青海涩北气田钻井井控技术研究毕业设计论文.doc

摘要分类号 te242 单位代码 11395 密 级 公开 学 号 1105280225 学生毕业设计（论文）题 目青海涩北气田钻井井控技术研究作 者马凯院 (系)能源工程学院专 业石油工程指导教师刘江斌答辩日期 2015 年 5 月 27 日榆 林 学 院本科毕业论文诚信责任书本人郑重声明：所呈交的毕业设计（论文），是本人在导师的指导下独立进行研究所取得的成果。毕业设计（论文）中凡引用他人已经发表或未发表的成果、数据、观点等，均已明确注明出处。尽我所知，除文中已经注明引用的内容外，本论文不包含任何其他个人或集体已经公开发表或撰写过的研究成果。对本文的研究做出重要贡献的个人和集体，均已在文中以明确方式标明。本人毕业设计（论文）与资料若有不实，愿意承担一切相关的法律责任。 论文作者签名: 年 月 日摘 要 井控技术是油气井工程的核心技术。随着近年来国内外的井控技术的不断成熟、井控意识的大步提升、井控设备的更新和完善，以及加强了相关人员的井控培训，国内外发生的井喷事故次数已经逐年下降，但是井喷失控依然是油气田开采中的一大隐患。诸多事故说明人们对井控原理及其技术的研究与掌控还不够，现有的井控技术和设备不能完全适应新形势要求，仍然面临着多方面的挑战。本文以青海涩北气田井控技术为研究对象，针对其地层岩性及压力体系进行研究，分析钻井过程中井控的重要性。对井喷的原因及危害进行总结，给出完善的井控设备设计及合理的预防措施。 论文采用实地调研，搜集资料等方法。通过对青海涩北气田井控技术及井控设备的研究，并结合现场试验结果，给出一套适合涩北气田井控预防体系。关键词：井控技术；井控设备；井喷；井控预防abstract well control technology is the core technology of oil and gas drilling engineering.along with the recent years domestic and international well control technology continues to mature、well control consciousness of the big increase、well control equipment update and perfect,and strengthen the relevant personnel of well control training,the domestic and foreign occurrence blowout accident number has decreased year by year.but the blowout out of control is still a major hidden danger of oil and gas field production.many accidents that research and control people control principle and technical on well enough,technology and equipment can not fully adapt to the new situation requires the current well control,still faces many challenges.this paper takes the qinghai sebei gas field well control technology as the research object,conducts the research in view of the formation and pressure system,analysis of the importance of the process of drilling well control.the causes and harm of blowout is summarized,equipment design and reasonable precautions are perfect well control.the thesis adopts the investigation,data collection method.through the study of qinghai sebei gas field well control technology and well control equipment,combined with the field test results,given a set of suitable for sebei gas field well control and