1、1,井喷压井案例与井控相关问题 （内部资料 注意保密）,张 桂 林 二九年九月,2,中石油委内瑞拉某井井喷,3,加拿大某井井喷,4,钻台突发井喷实况,5,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）,6,第一部分 井喷压井案例,7,一、清溪1井压井封井技术,8,中石化川东北清溪1井井喷现场,9,一、清溪1井抢险压井封井技术,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
2、喷压井案例（清溪1井）,10,（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）,11,清溪井地理位置,清溪1井,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,12,清溪井地质分层及压力预测,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,13,（二）实际数据,井 身 结 构,套 管 强 度 数 据,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,14,钻具组合： 139.7mm钻杆2609.61m； 121mm钻铤88.9mm钻杆1664.13m； 钻头位置4275m； 裸眼井段
3、24.41m。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,15,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）,16,（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）,17,1、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0MP
4、a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,18,2、初期处理 2.1 初期第一次压井（14:3515:53） 12月20日14:3515:53用密度1.80g/cm3钻井液节流循环排气压井，排量0.410.52m3/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。15:5316:14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）,19
5、,2.2 初期第二次压井（ 20:3523:50）关井后套压快速上升，16:43上升到最高40.6MPa。20:3320:35开节流阀排气，放喷口火焰高1015m。20:3521:20泵入1.70g/cm3堵漏浆20.0m3，排量最大0.93m3/min，套压由15.1MPa下降到5.3MPa，立压由12.2MPa降至2.9MPa之后升高，21:00井口见钻井液返出。21:2023:50用密度1.70g/cm3钻井液建立循环，观察一周后气侵严重，火未熄灭。然后边节流循环边加重（混重浆），钻井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.541.64g/cm3。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,
6、20,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）,21,16:33节流循环加重中发现液面上涨，泵压由10.5MPa上升到17.1 MPa，此时溢流量2m3。停泵关井求压，16:43套压最高达到41MPa，立压10.4MPa；随后套压下降到34.9MPa，立压8MPa，发生漏失。 20:05节流注密度1.77g/cm3堵漏泥浆25m3，套压28.7MPa，立压0MPa，放喷口火焰高3035m。因节流阀刺坏关井，20:41套压上升为45.9MPa，立压0MPa。,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
7、，进口钻井液1.751.76g/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。,22,2.3 放喷 因套压已超出井口允许关井安全压力（41.04 MPa），20:41打开一条放喷管线放喷，同时以1.1m3/min排量向钻具内注入堵漏浆，套压37.8MPa，立压8.9MPa；21:21在倒放喷管线流程时套压最高上升到56.4MPa，立压12.3 MPa，停泵套压下降到50.22MPa；22:2323:40先后打开三条放喷管线同时放喷，套压降至45MPa，放喷口火焰高3550m。很失败！,第一部分 井
8、喷压井案例（清溪1井）,23,2.4 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1.301.45，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
9、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）,24,在处理了19：00（2:1821:20）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1.541.64g/cm3。 在处理了36：20（20日2:1821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.
