井噴壓井案例（清溪1井）15（三）溢流發(fā)生與處理溢流放噴主要過程：溢流關(guān)井井漏堵漏、壓井循環(huán)加重情況復(fù)雜化導(dǎo)流放噴第一部分井噴壓井案例（清溪1井）161、溢流發(fā)生經(jīng)過2006年12月20日2:15鉆至井深4285m遇快鉆時，2:18鉆達井深4285.38m停鉆循環(huán)觀察（3min進尺0.38m），鉆井液密度1.60g/cm3。2:33停泵關(guān)井11min，套壓由0MPa上升至20.0MPa，之后快速降至0MPa，發(fā)生井漏。再次發(fā)生溢流關(guān)井套壓最大上升至4.15MPa。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）

井眼有關(guān)數(shù)據(jù)表井眼總?cè)莘e/m3減去鉆具體積后井內(nèi)容積/m3鉆具內(nèi)容積/m3環(huán)空容積/m3套管鞋處地層破裂壓力當(dāng)量密度/g/cm3井口套管抗內(nèi)壓強度／MPa171.14155.3335.03120.091.9251.3172、初期處理2.1初期第一次壓井（14:35～15:53）12月20日14:35～15:53用密度1.80g/cm3鉆井液節(jié)流循環(huán)排氣壓井，排量0.41～0.52m3/min。套壓由20.4MPa下降到9.6MPa，立壓由0.3MPa最高升到9.0MPa之后下降。15:53～16:14泵入總量64m3套壓下降到4.3MPa，立壓降為0。隨后井口失返，發(fā)生井漏關(guān)井。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）初期第一次壓井曲線（接近成功）

18

第一部分井噴壓井案例（清溪1井）19第一部分井噴壓井案例（清溪1井）初期第二次壓井曲線（顯示正常、接近成功）20第一部分井噴壓井案例（清溪1井）至12月21日15:40繼續(xù)節(jié)流循環(huán)壓井，排量0.75m3/min，進口鉆井液1.75～1.76g/cm3、出口密度1.73g/cm3。15:40節(jié)流循環(huán)中發(fā)現(xiàn)泵壓突然由13.6MPa上升至19.0MPa，停泵（2min）后接著開泵，繼續(xù)加重。21第一部分井噴壓井案例（清溪1井）222.4原因分析該井為清溪構(gòu)造的第一口預(yù)探井，地層壓力預(yù)測誤差較大。預(yù)告飛仙關(guān)地層壓力系數(shù)在1.30～1.45，實際鉆入飛仙關(guān)地層密度1.60g/cm3的鉆井液仍發(fā)生了溢流;所鉆遇氣層壓力高、產(chǎn)量大、噴漏同存，在噴漏同存的情況下難以有效地實施節(jié)流壓井；由于井身結(jié)構(gòu)的限制，不能在高壓下關(guān)井，地面節(jié)流管匯沖刺損壞嚴重?zé)o法有效控制，是導(dǎo)致壓井失敗的重要原因。對套壓控制不當(dāng)是導(dǎo)致壓井失敗的直接原因。分析初期兩次壓井過程和施工曲線，壓井后期套壓已經(jīng)降至較低的壓力值，符合正常規(guī)律，壓井接近成功。第一次壓井漏失后，關(guān)井套壓最高上升到40.6MPa；第二次壓井漏失倒換放噴流程時，套壓上升到56.4MPa，都是壓井后期氣體集中段到達井口部位所致。若采取正確的控制放噴方法，隨后泥漿將會返出，壓井就會成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）23在處理了19：00（2:18～21:20）后基本建立循環(huán)，21:00井口見鉆井液返出，漏失鉆井液15.0m3。在處理了21:30（2:18

～23:50）后用密度1.70g/cm3鉆井液建立循環(huán)，立壓降至10.8MPa，套壓降至0.6MPa。鉆井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.54～1.64g/cm3。在處理了36：20（20日2:18～21日15:40）泥漿進出口密度基本均勻后（進口密度1.76g/cm3，出口1.73g/cm3），情況惡化。

實屬處理不當(dāng)！??！第一部分井噴壓井案例（清溪1井）24第一部分井噴壓井案例（清溪1井）25第一部分井噴壓井案例（清溪1井）26第一次搶險壓井曲線(非正常曲線)第一部分井噴壓井案例（清溪1井）發(fā)生了漏失，環(huán)空不能形成液柱，壓井不能成功漏失點27不控套壓放噴設(shè)備試運轉(zhuǎn)放噴泄壓檢查驗收正注清水逐次關(guān)閉其它放噴流程控壓排氣建立水柱控套壓建立泥漿柱停泵試關(guān)井根據(jù)情況確定下步措施５００方５００方第二次壓井施工工序流程圖清水重泥漿3.2第二次搶險壓井（保井方案）第一部分井噴壓井案例（清溪1井）2812月27日15:27開始正注清水，排量2.5m3/min左右，立壓穩(wěn)定在40MPa到48MPa之間，15:29～16:29套壓由3.5MPa上升至31.5MPa，17:27上升至39.8MPa，17:45后逐漸降至30MPa以內(nèi)。分析環(huán)空形成部分水柱，17:45停止注清水，共注清水332m3。17:45～19:27正注密度2.20g/cm3的壓井液260m3，排量在2.6m3/min，立壓37～46MPa，套壓降至23.5MPa，分析壓井液柱逐漸形成。19:32循環(huán)壓井中立壓突然下降到29MPa，19:57呈直線趨勢下降為0MPa（發(fā)生漏失），與此同時排量由2.6m3/min降至1m3/min。套壓由23.5MPa下降至16MPa后又逐漸上升到32.5MPa。在調(diào)整排量時，20:16套壓迅速上升至37MPa并且仍有繼續(xù)上升趨勢。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）29第一部分井噴壓井案例（清溪1井）測試節(jié)流流程圖30第一部分井噴壓井案例（清溪1井）31第一部分井噴壓井案例（清溪1井）第二次搶險壓井施工參數(shù)曲線（曲線較正常，接近成功）發(fā)生漏失，套壓升高，壓井失敗漏失點32第一部分井噴壓井案例（清溪1井）這是優(yōu)勢嗎？是否正確33第一部分井噴壓井案例（清溪1井）井場設(shè)備布局平面圖

