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山前高压气井井控技术,李锋,二一二年四月中国新都,氮气钻井井控技术高压气井井控技术高压盐水井控技术,邛崃1井闪爆着火事故,1、基本情况,邛崃1井是西南油气田分公司川西南部白马庙构造的一口风险探井，设计井深4680米，目的层须家河组。该井三开井眼（311.2mm）拟采用气体钻井技术提速（井段：710米2200米）,2005年以来，在该构造推广应用气体钻井技术，用于提速和发现、保护储层，累计应用近百口井次，取得了重大突破，尚未发生过重大工程事故，有效提高了勘探开发效益。,1、基本情况,1、基本情况,氮气钻井工艺参数,313mm空气锤氮气量120m3/min含氧量5%以下钻压30KN转速35r/min，立管压力1.9-2MPa左右钻具组合安装扶正器钻时大约4-5min/m，钻进中悬重、扭矩、排砂等均正常,氮气钻井流场,氮气钻井流场,钻具及环空压降曲线,环空速度曲线,2011年12月16日开始空气钻井，后转换成氮气钻井,1、基本情况,12月22日氮气钻井至井深2143.91m（沙溪庙组），发生闪爆着火,高速气固两相流的形成和运动过程,3、事故原因分析,3、事故原因分析,空气提速钻进用井控装备不适合钻开高压高产气层,软管爆裂,3、事故原因分析,三通刺穿过程模拟,2、事故过程分析,迪西1井氮气钻井技术,迪西1井位于库车坳陷东部，依奇克里克冲断带依奇克里克断裂下盘迪西1号大型断鼻构造上，是探索致密砂岩、深盆气勘探潜力的一口重点预探井，距迪那15公里，依南2井801米，距依南5井7.5公里。,工程地质简况,迪西1井氮气钻井慨况,阿合组砂岩类型图,储层岩石类型均为岩屑砂岩，石英40-50%，长石8-20%，主要以钾长石为主，岩屑20-50%，成份以沉积岩岩屑和变质岩岩屑为主，分选中等，磨圆以次圆-次棱角状为主。,阳霞组砂岩类型图,迪西区块储层特征,1、储层岩性特征,迪西1井氮气钻井概况,储层类型：裂缝孔隙型，孔隙型储层以原生粒间孔、粒间溶孔为主，粒内溶孔少量。裂缝特征：裂缝主要发育在粗砂岩和砾岩中，中砂岩、细砂岩中裂缝中少见，主要以平行的构造缝和网状微裂缝为主，缝宽达0.10-0.30mm，裂缝率达1.5%，裂隙发育处连通性相对较好。渗透率：总体评价为低孔低渗-特低孔低渗储层，含少量中孔中渗储层。依南2井侏罗系阿合组孔隙度分布区间主要为0.3-12.3%，平均5.2%，渗透率主要为0.01-41.210-3m2,平均1.4210-3m2。,2、储层类型,迪西区块储层特征,迪西1井氮气钻井概况,迪西地区侏罗系压力分布关系图,侏罗系阿合组天然气具相对密度低(0.62830.6335)，甲烷含量高(88.610489.4456)，具干气特点。地层温度116152（迪西1电测温度131），地层压力68.5981.47MPa，压力系数1.73-1.84，为常温高压干气气藏。,3、温度压力特征,迪西地区侏罗系压力系数分布关系图,迪西区块储层特征,迪西1井氮气钻井概况,4、天然气组分特征,迪西区块储层特征,迪西1井氮气钻井概况,井身结构,井深4878m；层位，阿合组下砂组2米97/8套管下深4708米4708-4811.38米氮气钻进,氮气钻进,迪西1井氮气钻井概况,迪西1井氮气钻井概况,施工情况,注气压力从2.7MPa升至20MPa,扭矩增大（值）、钻具多提31.4T,1、4766.5米钻遇第一个产层，发生环空堵塞,环空测试,井段4762-4766.5m。气层10mm,折日产气45204m3。8mm,折日产气33930m3。6mm,折日产气19665m3。3mm,折日产气16920m3。