河坝1井抢险情况

1、通南巴构造通南巴构造 2. 2.重复测试，出现险情重复测试，出现险情 3. 3.压井排险压井排险 4. 4.飞三段系统测试飞三段系统测试 1. 1.基本情况基本情况汇报主要内容汇报主要内容 5. 5.认识及建议认识及建议 四四 川川 盆盆 地地1. 基本情况基本情况通南巴通南巴河坝河坝1 1井井 南大巴山逆掩推覆构造带米仓山冲断推覆构造带通江凹陷带米仓山前缘凹陷带南大巴山逆掩推覆构造带米仓山冲断推覆构造带通江凹陷带米仓山前缘凹陷带南大巴山逆掩推覆构造带米仓山冲断推覆构造带通江凹陷带米仓山前缘凹陷带 河坝河坝1 1井位于通南巴构井位于通南巴构造带的一口重点区域探井，造带的一口重点区域探井，完钻井

2、深完钻井深6130m6130m，完钻层位，完钻层位 为志留系中统韩家店组。为志留系中统韩家店组。地 层底界井深 (m)厚度(m)组段代号上沙溪庙组J2s19641964下沙溪庙组J2x2436472千佛岩组J2q2768332自流井组J1z3184416须家河组T3x3550366雷口坡组雷四段T2l4357020雷三段T2l3385484雷二段T2l24003149雷一段T2l1406663嘉陵江组嘉五段T1j5410438嘉四段T1j4417975嘉三段T1j34355176嘉二段T1j24524169嘉一段T1j14792268地 层底界井深 (m)厚度(m)组段代号飞仙关组飞四段T1f

3、4486977飞三段T1f35015146飞二段T1f25214199飞一段T1f15625411大隆/长兴P2c567045龙潭/吴家坪P2l(P2w)571646茅口组P1m5902186栖霞组P1q6006104梁山组P1l60082黄龙组C2h604234韩家店组S2h6130881.1 钻遇地层钻遇地层1. 基本情况基本情况录井显示层位嘉二飞三视深（m）4486.14496.54969.94984 岩性描述灰质白云岩鲕粒灰岩解释结果气层气层测井解释自然伽玛GR（API）1830-54声波AC（s/ft） 49.4 54.2孔隙度（%）5.55.3 渗透率K（10-3m2）8.339.

4、051解释结果气层气层综合解释气层气层1.2 主要油气显示主要油气显示1. 基本情况基本情况备注：飞三段钻井期间漏失泥浆备注：飞三段钻井期间漏失泥浆1084m31.3 井身结构井身结构钻头程序钻头程序(mmm)套管程序套管程序(mmm) 660.4148.30 508.0147.92 444.52187.0 339.72183.55 311.14340.0 244.53141.01 250.8(3141.014335.92) 215.95007.09 215.9(4462.694533.22) 193.7(4035.125002.82) 177.83827.47 165.16130 139.7

5、(3827.474849.16) 127.0(4849.166130.00)1. 基本情况基本情况1. 基本情况基本情况 完井测试飞三段地层压完井测试飞三段地层压力力111.11MPa111.11MPa，天然气无阻，天然气无阻流量流量31.331.3 10104 4m m3 3/d/d，无，无 硫硫化氢；嘉二段地层压力化氢；嘉二段地层压力95.09MPa95.09MPa，测试无阻流量，测试无阻流量6.256.25 10104 4m m3 3/d/d，含，含H H2 2S S最高最高11.15g/m11.15g/m3 3 (16726.4ppm)(16726.4ppm)。1.4完井测试情况完井测

6、试情况转换法兰转换法兰:105MPa95/87套套 管管 头头:140MPa（DD级级, 江苏信德）江苏信德）133/8 95/8 套套 管管 头头:105MPa1.5完钻井口装置完钻井口装置采采 气气 树树: KQ78/65-105（EE级级, 江苏信德）江苏信德）1. 基本情况基本情况1.6油层套管性能参数油层套管性能参数 井井 段段(m)尺寸尺寸(mm)钢级钢级壁厚壁厚(mm)内径内径(mm)抗内压抗内压（MPa）抗外挤抗外挤(MPa)03827.47m 177.8VM110JHCSS12.65152.594.4108.93827.47m4849.16 139.7P-11010.5411