prevention system.keywords：well control technology;well control equipment;blowout;well control and preventioniii目 录摘 要iabstractii目 录iii1绪 论11.1目的意义11.2国内外研究现状11.2.1国内井控技术的发展现状11.2.2国外井控技术的发展现状31.3论文的主要内容41.4研究方案及步骤42地层岩性、压力分布及井控的重要性52.1涩北气田的地质特征52.1.1储层特性52.1.2地层岩性72.2涩北气田地层压力分布82.2.1地层压力的相关概念82.2.2三大气田的压力分布82.2.3异常高压成因122.3涩北气田井控的重要性132.3.1井喷事故及井喷危害132.3.2井喷的原因分析152.3.3涩北气田的井控难点162.4小结163井控设备设计及预防措施173.1合理的井控设备及安装技术要求173.1.1钻井井口装置183.1.2防喷器控制装置183.1.3井控管汇193.1.4钻具内防喷工具203.1.5井控监测仪器仪表203.2井喷的预防措施213.2.1涩北气田的井控预防措施223.3井喷预防实例233.4小结234适合涩北气田的井控预防体系254.1井控预防体系设计254.1.1满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置254.1.2地层压力监测264.1.3优选钻井液264.1.4合理的井身结构274.1.5提高井控意识及完善监管制度274.2小结27结 论29参考文献31致谢33榆林学院学生毕业设计（论文）1绪 论1.1目的意义 青海涩北气田为第四系生物成因气藏，由多个层状水藏和气藏叠加而成，其气藏地质特性极为特殊且复杂。气层纵向多而薄，埋藏深度浅，层数多，分布井段长；储层横向连通性好，分布稳定，构造高部位气层多，厚度大，低部位气层少，厚度小1-2。气田储层以砂质泥岩为主，地层成岩性差，欠压实，胶结疏松，气藏埋藏浅，在气田后期开发中出现了一些浅部气层形成异常高压3。多年来其特有的地质特点给钻探工作带来了很大难度，钻井过程中极易发生缩径、卡钻、井漏、井涌、甚至井喷等井下事故。涩北气田事故井北参3井于1964年开发，因井喷失控造成30多年的气体喷发着火，致使地层压力严重紊乱。 井控是指对油气井压力进行控制，通过一定的方法控制住地层孔隙压力，保持井内压力平衡。目前的井控装备及压力控制技术仍然不能完全满足一号、二号、台南“三大气田”的安全生产，这就要求在总结涩北气田多年钻井实践经验的基础上，对该区域上的井控措施进行具体分析，寻求更为有效可靠的井控装备、技术及预防措施以保障涩北气田的安全开发。井控工作的完善，有益于油气层的保护和井喷等事故的预防，对涩北气田的钻探工作有一定的指导意义。本设计对青海涩北气田地层岩性及压力体系研究，分析钻井过程井控的重要性；针对地层情况给出井控设备设计、合理的预防措施；结合现场试验结果，给出一套适合青海涩北气田井控预防体系。1.2国内外研究现状 井控技术是油气勘探开发中保证油气钻井安全的关键技术，由于客观因素的制约以及国内与国外科技水平的差距,国内外在井控技术的发展阶段上并不同步。1.2.1国内井控技术的发展现状在国内，井控技术和理论的研究一直是国家“六五”和“七五”期间的重点科研课题，期间针对应用中出现的各种问题进行了广泛的研究，发表了大量的论文，收到了较为显著的效果4。50年代及其以前。由于国内形势所迫，加之钻井技术与勘探领域的限制，只能通过国外的钻采经验填补国内的勘探开采空白，井控技术更是没有形成系统理论，开采过程中带有较大的盲目性，结果导致不少井喷失控5。 5080年代，随着国内各油田的勘探开发，井控工作也得到重视。但是受到钻井技术水平与井控设备简陋的限制，特别是对井控危害的认识不足，曾造成多次井喷、井喷失控和着火事故的发生。井喷发生后，事故的处理和控制成为当时井控工作的重中之重，并没有对平衡钻井及井控技术进行深入研究，致使国内的井控工作成为钻采过程中最薄弱的环节。“六五”期间，在总结各油田井控工作经验与吸收国外先进技术的基础上，完成了国家科技攻关项目平衡钻井及井控技术，把国内的井控工艺技术、井控设备和理论研究提高到一个新的水平6。再通过“六五”到“八五”连续3个5年国家重点科研项目的联合攻关，不仅能设计、制造配套的井控装置，而且形成了较为完善的井控技术7。该阶段主要以井喷作为油气发现的手段，井控设备匮乏，井控工艺采取关井放喷，并制定了“十快”“十细”的操作规程。80年代以后，由于改革开放政策，吸取了先进的国外井控经验，自主研发了适合国内井控要求的设备，使井控工艺更加完善。人们认识到：溢流与井涌是井喷发生的前兆，井喷、井喷失控是钻井工作中的恶性安全事故，井喷后的压井作业将会损害油气层；做好平衡钻井和井控工作才能在施工中有效地保护油气层，并在钻井过程中必须时刻保持对油气层压力的控制。