,迪西1井氮气钻井概况,施工情况,第一趟钻钻具组合81/2钻头（未装水眼）+双母接头0.96m+两只箭形回压凡尔,迪西1井氮气钻井概况,施工情况,迪西1井氮气钻井概况,2、4811.38米钻遇高压高产储层，发生钻具上顶,钻开瞬间，钻具悬重由210吨下降至110吨,测试成果,12月15日17:30进地面流程，20:30-16日16:00进分离器，10mm油嘴求产，Pc:45.32MPa，Qg:589861m3/d，Qo:69.6m3/d（0.8170/20,0.7957/50）测试层位：侏罗系、阿合组，测试井段4708-4811.38m气油比8536，凝析油含量92克/方（迪那：气油比11034，凝析油含量72克/方）,迪西1井氮气钻井概况,第二趟钻钻具组合81/2钻头（装319mm喷咀）+双母接头1只0.58m+61/4浮阀0.5m+61/4钻铤1根+两只箭形回压凡尔,施工情况,迪西1井氮气钻井概况,1、钻遇高压高产气层导致“岩爆”发生,地层岩石抗张强度仅有34MPa，地层压力高达80MPa，在高压差下储层发生“岩爆”，瞬间高压气体的突然释放和岩石崩裂,造成巨大的上顶力,工程风险分析,工程风险分析,“岩爆”普遍存在，但有大有小，取决于井深、储层压力、储层类型、盖层岩性、裂缝空间大小等,钻进孔隙性气层的一次性岩爆,牛东102井伴随产气有4至6吨上顶,工程风险分析,钻进成组裂缝时的多次“岩爆”,钻进单条高角度裂缝的“岩爆”,气层压力高、盖层强度低，单条高角度裂缝，“岩爆”最严重,工程风险分析,“岩爆”：1)大量高压气体突然喷涌入井内。2)大量坍塌物颗粒和粉尘喷射入井内。3)颗粒初速度达600m/s以上（手枪子弹的速度）。,高压储层气体钻井的“岩爆”应该是无法避免的，发生的太迅速而根本来不及有所反应，只能采取相应的措施减缓其危害。,2、冲击载荷到达井口的时间很短,邛崃1井到达井口时间2分20秒迪西1井3分20秒到达井口,钻开高压高产气层钻头处压力升高，大于注气压力,气固两相流进入到钻头内，造成钻头堵塞采用大水眼时，进入钻具内流量增加，导致钻头水眼堵塞内防喷工具不能及时关闭，也是造成钻头堵塞的原因之一,工程风险分析,3、钻头堵塞原因分析,浮阀,距钻头：0.84m，用时间：15:10h,箭形止回阀,距钻头：1.17mm，使用时间：16.5h0h,工程风险分析,4、内防喷工具失效原因分析,钻开高压气层时瞬间高压气固两相流进入钻具内，导致内防喷工具损坏,5、排砂管线存在薄弱环节,排砂从旋转控制头侧出口接出，高度最高6.1米，稳定性差，且有一定的方向改变后端安装的防回火阀通径与排砂管线的内径不一致备用的管线入口采用软管线，抗冲击能力和耐冲蚀性不足,拐弯,离地高度6.1米,工程风险分析,旋转控制头旁通口没有采取防冲蚀处理，冲蚀严重。固相在高速流体的作用下容易窜入旋转控制头胶芯，增加摩擦阻力，加速了胶芯的失效,6、旋转控制头的冲蚀,工程风险分析,7、多功能四通的冲蚀,四通本体221內腔表面有3/4圆弧面被冲蚀，最宽处35mm，最大冲蚀量达3mm。,四通主通径,工程风险分析,冲蚀最严重方向,通径表面有不规则的冲蚀凹痕，出口断面为不规则圆，单边最大冲蚀量3mm，距离钢圈槽内径厚度2mm,右侧内通径,通过迪西1井氮气钻井发现，存在的主要风险有两大方面：,1、钻开高压油气层瞬间气固两相流流量增加、压力升高，造成：对钻具产生巨大上顶力,上顶力大于钻具重量将造成钢丝绳跳槽和影响实施关井作业冲击载荷到达井口，可能造成井控装备损坏钻头堵塞、内防喷工具失效2、钻井过程中气固两相流对井口装备及地面设备产生严重冲蚀，导致强度下降,工程风险分析,防止环空堵塞：控制钻速，减小井底岩屑浓度钻开高压气层后，尽快上提钻头离开高压高速区合理选择喷嘴，限制进入钻具内的流量提高内防喷工具快速关闭动作的能力加工双母接头的箭型回压阀和浮阀，缩短气固两相流进入钻头的空间,一、采取针对性措施,减小岩爆对钻井安全的影响,安全控制技术,选用61/2牙轮钻头、43/4钻铤，降低环空堵塞风险，减小上顶力,在已有的监测基础上，针对高压储层气体钻井安全性，增加：1）增加注入气量的监测和记录，以便分析。