特殊压井案例

一、工程简介三开实际钻至井深3900.00m95/8″套管下深3898.07m。地破试验情况：井深3915.06米做地破压力试验(13.5MPa未漏,当量泥浆密度:2.54克/立方厘米未破)二、溢流发生经过2002年3月22日8:00至8:30钻进至4718.59米；至10:00循环；至17:10短起下钻(检查钻杆胶皮护箍)至井深2150.55米，发现溢流1.5方，关井～21：00关井，关井套压4.6MPa，立压3MPa。三、溢流压井经过第一步:选择合理的泥浆密度气层的地层压力的当量泥浆密度为2.20，（溢流1.5，折算高度约为45米，气层活跃位于4680米处，地层压力=3+（4680-45）*2.15*9.8/1000=100.7Mpa，地层压力当量泥浆密度=100.7*1000/（4680*9.8）=2.195g/cm3，配泥浆2.40g/cm3120方。三、溢流压井经过节流循环压井实际压井过程中，打入泥浆密度2.40钻井液85m3，出口钻井液相对密度由2.13降至2.00，逐渐升至2.27。停泵后，立套压为0。强行下钻至井深3878.47m出现溢流(1.80m3)关井。关井观察，套压为0，立压为0。三、溢流压井经过第二步:节流循环压井打入泥浆密度2.25钻井液130m3，出口钻井液密度由2.28降至2.13，逐渐升至2.24节流循环加重，钻井液密度加至2.29下钻至井深4685.00m三、溢流压井经过第三步:下钻到井底,调整泥浆密度至2.29,节流循环排气.四、溢流压井技术要点每次压井前要选择合理的泥浆密度.强行下钻时要控制好溢流量.压井过程中可根据实际情况，改控制立压为控制套压，根据地破试验，套压控制可适当偏高，以有效的防止气体入侵.从节流管汇出来的泥浆要通过气体分离器,及时排气.五.压井注意事项准确地计算地层压力，所需压井的泥浆密度，配足足够的泥浆量；压井前，必须保证设备正常运转，必须检查好各个闸门的开关状态；专人点火，注意风向；一.工程简介乌参—1井为油田分公司部署在乌什凹陷上的一口重点预探井，该井于2002年5月9日一开钻进，2002年10月18日钻进至中完井深4726米，中完作业后采用81/2″钻头四开钻进，钻至5918.20米下入7″尾管。2003年4月28日五开取心钻进至井深6005.10m,气测见显示，取心钻进至井深6008.52m,钻井液体积开始上涨，取心钻进至井深6009.93m割心（池体积累计上涨2.1方），关井观察，立压0↑6.5MPa，套压0↑6.5MPa。最后采用密度2.04.泥浆节流压井成功。恢复正常钻进后，在钻进过程中，多次发生卡钻复杂情况，于6265米下5″尾管。一.工程简介井身结构图二.溢流发生经过

本井于2003年7月28日17：00钻至井深6276.30m发现钻井液缓慢上涨0.3方，继续钻进至井深6277.00m钻井液体积上涨1.2方，关井。套压为1兆帕、立压为0兆帕（当时钻井液密度2.05g/cm3、粘度73s）。在关井过程中，最高立压11.6兆帕、套压11.6兆帕.三、压井方案的选择

该井如采用常规压井方法进行压井，面临的难点主要有以下两点：

1、该井作业周期长，95/8”套管也存在磨损现象。常规方法压井，压井施工中当天然气上升至井口时，井口套压将出现较高的峰值，该压力如果将95/8”套管蹩破进入133/8”套管内，严重时可能蹩爆133/8”套管，油气窜至地面，酿成灾难性后果。

