井喷压井案例与井控关键问题(张林讲课稿)

1、1井喷压井案例与井控相关问题井喷压井案例与井控相关问题（内部资料（内部资料 注意保密）注意保密）张张 桂桂 林林二九年九月二九年九月2中石油委内瑞拉某井井喷中石油委内瑞拉某井井喷3加拿大某井井喷加拿大某井井喷4钻台突发井喷实况钻台突发井喷实况5目目 录录 第一部分第一部分 井喷压井案例井喷压井案例（五口井（五口井压井分析）压井分析） 第二部分第二部分 常用压井方法常用压井方法（两种压井方法）（两种压井方法） 第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题（三个方面问题）（三个方面问题）6第一部分第一部分 井喷压井案例井喷压井案例7一、清溪一、清溪1 1井压井封井井压井封井技术技术8中石化川东北清溪

2、中石化川东北清溪1井井喷现场井井喷现场9一、清溪一、清溪1井井抢险压井封井技术抢险压井封井技术清溪清溪1 1井是中石化川东北探区井是中石化川东北探区的一口预探井。的一口预探井。20062006年年1 1月月1111日开钻，日开钻，1212月月2020日钻至井深日钻至井深4285.38m4285.38m时发生溢流、导流时发生溢流、导流放喷。先后经过五次压井施放喷。先后经过五次压井施工，于工，于20072007年年1 1月月3 3日压井封日压井封井成功。井成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）10（一）设计数据（一）设计数据 地理位置：四川省宣汉县清溪镇地理位置

3、：四川省宣汉县清溪镇 设计井深：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、茅口组及组及陆相层系，中志留统韩家店组陆相层系，中志留统韩家店组完钻。完钻。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）11清溪井地理位置清溪井地理位置清溪清溪1 1井井第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）12层位层位预测井段深预测井段深度（度（m m）压力预测系数压力预测系数备注备注上沙溪庙组上沙溪庙组0 0144014401.101.101.301.30普光普光3 3、4

4、 4井在须家河组钻遇高压含井在须家河组钻遇高压含气层，压力系数气层，压力系数1.551.55；双庙；双庙1 1井在雷井在雷口坡组钻遇高压气藏，压力系数口坡组钻遇高压气藏，压力系数1.511.51，要注意防喷、防高压。普光，要注意防喷、防高压。普光7 7井在嘉陵江组一段钻遇高压含硫盐水井在嘉陵江组一段钻遇高压含硫盐水层。层。下沙溪庙组下沙溪庙组1440144018601860千佛崖组千佛崖组- -须家河须家河组组1860186031703170雷口坡组雷口坡组31703170350535051.201.201.401.40嘉陵江组嘉陵江组3505350541804180飞仙关组飞仙关组41804

5、180461046101.301.301.451.45川岳川岳8383井飞仙关组钻遇裂缝性高压井飞仙关组钻遇裂缝性高压气藏，压力系数气藏，压力系数1.51.5；毛坝；毛坝1 1井飞仙井飞仙关组三段上部钻遇裂缝关组三段上部钻遇裂缝孔隙型高压孔隙型高压气藏，压力系数气藏，压力系数1.891.89，要注意防喷、，要注意防喷、防高压。防高压。长兴组长兴组4610461049004900龙潭组龙潭组4900490052205220茅口组茅口组52205220540054001.401.401.731.73渡渡4 4井在石炭系黄龙组钻遇高压气井在石炭系黄龙组钻遇高压气层，压力系数层，压力系数1.861.8

6、6。七里七里2323井在黄龙组钻遇水层，压井在黄龙组钻遇水层，压力系数力系数1.11.1。栖霞组栖霞组- -梁山组梁山组5400540055355535黄龙组黄龙组5535553555705570韩家店组韩家店组5570557056205620清溪井地质分层及压力预测清溪井地质分层及压力预测第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）13（二）实际数据（二）实际数据开钻次数开钻次数 井段井段/m 钻头尺寸钻头尺寸/mm 套管尺寸套管尺寸/mm套管下深套管下深/m水泥返高水泥返高/m导管导管 508 15.16 地面地面 一开一开601.43 406.4 339.7 60