2）增加旋转控制头胶芯密封性监测。3）增加在线X-ray岩性监测，及时得知地层性质。4）在SWPU现有的排砂管线监测基础上，增加井眼阻塞监测、产气量和质量流量监测，以便定量记录、分析岩爆发生和强度。5）加密录井数据，实时共享录井数据，以便与排砂管线、注入管线监测合并，实时计算、分析井下状态。,二、强化氮气钻井的监测手段,做好钻遇高压气层的预警工作,底座高10.5米，净空9.7米，具备安装更多井控设备的条件侧出口空间宽敞，有利于排砂管线平直接出配套顶驱，有利于实施快速关井和防止钻具上顶,三、提高井控能力钻机选择ZJ70D,安全控制技术,三、提高井控能力优化井场布置,为了满足排砂管线安装要求，钻机循环系统后移8-10米,安全控制技术,三、提高井控能力优化井口组合,安全控制技术,配套一键控制的点火放喷联动系统使用两套双闸板,本体旁通径及双法兰内采取镶嵌YG8硬质合金套，相贯线处喷焊Ni60合金通过抗冲蚀四通进行测试,减少多功能四通使用时间，保护多功能四通,三、提高井控能力采用抗冲蚀排砂四通,安全控制技术,井口以内71/16-105MPa；井口以外10-5MPa，采用钢圈密封。支撑采用框架固定，安装高度大幅度降低，有利于安装固定采用两条等通径管线，提高钻进中的放喷能力，四通及法兰内径162mm，平板阀内径179mm，井口以外250mm变径变向处采取防冲蚀处理,遵循大、通、直、稳的原则,三、提高井控能力优化排砂管线,安全控制技术,司钻发现钻具上顶，发出报警启动放喷点火联动系统，放喷点火停顶驱，停气，上提钻具，关闭上双闸板的半封闸板依次关闭1#、2#排砂管线,1、钻遇高压产层时的放喷关井程序,2、下双闸板以上井控装备发生泄漏时的放喷关井程序,司钻发出报警启动放喷点火联动系统，放喷点火停顶驱，停气，上提钻具，关闭下双闸板的半封闸板关闭1#、2#排砂管线,三、提高井控能力优化放喷关井程序,安全控制技术,四、增强工具的可靠性钻头个性化设计,选用三个水眼的61/2牙轮钻头,安全控制技术,取消了箭座的橡胶圈，提高了抗冲击破坏能力采用金属和橡胶组合密封，提高了有效关闭能力,121mm箭形止回阀（通径：44.5mm；扣型：NC35公NC35母）,四、增强工具的可靠性设计新型箭形止回阀,安全控制技术,安全控制技术,使用多个内防喷工具确保钻铤以上内防喷有效抗冲击破坏能力强的工具安放在近钻头处安装投入式止回阀，在近钻头内防喷工具全部失效后，为完井射孔创造条安装旁通阀替代完井射孔工艺,四、增强工具的可靠性优化内防喷工具组合,钻杆悬挂器下部密封采用两道S型密封+H型密封,81/8套管井口密封采用金属密封两道P密封,五、强化完井井口的安全性井口密封的改进,橡胶密封,安全控制技术,五、强化完井井口的安全性多功能四通采用防冲蚀措施,旁通法兰设计为41/16-15M，配套41/16-15M*31/16-15M转换法兰本体旁通径镶嵌YG8硬质合金套，双法兰内径镶嵌300mm长YG8硬质合金套，可以保证内径为78mm，保持和阀门通径一致相贯线处喷焊Ni60合金,安全控制技术,1、配备具有500米遥控关井系统，满足应急关井要求;,七、提高应急能力,安全控制技术,2、制定针对性的应急预案,进行演练，保障人员和装备安全。,1、施工流程,碳钢钻杆抗腐蚀性能不满足长期生产要求，试采一段时间后，使用不压井起下钻装置换井下管柱,起钻至套管鞋内，钻杆完井采气,81/8生产套管固井,61/2井眼氮气钻进,钻完设计井深产量不理想,环空试采,压井，常规完井,钻进中途获得高产钻完设计井深获得高产,正常情况,内防喷工具失效,无阻流量60万方/天以下,不压井起钻下油管完井,迪西1井下步钻完井方案,压力等级：15000psi材料级别：FF级主通径：78mm旁通径：78mm,2、完井井口装置,迪西1井下步钻完井方案,氮气钻井井控技术高压气井井控技术高压盐水井控技术,大北202井溢流压井案例,大北202井设计井深5980m(实际钻达6100m),在钻至5871.25m短起下钻时发生溢流，在压井过程中出现64.00MPa超高套压。