井喷压井案例与井控关键问题(张桂林讲课稿)

井喷压井案例与井控相关问题（内部资料注意保密）张桂林二〇〇九年九月1中石油委内瑞拉某井井喷2加拿大某井井喷3钻台突发井喷实况4目录第一部分井喷压井案例（五口井压井分析）第二部分常用压井方法（两种压井方法）第三部分井控关键问题（三个方面问题）5第一部分井喷压井案例67中石化川东北清溪1井井喷现场8清溪1井是中石化川东北探区的一口预探井。2006年1月11日开钻，12月20日钻至井深4285.38m时发生溢流、导流放喷。先后经过五次压井施工，于2007年1月3日压井封井成功。第一部分井喷压井案例（清溪1井）9（一）设计数据地理位置：四川省宣汉县清溪镇设计井深：5620m钻探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组及陆相层系，中志留统韩家店组完钻。第一部分井喷压井案例（清溪1井）10清溪１井地理位置清溪1井第一部分井喷压井案例（清溪1井）11层位预测井段深度（m）压力预测系数备注上沙溪庙组0～14401.10～1.30普光3、4井在须家河组钻遇高压含气层，压力系数1.55；双庙1井在雷口坡组钻遇高压气藏，压力系数1.51，要注意防喷、防高压。普光7井在嘉陵江组一段钻遇高压含硫盐水层。下沙溪庙组1440～1860千佛崖组-须家河组1860～3170雷口坡组3170～35051.20～1.40嘉陵江组3505～4180飞仙关组4180～46101.30～1.45川岳83井飞仙关组钻遇裂缝性高压气藏，压力系数1.5；毛坝1井飞仙关组三段上部钻遇裂缝—孔隙型高压气藏，压力系数1.89，要注意防喷、防高压。长兴组4610～4900龙潭组4900～5220茅口组5220～54001.40～1.73渡4井在石炭系黄龙组钻遇高压气层，压力系数1.86。七里23井在黄龙组钻遇水层，压力系数1.1。栖霞组-梁山组5400～5535黄龙组5535～5570韩家店组5570～5620清溪１井地质分层及压力预测第一部分井喷压井案例（清溪1井）12（二）实际数据开钻次数

井段/m

钻头尺寸/mm

套管尺寸/mm套管下深/m水泥返高/m导管

Φ508

15.16

地面

一开～601.43

Φ406.4

Φ339.7

600.64

地面

二开～3070.00

Φ316.5Φ273.1

3067.79

地面

三开～4261.77Φ241.3

Φ193.7

2913.96～4260.97

2913.96

四开～4285.38

Φ165.1

井身结构套管强度数据外径mm钢级壁厚mm扣型每米重量kg/m内容积L/m抗拉强度kN抗挤强度MPa抗内压强度Mpa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.2750033551.3193.7TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0第一部分井喷压井案例（清溪1井）13钻具组合：Φ139.7mm钻杆×2609.61m；Φ121mm钻铤Φ88.9mm钻杆1664.13m；钻头位置4275m；裸眼井段24.41m。第一部分井喷压井案例（清溪1井）14防喷器组合：环形FH35-70；双闸板2FZ35-105；双闸板2FZ35-105；双四通35-105；套管头105MPa；第一部分井喷压井案例（清溪1井）15（三）溢流发生与处理溢流放喷主要过程：溢流关井井漏堵漏、压井循环加重情况复杂化导流放喷第一部分井喷压井案例（清溪1井）161、溢流发生经过2006年12月20日2:15钻至井深4285m遇快钻时，2:18钻达井深4285.38m停钻循环观察（3min进尺0.38m），钻井液密度1.60g/cm3。2:33停泵关井11min，套压由0MPa上升至20.0MPa，之后快速降至0MPa，发生井漏。再次发生溢流关井套压最大上升至4.15MPa。第一部分井喷压井案例（清溪1井）

井眼有关数据表井眼总容积/m3减去钻具体积后井内容积/m3钻具内容积/m3环空容积/m3套管鞋处地层破裂压力当量密度/g/cm3井口套管抗内压强度／MPa171.14155.3335.03120.091.9251.3172、初期处理2.1初期第一次压井（14:35～15:53）12月20日14:35～15:53用密度1.80g/cm3钻井液节流循环排气压井，排量0.41～0.52m3/min。套压由20.4MPa下降到9.6MPa，立压由0.3MPa最高升到9.0MPa之后下降。15:53～16:14泵入总量64m3套压下降到4.3MPa，立压降为0。随后井口失返，发生井漏关井。第一部分井喷压井案例（清溪1井）初期第一次压井曲线（接近成功）