34第一部分井噴壓井案例（清溪1井）35第一部分井噴壓井案例（清溪1井）36第一部分井噴壓井案例（清溪1井）3714:15～14:56用壓裂車組反擠密度為2.20g/cm3壓井液113m3，套壓上升并維持在26MPa，判斷此時已將環(huán)空侵入的氣液成功推入地層，決定進行注水泥封井。在處理完注水泥漿管線堵塞問題后，16:00～16:30反注泥漿套壓下降為0，立壓保持3MPa。向環(huán)空注入清水1m3后開始反注水泥漿，17:15反注水泥漿86m3后，套壓26.5MPa，立壓15MPa。同時正注1m3清水后開始正注水泥漿，17:55立壓28MPa，套壓28MPa。17:59～18:01同時正反注2m3清水，18:05關(guān)井憋壓候凝（套壓29MPa，立壓28MPa）。壓井結(jié)束。18:30立壓下降為0，套壓28.8MPa。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）381月4日11:50套壓12.5MPa，立壓0MPa，放套壓至0關(guān)井，壓力不再上升，壓井、封井成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）壓井、封井曲線393.4搶險壓井失敗原因壓井液密度過高、排量過大造成井漏，是導(dǎo)致兩次搶險壓井失敗的主要原因。由于對井底壓力分析不夠、對井漏問題認識不足，采用了高密度、大排量壓井方法，井漏嚴重導(dǎo)致了壓井失敗。根據(jù)溢流初期關(guān)井漏失后套壓最高4.15MPa，按環(huán)空鉆井液密度1.60g/cm3計算，氣層最高壓力71.39MPa、壓力系數(shù)1.70（實際受氣侵影響壓力系數(shù)低于此值），按照氣層壓井密度附加0.07～0.15g/cm3要求，壓井液最高密度應(yīng)為1.85g/cm3，初期兩次壓井比較正常也說明了這一點；初期壓井失敗后關(guān)井套壓最高達到了56.4MPa，打開五條管線放噴套壓只有2～5MPa，說明井內(nèi)仍有高達50MPa以上沿程壓力損失作用于井底，受下部小井眼（2913.16～4285.38m）尺寸限制，采用高密度、大排量正循環(huán)注入壓井液將極易引起井漏、不能建立環(huán)空液柱、壓井難以成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）4041第一次注入2.05g/cm3壓井液249.8m3，排量2.0～2.2m3/min，套壓12MPa維持不變，立壓從37MPa突降至5MPa以內(nèi)，證明漏失嚴重、環(huán)空形不成有效液柱。注入量超過環(huán)空容積129.8m3，井底壓力超過地層壓力14.70MPa；第二次共注清水332m3，密度2.20g/cm3的壓井液260m3，排量2.5～2.6m3/min。注入總量超出環(huán)空容積472m3，超過地層壓力20.99MPa。立壓從45MPa以上呈直線趨勢突然下降到10MPa以內(nèi)、隨后下降為0MPa，發(fā)生漏失、環(huán)空仍形不成有效液柱，溢流情況變得更加嚴重。第二次搶險壓井后，認識到了井漏是制約壓井成敗的關(guān)鍵因素，在第三次壓井中采用了先注清水建立液柱、然后從環(huán)空反擠重鉆井液的方案，環(huán)空壓力降低顯著，使壓井封井取得了成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）42第一部分井噴壓井案例（清溪1井）43綜合考慮，初期兩次壓井和兩次搶險壓井失敗的直接原因，應(yīng)該歸結(jié)為對壓井后期套壓突然升高控制不當(dāng)造成的，其原理可從下圖進行解釋。左圖中套壓曲線的“尖峰”部位與右圖中氣體返至井口套壓達到最大值是對應(yīng)的，該井套壓最大值應(yīng)接近71.39MPa。因此，對該關(guān)鍵環(huán)節(jié)的認識與控制應(yīng)是壓井的重點。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）工程師法壓井曲線

