精选总结-清溪1井溢流井喷及处理过程

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 T133 8 103 4 75 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 59 1 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 1mm3A HA537G 0 20m 330 310 0 40m 311 310箭形止回阀 0 43m 121mm钻铤 79 43m 311 310旁通阀 0 71m 88 9mm加重钻杆 82 34m 88 9mm钻杆 G105 52柱 加5个防磨接头 1502 36m 311 520 0 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 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 8 8 0MPa 立压5 5 11 8MPa 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 70g 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 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压裂车1台 抢接两条放喷管线 地面准备好3800m3密度2 00 2 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30 40MPa 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30 40MPa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 00 2 40g cm3重泥浆1000m3 由2000型10台压裂车组成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 0 4 0m3 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8 9MPa 应该说距离压井成功已经只是时间问题 可是 这时地面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3 6MPa 套压2 5MPa 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40MPa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75 80MPa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87MPa 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150 200m3 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65MPa 最高控制套压40MPa 排量3 0 4 0m3 min 2 正注密度2 20g cm3压井泥浆共500m3 实现短暂压住地层流体 最高施工立压65MPa 最高控制套压40MPa 排量2 5 4 0m3 min 3 反推密度1 90 2 20g cm3泥浆113m3 模拟反注水泥 最高控制套压40MPa 排量2 0 3 0m3 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90m3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40MPa 最高施工立压65MPa 反注水泥浆稠化时间90min 正注水泥浆稠化时间60min 平均水泥浆密度1 95g 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70MPa 反压井管汇45MPa 及施工检查准备 10 58正注清水127m3 控制立压30MPa上升至56 5MPa 控制套压3MPa上升至34MPa 排量2 5 3 2m3 min 14 04正注压井泥浆密度2 20g cm3共400m3 控制立压56 60 52 5MPa 控制套压34 36 5 13 5MPa 排量2 0 2 9m3 min 14 11停泵 关井 作反注泥浆准备 立压52 5 0MPa 套压13 5 6MPa 14 57反注压井泥浆密度2 20g cm3共113m3 套压6 30 5 28 5MPa 排量2 6 2 8m3 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16m3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146m3 套压28 32MPa 排量2 4 2 8m3 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10m3 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1 92 1 98g cm3共142m3 稠化时间90min 套压25 30 5MPa 排量2 4 1 0m3 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31 33 5MPa 排量1 2 0 8m3 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40MPa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40MPa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