18

第一部分井喷压井案例（清溪1井）19第一部分井喷压井案例（清溪1井）初期第二次压井曲线（显示正常、接近成功）20第一部分井喷压井案例（清溪1井）至12月21日15:40继续节流循环压井，排量0.75m3/min，进口钻井液1.75～1.76g/cm3、出口密度1.73g/cm3。15:40节流循环中发现泵压突然由13.6MPa上升至19.0MPa，停泵（2min）后接着开泵，继续加重。21第一部分井喷压井案例（清溪1井）222.4原因分析该井为清溪构造的第一口预探井，地层压力预测误差较大。预告飞仙关地层压力系数在1.30～1.45，实际钻入飞仙关地层密度1.60g/cm3的钻井液仍发生了溢流;所钻遇气层压力高、产量大、喷漏同存，在喷漏同存的情况下难以有效地实施节流压井；由于井身结构的限制，不能在高压下关井，地面节流管汇冲刺损坏严重无法有效控制，是导致压井失败的重要原因。对套压控制不当是导致压井失败的直接原因。分析初期两次压井过程和施工曲线，压井后期套压已经降至较低的压力值，符合正常规律，压井接近成功。第一次压井漏失后，关井套压最高上升到40.6MPa；第二次压井漏失倒换放喷流程时，套压上升到56.4MPa，都是压井后期气体集中段到达井口部位所致。若采取正确的控制放喷方法，随后泥浆将会返出，压井就会成功。第一部分井喷压井案例（清溪1井）23在处理了19：00（2:18～21:20）后基本建立循环，21:00井口见钻井液返出，漏失钻井液15.0m3。在处理了21:30（2:18

～23:50）后用密度1.70g/cm3钻井液建立循环，立压降至10.8MPa，套压降至0.6MPa。钻井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.54～1.64g/cm3。在处理了36：20（20日2:18～21日15:40）泥浆进出口密度基本均匀后（进口密度1.76g/cm3，出口1.73g/cm3），情况恶化。

实属处理不当！！！第一部分井喷压井案例（清溪1井）24第一部分井喷压井案例（清溪1井）25第一部分井喷压井案例（清溪1井）26第一次抢险压井曲线(非正常曲线)第一部分井喷压井案例（清溪1井）发生了漏失，环空不能形成液柱，压井不能成功漏失点27不控套压放喷设备试运转放喷泄压检查验收正注清水逐次关闭其它放喷流程控压排气建立水柱控套压建立泥浆柱停泵试关井根据情况确定下步措施５００方５００方第二次压井施工工序流程图清水重泥浆3.2第二次抢险压井（保井方案）第一部分井喷压井案例（清溪1井）2812月27日15:27开始正注清水，排量2.5m3/min左右，立压稳定在40MPa到48MPa之间，15:29～16:29套压由3.5MPa上升至31.5MPa，17:27上升至39.8MPa，17:45后逐渐降至30MPa以内。分析环空形成部分水柱，17:45停止注清水，共注清水332m3。17:45～19:27正注密度2.20g/cm3的压井液260m3，排量在2.6m3/min，立压37～46MPa，套压降至23.5MPa，分析压井液柱逐渐形成。19:32循环压井中立压突然下降到29MPa，19:57呈直线趋势下降为0MPa（发生漏失），与此同时排量由2.6m3/min降至1m3/min。套压由23.5MPa下降至16MPa后又逐渐上升到32.5MPa。在调整排量时，20:16套压迅速上升至37MPa并且仍有继续上升趋势。第一部分井喷压井案例（清溪1井）29第一部分井喷压井案例（清溪1井）测试节流流程图30第一部分井喷压井案例（清溪1井）31第一部分井喷压井案例（清溪1井）第二次抢险压井施工参数曲线（曲线较正常，接近成功）发生漏失，套压升高，压井失败漏失点32第一部分井喷压井案例（清溪1井）这是优势吗？是否正确33第一部分井喷压井案例（清溪1井）井场设备布局平面图

