1、中国石油化工股份有限公司 清溪1井井喷处理情况简介,主要内容,一、基本情况 二、溢流发生及处理经过 三、现场状况 四、压井经过,一、基本情况,井 号：清溪1井 井 别：预探井 地理位置：四川省宣汉县清溪镇七村3组 构造位置：四川盆地川东断褶带清溪构造高点 设计井深：5620m 设计目的层：主探石炭系储层，兼探嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组及陆相层系 设计完钻层位：中志留统韩家店组 设计完钻原则：进入中志留统韩家店组50m完钻。钻井过程中，遇良好油气显示层经中途测试获高产工业油气流，报南方勘探开发分公司批准后可提前完钻 设计完井方式：套管射孔完井,施工井队：胜利黄河钻井三公司70158钻井队
2、 一开时间：2006年1月11日23：00 二开时间：2006年2月28日7：15 三开时间：2006年7月10日20：00 四开时间：12月17日4：00,一、基本情况,一、基本情况,清溪1井地质分层及井身结构示意图,清溪1井井身结构表,清溪1井套管强度表,一、基本情况,井控装置：防喷器组合 FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105闸板自上而下的安装为半封闸板（139.7mm）+剪切闸板+全封闸板+半封闸板（88.9mm）+35-105双四通。套管头型号： T 13 3/810 3/47 5/8-105,一、基本情况：7条放喷管线,主要内容,一、基本情况 二、溢流发生及处理经过
3、 三、现场状况 四、压井经过,二、溢流发生及处理经过,发生溢流时间 ：2006年12月20日2:15 发生溢流井深 ：4285.00m 发生溢流钻井液密度：1.591.60g/cm3 发生溢流泵压 ：由14.7MPa上升至15.05MPa 最短钻时 ：0.38m/min 溢流量 ：4min溢流1.5m3 关井套压 ：由0MPa上升20.0MPa。节流循环，套压降至0MPa。2:46关井，至3:20 套压上升至4.15MPa，判定地层发生漏失。 溢流层位 ：飞仙关组第一层；4278.0-4279.0m，灰色云岩，4279.0-4283.26m灰色膏质云岩。,井眼总容积171.09m3，除去钻具体
4、积后井内容积151.07m3,钻具内容积35.32m3,环空体积115.75m3。上层套管鞋处地层破裂压力当量泥浆密度1.92g/cm3。 井下钻具组合：165.1mm3AHA537G0.20m3303100.40m311310箭形止回阀0.43m +121mm钻铤79.43m311310旁通阀0.71m88.9mm加重钻杆82.34m+88.9mm钻杆（G105）52柱(加5个防磨接头)1502.36m+3115200.48m +139.7mm钻杆（G105，加6个防磨头）2609.61m。,清溪1井井身结构及井下钻具结构示意图,二、溢流发生及处理经过,二、溢流发生及处理经过,溢流发生原因：
5、钻遇高压地层，初步分析地层压力为1.85g/cm3左右，泥浆密度不能平衡地层压力。,二、溢流发生及处理经过,溢流后钻井队组织的压井：12月20日6:15泵入密度1.60g/cm3的堵漏泥浆18.4m3。 用0.9m3/min排量，正替密度1.80g/cm3泥浆38m3，向环空反挤泥浆10m3，停泵蹩压，套压19MPa。用1.80g/cm3泥浆节流循环排气，泵入35m3后立压为0MPa，套压16.84MPa，分析发生井漏，停泵关井并准备堵漏泥浆。,二、溢流发生及处理经过,溢流后压井：2006年12月20日20:35-21:20泵入1.70g/cm3堵漏泥浆20.0m3，排量7.8L/s，套压2.