7、0.64 地面地面 二开二开3070.00 316.5273.1 3067.79 地面地面 三开三开4261.77241.3 193.7 2913.964260.97 2913.96 四开四开4285.38 165.1 井井 身身 结结 构构套套 管管 强强 度度 数数 据据外径外径mm钢级钢级壁厚壁厚mm扣型扣型每米重量每米重量kg/m内容积内容积l/m抗拉强度抗拉强度kn抗挤强度抗挤强度mpa抗内压强度抗内压强度mpa273.195tss12.57wsp-1t82.5948.2750033551.3193.7tp110ts12.7tp-cq58.0922.24547684.087.0第一部

8、分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）14钻具组合钻具组合：139.7mm钻杆钻杆2609.61m；121mm钻铤钻铤88.9mm钻杆钻杆1664.13m；钻头位置钻头位置4275m；裸眼井段裸眼井段24.41m。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）15防喷器组合：防喷器组合：环形环形fh35-70；双闸板双闸板2fz35-105；双闸板双闸板2fz35-105；双四通双四通35-105；套管头套管头105mpa；第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）16（三）溢流发生与处理（三）溢流发生与处理溢流放喷主要过

9、程：溢流放喷主要过程：溢流关井溢流关井井漏井漏堵漏、压堵漏、压井井循环加重循环加重情况复杂化情况复杂化导流放喷导流放喷第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）171 1、溢流发生经过、溢流发生经过 2006年年12月月20日日2:15钻至井深钻至井深4285m遇快钻时，遇快钻时，2:18钻达井深钻达井深4285.38m停停钻循环观察（钻循环观察（3min进尺进尺0.38m），钻井液密度），钻井液密度1.60g/cm3。2:33停泵关井停泵关井11min，套压由，套压由0mpa上升至上升至20.0mpa，之后快速降至，之后快速降至0mpa，发生井漏。，发生井漏。再次发

10、生溢流关井套压最大上升至再次发生溢流关井套压最大上升至4.15mpa。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井） 井眼有关数据表井眼有关数据表井眼总容积井眼总容积/ m3减去钻具体积后减去钻具体积后井内容积井内容积/ m3钻具内容积钻具内容积/ m3环空容环空容积积/ m3套管鞋处地层破套管鞋处地层破裂压力当量密度裂压力当量密度/g/cm3井口套管抗内压井口套管抗内压强度强度mpa171.14155.3335.03120.091.9251.3182 2、初期处理、初期处理2.1 2.1 初期第一次压井初期第一次压井（14:3514:3515:5315:53） 1212

11、月月2020日日14:3514:3515:5315:53用密度用密度1.80g/cm31.80g/cm3钻井液节流循环排气压井，排钻井液节流循环排气压井，排量量0.410.410.52m3/min0.52m3/min。套压由。套压由20.4mpa20.4mpa下降到下降到9.6mpa9.6mpa，立压由，立压由0.3mpa0.3mpa最最高升到高升到9.0mpa9.0mpa之后下降。之后下降。15:5315:5316:1416:14泵入总量泵入总量64m364m3套压下降到套压下降到4.3mpa4.3mpa，立压降为立压降为0 0。随后井口失返，发生井漏关井。随后井口失返，发生井漏关井。第一部

12、分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）初期第一次压井曲线（初期第一次压井曲线（接近成功接近成功） 192.2 2.2 初期第二次压井初期第二次压井（ 20:3520:3523:5023:50）关井后套压快速上升，关井后套压快速上升，16:4316:43上升到最高上升到最高40.6mpa40.6mpa。20:3320:3320:3520:35开节开节流阀排气，放喷口火焰高流阀排气，放喷口火焰高101015m15m。20:3520:3521:2021:20泵入泵入1.70g/cm1.70g/cm3 3堵漏浆堵漏浆20.0m20.0m3 3，排量最大排量最大0.93m0.93

