川渝地区常规压井技术讲座课件

川渝地区常规压井技术讲座曾明昌川渝地区常规压井技术讲座曾明昌1

川渝地区常规压井技术讲座

第一部分川渝地区二次井控关键技术

第二部分常规压井施工案例

川渝地区常规压井技术讲座第一部分川2

辽河油田塔中823井罗家16H井罗家2井辽河油田塔中823井罗家16H井罗家2井3中石化清溪1井井喷抢险场面中石化清溪1井井喷抢险场面4第一部分川渝地区二次井控关键技术一、常规压井施工应注意哪些主要问题和方法所谓常规压井，是指在井不漏、钻具在井底，采取正循环方式重建井内压力平衡的压井方法。一般是指司钻法、工程师法、边循环边加重进行压井作业。除此类以外的方式方法基本上属于特殊压井。常规压井方法应注意哪些主要问题和方法呢？

川渝地区常规压井技术讲座课件51、压井液密度确定的依据。发生溢流必须首先实施关井，求取相对准确的立压数据，计算地层压力及当量密度和压井液密度，绝不能采取不关井不求压就边循环边加重的错误做法。还必须计算其它压井所有参数。2、关井时间确定，在后面的求取立压的方法再作介绍。关井后必须观察立压和套压的变化，作压力数据记录或曲线并分析，便于发现关井过程是否发生井漏，便于选择压井方法。3、压井泥浆量的准备，在井不漏的情况，一般准备有效压井泥浆量是井筒容积的1.2～1.5倍，便于应对压井过程发生一般性中小井漏和控制压力波动出现平衡点滞后的严重油气侵现象。严重井漏例外。

1、压井液密度确定的依据。发生溢流必须首先实施关井，求取相对64、常规压井应遵从的基本原则：井内液柱压力加上控制的回压应略大于地层压力。特别注意，当其重泥浆到达钻头位置时，不要认为井内的液柱压力就已经略大于地层压力，就可以随意调大节流阀开度降低井口回压。5、正常压井，力求做到压井作业过程正、反都要计量，保持进出泥浆量相对一致，也便于发现压井的压力控制是否合理。若泵入量小于返出量说明控制压力偏低，环空液柱压力加上控制回压没有平衡地层压力，没有截断地层溢流，压井成功时间严重滞后，甚至出现压不住井。若泵入量大于返出量，在控制立压不升高反而下降，说明已发生井漏。这时应根据漏速大小及时调整压井和堵漏的方式。

4、常规压井应遵从的基本原则：井内液柱压力加上控制的76、压力控制非常关键。压井的排量和施工立压曲线一旦确定，压井从头到尾必须始终坚持调节节流阀的开度，只要套压（即回压）不超过最高允许井口关井压力值，都要让立压变化维持施工立压曲线趋势。如果压井过程中因天然气到达井口附近，出现井口高套压（接近允许最大井口压力），则降低压井排量、调大节流阀适当降低井口套压，让平衡点后移，延长压井周期。因此，在施工之前，钻井工程师、技术员应该根据计算的压井参数作出压井施工曲线，并填写压井施工清单。

6、压力控制非常关键。压井的排量和施工立压曲线一旦确8川渝地区常规压井技术讲座课件97、高压大产量油气井，往往压井周期偏长，按计算的压井周期到了，但油气侵泥浆源源不断出来，是因为这类井压井过程由于压力控制不稳定，压井初始阶段不能迅速截断地层流体而致。这时就需要继续控制一定回压循环排除油气侵泥浆直至结束。8、不管采取那种压井方法，尤其是正循环方式压井，配制压井液都应保持干净，在施工之前应制定预防和应变措施。否则，将会发生泵不上水、节流阀堵塞、钻具水眼堵塞等。一旦这类堵塞出现不仅会延长压井周期，而且会增大压井难度和井控风险。