34第一部分井喷压井案例（清溪1井）35第一部分井喷压井案例（清溪1井）36第一部分井喷压井案例（清溪1井）3714:15～14:56用压裂车组反挤密度为2.20g/cm3压井液113m3，套压上升并维持在26MPa，判断此时已将环空侵入的气液成功推入地层，决定进行注水泥封井。在处理完注水泥浆管线堵塞问题后，16:00～16:30反注泥浆套压下降为0，立压保持3MPa。向环空注入清水1m3后开始反注水泥浆，17:15反注水泥浆86m3后，套压26.5MPa，立压15MPa。同时正注1m3清水后开始正注水泥浆，17:55立压28MPa，套压28MPa。17:59～18:01同时正反注2m3清水，18:05关井憋压候凝（套压29MPa，立压28MPa）。压井结束。18:30立压下降为0，套压28.8MPa。第一部分井喷压井案例（清溪1井）381月4日11:50套压12.5MPa，立压0MPa，放套压至0关井，压力不再上升，压井、封井成功。第一部分井喷压井案例（清溪1井）压井、封井曲线393.4抢险压井失败原因压井液密度过高、排量过大造成井漏，是导致两次抢险压井失败的主要原因。由于对井底压力分析不够、对井漏问题认识不足，采用了高密度、大排量压井方法，井漏严重导致了压井失败。根据溢流初期关井漏失后套压最高4.15MPa，按环空钻井液密度1.60g/cm3计算，气层最高压力71.39MPa、压力系数1.70（实际受气侵影响压力系数低于此值），按照气层压井密度附加0.07～0.15g/cm3要求，压井液最高密度应为1.85g/cm3，初期两次压井比较正常也说明了这一点；初期压井失败后关井套压最高达到了56.4MPa，打开五条管线放喷套压只有2～5MPa，说明井内仍有高达50MPa以上沿程压力损失作用于井底，受下部小井眼（2913.16～4285.38m）尺寸限制，采用高密度、大排量正循环注入压井液将极易引起井漏、不能建立环空液柱、压井难以成功。第一部分井喷压井案例（清溪1井）4041第一次注入2.05g/cm3压井液249.8m3，排量2.0～2.2m3/min，套压12MPa维持不变，立压从37MPa突降至5MPa以内，证明漏失严重、环空形不成有效液柱。注入量超过环空容积129.8m3，井底压力超过地层压力14.70MPa；第二次共注清水332m3，密度2.20g/cm3的压井液260m3，排量2.5～2.6m3/min。注入总量超出环空容积472m3，超过地层压力20.99MPa。立压从45MPa以上呈直线趋势突然下降到10MPa以内、随后下降为0MPa，发生漏失、环空仍形不成有效液柱，溢流情况变得更加严重。第二次抢险压井后，认识到了井漏是制约压井成败的关键因素，在第三次压井中采用了先注清水建立液柱、然后从环空反挤重钻井液的方案，环空压力降低显著，使压井封井取得了成功。第一部分井喷压井案例（清溪1井）42第一部分井喷压井案例（清溪1井）43综合考虑，初期两次压井和两次抢险压井失败的直接原因，应该归结为对压井后期套压突然升高控制不当造成的，其原理可从下图进行解释。左图中套压曲线的“尖峰”部位与右图中气体返至井口套压达到最大值是对应的，该井套压最大值应接近71.39MPa。因此，对该关键环节的认识与控制应是压井的重点。第一部分井喷压井案例（清溪1井）工程师法压井曲线

工程师法压井原理

44第一部分井喷压井案例（清溪1井）45第一部分井喷压井案例（清溪1井）46第一部分井喷压井案例（河飞203井）47河飞203井压井施工现场48第一部分井喷压井案例（河飞203井）49（一）基本情况河飞203井是一口定向开发井，位于四川省通江县涪阳镇陈河乡三村四社，构造位置为通南巴构造带河坝场西高点南翼，设计井深5133m（斜深6013m）。该井2008年4月1日开钻，2009年2月1日完钻，钻井周期306天，2月23日19:00尾管固井结束。第一部分井喷压井案例（河飞203井）50完钻井深：6191m垂深：5214.93m造斜点：3915m最大井斜：67.98°水平位移：1688.74m闭合方位：314.49°。第一部分井喷压井案例（河飞203井）51第一部分井喷压井案例（河飞203井）52井口装置组合第一部分井喷压井案例（河飞203井）53主要气层位置序号井段（m）气测∑Cn(%)层位油气显示级别钻井液性能变化密度（g/cm3）粘度(s)14830~48310.267↗2.487嘉二段微含气层2.0655↑5624834~48350.665↗1.070嘉二段微含气层2.0656↑5734844~48480.390↗45.465嘉二段气层2.06↓2.0455↑5744854~4854.50.826↗59.550嘉二段气层2.065656000.5~60020.059↗0.165飞三段微含气层2.166966007~60270.034↗0.272飞三段微含气层2.17↓2.1667↑69第一部分井喷压井案例（河飞203井）54施工与承包服务单位：钻井工程：胜利西南石油工程管理中心70159SL钻井队地质综合录井：石油工程西南公司录井分公司26分队泥浆服务：绵阳市仁智实业发展有限责任公司固井服务：石油工程西南公司固井分公司固井3队水泥添加剂提供单位：成都欧美科公司第一部分井喷压井案例（河飞203井）55（二）溢流事件经过及处理