7、8.690.7100.24849.166130.0 127TP11012.14102.72102.5131.1井段（井段（m）固井质量固井质量井段（井段（m）固井质量固井质量井段（井段（m）固井质量固井质量236.01970.0差差1970.02622.0良良2622.03556.0中等中等-好好3556.04486.0合格合格4486.04500.0中等中等-好好4500.06130.0合格合格注：注：95/87、133/8 95/8环空有窜气现象，但互不连通。环空有窜气现象，但互不连通。产地：德国曼特斯曼，抗产地：德国曼特斯曼，抗H2S应力腐蚀。应力腐蚀。产地：国产，所处井温产地：国产，所

8、处井温93以上。以上。1.7 油层套管固井质量油层套管固井质量 1. 基本情况基本情况 2. 2.重复测试，出现险情重复测试，出现险情 3. 3.压井排险压井排险 4. 4.飞三段系统测试飞三段系统测试 1. 1.基本情况基本情况汇报主要内容汇报主要内容 5. 5.认识及建议认识及建议 2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情2.1 嘉二段重复测试嘉二段重复测试 西南分公司接井后，按总部西南分公司接井后，按总部 要求，为了获得更加详实的资料，要求，为了获得更加详实的资料， 为开发提供依据，决定对嘉陵江为开发提供依据，决定对嘉陵江 组二段和飞三段重复测试。组二段和飞三段重复测试。 2006年年

9、3月月1724日对嘉二段进日对嘉二段进 行了重复测试，测试无阻流量和行了重复测试，测试无阻流量和 硫化氢含量与完井测试基本一致。硫化氢含量与完井测试基本一致。 测试后挤超细水泥及凝胶封堵，测试后挤超细水泥及凝胶封堵， 对封堵段正、负试压对封堵段正、负试压16MPa。 2.2 飞三段重复测试飞三段重复测试 根据原飞三段完井测试结根据原飞三段完井测试结 果，按无阻流量果，按无阻流量50104m3/d 制定测试方案制定测试方案: 采用原井内采用原井内 89mmC90和和 73mmJ55组合油管、原国产组合油管、原国产105MPa采气树和一套采气树和一套EE级三级级三级节流流程进行替喷测试。节流流程进

10、行替喷测试。 2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情 （1）三级节流管汇分别为）三级节流管汇分别为1057035MPa，七条放喷管线，七条放喷管线，两条测试管线；一套两条测试管线；一套70MPa环空监测管汇流程。环空监测管汇流程。 （2）配备两台锅炉，一台热交换器作为加热保温设施。）配备两台锅炉，一台热交换器作为加热保温设施。重复测试地面重复测试地面流程图流程图105MPa管汇管汇70MPa管汇管汇35MPa管汇管汇2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情 （1）反循环替浆）反循环替浆 8月月4日采用反循环清水替浆，施工泵压日采用反循环清水替浆，施工泵压16.260.3 MPa，排量，排

11、量0.20.9m3/min，注入清水，注入清水54.15m3，仅返出泥，仅返出泥浆浆12.6m3(密度密度2.402.45g/cm3)，地层漏失泥浆，地层漏失泥浆41.55 m3，决定进行正循环替浆。决定进行正循环替浆。 （2）正循环替浆）正循环替浆 8月月5日采用正循环清水顶替泥浆，替喷施工过程中最日采用正循环清水顶替泥浆，替喷施工过程中最高泵压高泵压52MPa，累计注入清水，累计注入清水51.3 m3，顶出泥浆，顶出泥浆24m3。2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情8月月5日开井放喷时喷势强日开井放喷时喷势强烈，烈，高速流体携带大量固相颗高速流体携带大量固相颗粒，一级管汇两个固定节流

12、阀粒，一级管汇两个固定节流阀和二级管汇两个固定节流阀和二级管汇两个固定节流阀迅迅速速同时被刺坏，造成同时被刺坏，造成5条放喷管条放喷管线无法使用，地面流程已经不线无法使用，地面流程已经不能满足继续放喷的要求，被迫能满足继续放喷的要求，被迫关井抢装固定节流阀。关井抢装固定节流阀。 2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情（3）放喷排液，）放喷排液，连续出现险情连续出现险情8月月5日日18:00 关井关井1h内内井 口 油 压 迅 速 上 升 ， 从井 口 油 压 迅 速 上 升 ， 从31MPa94.2MPa，逼近，逼近105MPa采气树额定工作压采气树额定工作压力；套压由力；套压由33.56