7、高压大产量油气井，往往压井周期偏长，按计算的压井10

二、气层井漏吊灌技术“吊灌”技术是指在油气层中钻井作业时，发生井漏以后，静液面不在井口，采取定时定量地向井内灌注钻井液，维持井内动压力相对平衡，防止井喷的一项井控技术。它是四川地区多年来普遍采用的一种技术。气层井漏后，钻井液静液面不在井口，井内液柱压力降低，容易造成井筒压力系统失去平衡。采取吊灌钻井液能够有效控制地层中的天然气进入井筒，即使天然气有一定程度进入井筒，也能有效控制其向上运行或者将天然气推到漏层中去。采取“吊灌”技术也为堵漏准备和施工赢得十分宝贵的时间，是防止造成井喷险情的重要举措。二、气层井漏吊灌技术11如果不吊灌或少灌了钻井液，吊灌间隔时间太长，当井内液柱压力等于和低于地层压力，就会发生气窜、溢流、井涌；若过多地灌入大量钻井液，不仅造成钻井液消耗量大，维持时间短，堵漏施工准备跟不上，而且会发生气窜、溢流、井涌，会扩大险情增大处理难度。因此，需要合理地吊灌钻井液。图1井漏后吊灌钻井液井内液柱压力平衡变化示意图如果不吊灌或少灌了钻井液，吊灌间隔时间太长，当井内液柱压力等12川东地区过去的经验做法是：在静止观察情况下，每间隔20～30min向井内灌入钻井液0.5～1.0m3；起钻每个立柱灌入钻具体积的2倍左右。为了更好地保障井控安全，我们现阶段制订的吊灌方案为：在静止观察情况下，每10min灌入钻井液1～２m3（若能调节小排量满足连续灌入最为理想，如果不能满足连续灌入，则分成3～５次灌入），争取始终维持井内动液面高度；确实需要和有条件进行起钻（或是将钻具起过漏层，或是起钻下入光钻杆堵漏），则每个立柱灌入钻具体积的2～3倍；下钻按静止观察情况进行吊灌。灌入井内的钻井液密度尽量和原钻井液保持一致，便于掌握井内压力动态和喷漏同存的处置。这些做法虽是有成效的但不完善，现阶段我们制订的吊灌方案基于某些局限性仍是一种经验性做法，只不过吊灌间隔时间缩短了，吊灌量的安全系数增大了，吊灌的合理性增强了，能进一步减少和避免天然气进入井筒或上窜的机率。川东地区过去的经验做法是：在静止观察情况下，每间隔213为进一步提高“吊灌”技术水平，我们建议：对复杂钻井地区的钻井现场应配备井下压力监测系统，堵漏施工作业队伍应配备探测液面的回声仪。实现气井井漏以后科学地定量吊灌钻井液，防止“吊灌”失误造成喷漏同存使井下更加复杂。云安10井钻进嘉一段地层遇气显示，在提钻井液密度过程上部地层又发生井漏，按照我们制定的“吊灌”方案进行井内压力控制、实施堵漏作业非常成功。罐35井钻遇茅一段地层区域性裂缝气藏发生井漏，通过计算该井动液面约100m的高度，维持动压力达2MPa，在吊灌和堵漏准备及施工全过程没有发生气窜、井涌现象。后来在降低钻井液密度时证实茅一地层气显示良好，也说明实施“吊灌”方案非常成功。为进一步提高“吊灌”技术水平，我们建议：对复杂钻井地区的钻井14三、碳酸盐岩地层，气井最高允许关井压力确定正常情况下最高允许关井压力值是以井口装置额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%、地层破裂压力三者中最小值来确定。一般情况，地层破裂压力最薄弱，需要作地层破裂压力试验。气井套管下入泥页（砂）岩地层，作地层破裂压力试验，为气井井口最高关井压力的确定提供依据。但是，由于碳酸盐岩地层破裂压力规律性差，不仅有些地层难以压裂，而且有的地层压裂后，裂缝不易自动闭合，钻进中发生井漏非常频繁且严重，堵漏难度大。过去也作了许多这类试验，对气井井口最高允许关井压力确定证明其意义不大。由于碳酸盐岩地层与泥页（砂）岩地层相比差异较大，故现在我们对这种地层一般不作地层破裂压力试验。但为了防止关井压力过高造成井喷失控，尤其防止将地表层蹩裂，针对碳酸盐岩地层特性，在川渝地区我们对井口最高允许关井压力分两种情况进行确定：三、碳酸盐岩地层，气井最高允许关井压力确定15第一种情况：套管下得较浅（1000m以内）的井，井口最高允许关井压力（套压）的确定必须考虑地（表）层破裂问题，在没有作破裂压力试验的情况下发生溢流关井该如何计算与控制呢？（1）

井筒以钻井液为主：P控=0.0098kH{〔（1-ψ）ρ岩+ψρ水〕-ρm}（2）井筒以天然气为主（在钻井液喷空时）：P控=0.0098KH{〔（1-ψ）ρ岩+ψρ水〕-ρ气}P控--气井关井，套管鞋处地层抗破裂的井口最高控制压力

MPaρ岩--岩石基质的平均密度2.5g/cm3ρm--钻井液密度g/cm3ρ水——水的密度1.0～1.07g/cm3ρ气----天然气（混合烃）平均密度约0.000603g/cm3ψ--平均岩石孔隙度，为10%H--套管下入深度mk--为常数（固井质量好，推荐取k值0.8；固井质量不好，k值小于0.8）通过计算套管鞋处地层抗破裂的井口最高控制压力值以后，在确定气井井口最大允许关井压力值时，还必须按套管鞋以上地层抗破裂的井口最高控制压力值和井控装置额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%三者中取最小值。第一种情况：套管下得较浅（1000m以内）的井，井口最高允许16第二种情况：技术套管下得较深（在1000m以下）的井，对碳酸盐岩地层可以不考虑地层破裂压力问题。正常情况下，最高允许关井压力取值按井控装备额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%两者中最小者取值。但是，应特别指出钻井作业中要十分注重对套管的保护，尤其应对井口附近的套管实施重点保护。钻井周期较长、井口安装不正、使用顶驱等，都应在钻柱上安装防磨接头，定期对套管进行试压检查。钻井作业过程套管总会受到不同程度的磨损和腐蚀。一般情况下是按套管最小抗内压强度的80%作为确定最高允许关井压力的重要条件之一，若发现或分析套管受到程度严重的磨损和腐蚀，应由相关技术部门采取措施进行鉴定，根据实际情况对套管抗内压强度的取值进行调整。第二种情况：技术套管下得较深（在1000m以下）的井，对碳酸17四、置换法控制井口高压力气层井漏后一旦天然气进入井筒导致溢流、井涌，不宜将井口压力关得过高。关井时间越长，井内钻井液漏失越多，井筒空得越多，井口关井压力越高，越容易发生井喷事故。关井后为了防止出现井口压力过高，应当及时采取置换法卸压（泄气）向井内挤注泥浆，达到增加井筒液柱压力降低井口压力之目的。但是，在井漏问题未得到彻底解决的情形下这样做只是暂解井口之急。因此，气层井漏后，不仅要采用吊灌技术，与此同时还必须尽快组织堵漏压井作业。置换法卸压（泄气）向井内挤注钻井液有关计算：四、置换法控制井口高压力18V=VhΔp/0.0098ρ式中：