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，注入水泥浆90m3，泥浆泵替浆80m3，固井车替清水3.5m3。20:15抢起钻杆20柱（井深3160m）开始循环，22:20又起钻3柱后（3073.6m）关井憋压候凝（憋压3MPa）。2月24日20：00开井，起钻。第一部分井喷压井案例（河飞203井）562、溢流发现2月25日3:00起钻完，下入Φ241.3mm牙轮钻头探水泥塞。13:30下钻至井深3160m开始开泵循环划眼探水泥塞，到15:30下探至井深3624.17m遇阻，加钻压20～40KN试钻10cm，钻时慢停钻循环观察，振动筛处捞砂见少量铁霄未见水泥，证明已探至套管悬挂器，循环至17：28起钻。2月26日6:00起钻至井深254.25m，地质录井发现溢流1.46m3，通知司钻及值班干部，钻井队关井观察。第一部分井喷压井案例（河飞203井）57井身结构、钻具结构示意图58第一部分井喷压井案例（河飞203井）594、初步压井2月26日，在中石化西南工程公司、西南油气分公司指导下采用置换法压井。由于套压仍不断上涨，14:40达到25MPa，15:48达到35MPa。16:10改为直放喷泄压，到17:08套压降至17.5MPa，关闭顶驱液动旋塞阀，并将套压控制在40MPa以内。20:43（套压37MPa）用水泥车实施压井作业，21:32注入泥浆3.9m3、套压达46MPa。21:34套压上升到49MPa，22:02套压上升到50MPa，节流控制井口压力上限50MPa。第一部分井喷压井案例（河飞203井）60

2月27日凌晨0:50西南油气分公司、西南工程公司、川气东送工程建设指挥部领导及专家赶到现场，成立了新的现场领导指挥小组，建立起了应急抢险机构，制定了压井施工第二次方案：水泥车、压裂车泵注管线接好前，间接放喷，控制套压不超过50MPa；泵注压井管线连接好后，使套压泄至40MPa，从环空泵注压井泥浆，套压升至46MPa，停止泵注作业，观察套压上涨情况；待井筒内全为压井泥浆后，循环泥浆至进出口泥浆密度一样之后，停泵观察24～48小时,平衡后进行后续施工。1:00～7:10间接放喷泄压9次，控制套压不超过50MPa，放喷管线出口喷出物主要为天然气、泥浆及水的混合物。第一部分井喷压井案例（河飞203井）6118:42关井，套压从28MPa升至44MPa。20:14开节流阀放喷，之后又开1条副放喷管线泄压，套压降至10MPa。第一部分井喷压井案例（河飞203井）622月27日夜间套压变化情况第一部分井喷压井案例（河飞203井）63

5、压井作业

2月28日，集团公司组织对西南工程公司和胜利石油管理局制定的压井方案进行了审定，确定了由胜利油田提出的压井方案，主要要点是：打开3～4条放喷管线使井口泄压至5MPa以内；卸开顶驱，抢装回压凡尔；关闭环形防喷器并打开闸板防喷器；将钻具下至3000m以下，然后采用正循环压井；打开井口，进行下一步作业。