油田公司启动了应急抢险程序，经过两天的奋战，控制了险情，压井取得了成功。,大北202井基本数据,本井于5706m钻揭白垩系，气测显示活跃。该井处于大北2构造的最高点，裂缝最发育，岩性主要为中厚层状细砂岩夹薄层泥岩，从实钻情况看，本井物性明显好于邻井,大北202井溢流压井案例,试油井段：5711-5845m；层位：白垩系巴什基奇克组；本井完井试油直接下射孔-完井一体化管柱，未单独进行测试工作，地层压力系数借用大北201井的测试数据，本井地层压力系数为1.65。,大北202试油求产结果,试油结果,大北202井溢流压井案例,井身结构：103/4下深5696.175250.80m，钢级TP140V，壁厚26.24，抗挤180Mpa，抗内压130Mpa（丝扣）、162Mpa（管体），内容38.21L/m；97/8下深5250.804729.76（长521.04m），钢级TN110HS，壁厚15.88，抗挤180Mpa，抗内压130Mpa；内容37.69L/m；95/8下深4729.76井口，钢级BG140，壁厚11.99，抗挤53.6Mpa，抗内压63.2Mpa，内容38.19L/m。,大北202井溢流压井案例,井控装备,2009年5月19日：井口试压：35/70环形防喷器（信得）试压24Mpa；35-70信得双闸板防喷器35-70卡麦隆单闸板防喷器（内装全封/剪切闸板）、70节流、压井管汇试压70Mpa；合格。,81/2FMX545ZZ+型钻头+4304A0接头+61/4LDC2根+81/2F1+61/4LDC15根+61/4随钻震击器+61/4LDC3根+4A1410+5WDP15根+5DP+570MPa箭形回压凡尔（箭形回压凡尔在转盘面以上约9.55m左右）+保护接头+65/870MPa手动旋塞（开位）+65/870MPa液压旋塞（关位）,关井时钻具组合及内防喷工具,大北202井溢流压井案例,使用了顶驱，箭型阀距钻台面10米,井口情况,大北202井溢流压井案例,溢流发生前钻井液使用情况,在09年5月27日用密度1.90g/cm3的钻井液钻至5704.14m后连续发生井漏。前后进行了大小5次降密度作业，泥浆密度由1.90g/cm3降至1.68g/cm3,大北202井溢流压井案例,溢流和初期压井形成高关井压力经过,大北202井溢流压井案例,抢险经过,6月27日14：00勘探事业部派前指人员上井；16：00井队循环压井失败，套压升至64MPa。22：00领导和技术人员先后赶到，会议成立应急抢险小组，,6月28日3：00-15：00地面准备，制定压井方案，首先进行压回法压井。15:10-18:05关井共挤入密度2.03g/cm3钻井液45.93m3，套压6870MPa。21:35关井观察，套压70MPa。22:10泄压，套压7069MPa，点火（焰高3-5m），节流管汇平板阀在高压下开关困难，无法实施压井作业，为平衡压力，打开4#阀，更换节流管汇。,6月29日16:17-18:00:用压裂车正挤密度1.75钻井液61m3,关井观察，套压149MPa18:12-18:30:节流管汇放喷泄压，20:38-21:18关井，用泥浆泵反挤密度2.00钻井液30m3，反挤密度1.75钻井液6.68m3，套压12.620MPa,关井观察，套压2011.5MPa22:37-23:00:关井，用压裂车反挤密度2.00钻井液80m3，反挤密度1.75钻井液70.7m3，套压11.5227MPa，停车后套压为0.