10、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）,25,3、溢流抢险压井 3.1 第一次抢险压井 本次压井立足于控制溢流、保住井眼，若井口出现紧急险情或压井不成功，考虑到气藏及环境保护则注水泥浆封井。 技术方案： 用200m3密度为2.02.05g/cm3的重浆压井，在高速气流下建立环空液柱。 注堵漏浆60m3，再用1.85 g/cm3钻井液压井并建立循环。 如果井口不见液面，则从环空反灌入1.85 g/cm3钻井液。 建立循环后，调整密度至压稳。 因喷漏同存，无法建立循环采取注水泥封井。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,26,实施过程： 12月24日1:20
11、3:30向钻杆内注入2.05g/cm3压井液249.8m3，排量2.02.2m3/min，立压3040MPa，套压12MPa。压井实施期间钻井液从放喷管线以雾状返出，套压、立压维持不变。3:30停泵试关井，准备反挤压井液后再挤水泥浆，但套压在4min内快速上升至42MPa，被迫打开四条放喷管线放喷，套压4MPa，火焰高达2545m。第一次压井未获成功。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,27,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,28,不 控 套 压 放 喷,设备试运转,放喷泄压,检查验收,正 注 清 水,逐
12、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,方,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）,29,12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，15:2916:29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。 17:4519:27正注密度2.20g/cm3的压井液260m3，排量在2.6m3/mi
13、n，立压3746MPa，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）,30,由于此时放喷管线油管连接处刺漏、测试流程1号管线甩开，被迫停止压井作业，打开5条放喷管线点火放喷，套压25MPa，火焰高2030m。 第二次压井作业未获成功。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,测试节
14、流流程图,31,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,32,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,33,3.3 第三次抢险压井、封井 指导思想：治喷为主、兼顾防漏、方案严密、准备充分、预案完善、组织有力，充分利用有利条件、确保一次封井成功。 技术路线：组织两组大型压裂车组和两组固井设备，充分发挥排量、总注入量、压井液密度、注入压力等四大优势，确保连续施工。先正注清水，形成雾柱和水柱，紧跟高密度压井液，形成压井液柱，适时从环空反注重浆，最后全井注水泥彻底封井。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,这是优势吗？,
15、是否正确,34,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,井场设备布局平面图,35,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,36,2007年1月3日10:1410:27以2.73.3m3/min排量向钻杆内正注清水35.1m3，替出钻杆内钻井液。10:27逐步关掉两条放喷管线，立压由10.5MPa上升到46MPa，套压由2.5MPa上升到4.5MPa，继续维持泵注。10:30、10:34依次关闭另两条放喷管线，只通过一条直放喷管线节流放喷，立压由49MPa上升到51MPa，套压由4.5MPa上升到14MPa。 至11:00，继续向钻具内泵入清水至127m3，缓慢调节节流阀，逐步增加套压升至34MPa，立
16、压控制在56MPa左右。11:0014:03向钻杆内泵注密度为2.20g/cm3压井液400m3，排量为1.82.95m3/min，立压控制在5060MPa，套压由34MPa下降到15.5MPa。12:25点火口出雾状物并逐步喷出以水为主，13:21放喷口连续返水火焰熄灭，14:15关井套压由15.5MPa下降到4.5MPa，达到反挤压井条件。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,37,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,38,14:1514:56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
17、处理完注水泥浆管线堵塞问题后，16:0016:30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。17:5918:01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）,39,1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
18、溪1井）,压井、封井曲线,40,3.4抢险压井失败原因 3.4.1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0.070.15g/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
19、只有25MPa，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（2913.164285.38m）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）,41,42,第一次注入2.05g/cm3压井液249.8m3，排量2.02.2m3/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2.52.6m3/min
20、。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）,43,3.4.2 对压井后期套压控制不当，仍是导致压井失败的直接原因。 第一次抢险压井注入249.8m3压井液后，停泵试关井时套压在4min内快速上升至42MPa，被迫打开四条放喷管线放喷； 第二次注清
21、水、压井液592m3后发生漏失，在调整排量时套压迅速上升至37MPa并且继续上升，被迫打开5条放喷管线点火放喷。这都说明压井过程中环空气体没有全部返出井口，而随后在井口聚集、套压急剧升高时没有足够的思想准备和合理的措施，而是采取了放喷的方法，直接导致了压井失败。 3.4.3 高速流体对设备冲蚀严重，节流阀经长期冲蚀后无法有效节流、在套压上升较快的情况下测试管汇憋断甩脱，也是压井失败的直接原因。同时，在夜间进行压井施工，场地小、地形复杂、不安全隐患大，影响了施工的持续进行。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,44,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