13、m3 3/min/min，套套压由压由15.1mpa15.1mpa下降到下降到5.3mpa5.3mpa，立压由，立压由12.2mpa12.2mpa降至降至2.9mpa2.9mpa之后升高，之后升高，21:0021:00井口见钻井液返出。井口见钻井液返出。21:2021:2023:5023:50用密度用密度1.70g/cm1.70g/cm3 3钻井液建立循环，观钻井液建立循环，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），钻井液入口密度井液入口密度1.73g/cm1.73g/cm3 3，出口密度，出口密度1.541.5

14、41.64g/cm1.64g/cm3 3。 第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）20第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）初期第二次压井曲线初期第二次压井曲线（显示正常、接近成功）（显示正常、接近成功）21 16:3316:33节流循环加重中发现液面上涨，泵压由节流循环加重中发现液面上涨，泵压由10.5mpa10.5mpa上升到上升到17.1 mpa17.1 mpa，此时溢流量此时溢流量2m2m3 3。停泵关井求压，。停泵关井求压，16:4316:43套压最高达到套压最高达到41mpa41mpa，立压，立压10.4mpa10.4mp

15、a；随后套压下降到；随后套压下降到34.9mpa34.9mpa，立压，立压8mpa8mpa，发生漏失。，发生漏失。 20:0520:05节流注密度节流注密度1.77g/cm1.77g/cm3 3堵漏泥浆堵漏泥浆25m25m3 3，套压，套压28.7mpa28.7mpa，立压，立压0mpa0mpa，放喷口火焰高放喷口火焰高303035m35m。因节流阀刺坏关井，。因节流阀刺坏关井，20:4120:41套压上升为套压上升为45.9mpa45.9mpa，立压立压0mpa0mpa。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井） 至至1212月月2121日日15:4015:40继续

16、节流循环压井，排量继续节流循环压井，排量0.75m0.75m3 3/min/min，进口钻井液，进口钻井液1.751.751.76g/cm1.76g/cm3 3、出口密度、出口密度1.73g/cm1.73g/cm3 3。15:4015:40节流循环中发现泵压突然由节流循环中发现泵压突然由13.6mpa13.6mpa上升至上升至19.0mpa19.0mpa，停泵（，停泵（2min2min）后接着开泵，继续加重。）后接着开泵，继续加重。222.3 2.3 放喷放喷 因套压已超出井口允许关井安全压力因套压已超出井口允许关井安全压力（41.04 mpa41.04 mpa），），20:4120:41打开

17、一条放喷打开一条放喷管线放喷，同时以管线放喷，同时以1.1m1.1m3 3/min/min排量向排量向钻具内注入堵漏浆，套压钻具内注入堵漏浆，套压37.8mpa37.8mpa，立压立压8.9mpa8.9mpa；21:2121:21在倒放喷管线流在倒放喷管线流程时套压最高上升到程时套压最高上升到56.4mpa56.4mpa，立压，立压12.3 mpa12.3 mpa，停泵套压下降到，停泵套压下降到50.22mpa50.22mpa；22:2322:2323:4023:40先后打开三条放喷管线先后打开三条放喷管线同时放喷，套压降至同时放喷，套压降至4 45mpa5mpa，放喷，放喷口火焰高口火焰高3

18、53550m50m。很失败很失败！第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）232.4 2.4 原因分析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系数在1.301.301.451.45，实际钻入飞仙关地层密度，实际钻入飞仙关地层密度1.60g/cm1.60g/cm3 3的钻井液仍发生了溢流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，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在喷漏同存的情况下难以有效地实施节流压井

19、；流压井；由于井身结构的限制，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。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，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。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。第一次压第一次压井漏失后，关井套压最高上升到井漏失后，关井套压最高上升到40.6mpa；第二次压井漏失倒换放喷流程时，

20、套；第二次压井漏失倒换放喷流程时，套压上升到压上升到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，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。控制放喷方法，随后泥浆将会返出，压井就会成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）24 在处理了在处理了1919：0000（2:182:1821:2021:20）后基本建立循环，）后基本建立循环，21:0021:00井口见钻井液井口见钻井液返出，漏失钻井液返出，漏失钻井液15.0m15.0m3 3。 在处理了在处理了21:3021:30（2:18