2.井深、套管程序复杂，井筒容积高达190方，常规压井作业时间长，风险大；鉴于以上原因,决定采用反循环法进行压井。四.压井施工1.立压的确定本井是按关井后立压从快速升高（压力曲线图中的直线段部位）到压力平缓段（即压力时间曲线拐点处）的拐点压力Pd=8.5作为关井后的立管压力读值2.压井所需的各种数据计算压井泥浆比重：2.2压井泥浆需量：174m3压井总时间为（采用一次循环法压井时）：10.4（小时）压井初始泵压：20.6Mpa本次压井作业拟以每间隔10分钟改变控制压力一次的方案每10分钟压力递减值为：0.16MPa3.施工步骤在确认储备的压井泥浆每罐都搅拌均匀、比重均达到2.20g/cm3，且有效容积在190m3以上后，方可开始压井施工作业；开关好井口各相关部位的阀门后，经工程师或值班干部认真检查验收确认后，即可开始正式压井施工作业；经反循环管线，缓慢启动泥浆泵，控制泵压为20.6MPa，使排量逐渐达0.27899m3/min，经过4.3min，打入2.2g/cm3的压井泥浆1.2m3；照此操作程序，以后没隔10分钟后就将泵压减少0.16MPa，共重复n次。3.施工步骤重泥浆已到达钻头后，控制泵压为循环终了压力9.16MPa，继续打入压井泥浆45m3（即2.7小时）后，测量出口泥浆比重，如果有四个测点均为2.20g/cm3时，停泵关井观察；经关井观察，立管压力0.3MPa，套压2.5~3MPa，分析认为有可能是因打入环空中的压井泥浆比重不均匀，部分泥浆比重有可能低于2.20g/cm3，造成了内外压差。另外立压不为零，说明压井泥浆比重还稍偏低，决定再在关井状况下，将入口泥浆比重控制在2.20g/cm3内继续控制套压2~3MPa，边加重边循环处理一周。经循环一周后开井恢复正常，压井施工作业正式结束。五.几点说明井口反循环压井管汇改造完成后，必须进行密封承压试验，试验压力70MPa，稳压30min不降为合格。压井施工作业前进行技术交底，岗位职责分工进一步落实到人头。本井钻机为柴油机机械传动钻机，泵排量精确控制相当困难，所以对泵压控制相当不稳定，波动厉害，为使压井成功，在压力控制上稍偏高0.5~2MPa为宜。由于此次溢流为高压含气水层的溢流，其压井最高套压均未超过25MPa，因此对钻柱及地面压井管汇的承压均不高，风险相对较小，为顺利压井创造了有利条件。此次反循环压井工艺流程及控制程序均是有效的。案例1基础数据井号：迪那22井溢流时井深：4780.00米套管结构：133/8”*203.29米+95/8”*3496.41米+7”*(4649.18米--井口)井口井控装置：华FH28-70环形+美卡FZ28-105全封单闸板+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板歇+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板节流压井管汇为美歇的YG/JG-105，环形防喷器试压35MPa，30分钟未降；全封、半封防喷器及节流压井管汇均试压90MPa，30分钟未降；放喷管线试压15MPa，30分钟未降。裸眼段显示情况：显示井段4722米—4780.00米,层位E;岩性:粉砂岩、沙砾岩、细砂岩。案例1溢流发生及处理经过2001年10月14日11：15取心钻进至井深4780.00米；至13：00割心起钻；至18：03起钻至井深2569.57米，发生溢流；至18:08抢接旋塞关井成功,共溢流7.5方；至19：12关井观察，套压由0上升至12.0MPa，关旋塞2001年10月14日19：12至20：25采用压回法压井。关井从环空挤相对密度2.30的钻井液55方，套压0-18MPa，停泵后，套压为0；至23：30开井，吊罐泥浆2方见液面；循环1小时，泥浆池液面正常；静止观察1小时，泥浆池液面正常；决定继续起钻。损失时间：5：30案例2基础数据井号：迪那22井溢流时井深：4926.22米套管结构：133/8”*203.29米+95/8”*3496.41米+7”*(4649.18米井口)井口井控装置：华FH28-70环形+美卡FZ28-105全封单闸板+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板裸眼段显示情况：显示井段4722米—4926.22米,层位N-E;岩性:粉砂岩、沙砾岩、细砂岩,本井段有24层油气显示。案例2溢流发生及处理经过2001年11月12日11：15取心钻进至井深4926.22米；至11：20割心；至12：00循环；至19：12起钻至井深2014.49米，溢流0.7方，泥浆工报警,至19:15抢接旋塞关井,套压由0上升至5.5MPa。至21：40配泥浆，套压由5.5MPa上升至6.5MPa。2001年11月12日21：40至22：30采用压回法压井。关井正挤相对密度2.30的钻井液30方，泵压6-17.5MPa,套压5.5-14.5MPa，排量6-9l/s,至23：20停泵关井观察，立压由0,套压为0。2001年11月13日1：30开井下钻至井深2937.05米，溢流1.4方关井；至3：00关井观察，套压表坏，立压由0上升至2.7MPa。至3：50反挤相对密度2.30的钻井液15方，泵压2-10MPa,排量3-10l/s,停泵后立压为0。至8：00停泵观察，无异常，压井成功，开井下钻。损失时间：14：50压回法压井的优点减小施工压力.减少处理复杂的时间.目前在塔里木山前超高压气层中较常用的压井方法之一压回法压井的使用范围1．在地层压力已经明确的情况下，否则压进地层后开井，又会发生新的溢流。2．已知的地层破裂强度和套管以及井口能承受施工时的最高压力。3．地层连通性较好。背景资料1迪那22井是一口评价井。本井位于新疆库车县境内，迪那2井西北约600米。该井完钻井深为5101米,共发现油气显示37层.总厚度108米,其中上第三系共发现油气显示6层,总厚度14.30米,下第三系共发现油气显示31层,总厚度93.70米.该井从2001年10月8日9:15第一次发生溢流到2002年1月9日15:20最后一次溢流共溢流12次.溢流总量22.4方.压井钻井液损失519.82方.背景资料2迪那2井井喷失控发生经过