22、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,45,4、几点认识 4.1 地质设计对地层层序、气藏类型预告与实际情况基本一致，但预测的三叠系地层压力与实际有差异大。 4.2 将原设计下深 5222m（过龙潭组）的193.7mm 套管提前下至井深4260.97m（封过嘉陵江地层），为本次压井创造了条件。 4.3 按设计进行井控装置配套、安装、试压，溢流及处理过程中严格控
23、制压力，历经13天的放喷、节流循环和压井，技术套管、四通、防喷器主体及节流管汇安全可靠。 4.4 273.1mm技术套管抗内压强度只有51.3MPa，按规定溢流时关井套压不能超过41.04MPa（抗内压强度的80%），而关井套压高达56.4MPa还继续上升，是此次抢险施工的最大困难。 4.5 井控装备通用性较差，配件组织困难，节流阀、五通、弯管、闸阀等井控设备抗损强度有限，频繁刺坏、更换，给抢险和井控工作带来了困难。 4.6 对于川东北地区高压、高产气井，在喷漏同存、安全密度窗口窄、多相流体、垂直管流等复杂条件下的井控技术还处于以经验为主阶段，对科学理论指导的需求迫切。,第一部分 井喷压井案例
24、（清溪1井）,46,5 几点建议 5.1 加大地质、钻井设计研究，提高设计得科学性、先进性、针对性和经济性水平，对川东北钻井技术工作具有十分重要的意义。 5.2 进一步加深对井喷发生原因、井内压力分布、井喷与井漏的关系等问题的认识，坚持“要压井先堵漏、治喷与治漏并重”的原则，特别在该井压井中应以较低密度、较小排量和适当控制套压压井，才能达到压井目的。 5.3 继续进行复杂地层、岩性、高压气层的地层压力预测、监测、检测方法研究，继续开展井控理论的研究，形成对垂直管流、多相流体、高压流体、复杂管流等的实用技术，提高控制能力。 5.4 进一步完善井控装备配套、安装、试压工作，提高井控装置的通用可互换
25、性和抗冲蚀性能，提高井控能力。同时，加强井控培训和井控实战演练，达到“班自为战、队自为战”要求。 5.5 针对四川地区钻井施工面临的风险，继续强化和完善安全应急系统，提高应急保障能力。,第一部分 井喷压井案例（清溪1井）,47,二、河飞203井压井技术,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,48,河飞203井压井施工现场,49,2009年2月26日6时，由胜利西南石油工程管理中心70159SL钻井队施工的河飞203井发生溢流事件。 事件发生后，管理局成立了以党委常委、副局长赵金洲为组长的抢险指挥小组，制定抢险施工方案，指挥压井工作。 集团公司副总经理曹耀峰带领集团公司安全环保局、油田事业部、
26、油田管理部、川气东送指挥部以及石油工程西南公司、西南油气分公司、胜利石油管理局有关领导和专家赶赴现场，成立了现场抢险领导小组，审定抢险施工方案，历时85小时于3月1日19时压井成功。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,50,（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）,51,完钻井深：6191m 垂 深：5214.93m 造 斜
27、 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）,52,井身结构：660.4mm153.50m+444.5 mm1502.00m+314.1 mm3772.50m。 套管程序：762.00mm导管15.00m+508.00mm表层套管J5512.7mm153.37m+ 346.1mm技术套管TP12513.84mm1501.50m+273.1mm技术套管125TS13.93mm3771.75m,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,53,井口装置组合,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,54,主要气层位置
28、,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,55,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）,56,（二）溢流事件经过及处理 、固井 2009年2月22日20:00下入177.8mm尾管，井段（3626.586191.00m）。 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3
29、160m）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）,57,2、溢流发现 2月25日3:00起钻完，下入241.3mm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2040KN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
30、井喷压井案例（河飞203井）,58,井身结构、钻具结构示意图,59,3、初期处理 6:30套压上升至6MPa，节流循环并观察套压有降低趋势。7：30分别向管理中心巴中前线、西南油气分公司川东北采气厂汇报。 7:45套压降至1.5MPa，8:08开井强下139.7mm钻杆，8:46抢下10柱钻杆（井深至533.56m）发现溢流量逐渐增大。液面显示溢流量8m3，关井，套压迅速上涨至8MPa。 9:00 节流循环点火成功，火焰高约2m。9:52套压降至7MPa，关井观察至10:14 套压涨至15MPa，打开节流阀节流循环。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,60,4、初步压井 2月26日，在中
31、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）,61,2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
32、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2448小时,平衡后进行后续施工。1:007:10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）,62,2月27日8:00油田领导赵局长一行赶到现场，8:009:20召开第二次压井抢险会议，并检查压井施
33、工前准备工作。9:20开节流泄压，至9:41套压从49MPa降至40MPa。9:4510:05压裂车泵注压井泥浆（密度2.40g/cm3），套压40MPa升至46MPa，共泵入7.3m3。 10:24套压升至51MPa，之后间歇开井节流放喷控制井口压力。13:35节流放喷时放喷口出水，橘红色火焰高1015m。间歇开井节流放喷控制井口压力,至16:37放喷口大量出水，之后点火困难，不能持续。,18:42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）,63,2月27日夜间套压变化情况,第一部分
34、井喷压井案例（河飞203井）,64,5、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34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）,65,2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2