石油与天然气钻井井控技术规定的制定标志着国内的井控技术正向着正规化、标准化改变。近年来，随着国内井控技术的不断成熟，油气层保护与井喷预防也得到了更多的关注。多级节流控制系统、发声检测仪、智能井控系统等井控新技术被应用在国内各大油田8。全面的防喷器的功能试验与防喷器可靠性的提高为井控工作提供了更有效的保障。钻井用的闸板防喷器压力级别最高为105mpa，环形防喷器也已达到了70mpa。旋转防喷器、不压井强行起下管柱液动加压装置和钻井液除气器等装置的成功研制，使国内的防喷器种类也更加丰富9-10。这使我国在井控设备上保证了井控技术顺利实施。2000年，塔里木油田代表中石油与加拿大杜邦公司合作进行安全管理研究，发布了塔里木油田hse管理体系，提出了“安全管理的十大理念”，使井控工作更加完善。 这些年国内的井控技术已经有了很大的进步，但是井喷等事故仍然不能完全避免。由于天然气勘探开发范围的扩大，油气藏埋深的增加，新的含气区与高压井的出现，欠平衡钻井技术的大规模推广，尤其是探井欠平衡钻井,增加了井控风险，给国内的钻井工作提出了新的井控技术难题。1.2.2国外井控技术的发展现状 50年代前，由于钻探工艺技术起步晚，试油、地球物理测井、录井等技术的不成熟，无法准确判断油气层，在施工中易发生井喷事故。但从另一方面讲，井喷却成为当时发现和暴露油气层的有效途径。过去，人们对井控工作存在两种错误的理解：第一，因当时的井控设备简陋，无法有效地关井，为了不井喷，采用重钻井液，只要井不喷，就认为井控工作完成了，至于油气层的污染，则考虑较少；第二，为了利用井喷发现油气层，采用低于油气层压力的低密度钻井液，但结果却是井喷后不仅无法正常钻井，而且井喷后的压井作业导致油气层受到严重的损害11。这一时期，井控工作的指导思想就是“放喷防火”。到了50年代，随着全球油气田勘探开发技术的推广，更多油气藏被发现，世界各油田公司的勘探开发活动愈加频繁。从浅地层到深地层，开采范围也进一步延伸，随之带来的是一些异常高压井的开采难题。只靠过往的开采经验并不能有效的解决高压井井控方面的问题，井喷失控后的巨大损失使国外的油气公司和研究机构清楚的认识到井控技术的重要性。6070年代中期。各石油公司将钻井工作从陆地发展到海上，尤其是近海石油的开发取得了巨大的收获。从1970年开始，平均每年钻井船的增长速度为9.8%。同时，为提到油气产量加大了对深部油气藏的勘探开发，并成功开发了部分深井与超深井。上述油气田的勘探开发情况对井控技术有了更高的要求。在这个阶段，许多高校将井控技术纳为石油工程的重要课题，各油田公司的井控技术培训亦趋于完善。从而促使井控技术方面的研究理论逐渐系统化，一些井控工作的文章大量涌现，如美国wcgoins和tbobrien编写的“井控机理及其控制”。同时出版了防喷手册、防喷指南和发表了“钻井时如何监测异常高压”等文章，使得国外的井控技术更加理论化和系统化。采用井控技术理论运用于各油气藏，有了显著的效果。70年代中期以来。随着电子技术的高速发展与井控工作的需要，研究人员将电子技术与井控工作相结合，给地层压力预测与监测提供了更有效的帮助。近年来研发的“data”和“adt”等装置，能够获取一些施工中必要的地层参数，这极大的方便了钻井队对于井底压力变化的掌控。并可预测钻头以下5080m的地层压力，实现平衡地层压力钻井，防止井漏和井喷事故的发生。同时将钻井速度提高23倍，减少了卡钻事故。使普遍认为的高风险油气藏得以安全开发12。美国、俄罗斯、中国是当今世界上生产井控设备的主要国家。美国的井控技术一直都领先与其他国家，因此其井控设备的生产经验丰富，产品种类数量也较繁多。cameron、shaffer和hydril三家公司是美国主要的防喷器生产公司，其防喷器研制的诸多方面都位于领先地位，代表了当今世界的先进水平13-14。随着适用深海、极地等恶劣环境的井控设备的研发，国外井控设备实现了系列化、体系化、智能化及自动化，并拥有专门的井控设计软件。同时建立由经验丰富的专家组成的压力控制队伍与井控抢险队伍，形成了从设备到技术再到应急的系统化井控软硬件管理技术15。1.3论文的主要内容（1）研究井控技术的目的意义、国内外研究现状。（2）青海涩北气田地层岩性及压力体系研究，分析钻井过程井控的重要性。（3）针对地层情况给出井控设备设计、合理的预防措施。（4）结合现场试验结果，给出一套适合青海涩北气田井控预防体系。1.4研究方案及步骤（1）通过书籍、期刊、网页查阅资料，从而深刻的了解国内外井控技术的现状。（2）进行实地调研，搜集资料，对青海涩北气田地层岩性及压力体系研究，分析钻井过程井控的重要性。（3）将文献资料、数据等进行合理分析，针对地层情况给出井控设备设计、合理的预防措施。（4）结合现场试验结果，给出一套适合青海涩北气田井控预防体系。（5）得出自己的结论，进行论文写作。