夜间多次节流放喷记录详细数据，论证方案的可靠性，为3月1日强下钻具方案做准备工作。

第一部分井喷压井案例（河飞203井）64

2月28日夜间关井与泄压试验：开井泄压：19：00继续泄压套压26MPa。第一轮关井及泄压：21：03关井套压26MPa↗36MPa，22：04开井节流泄压套压36MPa↘15MPa。第二轮关井及泄压：23：14关井套压15MPa↗33MPa，1：32开节流泄压，套压33MPa↘17MPa。第三轮关井及泄压：2：26关井套压17MPa↗30MPa，4：13开井套压30MPa↘17MPa。第四轮关井及泄压：5：00关井，套压17MPa↗27MPa。第一部分井喷压井案例（河飞203井）653月1日8:00套压27MPa，开三条放喷管线泄压，9:30套压显示降到0。抢装回压凡尔成功，随后关闭环形防喷器，开启Φ139.7mm半封闸板，钻台检测硫化氢浓度为0。9:50开始下入第一柱钻杆，至15:50下钻至井深3517.77m。第一部分井喷压井案例（河飞203井）6616:00开泵压井，此时套压为0，以1.8m3/min的排量泵入密度2.35～2.50g/cm3的压井泥浆，18:08套压最高涨至20MPa，18:45泵入泥浆总量为190m3、套压再次降到0。18:46倒闸门经液气分离器循环，19:00振动筛返浆建立循环，压井成功。第一部分井喷压井案例（河飞203井）67（三）原因分析1、井控制度执行不严格，现场操作人员思想麻痹大意，起钻过程中未及时灌浆是引发溢流的直接原因一是固井作业指导书没有得到很好的执行。固井作业指导书中要求“固井憋压24小时，侯凝72小时方可进行作业施工”，井队在侯凝未达到72小时情况下就提前进行起下钻等施工；二是坐岗不到位。施工人员没有引起足够的重视，认为固井后水泥已凝固不会发生溢流，在起钻过程中钻井队（胜利70159SL钻井队）、泥浆服务（仁智公司）、录井队（西南录井26分队）三方坐岗不到位，未能及时掌握灌入泥浆情况。没有及时灌入泥浆，减小了液柱压力诱发溢流；三是钻具计算错误，探到尾管悬挂器后钻进了0.10m进尺，对尾管上部封固质量不利。第一部分井喷压井案例（河飞203井）68固井施工作业书第一部分井喷压井案例（河飞203井）692、应急预案执行不到位，起钻发现溢流后，现场应急处理措施不当是导致这次溢流事件扩大的直接原因一是井队发现溢流后汇报不及时，6:00发现溢流，7:30才向西南石油工程管理中心汇报；二是井队干部对井控知识掌握不够,发现溢流后不能针对实际情况进行抢下钻具、抢接回压凡尔等处理，而是采取了循环观察，造成套压继续上升，延误了强下钻具的最佳时机，导致了溢流事件的扩大。第一部分井喷压井案例（河飞203井）703、水泥浆凝固时间过长、失重是发生溢流主要原因一是长稠化凝固期的水泥浆不利于高压气井封固质量，易于发生气侵和失重问题；二是领浆未达到设计要求。固井设计领浆（封固井段3662～4600m）密度2.30g/cm3，要求48小时抗压强度（83℃、21MPa、48h）达到14MPa以上，实际注入平均密度2.24g/cm3，固井59小时（从2月23日19：00注水泥结束到26日6：00）后水泥仍未凝固并发生了溢流；三是尾桨未达到设计要求。固井设计要求水泥浆尾浆封固井段（4600～6191m）24小时抗压强度达到（123℃、21MPa、24h）14MPa以上，在溢流中出现大量地层水，说明在憋压候凝期间下部尾浆没有凝固；

本井嘉陵江组二段（4555～4948m）有硫化氢，飞仙关三段（5772～6106m）有水层。溢流后经现场检测证实，硫化氢属于嘉二段，地层水属于飞三段。第一部分井喷压井案例（河飞203井）71四是关井憋压候凝24小时时间过短，特别是固井水泥浆密度未达到设计要求的情况下，未对憋压候凝时间进行调整，不利于固井质量和井控安全。实际上在水泥未凝固之前就已开井。经德州所达州实验室复检，现场所留大样灰和大样水，2.24g/cm3的领浆稠化时间是440分钟，66小时后才凝固出现强度，72小时强度达到11MPa。水泥浆在液体状态和凝固时失重状态，如果压力不能平衡，气层压力大于液柱压力，会导致气窜发生。第一部分井喷压井案例（河飞203井）724、本井是一口大位移、大斜度定向井，水泥量不能准确确定，固井质量难以保证，也是发生溢流的重要原因本井斜井段（3915～6169m）长达2254m，最大井斜67.98°，井底水平位移达1688.74m，是一口位移大、大斜度定向井，固井中容易发生水泥浆窜槽问题，导致上井壁与地层之间存在微间隙，易于发生气窜。本井四开（从3772.50m～6191m）到下尾管时间长达152天，由于泥浆性能差等原因，施工期间发生粘卡5次，浸泡解卡剂5次，井眼扩大率大。在没有井径数据（采用了水平井测井）情况下，固井设计只按10%附加水泥量（计算90m3，其中领浆40m3、尾桨50m3，实际注入90m3），水泥未返出悬挂器以上。通井钻塞施工中，尾管悬挂器以上未见水泥塞与水泥浆。第一部分井喷压井案例（河飞203井）73（四）防范措施事件发生后，管理局赵金洲副局长责令石油工程处、安全环保处和西南石油工程管理中心成立联合调查组，对此次事件展开调查，查清原因，吸取教训。并结合近几年四川地区天然气井发生的溢流井喷案例进行分析、整理，到各井队进行宣讲。此次事件的发生，暴露了我们在井控管理方面还存在薄弱环节，个别干部职工存在侥幸麻痹心理，在实际操作中存在井控知识掌握不够、井控应急处理不熟练等问题。为杜绝此类事件再次发生，吸取教训，举一反三，近期主要采取以下应对措施：第一部分井喷压井案例（河飞203井）74第一部分井喷压井案例（河飞203井）75第一部分井喷压井案例（河飞203井）76第一部分井喷压井案例（河飞203井）77按照中石化总部领导要求，3月23日，中石化安全环保局会同油田事业部、油田管理部、川气东送指挥部听取了胜利、西南等单位对该次事件的分析报告，责成各单位进一步分析并提出对事件责任者的处理意见。第一部分井喷压井案例（河飞203井）78第一部分井喷压井案例（永66-P9井）79（一）基础数据2008年5月28日完井（筛管完井），井深1708m，人工井底1700.3m，垂深1436m，造斜点1077.78m，最大井斜：90.8°，Φ139.7mm×1702.07m油层套管，油层井段：1506.6～1550.3m，1570.3～1687m，实射井段：1510～1525m。6月12日投产沙二73，初期日液46.6方，日油0.3吨，含水99.3%。日因产量低（日油0.5吨、含水98.2%），8月27实施打桥塞上返补孔沙二72措施。射开油层15m（1510～1525m）下防砂管柱生产后，液量较低（4.2方/天），分析认为出砂。11月10日打捞滤砂管过程中打捞管拔脱，下泵带病生产。周边注水井2口，永66-35、永66-29井，注水压力分别是4MPa和7MPa，距油井分别是760m和920m。本次施工目的：打捞滤砂管。