工程師法壓井原理

44第一部分井噴壓井案例（清溪1井）45第一部分井噴壓井案例（清溪1井）46第一部分井噴壓井案例（河飛203井）47河飛203井壓井施工現(xiàn)場48第一部分井噴壓井案例（河飛203井）49（一）基本情況河飛203井是一口定向開發(fā)井，位于四川省通江縣涪陽鎮(zhèn)陳河鄉(xiāng)三村四社，構(gòu)造位置為通南巴構(gòu)造帶河壩場西高點南翼，設(shè)計井深5133m（斜深6013m）。該井2008年4月1日開鉆，2009年2月1日完鉆，鉆井周期306天，2月23日19:00尾管固井結(jié)束。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）50完鉆井深：6191m垂深：5214.93m造斜點：3915m最大井斜：67.98°水平位移：1688.74m閉合方位：314.49°。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）51第一部分井噴壓井案例（河飛203井）52井口裝置組合第一部分井噴壓井案例（河飛203井）53主要氣層位置序號井段（m）氣測∑Cn(%)層位油氣顯示級別鉆井液性能變化密度（g/cm3）粘度(s)14830~48310.267↗2.487嘉二段微含氣層2.0655↑5624834~48350.665↗1.070嘉二段微含氣層2.0656↑5734844~48480.390↗45.465嘉二段氣層2.06↓2.0455↑5744854~4854.50.826↗59.550嘉二段氣層2.065656000.5~60020.059↗0.165飛三段微含氣層2.166966007~60270.034↗0.272飛三段微含氣層2.17↓2.1667↑69第一部分井噴壓井案例（河飛203井）54施工與承包服務(wù)單位：鉆井工程：勝利西南石油工程管理中心70159SL鉆井隊地質(zhì)綜合錄井：石油工程西南公司錄井分公司26分隊泥漿服務(wù)：綿陽市仁智實業(yè)發(fā)展有限責(zé)任公司固井服務(wù)：石油工程西南公司固井分公司固井3隊水泥添加劑提供單位：成都歐美科公司第一部分井噴壓井案例（河飛203井）55（二）溢流事件經(jīng)過及處理

１、固井2009年2月22日20:00下入Φ177.8mm尾管，井段（3626.58～6191.00m）。2月23日19:00固井，注入水泥漿90m3，泥漿泵替漿80m3，固井車替清水3.5m3。20:15搶起鉆桿20柱（井深3160m）開始循環(huán)，22:20又起鉆3柱后（3073.6m）關(guān)井憋壓候凝（憋壓3MPa）。2月24日20：00開井，起鉆。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）562、溢流發(fā)現(xiàn)2月25日3:00起鉆完，下入Φ241.3mm牙輪鉆頭探水泥塞。13:30下鉆至井深3160m開始開泵循環(huán)劃眼探水泥塞，到15:30下探至井深3624.17m遇阻，加鉆壓20～40KN試鉆10cm，鉆時慢停鉆循環(huán)觀察，振動篩處撈砂見少量鐵霄未見水泥，證明已探至套管懸掛器，循環(huán)至17：28起鉆。2月26日6:00起鉆至井深254.25m，地質(zhì)錄井發(fā)現(xiàn)溢流1.46m3，通知司鉆及值班干部，鉆井隊關(guān)井觀察。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）57井身結(jié)構(gòu)、鉆具結(jié)構(gòu)示意圖58第一部分井噴壓井案例（河飛203井）594、初步壓井2月26日，在中石化西南工程公司、西南油氣分公司指導(dǎo)下采用置換法壓井。由于套壓仍不斷上漲，14:40達到25MPa，15:48達到35MPa。16:10改為直放噴泄壓，到17:08套壓降至17.5MPa，關(guān)閉頂驅(qū)液動旋塞閥，并將套壓控制在40MPa以內(nèi)。20:43（套壓37MPa）用水泥車實施壓井作業(yè)，21:32注入泥漿3.9m3、套壓達46MPa。21:34套壓上升到49MPa，22:02套壓上升到50MPa，節(jié)流控制井口壓力上限50MPa。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）60

2月27日凌晨0:50西南油氣分公司、西南工程公司、川氣東送工程建設(shè)指揮部領(lǐng)導(dǎo)及專家趕到現(xiàn)場，成立了新的現(xiàn)場領(lǐng)導(dǎo)指揮小組，建立起了應(yīng)急搶險機構(gòu)，制定了壓井施工第二次方案：水泥車、壓裂車泵注管線接好前，間接放噴，控制套壓不超過50MPa；泵注壓井管線連接好后，使套壓泄至40MPa，從環(huán)空泵注壓井泥漿，套壓升至46MPa，停止泵注作業(yè)，觀察套壓上漲情況；待井筒內(nèi)全為壓井泥漿后，循環(huán)泥漿至進出口泥漿密度一樣之后，停泵觀察24～48小時,平衡后進行后續(xù)施工。1:00～7:10間接放噴泄壓9次，控制套壓不超過50MPa，放噴管線出口噴出物主要為天然氣、泥漿及水的混合物。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）6118:42關(guān)井，套壓從28MPa升至44MPa。20:14開節(jié)流閥放噴，之后又開1條副放噴管線泄壓，套壓降至10MPa。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）622月27日夜間套壓變化情況第一部分井噴壓井案例（河飛203井）63