21、2:18 23:5023:50）后用密度）后用密度1.70g/cm1.70g/cm3 3钻井液建立循环，钻井液建立循环，立压降至立压降至10.8mpa10.8mpa，套压降至，套压降至0.6mpa0.6mpa。钻井液入口密度。钻井液入口密度1.73g/cm1.73g/cm3 3，出口，出口密度密度1.541.541.64g/cm1.64g/cm3 3。 在处理了在处理了3636：2020（2020日日2:182:182121日日15:4015:40）泥浆进出口密度基本均匀后）泥浆进出口密度基本均匀后（进口密度（进口密度1.76g/cm1.76g/cm3 3，出口，出口1.73g/cm1.73g

22、/cm3 3），情况恶化。），情况恶化。 实属处理不当！实属处理不当！第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）253、溢流抢险压井、溢流抢险压井3.1 第一次抢险压井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。到气藏及环境保护则注水泥浆封井。技术方案：技术方案： 用用200m3密度为密度为2.02.05g/cm3的重浆压井，在高速气流下建立环空液柱。的重浆压井，在高速气流下建立环空液柱。 注堵漏浆注堵漏浆60m3，再用，再用1

23、.85 g/cm3钻井液压井并建立循环。钻井液压井并建立循环。 如果井口不见液面，则从环空反灌入如果井口不见液面，则从环空反灌入1.85 g/cm3钻井液。钻井液。 建立循环后，调整密度至压稳。建立循环后，调整密度至压稳。 因喷漏同存，无法建立循环采取因喷漏同存，无法建立循环采取注水泥封井注水泥封井。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）26实施过程：实施过程： 12月月24日日1:203:30向钻杆内注入向钻杆内注入2.05g/cm3压井液压井液249.8m3，排量排量2.02.2m3/min，立压立压3040mpa，套压，套压12mpa。压井实施期间钻井液从放

24、喷。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。管线以雾状返出，套压、立压维持不变。3:30停泵试关井，准备反挤压井停泵试关井，准备反挤压井液后再挤水泥浆，但套压在液后再挤水泥浆，但套压在4min内快速上升至内快速上升至42mpa，被迫打开四条放，被迫打开四条放喷管线放喷，套压喷管线放喷，套压4mpa，火焰高达，火焰高达2545m。 第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）27第一次抢险压井曲线第一次抢险压井曲线( (非正常曲线非正常曲线) )第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）发生了漏失，环空不能形成液柱，压井不能成

25、功发生了漏失，环空不能形成液柱，压井不能成功漏失点漏失点28不不控控套套压压放放喷喷设备试运转设备试运转放喷泄压放喷泄压检查验收检查验收正注清水正注清水逐逐次次关关闭闭其其它它放放喷喷流流程程控压排气建立水柱控压排气建立水柱控套压建立泥浆柱控套压建立泥浆柱停泵试关井停泵试关井根据情况确定下步措施根据情况确定下步措施方方方方第二次压井施工工序流程图第二次压井施工工序流程图清水清水重泥浆重泥浆3.2 3.2 第二次抢险压井第二次抢险压井（保井方案）（保井方案）第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）29 1212月月2727日日15:2715:27开始正注清水，开始正注

26、清水，排量排量2.5m2.5m3 3/min/min左右，左右，立压稳定在立压稳定在40mpa40mpa到到48mpa48mpa之间，之间，15:2915:2916:2916:29套压由套压由3.5mpa3.5mpa上升至上升至31.5mpa31.5mpa，17:2717:27上升上升至至39.8mpa39.8mpa，17:4517:45后逐渐降至后逐渐降至30mpa30mpa以内。分析环空形成部分水柱，以内。分析环空形成部分水柱，17:4517:45停止注清水，共注清水停止注清水，共注清水332m332m3 3。 17:4517:4519:2719:27正注密度正注密度2.20g/cm2.2