13、4MPa，逼近套管安全抗内压强度逼近套管安全抗内压强度75 MPa。 2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情油压曲线油压曲线套压曲线套压曲线（3）放喷排液，）放喷排液，连续出现险情连续出现险情 关井期间，生产闸阀出现泄漏关井期间，生产闸阀出现泄漏,紧急紧急关闭关闭4#总闸，但是总闸，但是4#总闸注脂孔出现泄总闸注脂孔出现泄漏（漏（94MPa），被迫关闭），被迫关闭1#总闸。总闸。 8月月6日日2:35 开井泄压，开井泄压， 4#总闸注脂总闸注脂孔再次出现泄漏，孔再次出现泄漏， 同时同时2#闸阀注脂孔闸阀注脂孔也发生泄漏。现场分析：如继续测试，也发生泄漏。现场分析：如继续测试，一是随环空液体

14、排出，套压可能超过一是随环空液体排出，套压可能超过75MPa，二是频繁开关井，采油树闸阀，二是频繁开关井，采油树闸阀泄漏可能加剧，造成更大的风险，于是泄漏可能加剧，造成更大的风险，于是关闭关闭1#、 4#总闸。总闸。现场启动三级应急预案。现场启动三级应急预案。生产闸阀出现泄漏生产闸阀出现泄漏4#总闸出现刺漏总闸出现刺漏1#总闸出现泄漏总闸出现泄漏2#闸阀出现泄漏闸阀出现泄漏2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情（3）放喷排液，）放喷排液，连续出现险情连续出现险情 8月月6日日7:30 现场施工小组制定降压方现场施工小组制定降压方案：先泄套压至案：先泄套压至45MPa，再开油压，视，再开油压

15、，视压力大小决定是否油套同时泄压，保持压力大小决定是否油套同时泄压，保持套压在套压在35MPa，将油压降至，将油压降至40MPa，然，然后正注清水循环降压。后正注清水循环降压。 8:37 套压套压64MPa时，泄套压，喷出泥时，泄套压，喷出泥浆和清水浆和清水7m3左右，套压又上涨到左右，套压又上涨到78MPa。果断采取加大泄压措施，果断采取加大泄压措施，10:58 使套压降至使套压降至32MPa，险情暂时得到控制，险情暂时得到控制，现场估算日产量达现场估算日产量达150 104 m3 ，检测检测H2S最高最高18mg/m3（27ppm）。）。生产闸阀出现泄漏生产闸阀出现泄漏4#总闸出现刺漏总闸

16、出现刺漏1#总闸出现泄漏总闸出现泄漏2#闸阀出现泄漏闸阀出现泄漏2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情（3）放喷排液，）放喷排液，连续出现险情连续出现险情 10:58 同时开油压（同时开油压（50MPa），）， 4#总闸盘根刺漏，总闸盘根刺漏， 1#总闸注脂孔出总闸注脂孔出现泄漏，套压现泄漏，套压2#闸阀盘根泄漏，边闸阀盘根泄漏，边处理泄漏处，同时加大泄压。处理泄漏处，同时加大泄压。 11:39 将油压泄至将油压泄至34MPa，采油，采油树无刺漏。树无刺漏。 说明：此时采油树承压能力最大说明：此时采油树承压能力最大为为34MPa。生产闸阀出现泄漏生产闸阀出现泄漏4#总闸出现刺漏总闸出现刺漏

17、1#总闸出现泄漏总闸出现泄漏2#闸阀出现泄漏闸阀出现泄漏2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情（3）放喷排液，）放喷排液，连续出现险情连续出现险情（4）清水循环降压）清水循环降压11:397日日13:15 用用2000型压裂泵车正注清水循环降型压裂泵车正注清水循环降压，排量压，排量0.4 m3/min，泵注总液量，泵注总液量628.2m3，井内情况趋，井内情况趋于稳定。于稳定。用注脂枪对采油树闸阀泄漏处注脂。用注脂枪对采油树闸阀泄漏处注脂。通过清水循环降压，减轻了泥浆对地面流程的冲蚀，通过清水循环降压，减轻了泥浆对地面流程的冲蚀，降低了井口压力；有效的保护了井口和地面流程，为后降低了井口压