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第一部分井喷压井案例（永66-P9井）81（二）事故经过2009年2月12日至13日做开工准备。14日至27日完成反洗井、起原井管柱、打捞、解卡、捞滤砂管中心管等工序。2月28日下反扣钻杆（带可退捞矛）打捞滤砂管，提打捞钻杆剩6根时，发生井涌。因操作人员不掌握井控关井程序，没有开启套管闸门放喷泄压，直接硬关井。井口气流大、钻杆不居中，导致防喷器一侧闸板不能关闭，关井未成功。随着气流的快速增大，钻杆上顶，造成井口失控井喷。

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第一部分井喷压井案例（永66-P9井）83（三）事故原因1、起钻过程中未及时灌注压井液，井内压力失衡，是导致此次井喷事故的直接原因。2、发生井涌后没有开启套管闸门放喷泄压，直接关防喷器，致使钻柱顶出井口，是导致此次井喷失控的直接原因。3、所用XJ-450型修井机与XJ-650资质不符，使用油田要求淘汰的SDFZ18-35手动半、全封防喷器，发生井喷时不能有效关井，是导致此次事故发生的主要原因。4、施工队未整改安全环保监督中心提出的问题，擅自开工，是此次事故发生的又一主要原因。5、对引入外部作业队伍把关与管理不严，作业监督部门监控措施不到位，是导致此次事故发生的重要原因。6、相关制度执行不严格，设计中没有地层压力数据资料、无井控装置与井控措施等内容、没有批准人签字，是此次事故发生的重要原因。第一部分井喷压井案例（永66-P9井）84污染面积2×104m2第一部分井喷压井案例（永66-P9井）85达森公司对该起事故应负主要责任；东辛采油厂应负次要责任。第一部分井喷压井案例（永66-P9井）（四）责任认定86第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）87GD2-20X210是一口生产井，位于河口区孤岛镇朝阳四村东北角。1999年2月16日完井，井深1555ｍ，目的层井深1504ｍ，井斜45.72°，方位134.14°，井底水平位移310.85ｍ，油层套管为Φ177.8mm×1553.0m，人工井底1548.44m。1999年7月投产Ng三3，实射井段1307.5～1317.0m。本次施工目的：检泵、拔绕丝、填砂、丢封Ng三3，补孔Ng三2/1298.4～1302.0m、测压、混排、下绕丝高压充填、下φ56斜井泵。第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）（一）基础数据88第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）892009年5月7日洗井、起刮管器，19：30分起第109根（井内剩25根油管）时井口溢流，19：31压力突然升高，气流窜升到20多米并携带大量干细砂，井内油管顶出9米左右被自封卡住，井口失去控制。19：40采油厂启动抢喷应急预案，在井场周围70米内设置警戒线，切断家属区用电用气，疏散附近人员600余人。随着携带细沙的高压气流冲刷，套管闸门与四通连接处卡箍被刺坏，井口大四通被刺坏。21：30接到采油厂井喷事故报告后，油田抢喷领导小组赶赴现场组织抢喷工作，8日上午10：35抢喷压井成功。主要措施：先倒出喷出井口的1根油管，强拆自封，放倒井架，挖井口，利用HK-3抢喷装置拆下井口大四通及单闸板全封防喷器，更换大四通及防喷器，水泥车挤注压井液压井。第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）（二）事故经过及处理情况90疏散附近居民区内部分住户和其他人员600余人第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）911、起钻过程中未及时连续灌注压井液，同时起大直径工具形成抽汲作用，地层流体进入井筒，造成井内液柱压力不能平衡地层压力，是导致井喷事故的直接原因。2、未按井控规定安装防喷器和节流放喷管汇，放喷泄压操作不当，是造成井喷失控的直接原因。3、对地质情况认识不足，对邻井资料没有引起足够重视，未提供地层压力等数据，是造成事故的主要原因。4、没有制定井控管理规定，井控意识缺乏，对全井施工作业未提出有效和针对性的井控防范措施，是导致事故的主要原因。5、井控监督管理措施不到位，是导致事故发生的重要原因。第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）（三）事故原因92第一部分井喷压井案例（GD2-20X210井）（四）责任认定93第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）94孤岛中8—509井井喷片断95第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）96第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）第一天第二天97第四天第三天第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）98老井于1981年3月完井，井深1500m，油层套管Φ177.8mm×1478.43m，人工井底1468.09m。1981年10月投产Ng42－Ng65（1208.8～1320m）。2001年1月14日最后一次作业，1225m处套管变形，下半滤带病生产，因高含水关井至今。停产前动液面243.9米，56泵、泵深788.6米，生产参数3米×9次，日液能力86.75吨，日油能力3.69吨。该井运行由孤岛采油厂新井建设项目部负责，胜大集团总公司大修3队施工，设备为XJ-550。本次施工是在中8-509井1080.7m处套管开窗侧钻。第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）（一）基本情况99第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）（二）事故经过及处理情况100第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）101第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）抢险压井施工102第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）第四十二天1031、严重违反井控管理规定，施工前没有安装防喷器，致使溢流后无法控制井口，是导致此次井喷失控的主要原因。2、在没洗井的情况下起管柱、起管柱没灌液、起管柱抽吸，造成井内液柱压力不能平衡地层压力，是导致井喷的直接原因。3、发生溢流后，未及时采取迅速有效的补救措施（抢座悬挂器）实施关井，而是冒喷灌液、抢装防喷器，失去了坐封补救时机，也是井喷的直接原因。4、在没有施工设计和未经开工验收的情况下擅自开工，是导致此次井喷事故的重要原因。5、对侧钻井管理监督不到位，施工队伍设备搬迁后没有及时监控管理，是导致此次井喷事故的重要原因。6、管理、监督与培训不到位，司钻无证上岗，应急预案及演练缺失，是导致此次井喷事故的又一重要原因。第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）（三）事故原因104第一部分井喷压井案例（中8-侧平509井）（四）责任认定105106第二部分几种常用压井方法107常用井口、管汇装置108