5、壓井作業(yè)

2月28日，集團公司組織對西南工程公司和勝利石油管理局制定的壓井方案進行了審定，確定了由勝利油田提出的壓井方案，主要要點是：打開3～4條放噴管線使井口泄壓至5MPa以內(nèi)；卸開頂驅(qū)，搶裝回壓凡爾；關(guān)閉環(huán)形防噴器并打開閘板防噴器；將鉆具下至3000m以下，然后采用正循環(huán)壓井；打開井口，進行下一步作業(yè)。

夜間多次節(jié)流放噴記錄詳細數(shù)據(jù)，論證方案的可靠性，為3月1日強下鉆具方案做準備工作。

第一部分井噴壓井案例（河飛203井）64

2月28日夜間關(guān)井與泄壓試驗：開井泄壓：19：00繼續(xù)泄壓套壓26MPa。第一輪關(guān)井及泄壓：21：03關(guān)井套壓26MPa↗36MPa，22：04開井節(jié)流泄壓套壓36MPa↘15MPa。第二輪關(guān)井及泄壓：23：14關(guān)井套壓15MPa↗33MPa，1：32開節(jié)流泄壓，套壓33MPa↘17MPa。第三輪關(guān)井及泄壓：2：26關(guān)井套壓17MPa↗30MPa，4：13開井套壓30MPa↘17MPa。第四輪關(guān)井及泄壓：5：00關(guān)井，套壓17MPa↗27MPa。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）653月1日8:00套壓27MPa，開三條放噴管線泄壓，9:30套壓顯示降到0。搶裝回壓凡爾成功，隨后關(guān)閉環(huán)形防噴器，開啟Φ139.7mm半封閘板，鉆臺檢測硫化氫濃度為0。9:50開始下入第一柱鉆桿，至15:50下鉆至井深3517.77m。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）6616:00開泵壓井，此時套壓為0，以1.8m3/min的排量泵入密度2.35～2.50g/cm3的壓井泥漿，18:08套壓最高漲至20MPa，18:45泵入泥漿總量為190m3、套壓再次降到0。18:46倒閘門經(jīng)液氣分離器循環(huán)，19:00振動篩返漿建立循環(huán)，壓井成功。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）67（三）原因分析1、井控制度執(zhí)行不嚴格，現(xiàn)場操作人員思想麻痹大意，起鉆過程中未及時灌漿是引發(fā)溢流的直接原因一是固井作業(yè)指導(dǎo)書沒有得到很好的執(zhí)行。固井作業(yè)指導(dǎo)書中要求“固井憋壓24小時，侯凝72小時方可進行作業(yè)施工”，井隊在侯凝未達到72小時情況下就提前進行起下鉆等施工；二是坐崗不到位。施工人員沒有引起足夠的重視，認為固井后水泥已凝固不會發(fā)生溢流，在起鉆過程中鉆井隊（勝利70159SL鉆井隊）、泥漿服務(wù)（仁智公司）、錄井隊（西南錄井26分隊）三方坐崗不到位，未能及時掌握灌入泥漿情況。沒有及時灌入泥漿，減小了液柱壓力誘發(fā)溢流；三是鉆具計算錯誤，探到尾管懸掛器后鉆進了0.10m進尺，對尾管上部封固質(zhì)量不利。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）68固井施工作業(yè)書第一部分井噴壓井案例（河飛203井）692、應(yīng)急預(yù)案執(zhí)行不到位，起鉆發(fā)現(xiàn)溢流后，現(xiàn)場應(yīng)急處理措施不當(dāng)是導(dǎo)致這次溢流事件擴大的直接原因一是井隊發(fā)現(xiàn)溢流后匯報不及時，6:00發(fā)現(xiàn)溢流，7:30才向西南石油工程管理中心匯報；二是井隊干部對井控知識掌握不夠,發(fā)現(xiàn)溢流后不能針對實際情況進行搶下鉆具、搶接回壓凡爾等處理，而是采取了循環(huán)觀察，造成套壓繼續(xù)上升，延誤了強下鉆具的最佳時機，導(dǎo)致了溢流事件的擴大。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）703、水泥漿凝固時間過長、失重是發(fā)生溢流主要原因一是長稠化凝固期的水泥漿不利于高壓氣井封固質(zhì)量，易于發(fā)生氣侵和失重問題；二是領(lǐng)漿未達到設(shè)計要求。固井設(shè)計領(lǐng)漿（封固井段3662～4600m）密度2.30g/cm3，要求48小時抗壓強度（83℃、21MPa、48h）達到14MPa以上，實際注入平均密度2.24g/cm3，固井59小時（從2月23日19：00注水泥結(jié)束到26日6：00）后水泥仍未凝固并發(fā)生了溢流；三是尾槳未達到設(shè)計要求。固井設(shè)計要求水泥漿尾漿封固井段（4600～6191m）24小時抗壓強度達到（123℃、21MPa、24h）14MPa以上，在溢流中出現(xiàn)大量地層水，說明在憋壓候凝期間下部尾漿沒有凝固；