27、0g/cm3 3的压井液的压井液260m260m3 3，排量在排量在2.6m2.6m3 3/min/min，立压立压373746mpa46mpa，套压降至，套压降至23.5mpa23.5mpa，分析压井液柱逐渐形成。，分析压井液柱逐渐形成。 19:3219:32循环压井中立压突然下降到循环压井中立压突然下降到29mpa29mpa，19:5719:57呈直线趋势下降为呈直线趋势下降为0mpa0mpa（发生漏失），与此同时排量由（发生漏失），与此同时排量由2.6m2.6m3 3/min/min降至降至1m1m3 3/min/min。套压由。套压由23.5mpa23.5mpa下降至下降至16mpa1

28、6mpa后又逐渐上升到后又逐渐上升到32.5mpa32.5mpa。在调整排量时，。在调整排量时，20:1620:16套压迅速上升至套压迅速上升至37mpa37mpa并且仍有继续上升趋势。并且仍有继续上升趋势。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）30由于此时放喷管线油管连接处刺漏、测试流程由于此时放喷管线油管连接处刺漏、测试流程1 1号管线甩开，被迫停止压井作号管线甩开，被迫停止压井作业，打开业，打开5 5条放喷管线点火放喷，套压条放喷管线点火放喷，套压2 25mpa5mpa，火焰高，火焰高202030m30m。第二次压井作业未获成功。第二次压井作业未获成功。第一

29、部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）测试节流流程图测试节流流程图31第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）32第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）第二次抢险压井施工参数曲线第二次抢险压井施工参数曲线（曲线较正常，接近成功）（曲线较正常，接近成功）发生漏失，套压升高，压井失败发生漏失，套压升高，压井失败漏失点漏失点333.3 3.3 第三次抢险压井、封井第三次抢险压井、封井指导思想：指导思想：治喷为主、兼顾防漏治喷为主、兼顾防漏、方案严密、准备充分、预案完善、组织、方案严密、准备充分、预案完善、组织有力，充

30、分利用有利条件、确保一次封井成功。有力，充分利用有利条件、确保一次封井成功。技术路线：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、总注排量、总注入量、压井液密度、注入压力入量、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，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，最后全井重浆，最后全井注水泥彻底封井注水泥彻底封井。 第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）这是优势吗？这是

31、优势吗？是否正确是否正确34第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）井井场场设设备备布布局局平平面面图图 35第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）36 20072007年年1 1月月3 3日日10:1410:1410:2710:27以以2.72.73.3m3.3m3 3/min/min排量向钻杆内正注清水排量向钻杆内正注清水35.1m35.1m3 3，替出钻杆内钻井液。，替出钻杆内钻井液。10:2710:27逐步关掉两条放喷管线，立压由逐步关掉两条放喷管线，立压由10.5mpa10.5mpa上升到上升到46mpa46mpa，套压由，套

32、压由2.5mpa2.5mpa上升到上升到4.5mpa4.5mpa，继续维持泵注。，继续维持泵注。10:3010:30、10:3410:34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，立压由喷，立压由49mpa49mpa上升到上升到51mpa51mpa，套压由，套压由4.5mpa4.5mpa上升到上升到14mpa14mpa。 至至11:0011:00，继续向钻具内泵入清水至，继续向钻具内泵入清水至127m127m3 3，缓慢调节节流阀，逐步增加，缓慢调节节流阀，逐步增加套压升至套压升至34mpa34mpa，立压控制在，立压控制在56mp

33、a56mpa左右。左右。11:0011:0014:0314:03向钻杆内泵注密向钻杆内泵注密度为度为2.20g/cm2.20g/cm3 3压井液压井液400m400m3 3，排量为，排量为1.81.82.95m2.95m3 3/min/min，立压控制在，立压控制在505060mpa60mpa，套压由，套压由34mpa34mpa下降到下降到15.5mpa15.5mpa。12:2512:25点火口出雾状物并逐步喷出点火口出雾状物并逐步喷出以水为主，以水为主，13:2113:21放喷口连续返水火焰熄灭，放喷口连续返水火焰熄灭，14:1514:15关井套压由关井套压由15.5mpa15.5mpa下降