压井方法是关系到压井成败的关键，包括两种方法即常规压井法和非常规压井法。常规压井法一般是指井底常压法压井，是一种保持井底压力不变而排出井内气侵钻井液的方法，包括：司钻法、工程师法和边循环边加重法。关井方法：“四、七”动作是国内通用溢流关井动作。硬关井——关防喷器时，节流管汇处于关闭状态，直接关防喷器。软关井——先开通节流管汇，再关防喷器，最后关节流管汇。第二部分几种常用压井方法109钻进中发生溢流关井程序：1、软关井（1）发报警信号。（2）停止钻进。（3）上提钻具至合适位置，停泵。（4）开节流阀前的平板阀。（5）关防喷器。先环形防喷器，再关半封闸板防喷器。（6）关节流阀试关井。（7）录取关井压力数据、钻井液增量。2、硬关井（1）发报警信号。（2）停止钻进。（3）上提钻具至合适位置，停泵。（4）关防喷器。（5）录取关井压力数据、钻井液增量。第二部分几种常用压井方法110一、常规压井法常规压井法一般是指井底常压法压井，是一种保持井底压力不变而排出井内气侵井液的方法，包括：司钻法、工程师法（等待加重法）和边循环边加重法。主要是以“U”型管原理为依据，利用地面节流阀产生的阻力和井内钻井液液柱压力来平衡地层压力。发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的压井液，始终控制井底压力略大于地层孔隙压力，排除溢流重建井眼与地层系统的压力平衡。在压井施工过程中，始终保证井内压力等于或略大于溢流地层的压力。第二部分几种常用压井方法111“U”形管原理：“U”形管底部为一个压力平衡点，其值可以通过分析连通管的任意一条管的压力而获得。常用的压井方法：司钻法；工程师法；边循环边加重法。第二部分几种常用压井方法112（一）需要确定与计算1、判断溢流类型（计算与确定）2、关井立管压力（不同情况下的正确确定）3、计算地层压力（计算）4、压井钻井液密度（计算）5、钻柱内容积、环空容积及加重钻井液量（计算）6、注入加重钻井液的时间（钻柱内容积、环空容积）（计算）7、压井循环时的立管压力（初始循环立管总压力，终了循环总压力）（计算）8、计算最大允许关井套压（计算）9、填写压井施工单（计算与填写）10、绘制出立管、套管压力控制进度曲线（利用计算数据绘制）第二部分几种常用压井方法113第二部分几种常用压井方法114（二）常规压井方法1、二次循环法（司钻法）压井原密度钻井液→排溢流