关井观察，套压为0-23:20开井观察，无溢流，压井成功。,大北202井溢流压井案例,原因分析,巨厚高压气层（发生溢流时，已打开储层165m）钻井方案存在缺陷，错误采取发生井漏就降密度办法，使钻井液附加密度值不足以克服起钻抽吸压力，导致起钻溢流现场人员对处理溢流缺乏经验，对起钻溢流缺乏正确判断。节流循环压井时控制回压不够。造成井口高压时，又认为溢流是一股气造成的，错误的采取了放喷的方法，造成关井后井口压力高达64Mpa对山前高压气井的井控的重视不足。接到汇报后，没有派专业人员上井处理，没向上级汇报，也没有认真分析井下情况就同意采取节流循环加重的方式压井,大北202造成关井套压64MPa，其主要原因有以下几点：,大北202井溢流压井案例,教训,在巨厚高压储层中钻进时要确保压稳上部地层，采用边钻边堵的方式钻进，不能单纯采用降低钻井液密度的办法来避免井漏,大北202井井内泥浆几乎喷空，造成关井井口超高压，造成了不良影响和巨大的经济损失。通过其原因分析，得到了以下几点教训:,对高压、高渗的气井，如果发生溢流，要及时上报并指派井控专家到井，组织压井作业,随时把握监督、井队管理技术人员的技术水平。对山前高压气井要指派有经验的监督和作业队伍施工。一旦发生溢流，不管关井井口有无压力，都要认真分析井下情况，及时排出污染的钻井液,大北202井溢流压井案例,采取的措施,1、加强山前高风险井的井控技术力量各勘探公司压建立3-5人的井控办公室，并将本公司井控专家纳入井控办公室同统一管理山前井和含H2S井在油气层钻井期间必须有专家驻井指导,针对大北202井控险情暴露出来的问题，油田公司针对山前高压气井井控问题采取了一系列措施,2、加强山前高压气井的井控管理现场要确保及时发现溢流并立即关井，关井后立即上报平台经理作为现场井控第一责任人，有权在认为井控安全可能存在问题时暂停作业并上报请示,大北202井溢流压井案例,3、对井控工艺和设备进行规范根据巨厚砂岩油气层压力系数共有的上高下低的特点，在钻进过程中采取维持压稳上部气层的钻井液密度，边钻边堵，既能保证井控安全，同时为完井创造有利条件。山前高压气井、溢漏同层井的压井首先使用压回法压井。对关井压力大于70Mpa的高压气井，应使用105Mpa压力等级的井控装备，同时在压井管汇一侧应安装放喷管汇。井内有钻柱的情况下实施关井，保证管柱上至少有一个内防喷工具不高出钻台面1.5米。使用顶驱的钻机，钻开目的层，必须采用接单跟方式钻进，并在井口第一根钻杆下端接一只钻杆旋塞。另外防喷立柱上的内防喷工具要接在上单根和中单根之间。山前高压气井，9-5/8套管上部应下入部少于3000米的V140钢级套管，各层套管固井采用全井段封固。,大北202井溢流压井案例,地质条件复杂，地层压力预测不准，容易发生溢流油气藏埋藏深，地层压力高、油气产量大井筒的完整性和可靠性存在薄弱环节,例如:钻井周期长，套管磨损严重，承压能力降低长裸眼井段压力敏感性强，溢漏频繁发生，压井成功率低,出现高关井压力的原因,对高压气井井控规律缺乏正确的认识,选择的钻井方式和井控措施失当,可控状态压井难度增加,井控风险增大被迫放喷状态超过井控装备的承受能力例如：井口刺漏、阀件损坏等超过地下井筒的承受能力例如：套管破裂、压漏地层等井喷失控状态,高关井压力导致的井控难题,高压气井井控工作最不愿意发生的几个问题在不具备井控条件的情况下，提前钻开油气层，（迪那2-9），解决办法卡准油气层位置适当的层位，提前下入油层套管钻开油气层的套管和井控装备不能满足喷空条件下的需求（迪那2，清溪1和大北202），解决办法提高套管的抗内压强度和井控装备的额定工作压力，使之大于关井最高压力防止溢流发生和控制溢流流量,高关井压力导致的井控难题,高压气井井控工作最不愿意发生的几个问题井控装备性能不能满足压井作业需要（迪那2，清溪