18、力；有效的保护了井口和地面流程，为后期成功压井奠定了基础。期成功压井奠定了基础。 2. 重复测试，出现险情重复测试，出现险情 2. 2.重复测试，出现险情重复测试，出现险情 3. 3.压井排险压井排险 4. 4.飞三段系统测试飞三段系统测试 1. 1.基本情况基本情况汇报主要内容汇报主要内容 5. 5.认识及建议认识及建议 （1）成立压井领导小组）成立压井领导小组 局、分公司获知这一险情后，徐向荣经理立即召开紧急会议，局、分公司获知这一险情后，徐向荣经理立即召开紧急会议，迅速启动了迅速启动了级应急预案，成立了以徐进副局长为总指挥的现场排级应急预案，成立了以徐进副局长为总指挥的现场排险领导小组，

19、立即奔赴现场。险领导小组，立即奔赴现场。（2）启动企地联动）启动企地联动 生产运行处协调通江县政府疏散井场周围生产运行处协调通江县政府疏散井场周围500m内居民千余人，内居民千余人，森林防火动用森林防火动用500人，同时进行警戒管制。人，同时进行警戒管制。 （3）通过南方公司协调）通过南方公司协调2支井队停钻配制泥浆。支井队停钻配制泥浆。（4）调动）调动10台泥浆运输罐车从宣汉奔赴现场。台泥浆运输罐车从宣汉奔赴现场。3.1 启动启动级应急预案级应急预案3. 压井抢险压井抢险1）飞三段储层压力高，产量大，且密度窗口窄；）飞三段储层压力高，产量大，且密度窗口窄；2）嘉二段气层和飞三段处在同一井筒内

20、，且漏失压力比飞三）嘉二段气层和飞三段处在同一井筒内，且漏失压力比飞三段低；段低；3）闸阀注脂孔泄漏，压井过程中立压不能超过）闸阀注脂孔泄漏，压井过程中立压不能超过30MPa，套压，套压不能超过不能超过75MPa；4）采用测试流程控压和放喷，难以满足井口灵活控压要求；）采用测试流程控压和放喷，难以满足井口灵活控压要求；5）采油树闸阀工况越来越差，对压井时间的要求很迫切。）采油树闸阀工况越来越差，对压井时间的要求很迫切。 3.2制定压井方案制定压井方案3. 压井抢险压井抢险 压井施工难点压井施工难点1）采用正循环压井，压井泥浆密度）采用正循环压井，压井泥浆密度2.45g/cm3；2）采用工程师法

21、压井和置换法压井相结合的方法；）采用工程师法压井和置换法压井相结合的方法；3）用泥浆压井前，连续向井内正循环注清水；）用泥浆压井前，连续向井内正循环注清水；4）施工时控制油压小于）施工时控制油压小于25MPa，套压小于，套压小于70MPa；5）准备压井泥浆）准备压井泥浆300 m3，堵漏泥浆，堵漏泥浆50 m3；6）先用二级管汇节流阀和油嘴配合控制井口压力，必要时采）先用二级管汇节流阀和油嘴配合控制井口压力，必要时采用一级管汇节流阀；用一级管汇节流阀；7）用）用2000型压裂泵车型压裂泵车4台。台。3. 压井抢险压井抢险 压井基本方案压井基本方案u 建立油管内液柱，缓慢控制增高套压建立油管内液

22、柱，缓慢控制增高套压8月月7日日13:4513:50 正注正注CMC隔离液隔离液2m3，排量，排量0.4m3/min，立压，立压26 MPa，套压，套压29MPa。13:5114:05 排量排量1.0m3/min，通过控压，套压由，通过控压，套压由29.0MPa升至升至52.0MPa，注入泥浆，注入泥浆15m3。u 控制套压，建立环空液柱控制套压，建立环空液柱14:0514:37 排量排量1.0m3/min，控制套压，控制套压52.048.0MPa，累计注入泥，累计注入泥浆浆48m3，放喷口见钛铁矿粉喷出。，放喷口见钛铁矿粉喷出。3. 压井抢险压井抢险 压井施工过程压井施工过程正循环压井施工阶

23、段正循环压井施工阶段u节流阀快速被刺，环空液柱建立不理想节流阀快速被刺，环空液柱建立不理想14:3715:04 套压由套压由48.0MPa降至降至37.0MPa（节流阀刺），累计注入泥（节流阀刺），累计注入泥浆浆70m3。15:0515:16 套压由套压由37.0MPa降至降至28.0MPa（节流阀继续刺）。（节流阀继续刺）。15:1615:28 换用一级管汇节流阀控制套压，套压由换用一级管汇节流阀控制套压，套压由28.0MPa升至升至45.0MPa，放喷口见泥浆返出。累计注入泥浆量，放喷口见泥浆返出。累计注入泥浆量85 m3，考虑到井筒环空，考虑到井筒环空已有一定液柱，且一级管汇节流阀已出现