V为应挤注钻井液量

，L；

Vh为井眼或环间每米容积，L/m.Δp为放气所卸井口压力，MPa；ρ为挤注钻井液密度，g/cm3.例如：某井在φ215.9mm井眼用钻井液密度2.00g/cm3钻进气层发生井漏以后，井口关井套压已达6MPa，在作堵漏压井准备工作期间，不允许井口套压再上升且要求控制在2~4MPa。采取置换法卸压（气）向井内挤注钻井液，每一次通过节流阀卸压（泄气）2MPa，需要挤注密度2.00g/cm3钻井液2550L。V=VhΔp/0.0098ρ19五、有钻具回压阀情况下关井，正确求取立压为了防止钻具内失控，钻进的钻具下部安装有回压阀，发生溢流关井后不能直接读出立管压力值，立压值又是计算地层压力和压井液密度必须的依据，这种情况下怎样求关井立压？下面介绍两种方法。方法一：在环形空间阻流器（节流阀）关闭的情况下,缓慢启动钻井泵并用1/6～1/4钻进排量继续泵入,当其泵压有一突然升高后顶开钻具回压阀时泵压会出现下降再上升趋势;这是留心观察套压,当其套压略有升高时停泵;此时读出立压和套压值。如套压升高到关井套压以上某个值（如升高了２MＰa），那么则从立压值中减去这个增加的套压值（２MＰa）便得到所求的关井立压值。采用这种方法一定要严格控制泵入排量，严防把井蹩漏。五、有钻具回压阀情况下关井，正确求取立压20方法二：已事先设计或直接取得压井排量下的循环流动阻力（根据低泵速试验数据计算）；缓慢开启阻流器和启动钻井泵，用1/4～1/３设计压井排量循环，保持套压等于关井套压；再逐步使泵速达到压井所需泵速，而调节阻流器保持套压不变；读下此时的立压值，将此立压值减去事先确定的循环流动阻力，余下的压力值就是关井立管压力。上述操作还有如下问题，应同时给以重视：①确定关井观察立压（含关井到求立压）时间也很重要。过去有个别井对发生溢流关井观察立压的时间不够，有关井3、5分钟就开始循环加重提密度的现象，更为严重的还有不关井求压力就进行循环加重。不把地层压力搞准确，压井液密度不是偏低就是偏高，很难将井内搞平稳，密度越提越高甚至最终出现井下又喷又漏的局面。究其原因来说，一方面没有掌握发生溢流关井观察时间的长短，另一方面担心关井后发生卡钻，不能权衡风险损益主次关系。方法二：21国内外通常采用关井时间应达到15～25分钟。对储层条件好，钻速明显加快，有蹩跳钻，泵压有升或降，烃类含量明显加大，高压大产量地层，关井15分钟就能反映出地层真实压力。对储层显示不好，如低渗透，高压低产，储层能量不足等特性，则应适当延长关井观察时间到25分钟也能反映出地层真实压力。因此关井观察立压和关井到求立压的时间必须满足，计算地层压力与压井液密度才更准确。②即使15～25分钟观察时间还不能反映不出稳定的地层压力，可适当附加一个压力值Δp进行压井。③气井如果关井时间过长易形成圈闭压力，计算地层压力与压井液密度偏高容易压漏地层。国内外通常采用关井时间应达到15～25分钟。对储层条件好，钻22④目前钻井现场井口压力表量程一般都是与井口装置压力等级相匹配，量程较大，误差也大。比如，罐35井发生溢流关井，60Mpa量程的压力表不起压，用小量程压力表校核有0.6Mpa；铁山22井溢流关井，压力表量程60Mpa，起压显示2.8Mpa,用小量程压力表校核有0.8Mpa。因此，我们建议在主防喷管线上增安一个可控制的小量程压力表，便于对低压力进行校核。⑤在关井求立压的时间内不应活动钻具，在关井有压力和压井作业过程中能否活动钻具必须执行相关井控技术规定和标准。以保护井口防喷器为主，将预防卡钻放在次要位置，正确权衡风险损益与利弊。④目前钻井现场井口压力表量程一般都是与井口装置压力等23六、气窜速度检测，确定钻井安全作业时间钻井现场检测气窜速度是为了气层钻井作业确定是否具备安全起下钻条件提供依据，消除盲目性和不安全性因素。气井钻井液密度的安全附加值虽然采用了ρe=0.07～0.15g/cm3，但随着钻遇大气量井和高效水平井越来越多，当其钻遇储层条件好的地层，钻进和循环工况下有环空循环阻力作用于井底，井内看似平稳，待停泵后环空循环阻力自动消逝，气侵（地层中的气体与井眼内钻井液发生置换）可能会非常严重。当侵入井筒的天然气量增多，滑脱上升到达一定的高度井口就会出现明显溢流。如果溢流发生在起下钻工况，尤其钻具较少的情况，压井就较为被动。因此，钻井现场在气层中钻进和钻遇新的油气显示及高压气层提密度后正式起钻之前，应进行静止和短程起下钻观察一段时间后再下钻到储层循环观察，检测后效气侵的程度和气窜速度。如果不注重对气窜速度的检测，将会出现以下后果：①掌握不了安全起下钻作业时间，不能进行安全决策；②起下钻及辅助作业过程可能会发生溢流、井涌；③不能评价井内压力相对平稳程度；④耽误钻井时间，延长钻井周期。六、气窜速度检测，确定钻井安全作业时间24检测气窜速度的实用计算公式：V气=3600Q(T1–T2)VT3（1）迟到时间T1，是指钻具在储层位置循环时，钻井液从钻头位置上返到井口所需时间S；（2）气侵最先来临时间T2，从开泵循环起到检测发现有烃值、钻井液密度、粘度变化止的时间S；（3）停泵静止时间T3，从前次停泵到本次开泵所需时间S；（4）V气表示气窜速度m/h，Q是循环排量L/S，V是井眼环间容积L/m气体从储层顶部井深滑脱上升到井口的时间计算公式：

T气=H/V气T气是指气体从储层顶部井深滑脱上升窜到井口的相对时间h，H是储层顶部井深m，V气表示气窜速度m/h。检测气窜速度的实用计算公式：25为了安全起下钻作业（包括电测及其它辅助作业在内），我们经过多井现场试验检测认为：在完成这个作业的时间周期内需要控制气窜高度不超过储层顶部井深的1/3～1/2是安全的，前提条件是起钻必须按井控相关规定灌好钻井液。实际上是需要控制安全作业时间问题。所以这里我们推荐起下钻作业（包括电测及其它辅助作业在内）控制时间的安全系数取2～３倍，这个安全系数是经过实践获得的较为可靠的安全值（见表1）。井浅、储层能量大及特殊情况等安全系数则取大值，井深、储层能量低等安全系数则取小值。比如说：气体从气层顶部窜到井口的相对时间为80小时，整个安全起下钻周期（包括电测及其它辅助作业时间在内）必须控制在40～26小时以内。如果不能在这个时间内完成起下钻作业（包括电测及其它辅助作业时间在内），就应该适当提高钻井液密度来满足钻井安全作业所需要的时间。因此，钻井现场检测气窜速度的作用非常重要。为了安全起下钻作业（包括电测及其它辅助作业在内），我们经26表1：