2地层岩性、压力分布及井控的重要性2.1涩北气田的地质特征青海涩北气田位于柴达术盆地的三湖区域，是第四系同沉积背斜构造气藏，含气面积小，如图2-1所示自东向西分别为涩北二号、涩北一号、台南气田。地层岩性疏松、欠压实、成岩性差、气层埋藏浅、分布井段长、气水界面复杂；地层承压能力低，易漏、易喷、易缩径16。随着气田的开发，近年来在钻井中发现原属正常地层压力层系的浅部，因发生异常高压，造成钻井中“上吐下泄”的复杂及事故，是青海油田一级井控风险地区。图2-1 柴达木盆地三湖区域地质分布图其主要地质特征如下：(1)储集层岩性复杂泥质含量高，非均质性强，欠压实、胶结差、岩性疏松；（2）气层位多；(3)气水层间互,之间的泥岩隔层厚度为0.89.4m；（4）地层水平均矿化度为1.57105mg/l，密度为1.19g/cm3，ph值为5.07.1，水型以cacl2型为主，少量mgcl2型；（5）高部位砂层厚度大、层数多，向低部位砂层逐步靠近气水界面，直至渐变为水层。2.1.1储层特性涩北气田储层岩石疏松，成岩作用差，泥质岩以微孔隙和晶间孔为主，而粉砂岩以粒间孔为主，因此不论是含泥质低的粉砂岩还是泥岩，其孔隙度都较高。 涩北一号气田 涩北一号气田岩性主要为粉砂岩，约占46.26%，泥质粉砂岩约占32.03%，以及少量的细砂岩，约占3.92%，如图2-2所示。一号气田的夹层主要为粉砂质泥岩。储集层成岩性差、欠压实、胶结疏松、颗粒接触关系为漂浮式或点式接触、胶结类型为基底孔隙及孔隙式胶结。储层属高孔中渗储集层，储层孔隙度在11.9%42.4%之间，平均29.97%，渗透率在2.8md217.4md，平均为16.74md。图2-2 涩北一号气田不同岩性孔隙度（，%）、渗透率（k，10-3m2）变化图 涩北二号气田 涩北二号气藏岩性为疏松砂岩，成岩性与胶结性差，岩性奕粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩为主，含有少量的细砂岩。储层物性表现为高孔隙度，中低渗透率的特点。岩样孔隙度在10.3%43.3%之间，平均28.79%；渗透率在1.0md612md，平均15.22md。 台南气田台南气藏岩性以粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩为主，孔隙度平均在31.68%之间；渗透率在0.066md3787md，平均19.41md。 涩北一二号和台南气藏岩性以深灰色泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩为主，含少量的灰黑色碳质泥岩，并夹杂暗黑色泥岩和砂岩。岩性细而杂、泥质含量较高、欠压实、地层胶结疏松、成岩性较差。储层平均孔隙度为31.0%,平均渗透率为32.010-3m217。地层承压能力低，浅部地层易发生井漏。 2.1.2地层岩性涩北一号气田钻遇的主要地层由上至下为第四系下更新统涩北组（q1+2）、上第三系上新统狮子沟组（n23）。已知气层主要集中在下更新统涩北组地层中上段。涩北一号气田的地层成岩性差、胶结疏松、承压能力低、气层多、地层压力分布不均等特点，尤其是气田埋藏浅、结构疏松、胶结差、含气井段长。在钻井中易发生卡钻与井漏事故。涩北组(q1)地层厚度达1700m，根据涩北组的岩性特征、沉积发育状况与含气状况，进一步划分了3个岩性段，13个岩性、电性标准层(用k1-k13表示)。图2-3 涩北一号气田钻遇的地层岩性剖面图k1k3为涩北组上段，厚度约553.5685.5m，岩性主要以灰色、浅灰色泥岩、粉砂质泥岩为主，含少量粉砂岩、泥质粉砂岩互层。该段整体岩性偏细，砂岩不发育，含气性较差。泥质岩占85%90%。k4k10为涩北组中段，厚度约930940m，岩性以灰色、深灰色泥岩为主，粉砂岩、泥质粉砂岩次之，含少量细砂岩、钙质泥岩与碳质泥岩，各岩性呈频繁间互的不等厚互层。k10k13为涩北组下段，视厚度约260290m，由灰色泥岩、深灰色泥岩、浅灰色泥岩、钙质泥岩不等厚互层组成，局部夹灰黑色碳质泥岩。本段地层岩性相对要粗，砂层占本段地层厚度35%左右。涩北气田地质特征复杂，在钻井过程中往往会钻遇多套地层，对套管强度影响严重。如图2-3所示为涩北一号气田钻遇的地层岩性剖面图。该地区所钻遇的地层岩性差异大，则硬、塌、缩径等复杂情况较多。2.2涩北气田地层压力分布2.2.1地层压力的相关概念1） 地层压力：指地下岩石孔隙内流体的压力。正常地层压力：地下某一深度的地层压力等于地层水作用于该处的静液柱压力。正常地层压力梯度：0.00980.0105mpa/m或压力系数为1.01.07。异常低压：地层压力梯度低于0.0098mpa/m或地层压力系数小于1的地层。 异常高压：地层压力梯度高于0.0105mpa/m或地层压力系数大于1.07的地层。2） 静液压力：由静止液体重力产生的压力。