6、8-8.0MPa，立压5.5-11.8 MPa，桔红色火焰高8-10m，漏失泥浆15.0m3。从21:20开始节流循环加重，泥浆进口密度由1.70 g/cm3逐步上升至1.77g/cm3，出口密度逐步提升至1.74g/cm3。,二、溢流发生及处理经过,溢流后压井：2006年12月21日16:10停止加重，节流循环观察。火焰高度2-5m，火焰呈橘红色。16:33发现溢流2m3，立即停泵试关节流阀，关井，套压迅速上升至56MPa，仍在继续快速上升，立压6.5MPa。开放喷管线泄压，打开一条放喷管线时套压50MPa，打开两条放喷管线时套压为14MPa,打开3条放喷管线后套压降为4-5MPa。压井失败
7、。,二、溢流发生及处理经过,分析认为压井不成功的主要原因有：1.地层压力不清楚，无法准确确定压井泥浆密度。2.压井过程中可能将地层蹩开与气层沟通更好，产气更大。,主要内容,一、基本情况 二、溢流发生及处理经过 三、抢险压井经过 四、经验与教训,鉴于清溪1井地层压力高、天然气喷势大和前期压井不成功的实际情况，准备再次压井并实施封井作业。为搞好抢险，成立了抢险组织机构，成员包括中石化安全环保部、油田管理部、油田事业部、川气东送指挥部、胜利石油管理局、南方分公司、中石油四川石油管理局的有关领导和专家。,三、抢险压井经过,三、抢险压井经过,（一）第一次抢险压井作业：组织2000型压裂车3台和1600压
8、裂车1台；抢接两条放喷管线；地面准备好3800m3 密度2.002.05g/cm重泥浆；水泥180吨。准备正循环压井，压稳或套压降低至能从环空挤注的条件下反推重泥浆后跟进水泥浆封井。,（一）第一次抢险压井作业：2006年12月24日凌晨开始第一次抢险压井作业。1:20-3:30,向钻杆内注入2.05g/cm3压井液249.8m3,排量平均2.0m/min,钻杆内压力3040MPa，套压12MPa。压井实施整个过程泥浆从放喷管线以雾状喷出，套压12MPa、立压3040 MPa维持基本不变。3:30停止节流循环试关井，计划反挤泥浆后再挤水泥浆，但是套压在4min内快速上升至42MPa。被迫开4条泄
9、压管线放喷点火，套压4MPa。压井失败。,三、抢险压井经过,本次压井不成功的主要原因分析：1.地层压力不清楚，无法准确确定压井泥浆密度，井下又喷又漏找不到平衡点，压井液密度无法实现合理确定。2.压力高、气量大，井眼上大（103/8）下小（75/8），泥浆雾化严重难以有效在环空建立液柱。3.节流阀控制能力差。经长时间放喷冲蚀后无法有效节流，套压控制到12MPa后不能及时有效增加井口回压。,三、抢险压井经过,本次压井不成功的主要原因分析：4.压井中途才发现防喷管线压力表误差大、主控管线压力表几乎失灵，无法实现压力控制。5.复合钻具结构，循环阻力大，施工泵压高，钻杆循环头的压力等级只有50MPa，满
10、足不了施工大排量情况下最高压力的需要。6.施工时间仓促，压井作业准备不充分。这次施工，从制定方案上考虑了要注水泥封井，但现场决定提前压井并取消了注水泥封井方案，且未考虑堵漏方案。,三、抢险压井经过,（二）第二次抢险压井作业：在分析总结上次压井不成功原因的基础上，强化了组织机构，进一步加强了技术力量，从四川石油管理局、西南石油局、西北分公司、河南油田、胜利石油管理局邀请了一批专家，反复分析讨论细化施工方案。决定先用清水建立液柱，然后用重泥浆压井，压井后用速凝水泥浆封井。,三、抢险压井经过,（二）第二次抢险压井作业：压井之前，准备了2.002.40g/cm3重泥浆1000m3;由2000型10台压