34、到下降到4.5mpa4.5mpa，达到反挤压井条件。，达到反挤压井条件。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）37第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）38 14:1514:1514:5614:56用压裂车组反挤密度为用压裂车组反挤密度为2.20g/cm2.20g/cm3 3压井液压井液113m113m3 3，套压上升，套压上升并维持在并维持在26mpa26mpa，判断此时已将环空侵入的气液成功推入地层，决定进行，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。注水泥封井。 在处理完注水泥浆管线堵塞问题后，在处理完注水泥浆

35、管线堵塞问题后，16:0016:0016:3016:30反注泥浆套压下降为反注泥浆套压下降为0 0，立压保持，立压保持3mpa3mpa。向环空注入清水。向环空注入清水1m1m3 3后开始反注水泥浆，后开始反注水泥浆，17:1517:15反注水反注水泥浆泥浆86m86m3 3后，套压后，套压26.5mpa26.5mpa，立压，立压15mpa15mpa。同时正注。同时正注1m1m3 3清水后开始正注水清水后开始正注水泥浆，泥浆，17:5517:55立压立压28mpa28mpa，套压，套压28mpa28mpa。17:5917:5918:0118:01同时正反注同时正反注2m2m3 3清水，清水，18

36、:0518:05关井憋压候凝（套压关井憋压候凝（套压29mpa29mpa，立压，立压28mpa28mpa）。）。压井结束。压井结束。 18:3018:30立压下降为立压下降为0 0，套压，套压28.8mpa28.8mpa。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）39 1 1月月4 4日日11:5011:50套压套压12.5mpa12.5mpa，立压，立压0mpa0mpa，放套压至，放套压至0 0关井，压力不再上升，压关井，压力不再上升，压井、封井成功。井、封井成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）压井、封井曲线压井、封井曲线403

37、.43.4抢险压井失败原因抢险压井失败原因3.4.13.4.1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。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。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，按环空钻井液密度1.60g/cm3计算，计算，气层最高压力气层最高压力71.39mpa、压力系数、压力系数1

38、.70（实际受气侵影响压力系数低于此值），（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只有，打开五条管线放喷套压只有25mpa，说明井内仍有高达，说明井内仍有高达50mpa以上沿程压力损失作用于井底，受下部小井以上沿程压力损失作用于井底，受下部小井眼（眼（2913.164285.38m）尺寸限制，采

39、用高密度、大排量正循环注入压井液将）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。极易引起井漏、不能建立环空液柱、压井难以成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）4142第一次注入第一次注入2.05g/cm3压井液压井液249.8m3，排量，排量2.02.2m3/min，套压，套压12mpa维持不维持不变，立压从变，立压从37mpa突降至突降至5mpa以内，证明漏失严重、环空形不成有效液柱。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注入量超过环空容积129.8m3，井底压力超过地层压力，井底压力超过

40、地层压力14.70mpa；第二次共；第二次共注清水注清水332m3，密度，密度2.20g/cm3的压井液的压井液260m3，排量，排量2.52.6m3/min。注入总。注入总量超出环空容积量超出环空容积472m3，超过地层压力，超过地层压力20.99mpa。立压从。立压从45mpa以上呈直线以上呈直线趋势突然下降到趋势突然下降到10mpa以内、随后下降为以内、随后下降为0mpa，发生漏失、环空仍形不成，发生漏失、环空仍形不成有效液柱，溢流情况变得更加严重。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，在第三次压井中第二次抢险压井后，认识到了井漏是制约压

41、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。显著，使压井封井取得了成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）433.4.2 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。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第一次抢险压井注入249.8m249.8m3 3压井液后，停泵试关井时套压在压井液后，停泵试关井时套压在4min4min内快速上升内快速上升至至42mpa42m

42、pa，被迫打开四条放喷管线放喷；，被迫打开四条放喷管线放喷； 第二次注清水、压井液第二次注清水、压井液592m592m3 3后发生漏失，在调整排量时套压迅速上升至后发生漏失，在调整排量时套压迅速上升至37mpa37mpa并且继续上升，被迫打开并且继续上升，被迫打开5 5条放喷管线点火放喷。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。接导致