一周重钻井液→排原密度液

一周第二部分几种常用压井方法1152、一次循环法压井（工程师法）将配置的压井钻井液直接泵入井内，在一个循环周内将溢流排出井口并实现压井的方法。第二部分几种常用压井方法重钻井液下行重钻井液上返116事关压井成败的关键：凡是井控关井过程中套压升高，一般都是气体上升所致。这时要正确分析，认清套压突然急剧升高的原因，采取相应的排气、补液、放液操作来解决。气体到达井口与套压曲线“尖部”是对应的，因此，应控制好“尖部”、正确排除聚集气体，完成压井工作。清溪1井多次压井失败的主要原因，一方面是压井液密度过高、压井排量过大、下部井眼环空间隙小造成的井漏造成的，另一方面是气体上升至井口附近时套压急剧升高而未得到正确处理所致。第二部分几种常用压井方法117（三）压井作业中注意问题

开泵与节流阀的调节要协调：应专人指挥、协调一致钻具断落：根据断点确定采用循环法还是其它方法钻具刺漏：根据具体情况决定压井方法钻具堵塞：根据地层压力、套管与防喷器情况确定采用的方法钻头水眼堵塞：根据地层压力、套管与防喷器情况确定采用的方法节流阀堵塞或刺坏：更换或改变压井流程井漏：堵漏与压井的综合考虑，一般应先堵漏后压井第二部分几种常用压井方法118第二部分几种常用压井方法119二、非常规压井方法1、置换（顶部压井）法：（较多应用，分两种情形）当井眼环形空间基本为气体、常规压井方法无法实施时，应采用置换法。该方法动用设备少、现场工作量小，可靠性高且易于操作。（1）第一种情形：地层可能或可以产生漏失基本要领：采用一定排量（一般小于正常钻进排量）将压井泥浆注入环空，此时套压将升高。当套压升高至一定值（P1)并基本稳定时（开始漏失）停止注入，记录注入量并换算为井内液柱高度（h1）和产生的液柱压力(△p1)；静止一定时间使钻井液在环空气体中下沉，然后开节流阀放出部分环空气体，此时套压将下降。当套压下降至一定值(P2)并基本稳定时（地层流体开始涌入井内)，关节流阀停止放气体；第二部分几种常用压井方法120P1、P2是开始压井时井漏与气体溢出的临界极限值，是确定下一步控制的依据。再次注入压井液、放出气体时，应控制注入时低于上限，放出时高于下限。再次向环空注入压井泥浆，控制上限压力低于P1-△p1，……再次开节流阀放出环空气体，控制下限压力高于P2-△p1，……

重复上述操作，直至泥浆返至井口，压井结束。

注意：从第二次开始，每次注入泥浆和放出气体都应考虑注入泥浆总量所形成的液柱高度和所产生的液柱压力值。第二部分几种常用压井方法1213、置换（顶部压井）法：（2）第二种情形：地层不能漏失或不允许产生漏失采用一定排量（一般小于正常钻进排量）将压井泥浆注入环空，此时套压将升高。先设定一个允许的最高压力值P1，当注入一定数量泥浆、套压升高至P1时停止注入，记录注入量并换算为井内液柱高度；静止一定时间使钻井液在环空气体中下沉，然后开节流阀放出环空气体，此时套压将下降。当套压下降至一定值(P2)并基本稳定时（地层流体开始涌入井内)，关节流阀停止放出气体；第二部分几种常用压井方法122再次向环空注入压井泥浆，控制上限压力低于P1-△p1，……再次开节流阀放出环空气体，控制下限压力高于P2-△p1，……

重复上述操作，直至泥浆返至井口，压井结束。

注意：每次注入数量也可以按井眼高度确定，如每次100m。顶部压井法操作上要细心，注入压井液和释放气体要有耐心，不能过急。因井内液气量置换较慢、井很深和井液气侵程度大，用此法压井的时间可能会更长。

把握关键：多注没用，多放不行!第二部分几种常用压井方法123置换（顶部压井）法示意图第二部分几种常用压井方法124二、非常规压井方法2、硬顶（平推）法：从地面泵入钻井液，把进入井筒的地层流体压回地层的压井方法，叫硬顶法压井。不能用常规法进行循环压井时，可选用硬顶法压井。有些情况下硬顶法是使井得到控制最便捷的方法。两条通道第二部分几种常用压井方法125第二部分几种常用压井方法126硬顶法压井井口压力变化曲线第二部分几种常用压井