检测气窜速度控制安全起下钻（包括其它辅助作业）时间井例：

表1：检测气窜速度控制安全起下钻（包括其它辅助作业）时27七、便捷求取循环压耗，实现正确快速压井作业测定低泵速泵压，是在低于钻进时正常排量的某一个排量下测定的（一般为正常钻进排量的1/4～1/2）。通常在压井时不推荐使用大排量。因为：(1)压井时可能超过泵额定压力值；(2)如果节流阀堵塞会产生大的压力波动；(3)循环加重混合加重剂的速度不可能很快。作低泵速试验是为了给快速组织压井提供直接准确的压井参数。如果利用水力学理论计算压井循环压耗，既复杂、误差较大、耗时又长，而依据作低泵速试验求取循环压耗既直接准确又快速。发生溢流、井涌和井喷，不管采用哪种方法压井之前都必须计算压井参数。下面阐述便捷求取循环压耗与压井初始立管总压力、终了循环压力两组压井参数的关系和意义。根据压井理论：七、便捷求取循环压耗，实现正确快速压井作业28初始立管总压力:PTi=Pd+Pci+PePTi-----初始立管总压力MPaPd-----关井立管压力MPaPci

-----初始循环流动阻力MPaPe-----安全附加压力MPaPcf—

终了循环压力MPa终了循环压力：Pcf=ρ2

Pci

ρ1ρ1——

原钻井液密度g/cm3ρ2——

压井液密度g/cm3Pci—初始循环流动阻力MPa初始立管总压力:PTi=Pd+Pci+Pe29关键在于求Pci了，当钻井液性能不变，钻具结构不变，井眼结构大致不变的情况下，泵压和排量的函数关系式P=KQ2（式中的P表示原钻井液循环流动阻力，Q表示排量，K表示钻井液流动系数），根据该函数关系式并通过低泵速试验，K值很容易计算出来。由于压井初始阶段井内是原钻井液，压井液的初始流动系数就是原钻井液流动系数，因此K值保持不变。所以，采用压井排量计算初始循环流动阻力Pci的公式为：Pci=KQ2iPCi—初始循环流动阻力MPaQi—压井排量L/SK—压井初始流动系数，无因次，它与钻井液性能、钻具结构、井眼结构等因素有关。当其钻井现场需要采用已经测得的低泵速排量进行压井时，初始循环流动阻力Pci就是已测得低泵速的泵压，计算初始立管总压力和终了循环压力更为方便快捷。关键在于求Pci了，当钻井液性能不变，钻具结构不变，井眼结构30第二部分常规压井施工案例

一、天东007-X1井（反推法压井成功案例）（一）基本情况：1、溢流发生经过：07年2月28日13:45用密度1.89g/cm3，粘度45s，泵压17.0MPa，排量1260L/min，钻进至井深4271.81m发现井涌，液面上涨1.8m3，钻时变化，56min/4268m，45min/4269m，70min/4270m，53min/4271m，钻井液密度1.89↓1.80g/cm3，粘度45↑50s，氯离子含量2606mg/L未变。至13:50停泵，转盘，上提钻具至井深4268.00m关井（控制井口过程中3～4分钟溢流增量11.4m3），至14:00关井观察，套压0↑10.0MPa；显示层段：4269.00～4271.81m茅二，褐灰色灰岩，粉晶结构，质纯，致密，性脆。2、井口组合：13-95/8-70套管头+28-70钻井四通2只+28-70双闸板（5″+全）+28-70剪切闸板+28-70单闸板（5″），井口试压:44MPa。

川渝地区常规压井技术讲座课件313、钻具结构：Φ215.9PDC×0.37m＋4＋0.75°Φ165mm螺杆×7.68m+431×410接头（回凡）×0.38m＋411×410定向接头×0.62m+411×410A接头×0.47m+Φ165mm无磁钻铤×8.49m+Φ158.8mm钻铤4根×35.88m＋411A×410A旁通阀×0.45m＋Φ158.8mm钻铤1根×9.12m+411A×410接头×0.45m+Φ127.00mm加重钻杆7柱×192.73m+Φ158.8mm屈轴×3.20m+Φ165mm随震×6.52m+Φ27mm加重钻杆3柱×82.41m127mm钻杆4、套管结构：508.0mm×23.80m;339.7mm×298.39m;244.5mm×2932.70m3、钻具结构：Φ215.9PDC×0.37m＋4＋0.325、处理简况：14:00至20:07关井观察，套压10.00↑10.8MPa，调配压井泥浆200m3准备压井8个多小时；①从28日20:00开始经气液分离器，用密度2.15g/cm3泥浆正循环压井(由于压井回收泥浆罐装满泥浆，倒泥浆困难，无法回收)，回压很快上升到16MPa，同时液气分离器排液口冲出天然气。节流管汇处失去作业条件，被迫停泵关井。泵入量6m3返出量19m3。关井（研究措施）90分钟后，套压逐渐上升到22.5MPa。②28日23：00地面准备工作就绪后继续用密度2.15g/cm3的泥浆正循环压井，控制回压22MPa，泵入50m3后，出口仍然一直喷纯气。出口不见泥浆，泵入量远远大于溢流总量（26.2m3），证明已经井漏。5、处理简况：14:00至20:07关井观察，套压10.33（二）反推法堵漏压井方案1、用一台1000型压裂车反注重泥浆ρ2.10×15～20m3，降低井口压力10MPa;2、用1～2台1600型压裂车反注桥浆浓度8～10%×ρ2.10×30～35m3；3、用1台1600型压裂车反注重泥浆ρ2.10×80～85m3。将堵漏桥浆推到井底，进入漏层5～10m3；若泥浆泵注重泥浆过程，井口压力超过20MPa则改为压裂车注浆。4、