11、裂车组成2个车组；在原有节流管汇之后增加一套三级放喷测试流程；在压井管汇一侧增加一套节流流程；更换一套节流管汇；更换冲蚀严重的放喷管线和部分闸阀。2006年12月27日15:15-17:45正注清水332m3。控制最高施工泵压49MPa，排量3.04.0 m3/min，控制最高套压40MPa。,三、抢险压井经过,（二）第二次抢险压井作业：17:45-20:50正注密度2.20g/cm3的压井液380m3，20:17出现立压迅速下降到零，套压迅速上升至37MPa并继续控压循环（出口喷出物以气为主），立压由零回升13MPa，套压下降至89 MPa，应该说距离压井成功已经只是时间问题。可是，这时地面
12、测试流程低压部分油管连接处发生刺暴，放喷口处突然传来两声闷响（由于夜间施工，场地照明看不清楚），指挥人员为了安全起见，没有实行关井，便迅速指挥打开5条放喷管线放喷并点火，火焰高20-30m，火焰呈橘黄色。立压36MPa，套压25MPa。压井后套压过高，压井后无法实行反压井和注水泥作业。压井失败。,三、抢险压井经过,清溪1井第二次抢险压井作业参数及曲线,本次压井不成功的主要原因有：1.地层压力不清楚，无法准确确定压井泥浆密度，井下又喷又漏找不到平衡点。气量大，喷漏同存，在压井过程井内有漏失，泥浆雾化很严重（按井筒容积提前70方左右就见到出口喷有泥浆），难以建立和维持井内压力平衡。,三、抢险压井经
13、过,本次压井不成功的主要原因有：2.由于认识上的问题，压井时中石化现场施工及指挥人员担心井漏，控制环空套压偏低。从开始泵注重泥浆到出钻头之后较长一段时间，不是把套压向上提，反而开套降压。按最高允许控制套压40 MPa还有可用空间没有利用。使环空所形成的液柱压力和控制回压之和不能平衡地层压力，注入井内的重泥浆截断不了地层出来的高速气流，以至出现后来注入压井泥浆200方左右时套压再次出现高峰值37MPa。,三、抢险压井经过,本次压井不成功的主要原因有：3.高速流体（压井泥浆加重剂为铁矿粉）对设备冲蚀严重，地面部分流程密封实效。节流放喷流程在长时间高压、高速流体的冲蚀下发生损坏，倒换其它流程放喷致使
14、压井施工前功尽弃。4.复合钻具结构，循环阻力大，施工泵压高，钻杆循环头的压力等级只有50MPa，满足不了施工大排量和高压力的需要。5.指挥人员缺乏压井现场指挥经验，以至出现多头和无序指挥，把握不住压井施工指挥的关键环节。,三、抢险压井经过,（三）现场小结为便于下步施工，对井下状况、地面设备状况及井口装备状况进行全面分析：1.井下状况：可以建立井内短暂的压力平衡；产层平衡点难找，略欠平衡即溢流、稍超压力就井漏，几乎是溢流和井漏同时存在；地层连通性好、产量大，气体上窜速度快。井下裸眼井段短，只有28m，只揭开一套气层，对本井复杂情况的处理比较有利。储层为裂缝性气藏，地层沟通性好，气体产量高，根据目
15、前放喷情况的估计，三条放喷管线的日产气量在150-200万方。没有准确求得产层压力。通过压井堵漏施工粗略估计产层压力在7580MPa之间。10-3/4“是江苏无锡西姆莱斯公司生产，全新套管抗内压强度51.3MPa，固井质量合格。7-5/8”套管是天津钢管厂生产的抗硫管材（抗内压强度87 MPa） ，强度能够满足高压的要求，固井质量合格。,三、抢险压井经过,（三）现场小结2.地面状况井喷没有伤害钻机主体系统。井场供电系统、泥浆泵、绞车、井架、循环系统、储备钻井液系统完全可靠，井喷没有对这些钻井主体设备造成损坏。防喷器及其控制系统没有出现异常。远程控制台、液压管汇、环形防喷器、两个双闸板防喷器、两
16、个四通从发现溢流关井到现在未见异常。压井管汇一套，使用一次，未见异常；节流管汇两套都是新换和加接的（左右侧各一套），压井中发现右侧液动节流阀（J1）节流效果变差。左侧节流管汇一闸门有刺漏。,三、抢险压井经过,（三）现场小结2.地面状况目前共安装放喷管线7条，其中6条已经使用过，使用过的放喷管线有磨损、出现过刺漏。1号放喷管线自放喷以来，在中部的变向位置处的一个弯头曾出现过三次刺漏，最短的一次只放喷了1个小时就刺破了，出口刺破段长20米，发现换下的弯头刺损厉害。3号放喷管连接地面测试流程，在压井放喷时其中的一条放喷管发生严重刺漏。地面10台压裂车及其管汇运转正常。至少可分成两个车组同时施工，每个
