清溪1井溢流井喷及处理过程

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7015

2、8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 清溪清溪1 1井地质分层及井身结构示意图井地质分层及井身结构示意图 开钻 次数 井段 （m） 钻头 尺寸 (mm) 套管尺 寸(mm) 套管下深 （m） 水泥返高 （m） 导管50815.16地面 一开 601.43 406. 4 339.7600.64地面 二开 3070.00 316. 5 273.13067.79地面 三开 4261.77 241. 3 193.7 2913.96 4260.97

3、2913.96 清溪清溪1 1井井身结构表井井身结构表 外 径 mm 钢级 壁厚 mm 扣型 每米 重量 kg/m 内容 积 L/m 抗拉 强度 kN 抗挤 强度 MPa 抗内压 强度 MPa 273.195TSS12.57 WSP- 1T 82.59 48.2 7 50033551.3 193.7TP110TS12.7TP-CQ58.09 22.2 4 547684.087.0 清溪清溪1 1井套管强度表井套管强度表 一、基本情况 井控装置： 防喷器组合 FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105 闸板自上而下的安装为半封闸

4、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 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，

5、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： 165.1mm3AHA537G0.20m 3303100.40m311310箭形止回 阀0.43m +121mm钻铤79.43m 311310旁通阀0.71m88.9mm加 重钻杆82.3

6、4m+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。 清溪清溪1 1井井身结构及井下钻具结构示意图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3

7、8m3，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：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 5.5-11.8 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、

8、溢流发生及处理经过 溢流后压井：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

9、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：（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2.002.05g/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

10、反推重泥浆后跟进水泥浆封井。 （一）第一次抢险压井作业：（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，

11、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，

12、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：（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：（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台压裂车组成2个车组

13、；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：（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

14、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 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 15:15 15:30 15:41 16:03 16:12 16:26 16:36 16:53 17:27 17:46 17:58 18:09 18:

15、21 18:52 19:30 19:53 20:10 20:24 20:43 排量排量 套压套压 立压立压 清溪清溪1 1井第二次抢险压井作业参数及曲线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，

16、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。

17、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（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：状况进行全面分析： 1.1.井下状况：井下状况：可以建立井内短暂的压力平衡；可以建立井内短暂的压力平衡；产层平产层平 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；井漏同时存在；地层连通性好、产量大，气体上窜速度快。地层连通性好、产量大，气体上窜速度快。 井下

18、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（三）现场小结 2.2.地面状况地面状况 井喷没有伤害钻机主体系统。井场供电系统、泥浆泵、绞车

19、、 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（三）现场小结 2.2.地面状况地面状况 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

20、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（三）现场小结 2.2.地面状况地面状况 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

21、井设备的摆放。 3.3.井口状况井口状况 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（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10:0

22、0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（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65MPa，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。

23、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（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，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（五）第三次抢险压井、封井施工情况 2007年元

24、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 630.5

25、28.5 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（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（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

26、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 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 排量排量 套压套压 立压立压 清溪清溪1井第三次抢险压井及封井施工预测曲线井第三次抢险压井及封井施工预测曲线 清溪清溪1井第三次抢险压井及封井井第三次抢险压井及封井 施工曲线施工曲线 主要内容 一、基本情况 二、溢流发生及处理经过 三、

27、抢险压井经过 四、经验与教训 （一）清溪1井压井难点压井难点 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井压井难点压井难点 4.上部套管抗内压强度(51.3MPa)偏低,关井最高压力

28、 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