井观察，候堵6～8h。（三）施工准备1、

接好4台压裂车和压井管汇；2、

接好泥浆泵供压裂车的泥浆管汇；3、调配好压井泥浆ρ2.10×120m3，桥浆（浓度8～10%）×ρ2.10×60m3；4、

对4压裂车和压井管汇试压45MPa合格；（二）反推法堵漏压井方案34(四）反推法堵漏压井施工步骤1、一台1000型压裂车对压井管汇预蹩压25MPa；2、开套管闸门依次启动三台1600型压裂车反注重泥浆ρ2.10×15～20m3，将井口压力降到15MPa，施工排量15～20L/s最高施工压力控制在35MPa以内；3、停两台1600型压裂车，倒闸门启动1台泥浆泵反注堵漏桥浆；4、停第三台1600型压裂车，继续用1台泥浆泵反注堵漏桥浆，共注桥浆ρ2.10×30～35m3；5、一台泥浆泵反注重泥浆ρ2.10×80～85m3；若压力超过20MPa，改为用两台1600型压裂车反注重泥浆；停泵（压裂车），关井观察，候堵6～8h。（五）反推法堵漏压井施工：①3月1日7:00用三台压裂车反推密度2.20g/cm3的泥浆57m3，泵压由22↑29↓19MPa；②用泥浆泵反推密度2.10g/cm3，浓度15％的桥浆52m3，泵压19↓15MPa；③继续用泥浆泵反推密度2.20g/cm3的泥浆64m3，泵压15↓8MPa；④关井候反应6小时，套压8↓5MPa（间隔100分钟后又反挤入密度2.20g/cm3的泥浆5m3），反推法压井结束。

(四）反推法堵漏压井施工步骤35（六）原因及教训分析：1、地层压力异常。实际钻井液液柱压力不能平衡地层压力导致溢流，是造成溢流的直接原因。该井紧邻的天东22、五科1、天东7等井在该层的最高地层压力是72MPa。而本井使用2.17g/cm3密度，加上循环压耗才能平衡，2.20～2.25才能起下钻。实际上本井的地层压力在94MPa左右（4271.81m处垂深4198）。对于五百梯构造的地层压力规律还有待进一步探索。2、泥浆管汇布局存在一定问题。该井发生溢流后，由于循环罐全部装满低密度井浆，不能直接将储备泥浆放到循环罐，准备压井泥浆就耗时8个多小时。3、该井发现溢流和关井是及时的。但是，发生溢流后井队汇报不及时，溢流发生一个多小时后还未向公司以及主管部门汇报。（六）原因及教训分析：36

二、温泉4井反循环堵漏压井不成功案例

温泉4井，于1998年3月22日17:35钻至井深1869.60m发生溢流，关井后在准备堵漏桥浆及压井泥浆过程中，天然气窜入煤洞，导致发生附近小煤矿11死亡、13人中毒、1人烧伤的突发性事故。

井身结构井位周边煤窑分布图

660mm*23.74m508mm*23.10m444.5*240.5m339.7*238.99m漏层：609。50m漏层：漏层：

311.2*1869.60m(气层)嘉二3二、温泉4井反循环堵漏压井不成功案例37（1）井喷事故发生和处理经过：

该井于3月22日17:35时，用121/4″钻头和ρ1.14g/cm3钻井液钻至井深1869.60m发生井涌，液面上涨1.5m3,司钻立即组织关井，到17:40关井结束液面上涨3.5m3（累计5m3）。直到23日7:05关井观察，立压8.5Mpa，套压7.9Mpa,至13:00开3条放喷管线放喷降低井口压力。钻井队同时准备堵漏和压井泥浆。

23日10:25钻井公司指挥人员赶到现场，决定采用反循环堵漏压井施工（第一次），从13:00～16:00先反注ρ1.45g/cm3浓度10%的桥浆30m3，接着反注ρ1.45g/cm3压井泥浆90m3，结果没有压住，又被迫放喷，进入抢险阶段。

（1）井喷事故发生和处理经过：

该井于3月22日173826日17:19～19:23由于井筒内的天然气窜入煤窑，第二次采用正循环堵漏压井，实际上是无法控制回压的自由压井，正注清水21m3，ρ1.20g/cm3泥浆51m3，ρ1.85g/cm3泥浆41m3、ρ1.90g/cm3泥浆77m3，结果也没有压住，又被迫放喷。29日17:12～22:37第三次堵漏压井封井施工，正注清水52m3，正注ρ1.80g/cm3泥浆153m3，接着正注ρ1.40～1.45g/cm3浓度10%的桥浆55m3，正注水泥180T后，反注ρ1.40g/cm3浓度10%的桥浆30.5m3，堵漏压井封井成功。26日17:19～19:23由于井筒内的天然气窜入煤39

温泉4井第三次压井

封井地面布局图第三次压井曲线图

温泉4井第三次压井40（2）井喷事故原因和教训：①对地质情况认识不足。从川渝东部地区97年底统计的完钻井704口，在嘉二地层获气井只占2.4%,且未获工业储量，该井设计在嘉陵江组构造南翼有一条逆断层，埋藏浅，油气保存条件差，该井在嘉二3钻遇大气（后来在同井场打了一口专层井，测试气产量40万方/日以上）是当时地质勘探难以预测的。②从设计到施工缺乏环境调查，设计套管下入太浅。由于地下煤窑巷道星罗棋布、纵横交错、相互窜通、互连通风、形成大量采动裂隙，133/8″套管下入太浅，没有封隔煤层，以致在关井压力达到一定值时，天然气窜入煤洞巷道。③没有对关井压力进行控制，关井压力过高导致将地表层蹩裂，导致天然气窜入煤洞巷道。该井133/8″套管下深为238.99m，井口允许最高关井压力不过只有4.24Mpa,该井套压仅然关到7.9Mpa。④没有按设计储备重泥浆。设计储备ρ2.0g/cm3重泥浆，实际储备重泥浆ρ1.16g/cm3泥浆60m3，在需要压井时不能及时准备压井泥浆，未能及时组织堵漏压井。