17、车组实现4方/分钟的排量，可满足向井内注清水、分别从钻具和环空向井内注泥浆等需要，必要时也可以使用压裂车组向井内注水泥浆，进行封井作业。,三、抢险压井经过,（三）现场小结2.地面状况供泥浆、供清水的供给系统运转正常。可以储存泥浆1040方，储存清水400方，向地面储水池的清水供给量可达100方/小时。井场房子、钻具等都已经清除，井场满足压井设备的摆放。3.井口状况目前井口装的是5-1/2“水泥头（50MPa），下连接105MPa旋塞两个。施工前试压50MPa，施工中最大承压49MPa。,三、抢险压井经过,（四）第三次抢险压井、封井取得成功继2006年12月24日压井失败后，中石化集团总经理陈同
18、海、国家安全监督总局副局长孙华山等领导抵达现场，组织中石化和中石油专家以及两名中国工程院院士，从2006年12月25日至2007年元月2日，在认真分析总结前两次抢险压井失败的原因教训基础上严密制定第三次抢险压井封井技术方案和施工设计，精心组织准备，于2007年元月3日10:00点至18:00在以中石化集团总经理陈同海为总指挥、中石油老专家孙振纯为副总指挥的统一领导和指挥下，实施第三次抢险压井、封井施工取得圆满成功。,三、抢险压井经过,（四）第三次抢险压井、封井技术方案1.正注清水150200m3，通过关闭放喷管线，调节节流阀控制立套压，建立环空水柱，目的是减少压井泥浆的分散雾化。最高施工立压6
19、5MPa，最高控制套压40 MPa，排量3.04.0 m3/min。2.正注密度2.20g/cm3压井泥浆共500 m3，实现短暂压住地层流体。最高施工立压65MPa，最高控制套压40 MPa，排量2.54.0 m3/min。3.反推密度1.902.20g/cm3泥浆113 m3 ，模拟反注水泥。最高控制套压40 MPa，排量2.03.0 m3/min。,三、抢险压井经过,（四）第三次抢险压井、封井技术方案4.先反注水泥浆90 m3进入7-5/8“套管，接着正、反同时注水泥浆直至正反水泥浆都进入地层达到稠化初凝为止。最高控制套压40 MPa，最高施工立压65MPa。反注水泥浆稠化时间90min
20、，正注水泥浆稠化时间60min，平均水泥浆密度1.95 g/cm3。5.蹩压侯凝。,三、抢险压井经过,（五）第三次抢险压井、封井施工情况2007年元月3日10:00开始施工；10:17试压（其中：正压井管汇70 MPa，反压井管汇45 MPa），及施工检查准备;10:58正注清水127m3，控制立压30 MPa上升至56.5 MPa，控制套压3MPa上升至34 MPa，排量2.5 3.2 m3/min;14:04正注压井泥浆密度2.20g/cm3共400 m3，控制立压566052.5 MPa，控制套压3436.513.5 MPa，排量2.02.9 m3/min;14:11停泵、关井，作反注泥
21、浆准备。立压52.50 MPa，套压13.56 MPa；14:57反注压井泥浆密度2.20g/cm3共113 m3，套压630.528.5 MPa，排量2.62.8 m3/min;,三、抢险压井经过,（五）第三次抢险压井、封井施工情况15:10反注水泥浆密度1.92g/cm3共16 m3时，注水泥的压裂车不上水，停止注水泥；15:55反推泥浆密度2.20g/cm3共146 m3，套压28 32MPa，排量2.4 2.8 m3/min;16:35关井，作反打水泥准备。间断正反挤注泥浆密度2.20g/cm3约10 m3；,三、抢险压井经过,（五）第三次抢险压井、封井施工情况18:00反注水泥浆密度