计算公式：p静液压力，mpa 液体密度，g/cm3 h液柱高度，m3）压力梯度：每增加单位垂直深度压力的变化量。计算公式为：g压力梯度，mpa /m；p压力， mpa ；h深度，m； 流体密度，g/cm3 4）压力系数：指某点压力与该点深度处的静水柱压力之比。计算公式为：k压力系数，无单位；水水的密度， 1.0 g/cm3 ；h深度，m；e 当量流体密度， g/cm3 。2.2.2三大气田的压力分布涩北一号气田气藏埋深428.51592.5m，地层压力4.9218.22mpa，构造高部位气层多（91 层），有效厚度大（281.2m）。根据涩北一号气田气层纵向分布规律，整个气田划分为5个气层组，91个小层，24个储量计算单元。图2-4 涩北一号气田iv-1层组地层压力分布特征涩北二号气田气藏埋深404.81336m，单层厚度24m，高部位涩中1井累积有效厚度271.8m，地层压力4.2315.46mpa。根据泥岩隔层及砂泥发育的旋回韵律特征，结合气层组内储量单元的分布情况，涩北二号气田纵向上划分为4个气层组，27个砂岩组，82个小层。表2-1 涩北二号气田各开发层系的地层压力表开发层系开发层组有效厚度（m）产层中深（m）地层压力(mpa)范围平均值oo-16.36454.46-4.56.04o-26.24.81-5.1o-311.15.18-5.43o-45.95.93o-59.55.78-5.88o-64.86.18-6.42o-78.86.58-6.81o-86.26.9-7.3o-98.77.36-7.76一-1229408.14-8.859.25-118.78.93-9.50-114.0310.06-10.92二-19.0116511.40-11.9312.34-124.212.24-12.95三-1-19.7135613.61-13.9214.37-1-211.914.41-14.35-29.014.81-15.18台南气田气层埋深8351737m，地层压力10.2520.15mpa，单层厚度3-6m，高部位台南5井有效累积厚度190.1m。57个解释气层集中分布在涩北组（q1）中上部k1k10标准层之间约900m井段中。根据区域气层分布规律及涩北一号、涩北二号等气田的气层组划分情况，分析台南气田的地层沉积、气层分布、气水关系特征，将台南气田61个储层、57 个气层划分为5个气层组、27个计算单元。表2-2 涩北气田气体性质及温压系统表项目涩北一号涩北二号台南气田气体性质相对密度0.550.56甲烷含量大于99%不含co2、h2s相对密度0.5580甲烷含量97%以上不含co2、h2s相对密度0.5514甲烷含量99.36%不含co2、 h2s温度系统梯度:4.09/100m区间:300-343k梯度:3.69 /100m区间:301-336k梯度:3.20 /100m区间:312.3-340.1k压力系统梯度:1.19 mpa/100m区间:4.92-18.22mpa梯度:1.17 mpa/100m区间:4.23-15.46mpa梯度:1.14 mpa/100m区间:10.25-20.15mpa气藏类型同沉积背斜层状气藏同沉积背斜层状气藏同沉积背斜层状气藏涩北气田是生物成因浅气藏，气层纵向多而薄，各气区的埋藏深度不同，涩北一号、二号气田相对台南气田气藏埋深较浅。三大气区的压力分布不均匀，即使同一层系的地层压力也有差异，如图2-4，涩北一号气田iv-1层组涩4-20、涩4-16、涩3-22气井压力明显高于其他气井。根据表2-2可以看出，涩北一号、二号、台南气田压力梯度在常压的压力梯度范围内，总的来说涩北气田基本属于正常压力气区。图2-5 涩北二号气田地层压力与地层深度的关系根据表2-1的数据，做出涩北二号气田压力与深度的关系图，关系式为：p=0.0119h-1.794相关系数r=0.9934，则气田地层压力梯为1.19mpa/100m。查地层压力划分标准表2-3可知，涩北二号气田的压力系统基本属于正常压力系统。 由于开发时间相对较长，开采不均衡造成地层压力紊乱，通过统计生产井的压力资料及rft测井资料可以得出：井段200650m，地层的压力系数在1.001.40之间；井段780840m，地层的压力系数在0.900.98之间，井段12001450m，地层压力系数仅为0.680.8518。如图（2-6）图2-6 涩北气田井深与压力系数的关系根据表2-3可以看出在200650井段形成了局部异常高压，而深层气藏压力递减快形成了低压区,这种压力分布易造成“上吐下泻”的情况。浅部地层压力系数紊乱，导致在钻井过程中泥浆密度选择偏大，使某些井段压差过大，高压失水增加泥饼增厚，造成井径偏小“缩径”。影响了泥浆性能和泥饼的质量。施工时易发生缩径、卡钻、井漏、井涌、甚至井喷等井下事故。