⑤盲目采用反循环堵漏压井工艺使井下更加复杂化。133/8″套管下深较浅，环空控制压力较底，容易将地层蹩裂导致井喷失控。（2）井喷事故原因和教训：41三、花20-1井（关井压力超过井口最高关井压力导致地层蹩裂窜至地面）1、溢流发生经过:本井是川试5队在花果山构造钻的一口开发井，设计井深1499米（垂深1120米），钻探目的层是嘉二。该井于2005年10月2日开钻，Φ244.5mm套管下至井深137.09米，二开用Φ215.9mm钻头钻进，泥浆密度是1.41g/cm3。2005年12月1日8：52钻进至井深1444.78米，10：30循环（泵压12MPa、排量25L/S），11:38短起下未灌泥浆（井段1444.78～1165.00米）；13:05循环（其中12:06见后效显示，出口密度1.41g/cm3降为1.37g/cm3、粘度由47升为49s，液面上涨0.5方，后效持续时间34分钟）。17:37起钻至井深11.55米接提升短节时泥浆涌出喇叭口；17:42抢下钻具至井深52.04米涌势增大；17:44关井，套压1.8Mpa↑5.8Mpa。2、处理经过：12月2日02:50先后3次泵入密度1.88g/cm3--1.93g/cm3的泥浆17.0方，套压5.8Mpa↓2.2Mpa；13:59关井共5次反挤桥浆泥浆密度是1.42g/cm3共计30.5方，套压为0；12月3日04:00下钻至井深1085米循环无外溢后起钻完；10:00下光杆至井深1080.2米，注水泥塞。

三、花20-1井423、原因及教训分析:（1）起钻时灌浆不够造成液柱降低，不能平衡地层压力导致溢流。是造成溢流的直接原因。（2）起钻速度较快，起28柱仅用时1:09小时；并且钻具组合带有扶正器造成抽吸诱发溢流。（3）井控意识淡薄，监督管理严重失职。队长、安全监督和技术员没有巡回检查，未能及时发现灌入泥浆量不够。起钻前，未向当班人员强调起钻过快的危险性，未能将起钻速度具体量化。（4）严重违反公司技术指令。在公司要求电测前必须观察一个电测+起下钻周期。钻井队收到指令，未执行公司的技术指令，且在短起过程中不灌泥浆。（5）未落实井控坐岗制度，井队管理不到位，灌泥浆记录坐岗人员没有进行实时记录，而是交接班时抄写录井队的灌浆记录。（6）录井队未能及时发现灌入量不够，且实时记录与人工记录有差异。（7）本井Φ244.5mm套管下深137.09米，按上覆岩层压力计算，本井最高允许关井压力仅为2.74MPa，但是本井实际最高关井压力达5.8Mpa。公司在接到汇报时井口压力已由5.8Mpa降到4Mpa，说明已将地层蹩漏了。井队没有掌握井口最高允许关井压力的计算，一旦达到最高值该如何处置。川渝地区常规压井技术讲座课件43四、岳3井（欠平衡钻进发生严重溢流案例）川钻15队承钻的岳3井，于2005年12月30日开钻，至2006年03月26日钻至井深2321.14米。层位：须二段。该井在2006年3月23日和26日在钻井中连续发生两次油气侵溢流显示。1、溢流发生经过及处理情况:第一次，2006年3月23日01:11用密度1.17g/cm3,粘度45s的聚合物钻井液进行欠平衡钻进至井深2319.92m发现泥浆池液面上涨0.7m3，泥浆密度由1.17↓1.10g/cm3，粘度45↑49s，～01:19上提钻具至井深2311.00m，液面共上涨12.7m3。～01:38关井，套压由0.0↑8.3MPa，立压15.0↓5.1MPa，～07:12采用欠平衡管线控制回压3.1↑8.8↓2.5MPa循环排气，07:12～09:41关井求压、套压3.4↑3.6MPa，立压3.2↑3.3MPa。～10:30起钻至井深2224.03m，套压0.8-3.7MPa。到24日20:20采取控制回压，将泥浆密度分次从1.25-1.27g/cm3、1.29-1.32g/cm3最后提高到1.40g/cm3，开泵经液气分离器控制回压0.9-1.6Mpa循环压井后井内恢复正常。

四、岳3井（欠平衡钻进发生严重溢流案例）44

第二次，3月26日13:34进行取芯钻进至井深2321.06米（层位：须二）开始出现溢流显示，液面上涨0.5方，～13：39停泵、停钻盘、割芯上提钻具至井深2315.01m关井，液面共上涨19.10m3，～13：50套压0.0↑9.0MPa，立压15.6↓0.0MPa，液面再上涨9.9m3，累计上涨29m3。～14:50经液气分离器控制回压8.8-11.0MPa循环排气。14:50～21:30关井观察，准备压井泥浆。23:35用密度1.50-1.57g/cm3的压井液经液气分离器控制立压14.0MPa注入压井液85.0m3，压井成功恢复取芯钻进。

第二次，3月26日13:34进行取芯钻进至井深2321.452、原因及教训分析：（1）钻遇须二段两个压力系统；实际钻井液液柱压力不能平衡地层压力导致溢流。（2）23日发生的油气显示，虽已及时发现，其中有4分钟时间在核实数据没有报告司钻。这与我们一再强调：“发现溢流立即关井”相违背。（3）钻井队在第一次组织控压循环时，控制回压偏低，造成地层流体继续进入井筒。（4）26日发生的油气显示，录井队当班人员没有发现溢流。（5）关井观察立、套压时（持续11分钟的时间）继续溢流了（录井仪记录溢流量）14.9m3。关封井器后，未对井口及防喷管线闸门进行检查，实际上未关闭节流管汇中J3闸门，节流阀是关不严的。没有按试关井程序执行。（6）在发生溢流的当天无干部值班记录。从3月24日～3月27日期间，液面监测记录上未见值班干部和审核人签字。这说明井队在油气层中钻进，值班干部值班制度没有落实。（7）该队当时的队干部没有认真抓井控工作，对井控工作的重视程度不够。

2、原因及教训分析：46五、门西8井（不按照关井程序执行导致井口高压力）（一）基本情况井

深：3841m显示层位：T1f3-1（T1f4底界井深3830m）显示井段：3838～3841m

岩

性：深灰色灰岩（二）溢流发生经过2004年7月8日8:00～12:30用149mmPDC钻头钻进至井深3841m，进入T1f3-111m，泵压:14.5Mpa。排量10L/S；～15:00循环，泵压14.5MPa。