本井嘉陵江組二段（4555～4948m）有硫化氫，飛仙關(guān)三段（5772～6106m）有水層。溢流后經(jīng)現(xiàn)場檢測證實，硫化氫屬于嘉二段，地層水屬于飛三段。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）71四是關(guān)井憋壓候凝24小時時間過短，特別是固井水泥漿密度未達到設(shè)計要求的情況下，未對憋壓候凝時間進行調(diào)整，不利于固井質(zhì)量和井控安全。實際上在水泥未凝固之前就已開井。經(jīng)德州所達州實驗室復(fù)檢，現(xiàn)場所留大樣灰和大樣水，2.24g/cm3的領(lǐng)漿稠化時間是440分鐘，66小時后才凝固出現(xiàn)強度，72小時強度達到11MPa。水泥漿在液體狀態(tài)和凝固時失重狀態(tài)，如果壓力不能平衡，氣層壓力大于液柱壓力，會導(dǎo)致氣竄發(fā)生。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）724、本井是一口大位移、大斜度定向井，水泥量不能準確確定，固井質(zhì)量難以保證，也是發(fā)生溢流的重要原因本井斜井段（3915～6169m）長達2254m，最大井斜67.98°，井底水平位移達1688.74m，是一口位移大、大斜度定向井，固井中容易發(fā)生水泥漿竄槽問題，導(dǎo)致上井壁與地層之間存在微間隙，易于發(fā)生氣竄。本井四開（從3772.50m～6191m）到下尾管時間長達152天，由于泥漿性能差等原因，施工期間發(fā)生粘卡5次，浸泡解卡劑5次，井眼擴大率大。在沒有井徑數(shù)據(jù)（采用了水平井測井）情況下，固井設(shè)計只按10%附加水泥量（計算90m3，其中領(lǐng)漿40m3、尾槳50m3，實際注入90m3），水泥未返出懸掛器以上。通井鉆塞施工中，尾管懸掛器以上未見水泥塞與水泥漿。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）73（四）防范措施事件發(fā)生后，管理局趙金洲副局長責(zé)令石油工程處、安全環(huán)保處和西南石油工程管理中心成立聯(lián)合調(diào)查組，對此次事件展開調(diào)查，查清原因，吸取教訓(xùn)。并結(jié)合近幾年四川地區(qū)天然氣井發(fā)生的溢流井噴案例進行分析、整理，到各井隊進行宣講。此次事件的發(fā)生，暴露了我們在井控管理方面還存在薄弱環(huán)節(jié)，個別干部職工存在僥幸麻痹心理，在實際操作中存在井控知識掌握不夠、井控應(yīng)急處理不熟練等問題。為杜絕此類事件再次發(fā)生，吸取教訓(xùn)，舉一反三，近期主要采取以下應(yīng)對措施：第一部分井噴壓井案例（河飛203井）74第一部分井噴壓井案例（河飛203井）75第一部分井噴壓井案例（河飛203井）76第一部分井噴壓井案例（河飛203井）77按照中石化總部領(lǐng)導(dǎo)要求，3月23日，中石化安全環(huán)保局會同油田事業(yè)部、油田管理部、川氣東送指揮部聽取了勝利、西南等單位對該次事件的分析報告，責(zé)成各單位進一步分析并提出對事件責(zé)任者的處理意見。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）78第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）79（一）基礎(chǔ)數(shù)據(jù)2008年5月28日完井（篩管完井），井深1708m，人工井底1700.3m，垂深1436m，造斜點1077.78m，最大井斜：90.8°，Φ139.7mm×1702.07m油層套管，油層井段：1506.6～1550.3m，1570.3～1687m，實射井段：1510～1525m。6月12日投產(chǎn)沙二73，初期日液46.6方，日油0.3噸，含水99.3%。日因產(chǎn)量低（日油0.5噸、含水98.2%），8月27實施打橋塞上返補孔沙二72措施。射開油層15m（1510～1525m）下防砂管柱生產(chǎn)后，液量較低（4.2方/天），分析認為出砂。11月10日打撈濾砂管過程中打撈管拔脫，下泵帶病生產(chǎn)。周邊注水井2口，永66-35、永66-29井，注水壓力分別是4MPa和7MPa，距油井分別是760m和920m。本次施工目的：打撈濾砂管。

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第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）81（二）事故經(jīng)過2009年2月12日至13日做開工準備。14日至27日完成反洗井、起原井管柱、打撈、解卡、撈濾砂管中心管等工序。2月28日下反扣鉆桿（帶可退撈矛）打撈濾砂管，提打撈鉆桿剩6根時，發(fā)生井涌。因操作人員不掌握井控關(guān)井程序，沒有開啟套管閘門放噴泄壓，直接硬關(guān)井。井口氣流大、鉆桿不居中，導(dǎo)致防噴器一側(cè)閘板不能關(guān)閉，關(guān)井未成功。隨著氣流的快速增大，鉆桿上頂，造成井口失控井噴。