22、1.92 1.98g/cm3共142m3，稠化时间90min，套压2530.5 MPa，排量2.41.0 m3/min。其中：17:15 18:00正注水泥浆密度1.92 1.98g/cm3共40m3，稠化时间60min，立压3133.5 MPa，排量1.20.8 m3/min。封井成功。,三、抢险压井经过,清溪1井第三次抢险压井及封井施工预测曲线,清溪1井第三次抢险压井及封井施工曲线,主要内容,一、基本情况 二、溢流发生及处理经过 三、抢险压井经过 四、经验与教训,（一）清溪1井压井难点1.客观上讲，该井飞仙关地层压力高，压力系数1.85左右。天然气产量大，日产气量在150-200万方（不含
23、H2S）。2.复合钻具结构（51/2钻杆2600m； 31/2钻杆1600m），循环阻力大，施工泵压高，前两次抢险压井使用的钻杆循环头的压力等级只有50MPa，满足不了施工大排量和高压力的需要。3.喷漏同存，在平衡点难以确定的情况下，在没有采取堵漏措施的情况下，压井压稳建立持久平衡的难度很大，消耗泥浆量大。,四、经验与教训,（一）清溪1井压井难点4.上部套管抗内压强度(51.3MPa)偏低,关井最高压力只能控制在40 MPa左右，这是一大薄弱环节，基于安全考虑，控制套压受到限制。5.阶梯型大小井眼，上面103/4套管，下面75/8套管，还有165.1mm井眼，压井泥浆进入环空容易被分散雾化，在
24、没有截断地层进入井筒的高速气流情况下，很难形成液柱。,四、经验与教训,（二）前面两次抢险压井施工表现的不足之处1.缺乏天然气井压井经验，关键环节认识上不统一，以致带来指挥和操作上的失误。在第二次抢险压井过程，从开始泵注重泥浆到出钻头之后较长一段时间，按最高允许控制套压40 MPa还有15 18MPa可用上升空间，立压也有10MPa的上升空间。现场施工及指挥人员担心井漏，控制环空套压偏低。既不增大排量提高立压，也不把套压向上提，反而开套降压。环空所形成的液柱压力和控制回压之和不能平衡地层压力，注入井内的重泥浆截断不了地层出来的高速气流，泥浆雾化严重，以至出现注入压井泥浆200方左右时再次出现套压
25、高峰值37MPa。在第二次抢险压井过程，当注入压井泥浆200方左右时套压再次出现高峰值37MPa被降下来只有9MPa，立压为13 MPa时，测试流程低压部分突然刺暴，指挥人员不是指挥关井而是立即指挥放喷，眼看着成功的希望化为泡影。在没有充分准备和条件不具备的情况下，仓促进行了第一次抢险压井施工，结果是事与愿违。,四、经验与教训,（二）前面两次抢险压井施工表现的不足之处2.钻井液加重剂为铁矿粉，高速流体对压井管汇、设备冲蚀非常严重。前面两次压井，节流阀、平板阀、放喷管线弯头刺坏很多，以致测试流程低压部分刺暴，给压井施工带来诸多不利。3.后勤供给保障受到限制，第三次施工的组织准备时间长达6天。抢险
26、人员的生活、住宿在前面一个星期内都没有提供保障。员工干累了休息时在井场公路边随地躺着睡觉。加重工作量大，自己的人员不够，请了武警、预备役部队进行加重泥浆。,四、经验与教训,（三）第三次抢险压井、封井成功经验1.统一认识，严密制定压井及封井技术方案，认真细化施工设计和施工预案，精心组织和充分准备，强化组织指挥。2.认真分析和总结前两次压井失败的原因教训，对这次施工的技术方案和施工设计充分得到了改进、完善和提高。主要体现在以下几个方面：提高了钻杆循环头的压力等级，由50MPa提高到70MPa，提高了施工压力的可控空间和控制能力。加重材料将铁矿粉全面换成了重晶石粉，保护了压井和放喷管汇的完好。,四、经验与教训,（三）第三次抢险压井、封井成功经验认真考量了空井压井建立液柱，减少压井泥浆分散雾化的措施，包括注入清水量的控制和整个压井过程的压力控制。施工时间放在白天进行，方便操作和指挥。3.借鉴和学习中石油的气井险情处置经验。由中石油具有抢险压井经验丰富的老专家进行指挥和把关。充分听取有关专家、院士和工程技术人员的意见、建议。充分发挥利用川局的工程技术人员现场抢险压井的丰富经验，参与制定技术方案和施工设计，对压力控制和重点施工环节及关键细节进行监督把关。,四、经验与教训,