排量:10L/S，ρ2.01～2.03.T67S；～16:20起钻至井深3675.39m，其中16:20发现溢流1m3；～16:25下放钻具至3694.53m，抢接回压凡尔，接方钻杆，关井。涌出泥浆8.2m3。～16:35观察套压，19↑28MPa；五、门西8井（不按照关井程序执行导致井口高压力）47（三）溢流处理过程当天16:35～19:56压井准备，调配压井泥浆ρ2.17*60m3，套压28↑32MPa；～20:12开手动节流阀经回收泥浆管线至储备罐卸压，套压32↓24↑38MPa，出口喷泥浆后喷气；～21:30开3号管线放喷，注ρ2.17泥浆47.2m3压井，立压17～18MPa套压38↑40↓20↓0MPa（其中20:12～21:30出口喷混气泥浆，点火焰高8～15↓1m,压井损耗泥浆40m3）；～23:30经回收管线至储备罐循环，泵压17MPa，排量10L/S，进口密度2.17，出口密度2.04↑2.14；～23:37开井，活动钻具；～24:00循环观察；泵压16MPa，排量12L/S；次日00:00～5:00循环观察；泵压16MPa，排量12L/S；～5:40下钻完；～7:00循环观察；泵压16MPa，排量12L/S；～7:40经回收管线至储备罐循环，出口为混气泥浆，ρ2.12↓1.9↑2.1～8:00循环观察；泵压16MPa，排量12L/S；泥浆性能：ρ2.10～2.15、T69S、失水4ml、泥饼1mm、切力7/24、含砂量0.1%、PH值10（三）溢流处理过程48（四）溢流原因及教训1、实际地层压力超过设计地层压力，导致短程起下钻发生溢流。T1f3-1属于高压大产量储层，发生溢流速度很快。2、短程起下钻发现溢流后，抢装完钻具回压阀，又将方钻杆接上才关井，延长了关井控制时间（3分钟），增大了溢流量（发现溢流1.1m3报警，关完井溢流增量超过了8.3m3），导致井口高压力出现（起压19Mpa,关稳38Mpa）的处理被动局面，造成了严重溢流险情。

（四）溢流原因及教训49六、渡1井井喷失控案例（一）本情况介绍1、构造：四川盆地渡口河构造北高点2、井别：预探井3、地理位置：四川省宣汉县昆池乡观池村七组4、设计井深：5256m5、目的层位：石炭系6、开钻时间：1995年5月14日7、井喷时间：1995年12月25日，井深5037m，层位：茅二8、井身结构（见附图）

六、渡1井井喷失控案例50川渝地区常规压井技术讲座课件51

设计井身结构实际井身结构钻头套管钻头套管660.4mm×30.0m508.0mm×29.0m660.4mm×20.0m508mm×19.57m444.5mm×200m339.7mm×198m444.5mm×217.5m339.7mm×217.07m311.2mm×3840m244.5mm×3838m311.2mm×3728m244.5mm×3727.57m215.9mm×5189m177.8mm×3638-5188m215.9mm×5037m

149.2mm×5256m

设计井身结构实际井身结构钻头套管钻头套管660.4mm×3529、地层分层及钻井液密度：层位设计分层实钻分层实钻厚度设计泥浆密度实际泥浆密度沙溪庙1864188618861-1.251.0-1.15自流井240324405541-1.251.15-1.3须家河302630255851-1.251.15-1.3雷口坡309531581331-1.251.15-1.3嘉五330533021441-1.251.25嘉四359434201181-1.251.25嘉三378536392191-1.251.26嘉二338703723841.05-1,101,27嘉二239203775521.05-1.101.42嘉二139523805301.05-1.101.42嘉一416741123071.68-1.731.66-1.70飞四42084149371.68-1.731.68-1.70飞三一458244933441.68-1.731.68-1.70长兴475646701771.68-1.731.68-1.70龙潭490650323621.68-1.731.68-1.70茅二4976503未完51.80-1.851.68-1.709、地层分层及钻井液密度：层位设计分层实钻分层实钻厚度设计泥5310、油气水显示情况：（1）飞三～飞一，测井解释为气层井段4293.60-4327.30m；4347-4352m。（2）95年12月10日钻至井深4949.46m(乐一)密度1.71,加重晶石17吨井漏,停止加重后恢复正常。11、井口装置及试压情况：（1）Φ244.5mm套管头＋28-70四通×2＋28-70全闭＋28-70半闭＋28-70环行防喷器（2）95年10月18日第三次开钻前对井口试压25MPa，稳压30分钟未降；95年12月22日钻至井深5019米用提拉式堵塞器对井口试压32MPa，稳压30分钟未降。10、油气水显示情况：5412、井控储备设计泥浆储备:ρ1.90×200方石粉：50吨桥堵：5吨实际储备：ρ1.92×150方ρ1.75×100方石粉：100吨桥堵：4吨13、井内钻具组合：215.9mmSH33R钻头×0.25m(水眼Φ15＋Φ11)＋430×410×0.48m＋177.8mm钻铤×52.79m＋411×410A×0.5m＋158.8mm钻铤×136.37m＋411A×410×0.53m＋Φ127mmＳ135钻杆513根＋411×520×0.51m＋方钻杆下旋塞0.60m＋方入10.05m=5037m12、井控储备55（二）事故发生经过渡1井是川钻22队(原钻机编号60121)承钻的一口探井。1995年12月25日14:40用密度为1.69g/cm3、粘度47s的泥浆钻至井深5037米（进茅二层5米）发现溢流2.2方。～25日14:45停泵停转盘，上提钻具（155吨）接头出转盘面3米。～15:00关环型防喷器，关半封，开环型，立压1.5↑4.2MPa，套压7.5↑15.2MPa。～15:20关井观察，立压4.2↓1MPa，套压由7.5↓6.9MPa。～16:55关环形，开半闭防喷器活动钻具，同时控压11MPa循环加重泥浆，入口密度1.75g/cm3，出口密度1.67g/cm3，液面涨3方(通过大土池回收泥浆，计量有差异)，其中16:42出口喷纯气，喷高约5米，套压由11↑20MPa；～17:15环行防喷器芯子刺漏，关半闭（手动锁紧），开1#、3#、4#三条放喷管线放喷，套压20↓5MPa。～19:30关1#、3#防喷管线，注密度为1.85g/cm3的泥浆43方压井，立压1.5↓0MPa，套压20↑32MPa，8号、9号闸门钢圈刺漏，继续泵注泥浆时，2#泵保险凡尔蹩断，停泵关闭泵房总闸门，立压20MPa，套压14MPa。～19:50关井，立压上升为25MPa，套压14MPa，井口出现险情，突然发出巨大响声，开2、4号放喷管线放喷，发电房距离井口不到25m立即停电，井场一片漆黑，人员开始撤离井场。（二）事故发生经过56～26日8:00发现立管上端的2"丝扣堵头被冲掉，立管鹅颈管顶端喷气。～10:30关下旋塞。～14:50更换3号管线5号闸门外侧钢圈，电焊1号放喷管线（5″钻杆连接）刺漏处，其中14:45发现411×520接头刺漏。～15:07开1、2、3号三条放喷管线放喷，套压4.8↓2.5MPa。～15:22关环形，半封解锁，下放钻具2.7米,座双吊卡,悬重155↓40吨。～15:31关半封，手动锁紧，打开环形。～15:45下放钻具座于吊卡上，悬重放至0，紧411×520接头，用6道猫头紧扣后仍刺漏。～16:00固定方钻杆。～16:30整改完节流管汇两处刺漏，用1、2、3号管线放喷，套压2.5MPa,同时地面准备2.00的泥浆。～27日3:09井内钻具上冲3.2米，游车大钩与水龙头脱钩，钻具从第一根钻杆上离接头端面0.76米处折弯成70-80度倒向井场靠振动筛方向,水龙头提环巳着地,水龙带胶皮拉坏,保险绳未断。折弯处离转盘面3.62米，该单根长9.43米,计算半闭芯子正好卡住钻杆下接头.