35、6MPa36MPa，22：04开井节流泄压套压36MPa15MPa。 第二轮关井及泄压：23：14关井套压15MPa33MPa，1：32开节流泄压，套压33MPa17MPa。 第三轮关井及泄压：2：26关井套压17MPa30MPa，4：13开井套压30MPa17MPa。 第四轮关井及泄压：5：00关井，套压17MPa27MPa。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,66,3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139.7mm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35
36、17.77m。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,67,16:00开泵压井，此时套压为0，以1.8m3/min的排量泵入密度2.352.50g/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）,68,（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
37、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）,69,技术要求,固井施工作业书,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,70,2、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
38、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）,71,3、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36624600m）密度2.30g/cm3，要求48小时抗压强度（83、21MPa、48h）达到14 MPa以上
39、，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（46006191m）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（45554948m）有硫化氢，飞仙关三段（57726106m）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）,72,四是关井憋压候凝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
40、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）,73,4、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（39156169m）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
41、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3772.50m6191m）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）,74,（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
42、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）,75,、剖析案例、现身说法，进一步增强对井控工作的认识 一是由管理局石油工程处、安全环保处组织收集四川天然气井近几年发生溢流井的资料，进行汇总剖析，到四川地区所有施工单位现场进行宣讲； 二是由西南中心人力资源部负责组织70159钻
43、井队平台经理和技术员到各基层单位现身说法，使各施工单位从中吸取教训，提高井控意识。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,76,2、组织开展井控检查工作 胜利西南石油工程管理中心技术、安全、设备、管具工程部等部门组成井控检查小组，从3月4日开始对各施工单位进行不定时、不限期的检查，对存在的问题责令定期整改，将整改情况反馈到井控检查小组。 3、加强对全体员工的技术培训 一是由西南石油工程管理中心技术装备部负责刻录井控标准操作演练光盘，下发到各基层单位，组织职工进行观摩学习，并监督、考核各单位井控标准化、规范化操作，提高员工的应急操作能力； 二是由西南石油工程管理中心人力资源部负责组织井控技术专
44、家和胜利钻井培训学校讲师到各基层单位进行井控技术培训，提高员工的井控理论知识和实际操作技能。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,77,4、进一步贯彻执行井控标准，宣传及贯彻落实天然气井工程安全技术规范、钻井井控装置组合配套、安装调试与维护、含硫油气井安全钻井推荐作法、川东北地区11项新标准。严格执行井控十二项制度，加强井控制度执行力度。 5、树立大井控理念，严格设计审批，重点对施工设计、技术交底、井控装备、内防喷工具、材料储备及重点施工环节进行监控。重点抓好一次井控、搞好二次井控，杜绝三次井控。 6、完善现场应急预案，针对不同地区特点，通过现场演练，不断修订完善，使预案更趋操作性。 7、
45、严格按照固井施工作业书进行操作，强化落实干部24小时值班制度和“坐岗”制度，做到早发现、早处理。,第一部分 井喷压井案例（河飞203井）,78,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）,79,三、永66-P9井压井技术,第一部分 井喷压井案例（永66-P9井）,80,（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：
46、90.8，139.7mm1702.07m油层套管，油层井段：1506.61550.3m，1570.31687 m，实射井段：15101525m。 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（15101525m）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。,第一
47、部分 井喷压井案例（永66-P9井）,81,第一部分 井喷压井案例（永66-P9井）,82,（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。,第一部分 井喷压井案例（永66-P9井）,83,第一部分 井喷压井案例（永66-P9井）,84,（三）事故原因,1、起钻
48、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
49、、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）,85,污染面积2104m2,第一部分 井喷压井案例（永66-P9井）,86,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,87,四、GD2-20X210井压井技术,第一部分 井喷压井案例（ GD2-20X210井）,88,GD2-20X210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1555，目的层井深1504，井斜45.72，方位134.14，井底水平位移310.85，油层套管为177.8mm1553.0m，人工井底1548.44m。 1999年7月投产Ng三3，实射井段1307.51317.0m。 本次施工目的：检泵、拔绕丝、填砂、丢封Ng三3，补孔Ng三2/1298.41302.0m、测压、混排、下绕丝高压充填、下56斜井泵。,