1），主要是长期承受高压、高速流动气体的冲蚀，解决办法多级控制压力，改变装备工作条件井控装备应满足动力学要求采取防冲蚀措施压井作业后，进行设备检修压井方法选择错误和压井作业出现问题，（迪那2和大北202），解决办法加强对油气层的特征和压井方法匹配的研究推行井控专家驻井制度，压井作业在有经验的专家指导下进行,高关井压力导致的井控难题,高压气井井控工作最不愿意发生的几个问题钻具内出现井喷失控（吐孜1井），解决办法保持钻台面附近有旋塞，出现高压时，及时关闭旋塞提高地面循环管汇的承压能力钻开目的层时，换装承压能力高的泥浆泵的保险销子,高关井压力导致的井控难题,安全钻开油气储层的方法(1）合理的钻井液密度探索由低到高:用较低的钻井液密度钻开储层发生溢流压井（恢复并重建压力平衡）。有利于地质发现，有利于储层保护；适用于油井、储层压力较低的气井由高到低:用较高的钻井液密度钻开储层发现油气显示降低钻井液密度、短程起下钻交替进行，寻求钻开储层的最佳密度。有利于从根本上规避压井风险；适用于预探井、高压气井,避免出现高关井压力的措施,大北3井实例-井控难点：4超深井小井眼，抽汲作用强井深7090.88m，起下钻时间长井底压力119Mpa,压力系数1.73本井的安全发现，与合理确定钻井液密度有很大关系:,避免出现高关井压力的措施,由于大北3井是山前预探井，根据确定钻开目的层的钻井液密度实际经验，先取钻井液密度1.75g/cm3左右，通过短起观察后效、加强全烃监测等措施，逐步调整钻井液密度，满足不溢不漏（或微溢微漏）的状态，确保井控安全。,(2）认真进行短程起下钻作业作用判断起下钻时，泥浆密度能否压稳油气储层通过模拟起下钻作业来判断起下钻过程的安全措施可以根据井下条件和施工目的，调整起下钻柱数量。预计可能发生溢流时，可以适当减少起下钻柱数量循环时间可以延长至一周半，防止由于泵排量误差导致井底污染泥浆未循环出来根据进出口密度差、气测值变化情况判断井底泥浆是否被循环到地面起下钻发生溢流时，在钻具中加入内放喷工具（浮阀），分段下入井内。下一段，进行一次节流压井，直至井底,避免出现高关井压力的措施,(3）采用控压钻井的方式钻开高压油气储层利用旋转控制头进行初关井，把溢流量控制在尽可能小的范围内利用钻井液分离器液面监测系统，更敏感的发现早期溢流在钻井液分离器排气管线上安装气体监测系统，利用排气管线的相当密闭空间，更准确的取得气测值，有利于最佳钻井液密度的探索,配套装备,避免出现高关井压力的措施,（4）使用早期溢流（漏失）检测技术,推行积极的井控理念：发现溢流及时关井，怀疑溢流关井检查。溢流量是影响压井难度的重要因素，及时发现溢流，正确实施关井，把井控溢流量作为井控最重要的控制目标,避免出现高关井压力的措施,由于泥浆池液面监测装置的误差为1cm左右，泥浆罐的截面积较大，当溢流量小于1m3时，四个泥浆罐的液面高度上升不到1cm，故常规的溢流监测技术对小于1m3的微量溢流无法进行准确地监测。,表2-5溢流量与泥浆罐液面高度变化,避免出现高关井压力的措施,选择适当的监测位置，确定最合理的监测方法，是深井早期溢流监测技术的关键。,早期微量溢流监测方案,避免出现高关井压力的措施,井口导管液面的监测方案在喇叭口附近进行液面动态监测,避免出现高关井压力的措施,分离器液面的监测方案:在钻井液循环过程中，监测分离器液面高度变化情况，以此判断井眼中是否发生了溢流或井漏。,避免出现高关井压力的措施,新型分离器液面监测方案:利用连通原理，在分离器侧壁开孔引出一个L型的支管，将液位仪安装在支管上面，实时监测分离器液面高度。当井眼中发生微量溢流时，分离器液面就会发生明显变化。当分离器液面变化超过井控安全所规定的限度时，就会触发监测装置报警器实现自动报警。