表2-3 地层异常压力分类表压力系数压力梯度泥浆比密度（ppg）压力分类（psi/ft）（kpa/m）10.433108.34低压1.01.270.4330.551012.78.3410.5常压1.271.50.550.6512.715.010.512.5高压过渡带1.51.730.650.7515.017.312.514.5高压1.731.960.750.8517.319.614.516.5超高压2.2.3异常高压成因涩北气田储层为砂泥交互沉积，沉积速度快，颗粒细，压实过程中孔隙中的水排泄不畅，如果是大段的泥岩，就容易形成异常高压19。找到地层异常高压的成因，可降低涩北气田的施工风险与安全隐患。图2-7井底压力梯度曲线压力异常发生于静水压力梯度线与静岩压力梯度线的区域之间，如图2-7，当地层压力梯度线越靠近静岩压力梯度线，地层压力pf越大，有效压力pe则越小。随着气藏开发生产，地层压力逐渐下降，因上覆压力恒定，有效压力增大，导致压实驱动20。图2-8欠压实泥岩压力封闭示意图欠压实作用引起涩北气田异常高压：如图2-8，为欠压实泥岩压力封闭示意图。涩北气田属于沙泥交互沉积，在沉积过程中，沉积速度快于流体排出速度，下伏地层因首先被压实排水，导致渗透性变差，在其周围形成致密层，泥岩内的孔隙水未能及早排出，延缓了成岩作用，部分剩余水滞留在泥岩中，故形成欠压实现象。此时孔隙流体同时承受静水压力与上覆岩层压力，形成较正常压实泥岩更高的孔隙流体压力，即异常高压21。2.3涩北气田井控的重要性 涩北气田属于浅气层，地层压力低，因此很多人便认为该地区不会发生井喷事故。而实际上，井越浅，平衡地层压力的钻井液液柱压力也越小，一旦失去平衡，浅层的油气上窜速度很快，很短时间就能到达井口。而且浅气层发生井涌井喷，关上井很容易在上部浅层或表层套管鞋处憋漏，不能用常规的关井节流方法进行井控，井控难度大22。如果对涩北区域地层压力监测不重视，往往会导致事故的发生。2.3.1井喷事故及井喷危害涩北一号气田自1964年发现至今，曾有多口井因井喷失控而报废，这些井的强劲喷势，反映出本区地层压力异常。图2-9 北参3井着火事故图2-10 某井井喷着火事故导致井架倒塌涩深2井位于构造南翼西端，于1976年6月22日钻至井深62537m时先漏后喷，关封井器后，虽经防喷管线放喷，但在钻台旁距井口9m处仍憋出一条长2m，宽2.5m的裂缝，天然气、泥浆、水同时喷出，喷高达5-6m，而后相继注入200m3比重1.70g/cm3的泥浆、比重1.26g/cm3的盐水和2845袋水泥，历时19天，才将该井封住，不得己将613.46m钻具一同埋在了井下。涩深8井位于构造南翼，距北参3井1.1km，1976年8月29日钻至井深574.28m处理井漏，接单根时发生井喷，当时喷高18m，喷出物多为泥浆、天然气和水。次日喷势减弱，用比重1.26g/cm3的盐水32m3压井，不仅未压住，喷势反而更猛，喷高27m，有时甚至高达40m以上。直至9月6日，用80m3比重1.4g/cm3，的泥浆和110袋水泥才压住井喷。完井以后，井口表套周围仍有水和天然气喷出。大量的案列告诫我们，井喷失控是灾难性的事故，其危害性极大： （1）扰乱正常的工作秩序，影响油气开发； （2）使钻井事故复杂化；（3） 井喷失控后易导致火灾事故和地层塌陷；（4） 污染生态环境，对周围农田、牧场、林场等建设造成影响；（5） 对周围居民的生命财产安全带来隐患；（6）造成机械损坏、人员伤亡、油气井报废,从而产生巨大的经济损失； （7）损害油气层、破坏油气资源。图2-11 井喷事故的危害2.3.2井喷的原因分析图2-12 井喷的原因涩北气田的井喷特征： 1）地层岩性疏松、下钻速度过快、钻井液密度控制不好都易引发井漏，井漏之后便会导致井喷； 2）地层泥质含量高，钻进时钻头容易泥包，起钻就易发生井喷； 3）气层埋藏浅、分布井段长，如果发生溢流，气柱上窜迅速，很难有效的控制； 4）地层异常压力，因涩北气田属于浅层气藏，地层压力不易控制，往往会形成异常高压井，形成强烈的地下井喷。2.3.3涩北气田的井控难点 在涩北钻井钻探中，开发方对于表层气压力数据提供不祥，承钻方无法精确控制泥浆密度，浅层钻进中泥浆比重忽高忽低，在气田后期开发中易出现一些浅部气层形成异常高压，造成“上吐下泻”现象发生，严重时导致井涌、并喷。 涩北气田的地层情况复杂，井控工作难点较多： 1）地层裂缝发育，易造成突发井喷状况，气窜高度大，不易控制。 2）气层压力梯度高，钻井液密度大，最高值达2.4g/cm3，导致井口压力高，容易发生井喷失控。 3）钻遇气层频繁、气藏层系多，使井控工作更加复杂多变。 4）分布不均的地层压力造成压力控制困难。 2.4小结 涩北气田为埋藏较浅的第四系地层，具有地层成岩性差、胶结疏松、承压能力低、气层多、地层压力分布不均、欠压实等特点。在开采后期，原属于正常压力的浅部气层易形成异常高压，造成“上吐下泄”的复杂事故，所以做好涩北气田的井控工作尤为重要。通过分析该地区地层岩性及压力分布，找到井喷的原因，掌握涩北气田的井控技术难点，并设计合理的井控设备和预防措施。