～26日8:00发现立管上端的2"丝扣堵头被冲掉，立管鹅颈管57川渝地区常规压井技术讲座课件58～13:30改用四条放喷管线放喷,套压↓1.5MPa,411×520接头仍然刺漏。～17:00四条放喷管线放喷，同时抢接反压井管线等，井口钻杆折弯处的裂纹巳开始向司钻方向轻微刺漏（后来刺断）。～28日17:30井口钻杆折弯处刺漏严重，喷气柱高3-5米，喷向钻台下和司钻操作台两个方向。其中17:10-17:20半闭解锁未成，至17:30井场人员全部撤出。～30日4:00井口钻具刺断，天然气向井场倾斜向上喷高约20余米气柱；14:40关球形、开半闭、再开球形，井内9根钻杆（83.7米）旋转冲出，随即关全闭，控制住井口，开四条管线放喷点火。

～13:30改用四条放喷管线放喷,套压↓1.5MPa,459（三）事故处理过程第一阶段：控制井口，尽最大努力避免井口失控着火。1、由于钻进时未接回压凡尔，放喷后2:45泥浆泵保险阀剪断，放喷2:55后立管上堵头冲掉，在用三条放喷管线放喷、压力4.8MPa情况下，于12月26日设法关闭了方钻杆下旋塞，下放钻具扣吊卡座于转盘上。用钢丝绳和安全卡瓦固定方钻杆，防止钻具被H2S氢脆断落上顶。2、研究制定抢险压井技术方案，全力组织地面加重ρ1.90～2.0g/cm3压井泥浆300～400m3，准备实施压井作业。3、井喷险情恶化。12月27日3:09（井喷后31:19h）井内钻杆被H2S氢脆断落，井口钻具上冲3.78米,方钻杆固定钢丝绳绷断,水龙头脱钩,倒向井场右侧，井口第一根钻杆位于吊卡上端面折成70～８0度死角。此时，采用3条放喷管线放喷，压力2MPa。（三）事故处理过程60第二阶段：清除井口和地面障碍，全力抢接抗硫放喷管线和消防压井供水管线，全力组织抢险压井物资器材、研究制定抢险技术方案，在险情严重恶化的情况下实施了断然措施。1、研究、组织和准备水力喷砂切割井口钻杆。2、将井场套管、钻杆、工具、灰罐等障碍清出井场。3、当在准备喷砂切割的同时，险情进一步恶化，井口折弯钻杆处很快被H2S腐蚀刺漏，钻台和井口周围弥漫天然气，抢险现场H2S浓度越来越高，抢险环境变得十分恶劣，抢险作业人员必须佩带H2S防护器材。在喷砂切割准备还没有到位时，井口钻杆折弯处已经刺断，抢险指挥部分析，上部钻具不多，喷砂切割实施难度较大，果断决定“放飞鸽”。4、采取关球型、开半闭、再开球型的强制措施，井内9根钻杆腾空而起，旋转冲出井口倒向井场，立马关全闭防喷器控制住了井口。冲出钻杆总长83.70米（从第9根公扣处脱落）。５、继续开４条放喷管线放喷点火，压力2MPa。

第二阶段：清除井口和地面障碍，全力抢接抗硫放喷管线和消防压井61该井抢险作业难度：一是井深5037米，井口无钻具，不能建立正常压井条件。二是飞仙关和茅口两个大气层混合井喷，产量高，储量大，渗透性好，四条放喷管线放喷10天，压力稳定，初步测算日产天然气500万方/天。三是两个主要产层压力梯度悬殊较大（地层压力系数相差0.3以上），长段裸眼多压力系统在压井过程很大可能出现飞仙关井漏，重泥浆进入飞仙关地层，茅口的高压气层压不住，形成地下井喷。四是硫化氢含量高（完井测试检测H2S为231.925g/m3），井口失控之后，抢险作业现场弥漫天然气和H2S，环境十分恶劣，对抢险人员人身安全构成重大威胁。加之当时的硫化氢防护器材落后，质量和数量上满足抢险人员作业困难。五是井口上四通2只内控闸门压力等级为35Mpa，压井施工压力受限,最高施工压力必须控制在35Mpa以内。

该井抢险作业难度：一是井深5037米，井口无钻具，不62第三阶段：压井准备1、将冲出井口的钻杆进行切割、清障。2、拆掉井口球型防喷器，在双闸板防喷器上面增安了一套28-70全闭防喷器和一只4-35闸门，