第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）82

第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）83（三）事故原因1、起鉆過程中未及時灌注壓井液，井內(nèi)壓力失衡，是導(dǎo)致此次井噴事故的直接原因。2、發(fā)生井涌后沒有開啟套管閘門放噴泄壓，直接關(guān)防噴器，致使鉆柱頂出井口，是導(dǎo)致此次井噴失控的直接原因。3、所用XJ-450型修井機與XJ-650資質(zhì)不符，使用油田要求淘汰的SDFZ18-35手動半、全封防噴器，發(fā)生井噴時不能有效關(guān)井，是導(dǎo)致此次事故發(fā)生的主要原因。4、施工隊未整改安全環(huán)保監(jiān)督中心提出的問題，擅自開工，是此次事故發(fā)生的又一主要原因。5、對引入外部作業(yè)隊伍把關(guān)與管理不嚴，作業(yè)監(jiān)督部門監(jiān)控措施不到位，是導(dǎo)致此次事故發(fā)生的重要原因。6、相關(guān)制度執(zhí)行不嚴格，設(shè)計中沒有地層壓力數(shù)據(jù)資料、無井控裝置與井控措施等內(nèi)容、沒有批準人簽字，是此次事故發(fā)生的重要原因。第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）84污染面積2×104m2第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）85達森公司對該起事故應(yīng)負主要責(zé)任；東辛采油廠應(yīng)負次要責(zé)任。第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）（四）責(zé)任認定86第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）87GD2-20X210是一口生產(chǎn)井，位于河口區(qū)孤島鎮(zhèn)朝陽四村東北角。1999年2月16日完井，井深1555ｍ，目的層井深1504ｍ，井斜45.72°，方位134.14°，井底水平位移310.85ｍ，油層套管為Φ177.8mm×1553.0m，人工井底1548.44m。1999年7月投產(chǎn)Ng三3，實射井段1307.5～1317.0m。本次施工目的：檢泵、拔繞絲、填砂、丟封Ng三3，補孔Ng三2/1298.4～1302.0m、測壓、混排、下繞絲高壓充填、下φ56斜井泵。第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（一）基礎(chǔ)數(shù)據(jù)88第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）892009年5月7日洗井、起刮管器，19：30分起第109根（井內(nèi)剩25根油管）時井口溢流，19：31壓力突然升高，氣流竄升到20多米并攜帶大量干細砂，井內(nèi)油管頂出9米左右被自封卡住，井口失去控制。19：40采油廠啟動搶噴應(yīng)急預(yù)案，在井場周圍70米內(nèi)設(shè)置警戒線，切斷家屬區(qū)用電用氣，疏散附近人員600余人。隨著攜帶細沙的高壓氣流沖刷，套管閘門與四通連接處卡箍被刺壞，井口大四通被刺壞。21：30接到采油廠井噴事故報告后，油田搶噴領(lǐng)導(dǎo)小組趕赴現(xiàn)場組織搶噴工作，8日上午10：35搶噴壓井成功。主要措施：先倒出噴出井口的1根油管，強拆自封，放倒井架，挖井口，利用HK-3搶噴裝置拆下井口大四通及單閘板全封防噴器，更換大四通及防噴器，水泥車擠注壓井液壓井。第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（二）事故經(jīng)過及處理情況90疏散附近居民區(qū)內(nèi)部分住戶和其他人員600余人第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）911、起鉆過程中未及時連續(xù)灌注壓井液，同時起大直徑工具形成抽汲作用，地層流體進入井筒，造成井內(nèi)液柱壓力不能平衡地層壓力，是導(dǎo)致井噴事故的直接原因。2、未按井控規(guī)定安裝防噴器和節(jié)流放噴管匯，放噴泄壓操作不當(dāng)，是造成井噴失控的直接原因。3、對地質(zhì)情況認識不足，對鄰井資料沒有引起足夠重視，未提供地層壓力等數(shù)據(jù)，是造成事故的主要原因。4、沒有制定井控管理規(guī)定，井控意識缺乏，對全井施工作業(yè)未提出有效和針對性的井控防范措施，是導(dǎo)致事故的主要原因。5、井控監(jiān)督管理措施不到位，是導(dǎo)致事故發(fā)生的重要原因。第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（三）事故原因92第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（四）責(zé)任認定93第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）94孤島中8—509井井噴片斷95第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）96第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）第一天第二天97第四天第三天第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）98老井于1981年3月完井，井深1500m，油層套管Φ177.8mm×1478.43m，人工井底1468.09m。1981年10月投產(chǎn)Ng42－Ng65（1208.8～1320m）。2001年1月14日最后一次作業(yè)，1225m處套管變形，下半濾帶病生產(chǎn)，因高含水關(guān)井至今。停產(chǎn)前動液面243.9米，56泵、泵深788.6米，生產(chǎn)參數(shù)3米×9次，日液能力86.75噸，日油能力3.69噸。該井運行由孤島采油廠新井建設(shè)項目部負責(zé)，勝大集團總公司大修3隊施工，設(shè)備為XJ-550。本次施工是在中8-509井1080.7m處套管開窗側(cè)鉆。第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）（一）基本情況99第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）（二）事故經(jīng)過及處理情況100第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）101第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）搶險壓井施工102第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）第四十二天1031、嚴重違反井控管理規(guī)定，施工前沒有安裝防噴器，致使溢流后無法控制井口，是導(dǎo)致此次井噴失控的主要原因。2、在沒洗井的情況下起管柱、起管柱沒灌液、起管柱抽吸，造成井內(nèi)液柱壓力不能平衡地層壓力，是導(dǎo)致井噴的直接原因。3、發(fā)生溢流后，未及時采取迅速有效的補救措施（搶座懸掛器）實施關(guān)井，而是冒噴灌液、搶裝防噴器，失去了坐封補救時機，也是井噴的直接原因。4、在沒有施工設(shè)計和未經(jīng)開工驗收的情況下擅自開工，是導(dǎo)致此次井噴事故的重要原因。5、對側(cè)鉆井管理監(jiān)督不到位，施工隊伍設(shè)備搬遷后沒有及時監(jiān)控管理，是導(dǎo)致此次井噴事故的重要原因。6、管理、監(jiān)督與培訓(xùn)不到位，司鉆無證上崗，應(yīng)急預(yù)案及演練缺失，是導(dǎo)致此次井噴事故的又一重要原因。第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）（三）事故原因104第一部分井噴壓井案例（中8-側(cè)平509井）（四）責(zé)任認定105106第二部分幾種常用壓井方法107常用井口、管匯裝置108