24、被刺坏的现象，决定关井，转已有一定液柱，且一级管汇节流阀已出现被刺坏的现象，决定关井，转入置换压井。入置换压井。3. 压井抢险压井抢险 压井施工过程压井施工过程正循环压井施工阶段正循环压井施工阶段u置换放气，继续建立环空液柱，降低井口套压置换放气，继续建立环空液柱，降低井口套压15:2815:47 关井，套压由关井，套压由45.0MPa迅速上升至迅速上升至65.0 MPa，稳定在，稳定在63.5MPa。15:4715:55 套压由套压由63.5 MPa降至降至56.5MPa，同时小排量从油管内注，同时小排量从油管内注泥浆泥浆4 m3见泥浆返出时，停泵关井。见泥浆返出时，停泵关井。15:5519

25、:30 每隔每隔30min放气泄套压一次，同时从油管内正注泥浆，放气泄套压一次，同时从油管内正注泥浆，放喷口见泥浆返出，停泵关井，分放喷口见泥浆返出，停泵关井，分7次注入泥浆次注入泥浆18.5m3,套压逐渐降至套压逐渐降至32.0MPa，产气，产气45000 m3。从注入量和压力分析，井内有漏失，估算漏。从注入量和压力分析，井内有漏失，估算漏失当量密度失当量密度2.55g/cm3。3. 压井抢险压井抢险 压井施工过程压井施工过程间断正注泥浆，环空置换放气压井阶段间断正注泥浆，环空置换放气压井阶段u堵漏提高地层承压能力，继续排出环空天然气堵漏提高地层承压能力，继续排出环空天然气20:008日日2

26、:30 分分7次注入堵漏泥浆次注入堵漏泥浆16.5 m3，套压在，套压在10MPa30MPa之间波动较大，产气之间波动较大，产气 12000 m3。4:009:30 分分3次将堵漏泥浆挤入地层，注浆压力逐渐升高。产气次将堵漏泥浆挤入地层，注浆压力逐渐升高。产气5000 m3。10:0020:00 每隔每隔 2h 间断泄套压放气，套压由间断泄套压放气，套压由 16MPa 逐渐降至逐渐降至4.0MPa，放出气量很少。，放出气量很少。20:009日日6:00 控制套压在控制套压在5.0MPa以内，观察，测量出口泥浆密度以内，观察，测量出口泥浆密度2.39 g/cm3，从压井开始共向井内注入泥浆，从压

27、井开始共向井内注入泥浆145 m3。3. 压井抢险压井抢险 压井施工过程压井施工过程间断正注泥浆，环空置换放气压井阶段间断正注泥浆，环空置换放气压井阶段8月月7日日6:0011:00 用节流阀用节流阀控制套压控制套压23MPa，循环排量，循环排量0.350.5m3/min，通过泥气分离，通过泥气分离器，放喷口火焰高度器，放喷口火焰高度0.51m，逐，逐渐熄灭，压井结束。渐熄灭，压井结束。3. 压井抢险压井抢险 压井施工过程压井施工过程循环泥浆排气阶段循环泥浆排气阶段 2. 2.重复测试，出现险情重复测试，出现险情 3. 3.压井排险压井排险 4. 4.飞三段系统测试飞三段系统测试 1. 1.基

28、本情况基本情况汇报主要内容汇报主要内容 5. 5.认识及建议认识及建议 通过前期测试，获得地层压力通过前期测试，获得地层压力111.1 MPa、温度温度132、估算产量、估算产量150104m3/d等数据，预等数据，预计关井压力计关井压力95MPa。 针对该井超高压、高产及针对该井超高压、高产及复杂的井况，制定了如下测试方案。复杂的井况，制定了如下测试方案。4. 飞三段系统测试飞三段系统测试美国美国WOM公司公司140MPa（FF级）井口采气装置级）井口采气装置 4. 飞三段系统测试飞三段系统测试（ 1 1 ） 将 原 国 产） 将 原 国 产105MPa105MPa采油树更换为采油树更换为WOM-140MPaWOM-140MPa捕球短节捕球短节4344.64m上上DB封隔器封隔器4437.08m下下DB封隔器封隔器4548.98mSB3封隔器封隔器3806.075m4. 飞三段系统测试飞三段系统测试（2 2）