43、了压井失败。3.4.3 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。进行。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）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综合考虑，初期两次压井

44、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升高控制不当造成的，其原理可从下图进行解释。期套压突然升高控制不当造成的，其原理可从下图进行解释。左图中套压曲线的左图中套压曲线的“尖峰尖峰”部位与右图中气体返至井口套压达到最大值是对应的，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该井套压最大值应接近71.39mpa71.39mpa。因此，对该关键环节的认识与控制应是压井。因此，对该关键环节的认识与控制应是压井的重点。的重点。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）工程师法压井曲线工程师法压井曲线 工程师法压井原理工程师法压井原理

45、454 4、几点认识、几点认识4.1 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。的三叠系地层压力与实际有差异大。4.2 4.2 将原设计下深将原设计下深 5222m5222m（过龙潭组）的（过龙潭组）的 193.7mm 193.7mm 套管提前下至井深套管提前下至井深4260.97m4260.97m（封过嘉陵江地层），为本次压井创造了条件。（封过嘉陵江地层），为本次压井创造了条件。4.3 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按设计进行井控装置配套、安装

46、、试压，溢流及处理过程中严格控制压力，历经制压力，历经1313天的放喷、节流循环和压井，技术套管、四通、防喷天的放喷、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。器主体及节流管汇安全可靠。4.4 4.4 273.1mm273.1mm技术套管抗内压强度只有技术套管抗内压强度只有51.3mpa51.3mpa，按规定溢流时关井套，按规定溢流时关井套压不能超过压不能超过41.04mpa41.04mpa（抗内压强度的（抗内压强度的80%80%），而关井套压高达），而关井套压高达56.4mpa56.4mpa还继续上升，是此次抢险施工的最大困难。还继续上升，是此次抢险施工的最大困难。4.5

47、 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。了困难。4.6 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、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，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。对科学理论指导的需求迫切。第一部分第一部分 井喷压井案例

48、（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）465 5 几点建议几点建议5.1 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。水平，对川东北钻井技术工作具有十分重要的意义。5.2 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，坚持认识，坚持“要压井先堵漏、治喷与治漏并重要压井先堵漏、治喷与治漏并重”的原则，特别在该井压井中的原则，特别在该井压井中应以较低密度、较小排量和适

49、当控制套压压井，才能达到压井目的。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 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。杂管流等的实用技术，提高控制能力。5.4 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性和抗冲蚀性能，提

50、高井控能力。同时，加强井控培训和井控实战演练，达性和抗冲蚀性能，提高井控能力。同时，加强井控培训和井控实战演练，达到到“班自为战、队自为战班自为战、队自为战”要求。要求。5.5 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。应急保障能力。第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）47二、河飞二、河飞203203井井压井技术压井技术第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）48河飞河飞203203井压井施工现场井压井施工现场49 200

51、92009年年2 2月月2626日日6 6时，由胜利西南石油工程管理中心时，由胜利西南石油工程管理中心70159sl70159sl钻井队施工的河钻井队施工的河飞飞203203井发生溢流事件。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。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、油田管理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、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

52、、胜利石油管部、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，历时案，历时8585小时于小时于3 3月月1 1日日1919时压井成功。时压井成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）50（一）基本情况一）基本情况 河飞河飞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，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，设计井深构造位置为通南巴构

53、造带河坝场西高点南翼，设计井深5133m（斜深（斜深6013m）。）。 该井该井2008年年4月月1日开钻，日开钻，2009年年2月月1日完钻，钻井周期日完钻，钻井周期306天，天，2月月23日日19:00尾管固井结束。尾管固井结束。第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）51 完钻井深：完钻井深：6191m 6191m 垂垂 深：深：5214.93m5214.93m 造造 斜斜 点：点：3915m3915m 最大井斜：最大井斜：67.9867.98 水平位移：水平位移：1688.74m1688.74m 闭合方位：闭合方位：314.49314.49。第一部分第