壓井方法是關(guān)系到壓井成敗的關(guān)鍵，包括兩種方法即常規(guī)壓井法和非常規(guī)壓井法。常規(guī)壓井法一般是指井底常壓法壓井，是一種保持井底壓力不變而排出井內(nèi)氣侵鉆井液的方法，包括：司鉆法、工程師法和邊循環(huán)邊加重法。關(guān)井方法：“四、七”動作是國內(nèi)通用溢流關(guān)井動作。硬關(guān)井——關(guān)防噴器時，節(jié)流管匯處于關(guān)閉狀態(tài)，直接關(guān)防噴器。軟關(guān)井——先開通節(jié)流管匯，再關(guān)防噴器，最后關(guān)節(jié)流管匯。第二部分幾種常用壓井方法109鉆進中發(fā)生溢流關(guān)井程序：1、軟關(guān)井（1）發(fā)報警信號。（2）停止鉆進。（3）上提鉆具至合適位置，停泵。（4）開節(jié)流閥前的平板閥。（5）關(guān)防噴器。先環(huán)形防噴器，再關(guān)半封閘板防噴器。（6）關(guān)節(jié)流閥試關(guān)井。（7）錄取關(guān)井壓力數(shù)據(jù)、鉆井液增量。2、硬關(guān)井（1）發(fā)報警信號。（2）停止鉆進。（3）上提鉆具至合適位置，停泵。（4）關(guān)防噴器。（5）錄取關(guān)井壓力數(shù)據(jù)、鉆井液增量。第二部分幾種常用壓井方法110一、常規(guī)壓井法常規(guī)壓井法一般是指井底常壓法壓井，是一種保持井底壓力不變而排出井內(nèi)氣侵井液的方法，包括：司鉆法、工程師法（等待加重法）和邊循環(huán)邊加重法。主要是以“U”型管原理為依據(jù)，利用地面節(jié)流閥產(chǎn)生的阻力和井內(nèi)鉆井液液柱壓力來平衡地層壓力。發(fā)現(xiàn)溢流關(guān)井后，泵入能平衡地層壓力的壓井液，始終控制井底壓力略大于地層孔隙壓力，排除溢流重建井眼與地層系統(tǒng)的壓力平衡。在壓井施工過程中，始終保證井內(nèi)壓力等于或略大于溢流地層的壓力。第二部分幾種常用壓井方法111“U”形管原理：“U”形管底部為一個壓力平衡點，其值可以通過分析連通管的任意一條管的壓力而獲得。常用的壓井方法：司鉆法；工程師法；邊循環(huán)邊加重法。第二部分幾種常用壓井方法112（一）需要確定與計算1、判斷溢流類型（計算與確定）2、關(guān)井立管壓力（不同情況下的正確確定）3、計算地層壓力（計算）4、壓井鉆井液密度（計算）5、鉆柱內(nèi)容積、環(huán)空容積及加重鉆井液量（計算）6、注入加重鉆井液的時間（鉆柱內(nèi)容積、環(huán)空容積）（計算）7、壓井循環(huán)時的立管壓力（初始循環(huán)立管總壓力，終了循環(huán)總壓力）（計算）8、計算最大允許關(guān)井套壓（計算）9、填寫壓井施工單（計算與填寫）10、繪制出立管、套管壓力控制進度曲線（利用計算數(shù)據(jù)繪制）第二部分幾種常用壓井方法113第二部分幾種常用壓井方法114（二）常規(guī)壓井方法1、二次循環(huán)法（司鉆法）壓井原密度鉆井液→排溢流