2001年4月29日钻进至井深4875.59米（上第三系吉迪克组）发生溢流（钻井泥浆密度1.85g/cm3），关井初步求得地层压力为104.2兆帕。关井后，套压很快上升到16MPa,依据三个压力确定的最大关井压力，现场就决定卸压，共放出泥浆约17.6方，再关井，立压27MPa，套压33MPa。由于立管压力远高于泥浆泵工作压力，用700型压裂车正循环压井，在压井施工过程中，套管压力迅速上升到66兆帕，致使节流管汇与气体分离器连接的软管爆裂，引发大火，火势蔓延至钻台，绞车钢丝绳烧断，大钩游车砸断钻台上压井管线，天然气从钻具内直喷着火，井架从半腰中烧倒。

背景资料2背景资料2

抢险工作历时66天，先后经历5次环空作业、剪切钻杆作业1次、更换105兆帕井口作业一次，于2001年7月4日控制了井喷，最后压井换装采油树，抢险结束。实例1:轮古15-9井溢流压井1.简况:轮古15-9井是位于轮南潜山西部斜坡上的轮古15井潜山构造上的一口滚动开发井，该构造为稠油油气藏，主要为稠油，含少量伴生气。2.溢流发生经过:04年7月7日5:00钻进至井深5709.83m溢流1.2m3，钻井液密度1.05g/cm3，-8:00关井观察，压井准备，套压2.5MPa，立压2.0MPa不变。实例1:轮古15-9井溢流压井3．压井过程：第一周，压井钻井液密度1.08g/cm3节流循环，-9:30排气口火焰由1.5m至熄灭，-12:00开井循环，返出稠油10m3；第二周，压井钻井液密度1.10g/cm3节流循环。由于钻井液与稠油置换，出现轻微井漏现象，于是在钻井液中加入随钻堵漏材料。至20:10进出口比重相等，停泵出口无溢流，循环无漏失，压井成功。4．损失时间15:10。实例2:轮古801井溢流压井1.溢流发生经过：轮古801井是位于轮南潜山中部斜坡上的一口评价井，04年4月11日20:20钻至井深5189.88m，层位奥陶系，钻井液密度1.07g/cm3。-22:30地质循环,-22:47起钻至井深5023.54m溢流1.55m3,-22:56接方钻杆关井，-04:30，立压由0↑2MPa，套压由1.19↑6.07MPa。2．压井过程：第一周用原浆节流排污，第二周用密度1.10g/cm3钻井液节流循环压井。出口点火，焰高最高13m。至12日14:20压井完成。3.损失时间15:33。点评1.针对塔里木轮古地区压力窗口窄的特点,采取低节流法压井是有效的.2.低节流法压井有一定的局限性.3.在施工过程中不要急于求成.4.要有良好的井控装备和专业人员做保障.

低节流法压井施工工艺

低节流法压井是一种非常规的压井方法，使用于泥浆密度窗口比较窄，也就是一些压力较敏感的地层，如塔里木油田的轮古地区。在发生溢流后用常规的压井方法会压漏地层，用而反推法压井，对于有的地层－－特别是裂缝不发育、储层连通性不好及稠油地层等，反复压井会造成井底压力越蹩越高。低节流法压井是第一循环周用和井浆密度相同的泥浆把进入井筒的地层流体循环出来，在这期间，可以允许少量的地层流体进入井筒，在第二循环周再调整泥浆密度到一定的值，目的是不压漏地层，实现井底的压力近平衡，压井过程中控制好节流阀是关键，以控制立压为主，尽量避免压漏地层。在起钻时，一般打一个重泥浆帽。低节流法压井的使用范围对地层压力比较清楚的敏感性地层.非高压油气层多用于已经进入滚动开发的油气田背景知识1轮古地区钻探的主要目的层为奥陶系潜山面以下150m之内的碳酸盐岩岩溶裂缝储层，具有裂缝和溶洞随机发育并控制油气藏分布；地层压力系数低（1.08-1.12g/cm3左右），钻井液平衡窗口小甚至没有，易井漏、易污染等特征。目前采用244.5×11.99mm套管作表层套管，封浅部疏松地层，下深一般在500-1500m；采用177.8×10.36mm套管下至奥陶系顶部（进潜山顶面2m以内）。215.9mm钻头钻深一般5400-5900m，裸眼段普遍超过4500m，最长达5360m。177.8套管中完后，采用152.4mm钻头钻奥陶系碳酸盐岩地层到完井井深。背景知识2由于该奥陶系碳酸盐岩独有的特性，地层对钻井液液柱压力相当敏感。甚至一些井在静止状态下井涌，而开泵时由于循环压耗的作用，往往发生井漏，严重时有进无出，而这种井大都是裂缝尤其是溶洞非常发育的井。轮南奥陶系碳酸盐岩地层压力系数低，地层对钻井液液柱压力