54、一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）52 井身结构：井身结构：660.4mm660.4mm153.50m+444.5 mm153.50m+444.5 mm1502.00m+314.1 1502.00m+314.1 mmmm3772.50m3772.50m。 套管程序：套管程序：762.00mm762.00mm导管导管15.00m+508.00mm15.00m+508.00mm表层套管表层套管j55j5512.7mm12.7mm153.37m+ 346.1mm153.37m+ 346.1mm技术套管技术套管tp125tp12513.84mm13.84mm1501.50

55、m+273.1mm1501.50m+273.1mm技术套管技术套管125ts125ts13.93mm13.93mm3771.75m3771.75m第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）53井口装置组合井口装置组合第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）54主要气层位置主要气层位置序序号号井井 段（段（m m）气测气测cncn(%)(%)层位层位油气显示油气显示级别级别钻井液性能变化钻井液性能变化密度（密度（g/cmg/cm3 3） 粘度粘度(s)(s)1483048310.267 2.487嘉二段嘉二段 微含气层微含气层2.

56、0655562483448350.665 1.070嘉二段嘉二段 微含气层微含气层2.0656573484448480.390 45.465嘉二段嘉二段 气层气层2.062.045557448544854.50.826 59.550嘉二段嘉二段 气层气层2.065656000.560020.059 0.165飞三段飞三段 微含气层微含气层2.16696600760270.034 0.272飞三段飞三段 微含气层微含气层2.172.166769第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）55施工与承包服务单位：施工与承包服务单位： 钻井工程：钻井工程：胜利西南石油工

57、程管理中心胜利西南石油工程管理中心70159sl70159sl钻井队钻井队 地质综合录井：地质综合录井：石油工程西南公司录井分公司石油工程西南公司录井分公司2626分队分队 泥浆服务：泥浆服务：绵阳市仁智实业发展有限责任公司绵阳市仁智实业发展有限责任公司 固井服务：固井服务：石油工程西南公司固井分公司固井石油工程西南公司固井分公司固井3 3队队 水泥添加剂提供单位：水泥添加剂提供单位：成都欧美科公司成都欧美科公司第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）56（二）溢流事件经过及处理（二）溢流事件经过及处理、固井、固井 2009年年2月月22日日20:00下入下入

58、177.8mm尾管，井段（尾管，井段（3626.586191.00m）。）。 2月月23日日19:00固井，注入水泥浆固井，注入水泥浆90m3，泥浆泵替浆，泥浆泵替浆80m3，固井车替清水，固井车替清水3.5m3。 20:15抢起钻杆抢起钻杆20柱（井深柱（井深3160m）开始循环，）开始循环，22:20又起钻又起钻3柱后柱后（3073.6m）关井憋压候凝（憋压）关井憋压候凝（憋压3mpa）。）。 2月月24日日20：00开井，起钻。开井，起钻。第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）572 2、溢流发现、溢流发现 2 2月月2525日日3:003:00起钻完

59、，下入起钻完，下入241.3mm241.3mm牙轮钻头探水泥塞。牙轮钻头探水泥塞。13:3013:30下钻至井深下钻至井深3160m3160m开始开泵循环划眼探水泥塞，到开始开泵循环划眼探水泥塞，到15:3015:30下探至井深下探至井深3624.17m3624.17m遇阻，加钻遇阻，加钻压压202040kn40kn试钻试钻10cm10cm，钻时慢停钻循环观察，振动筛处捞砂见少量铁霄未见，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，循环至水泥，证明已探至套管悬挂器，循环至1717：2828起钻。起钻。 2月月26日日6:00起钻至井深起钻至井深254.25m，地质

60、录井发现溢流，地质录井发现溢流1.46m3，通知司钻及值，通知司钻及值班干部，钻井队关井观察。班干部，钻井队关井观察。第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）58井身结构、钻具结构示意图井身结构、钻具结构示意图593、初期处理、初期处理 6:30套压上升至套压上升至6mpa，节流循环并观察套压有降低趋势。，节流循环并观察套压有降低趋势。7：30分别向管理中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。心巴中前线、西南油气分公司川东北采气厂汇报。 7:45套压降至套压降至1.5mpa，8:08开井强下开井强下139.7mm钻杆，钻杆，8:46抢下抢下1