一周重鉆井液→排原密度液

一周第二部分幾種常用壓井方法1152、一次循環(huán)法壓井（工程師法）將配置的壓井鉆井液直接泵入井內(nèi)，在一個循環(huán)周內(nèi)將溢流排出井口并實現(xiàn)壓井的方法。第二部分幾種常用壓井方法重鉆井液下行重鉆井液上返116事關(guān)壓井成敗的關(guān)鍵：凡是井控關(guān)井過程中套壓升高，一般都是氣體上升所致。這時要正確分析，認清套壓突然急劇升高的原因，采取相應(yīng)的排氣、補液、放液操作來解決。氣體到達井口與套壓曲線“尖部”是對應(yīng)的，因此，應(yīng)控制好“尖部”、正確排除聚集氣體，完成壓井工作。清溪1井多次壓井失敗的主要原因，一方面是壓井液密度過高、壓井排量過大、下部井眼環(huán)空間隙小造成的井漏造成的，另一方面是氣體上升至井口附近時套壓急劇升高而未得到正確處理所致。第二部分幾種常用壓井方法117（三）壓井作業(yè)中注意問題

開泵與節(jié)流閥的調(diào)節(jié)要協(xié)調(diào)：應(yīng)專人指揮、協(xié)調(diào)一致鉆具斷落：根據(jù)斷點確定采用循環(huán)法還是其它方法鉆具刺漏：根據(jù)具體情況決定壓井方法鉆具堵塞：根據(jù)地層壓力、套管與防噴器情況確定采用的方法鉆頭水眼堵塞：根據(jù)地層壓力、套管與防噴器情況確定采用的方法節(jié)流閥堵塞或刺壞：更換或改變壓井流程井漏：堵漏與壓井的綜合考慮，一般應(yīng)先堵漏后壓井第二部分幾種常用壓井方法118第二部分幾種常用壓井方法119二、非常規(guī)壓井方法1、置換（頂部壓井）法：（較多應(yīng)用，分兩種情形）當(dāng)井眼環(huán)形空間基本為氣體、常規(guī)壓井方法無法實施時，應(yīng)采用置換法。該方法動用設(shè)備少、現(xiàn)場工作量小，可靠性高且易于操作。（1）第一種情形：地層可能或可以產(chǎn)生漏失基本要領(lǐng)：采用一定排量（一般小于正常鉆進排量）將壓井泥漿注入環(huán)空，此時套壓將升高。當(dāng)套壓升高至一定值（P1)并基本穩(wěn)定時（開始漏失）停止注入，記錄注入量并換算為井內(nèi)液柱高度（h1）和產(chǎn)生的液柱壓力(△p1)；靜止一定時間使鉆井液在環(huán)空氣體中下沉，然后開節(jié)流閥放出部分環(huán)空氣體，此時套壓將下降。當(dāng)套壓下降至一定值(P2)并基本穩(wěn)定時（地層流體開始涌入井內(nèi))，關(guān)節(jié)流閥停止放氣體；第二部分幾種常用壓井方法120P1、P2是開始壓井時井漏與氣體溢出的臨界極限值，是確定下一步控制的依據(jù)。再次注入壓井液、放出氣體時，應(yīng)控制注入時低于上限，放出時高于下限。再次向環(huán)空注入壓井泥漿，控制上限壓力低于P1-△p1，……再次開節(jié)流閥放出環(huán)空氣體，控制下限壓力高于P2-△p1，……

重復(fù)上述操作，直至泥漿返至井口，壓井結(jié)束。

注意：從第二次開始，每次注入泥漿和放出氣體都應(yīng)考慮注入泥漿總量所形成的液柱高度和所產(chǎn)生的液柱壓力值。第二部分幾種常用壓井方法1213、置換（頂部壓井）法：（2）第二種情形：地層不能漏失或不允許產(chǎn)生漏失采用一定排量（一般小于正常鉆進排量）將壓井泥漿注入環(huán)空，此時套壓將升高。先設(shè)定一個允許的最高壓力值P1，當(dāng)注入一定數(shù)量泥漿、套壓升高至P1時停止注入，記錄注入量并換算為井內(nèi)液柱高度；靜止一定時間使鉆井液在環(huán)空氣體中下沉，然后開節(jié)流閥放出環(huán)空氣體，此時套壓將下降。當(dāng)套壓下降至一定值(P2)并基本穩(wěn)定時（地層流體開始涌入井內(nèi))，關(guān)節(jié)流閥停止放出氣體；第二部分幾種常用壓井方法122再次向環(huán)空注入壓井泥漿，控制上限壓力低于P1-△p1，……再次開節(jié)流閥放出環(huán)空氣體，控制下限壓力高于P2-△p1，……

重復(fù)上述操作，直至泥漿返至井口，壓井結(jié)束。

注意：每次注入數(shù)量也可以按井眼高度確定，如每次100m。頂部壓井法操作上要細心，注入壓井液和釋放氣體要有耐心，不能過急。因井內(nèi)液氣量置換較慢、井很深和井液氣侵程度大，用此法壓井的時間可能會更長。

把握關(guān)鍵：多注沒用，多放不行!第二部分幾種常用壓井方法123置換（頂部壓井）法示意圖第二部分幾種常用壓井方法124二、非常規(guī)壓井方法2、硬頂（平推）法：從地面泵入鉆井液，把進入井筒的地層流體壓回地層的壓井方法，叫硬頂法壓井。不能用常規(guī)法進行循環(huán)壓井時，可選用硬頂法壓井。有些情況下硬頂法是使井得到控制最便捷的方法。兩條通道第二部分幾種常用壓井方法125第二部分幾種常用壓井方法126硬頂法壓井井口壓力變化曲線第二部分幾種常用壓井