3井控设备设计及预防措施 井控设备是指实施油气井压力控制技术的一整套专用设备、仪表与工具的统称，其配套程度主要取决于油气条件和生产技术，如较浅的低压井往往只配备井口防喷器组、蓄能器装置、远程控制装置、简易节流压井管汇、方钻杆旋塞等。常规的井控设备由以下部分构成：1）井口防喷器组(环形防喷器、闸板防喷器、四通等)2）控制系统(蓄能器装置、遥控装置、辅助遥控装置)3）节流与压井管汇4）钻具内防喷工具(方钻杆球阀、钻杆回压凡尔、井下钻具浮阀)5）加重钻井液装置6）起钻灌注钻井液装置 7）钻井液气体分离器，除气器8）监测仪表(泥浆液面监测仪、h2s检测器) 9）旋转防喷器 10）不压井起下钻加压装置与灭火设备 3.1合理的井控设备及安装技术要求涩北气田的井控工作难点较多，由于部分油气井在后期开采中会出现异常高压，这就要求更合理的井控设备来保障涩北气田的安全钻井。图3-1 井控设备示意图3.1.1钻井井口装置图3-2钻井井口装置1）安装套管头时应使四通和防喷管线的高度位置不变，保证套管中心线在固井作业时与井眼中心线的偏差不超过10mm，保证悬挂器和保护套顺利装入。 2）防喷器安装完成之后，需要对井口、转盘、天车中心等进行校正，其误差不可超过10mm，用16mm（5/8）的钢丝绳将防喷器绷紧在井架底座的对角线上。3）确保司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的连接管线在连接时要正确，并清洁干净。3.1.2防喷器控制装置图3-3无线遥控防喷器控制装置1）安装远程控制台的工作室应位于在距离井口不低于25m的井场左前方，在其周围10m内严禁放置易燃易爆、腐蚀物品。同时留有2m宽的行人过道。2）需用压缩空气将液控管线清理干净，管排架和防喷管线及放喷管线的距离不少于1m；严禁在管排架上放置杂物或进行焊割操作。3）气管缆应顺管排架安装在其侧面的合适位置，或是从空中架设，多余的管缆盘需放置于管排架上，不可弯曲或压折。4）司钻控制台应靠近司钻操作台，方便司钻的操作，并使其牢靠固定。5）储能器瓶的压力不低于21mpa，管汇压力不低于10.5mpa。6）远程控制台的电源需从总电源处直接引出，具备独立的控制开关。3.1.3井控管汇图3-4节流管汇图3-5压井管汇1）所有管线、闸阀、单向阀等的工作压力必须与所采用的防喷器组合的工作压力匹配。2）防喷管线采取螺纹和标准法兰进行连接，禁止在现场焊接。3）井口四通两侧到节流、压井管汇为内控管线。防喷器四通的两翼处接防喷管线，且每条管线需各安装两个闸阀。4）节流、压井管汇以外的管线为放喷管线。放喷管线的布局应根据风向、道路、各设施的情况，接出距井口75m以上，离各设备不低于50m的安全位置。5）按钻井工程设计探井、气井及气油比高的油井需配置钻井液气体分离器与除气器。6）采用防堵防冻措施保证各管线畅通运作。3.1.4钻具内防喷工具图3-6钻具内防喷工具的分类1） 各施工队应基本配有方钻杆上下旋塞与钻具止回阀。钻具旁通阀可根据井控工艺的需要进行是否配置。2） 投入式止回阀的座式短节尺寸需与所用的钻具保持一致，投入阀芯能够通过短节上部钻具的最小水眼。3）探井、气井的钻具内防喷工具必须采用井底阀。4）钻台上应备有一根防喷单根。3.1.5井控监测仪器仪表1） 施工队应装备泥浆液面监测和报警装置。2） 起下钻自动灌泥浆装置和各项井控参数仪表。3） 装备的泥浆液面监测报警仪需准确显示泥浆量的变化并能进行预调，在泥浆量超出正常范围时能够及时报警。3.1.6钻井液净化装置1） 各施工井队所配备的钻井液净化装置需达到三级以上。2） 探井、气井及气油比高的油井需配置钻井液气体分离器与除气器。 3.2井喷的预防措施表3-1 井喷的预防措施序号井喷失控的原因预防措施处理措施1起钻抽汲，造成诱喷每3-5柱灌一次泥浆，坐岗体积计量随起随灌，起完灌满停止起下钻，灌浆循环观察，根据情况调整泥浆性能2起钻不灌泥或没有灌满3不能及时准确发现溢流，发现溢流后处理措施不当工程、泥浆每15min坐岗检测，加强井控学习培训考核工作立即管径求压，节流压井，停止目前工作，保障压井工作4井控设备的安装及试压不符合标准要求严格按设计要求和有关标准安装试压停止目前施工，立即着手补救5井身结构设计不合理细心调研、严格相关规定，妥善设计展厅施工，补充或变更设计6地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料，使用了低密度泥浆，使泥浆液柱压力低于地层孔隙压力严格前期调研工作，紧密联系现场实际，妥善合理设计不允许钻开油气层7空井时间过长，又无人观察井口严格干部24小时值班制度立即下钻，并对相关人员处罚8钻遇漏失层不能及时处理或处理方法不当加强井控学习培训，全面提高技术素质堵漏后，对相关员工处罚9泥浆中混油过量或不均匀，使液柱压力低于地层孔隙压力循环观察，根据情况换泥浆10思想麻痹，违章操作加强井控学习和培训教育批评处罚3.2.1涩北气田的井控预防措施图3-7 应急预案及合理应对措施 1）井架底座高度应达到井控设备安装的要求，大型钻机需采用双层高底座。 