,1、分离器；2、下弯管；3、上直管；4、定位管；5、法兰；6、液位计；7、检测报警器图2-16液位监测报警装置方案图,避免出现高关井压力的措施,高压气井压井工艺,（1）循环压井的风险分析,正、反循环压井套、立压对比,应对正循环压井高套压风险：提高井控装备承受动压的能力多级节流管汇；提高技术人员的压井经验和技术素质；,（2）压井方法选择,首选压回法避免井控装备承受高压和动压，以及气体膨胀形成的高速流体导致的冲蚀避免人为操作的失误避免有毒有害气体对装备和人员的伤害次选反循环法让钻具作为承压管柱，避免套管破坏正循环压井适合一般气井，以及溢流量小的高压气井,高压气井压井工艺,（3）压回法压井,在溢流关井之后，用压井泥浆从环空进行反挤压井，将溢流压回去，所用的泥浆量是溢流量的23倍；完成之后，再采用微过平衡的条件进行节流压井，保证压井作业的有效性。优点：复杂问题简单化，归避风险在井筒清洁的条件下进行压井作业，可以减少操作难度，提高压井成功率。高效低成本与反循环相比，降低了设备要求。,高压气井压井工艺,（3）反循环压井法,在压回法压井无法实施的情况下，可采用反循环压井法。,105MPa反循环管线连接示意图,高压气井压井工艺,氮气钻井井控技术高压气井井控技术高压盐水井控技术,克深1井基本情况,克深1井位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带克深区带克深1号构造高点上，东距克拉2井26.9km，北北东距克拉4井2.8km。钻探目的：了解克深1构造的含油气性,井控装备,溢流发生经过,于2009年12月6日用密度2.15g/cm3的泥浆四开钻至井深6772.00m，进行地破试验，井口打压10MPa，当量密度2.30g/cm3未破。泥浆Cl-90000，Ca2+10006日19:32钻进至井深6773.90m，发现液面上涨0.3m3，立即关井，共溢流0.6m3钻具浮阀关井立压0，套压由010.52.59.3MPa从6759.006768.90m返岩屑看，属E1-2km膏盐岩段，尚有5m砂样未返出。,压井施工,第一次环空推回再节流正循环20:35节流循环压井（排量418L/S、泵压2219MPa，控制套压514MPa，注入密度2.30g/cm3的泥浆48m3，多返出泥浆11m3，立即关井，返出泥浆密度最低2.24g/cm3），8日17:20停泵关井（套压1225MPa）,第二次节流正循环依据a、关井套压曲线；b、卸浮阀时候套压下降3MPa；c、第一次节流点火未燃。判断溢流物为高压盐水。打平衡压20MPa、开旋塞，采用2000型压裂车节流循环压井11日13:00，第三次压井准备，配制密度2.55g/cm3的泥浆500m3。套压2.029MPa。,压井施工,第三次试图正循环先用压裂车正打压检查水眼畅通情况。11日13:00开节流阀泄压（套压299MPa、从分离器内放出泥浆量约0.6m3）13:20开始用压裂车正循环节流压井，17:30结束，期间打压53MPa，泵入密度2.55g/cm3的泥浆0.35m3，无法建立循环12日13:00配制密度2.60g/cm3的泥浆200m3，井控车间加工箭型回压凡尔专用顶开装置。套压由931MPa13:40井口打平衡压51MPa、开旋塞，立压5153.6MPa14:30压裂车正打压4855MPa，由放喷管汇泄压，立压降为0反复四次，每次注入清水0.6m3，套压312932MPa16:00压裂车正打压55MPa，开节流阀泄套压，套压31MPa0，返出密度2.32g/cm3、粘度520s的泥浆0.8m3，立压未降16:10压裂车泄压，开井，出口无外溢,几点认识,及时发现溢流并关井是控制局面恶化的第一环节钻进中发现溢流关井后，分别情况对待当溢流量较小且在环空所占高度短、又具备推回条件时，宜上提钻具，利用现场条件，立即尝试推回，可先环空、再钻具内，环空推回的泥浆量一般是溢流量的58倍，钻具