2）根据钻井施工设计所需对井控设备进行安装与试压，钻井泥浆泵到压井管汇的反循环压井管线必须连接与试压，并保证可以随时使用。 3）井控装置及放喷管线的试压工作由四方（井队、钻井项目部、安全监督、甲方监督）到现场，试压合格后四方签字，试压不合格或无四方签字认可，不得开钻。 4）钻井队应持证人员必须经过培训，持有井控操作合格证才能上岗，在开钻前向全队职工进行工程、地质设计交底的同时，必须重点对井控工作提出具体的措施和要求，每口井必须进行二次以上（二开、三开）防喷演习，并达到规定要求，使岗位工人熟练掌握发生溢流后快速关井的操作程序。 5）做好一次井控工作，钻井液性能、特别使钻井液密度，必须达到设计要求以适应井下安全的需要为前提，井场要按设计储备足够的重钻井液、加重剂、各种处理剂、堵漏材料。按规定配备和使用好固控设备。 6）针对第四系地层成岩性差，地层疏松，钻头易泥包的情况，钻开油气层后，钻进时泥浆泵排量必须达到设计要求，215.90mm（81/2）的井，原则上不低于25l/s，311.10mm（121/4）以上的井，必须开双泵，以防钻头泥包，每钻进200m，进行一次短程起下钻，起钻速度控制在0.2m/s以内，防止抽吸造成井喷。起钻时必须有专人负责向井内罐泥浆，并校核起出钻具体积和罐入量一致，需要检修设备时，必须将钻具下到套管鞋处接好方钻杆方能进行。 7）涩北、台南地区易发生井漏，井队要随时做好防漏和堵漏工作，下钻特别是下套管时要严格控制下放速度0.3m/s，要平稳操作，防止压力激动造成井漏，在有的区块特别是涩北一号气田要加入随钻堵漏剂进行预堵漏，一旦发生井漏要停止钻井或其它作业，及时注入堵漏钻井液进行堵漏，防止因井漏后液柱压力降低造成井喷。 8）及时发现溢流、及时实施正确的关井操作程序是气井井控的关键。钻井队必须落实专人负责“坐岗”观察，及时发现溢流或井漏，发生溢流1方之内必须报警，并立即关井。 9）关井后严禁放喷，必须在2小时内实施节流压井工作，若不能实施正循环节流压井，则采用小排量反循环进行置换法压井。把井压稳后循环观察二周正常后方能继续钻进或其它作业。 10）做好防火工作，井场所有电路应符合防火、防爆的要求，井场严禁动用明火，消防器材必须按照规定齐全完好。 11）按sy/t5807-2003含硫油气安全钻井推荐作业法做好防止硫化氢中毒的预防和应急工作。 12）严格按照井控九项管理制度做好井控的各项基础和管理工作。特别要重点做好起下钻、电测及下套管作业的井控工作。 13）做好钻井生产运行的协调工作，各技术服务单位和后勤保障单位要有专人负责安全管理工作，并做好相应的物资供应及后勤保障工作。3.3井喷预防实例 某钻井的井身结构如下：一开 4120m50. 6mm，二开1852. 9m360. 4mm，三开3971. 5m304. 7mm。设计钻井液的密度时，将最高值定为 1. 57g/cm3。井深为 845m 时，密度为1. 22g/cm3，钻头直径为320. 5mm，实施快速钻进作业时出现水涌问题，溢出物包括钻井液、清水，水涌后槽面上升。水涌出现后采用了以下处理技术：继续实施钻井作业，并同时将1. 35g/cm3的重泥浆加重注入钻井中；注入重泥浆后发现外溢问题并未解决，随后进行关井处理，将300m3粘度为45s、密度为1. 42g/cm3的重泥浆加入钻井中。循环处理后没有压住井，随后将关井憋压的压力提升至2. 5mpa，同时采用节流压井技术，重泥浆粘度提升至55s，密度提升至1. 53g/cm3，进行以上处理后钻井恢复正常。3.4小结 涩北气田的地层情况极其复杂，井控工作难点较多，同时对于井控设备的要求也就更高。根据上一节关于涩北气田地层资料及井喷事故原因，给出合理的井控设备设计，从钻井井口装置、防喷器控制装置、井控管汇、钻具内防喷工具、井控监测仪器仪表、钻井液净化装置六个方面对涩北气田的井控设备进行研究设计。最终并提出了针对涩北气田有效的井控预防措施。4适合涩北气田的井控预防体系4.1井控预防体系设计 根据涩北气田井喷等事故的经验教训与涩北气田特有的地层情况，给出一套适合涩北气田的井控预防体系。包括以下主要内容：1）据柴达木盆地三湖区域特有的地质特征和气候环境，做好钻前工程与井场布置，确保该地区的井控安全。2）各个井队做好地层压力的预测与监测，掌握详细且有效的地层参数，保证能够随时了解地下情况。3）需储备适合该区域地层特征的钻井液类型，选取合理的钻井液密度、加重钻井液、加重剂和其他处理剂。4）合理的井身结构。5）提高井控意识及完善监管制度。4.1.1满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置 1）选定井场时，井场的左前方应