清溪1井溢流事件压封井抢险分析

1、清溪清溪1井井喷抢险及分析井井喷抢险及分析中国石油化工集团股份公司中国石油化工集团股份公司天然气工程项目管理部天然气工程项目管理部苗锡庆苗锡庆二一四年八月二一四年八月 一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况 二、溢流发生的经过及处理二、溢流发生的经过及处理 三、压井封井抢险的主要过程三、压井封井抢险的主要过程 四、认识和建议四、认识和建议清溪清溪1 1井井喷抢险及分析井井喷抢险及分析一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况 清溪清溪1 1井井是中石化川东北探区的一口预探井。由是中石化川东北探区的一口预探井。由70158SL70158SL钻井队承钻，钻井队承钻，20062006年年1 1月月

2、1111日开钻，日开钻，1212月月2020日日钻至井深钻至井深4285.38m4285.38m时发生溢流、导流放喷。先后经过时发生溢流、导流放喷。先后经过三次抢险施工，于三次抢险施工，于20072007年年1 1月月3 3日压井封井成功。抢险日压井封井成功。抢险过程中，没有任何人员伤亡，也没有造成当地空气、水过程中，没有任何人员伤亡，也没有造成当地空气、水质污染。质污染。一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况 （一）设计数据（一）设计数据 1. 1. 井别：预探井井别：预探井 . . 地理位置：四川省宣汉县清溪镇地理位置：四川省宣汉县清溪镇 . .

3、 构造位置：构造位置：四川盆地四川盆地川东断褶带清溪构造高点川东断褶带清溪构造高点 . . 设计井深：设计井深：56205620m m . . 钻探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江组、飞仙关组、长钻探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组及兴组、茅口组及陆相层系。陆相层系。 . . 完钻层位：完钻层位：中志留统韩家店组中志留统韩家店组一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况 一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况清溪井地理位置清溪井地理位置清溪清溪1 1井井一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况 一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井

4、的基本情况清溪井构造位置图清溪井构造位置图层位层位预测井段深度预测井段深度（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井在须家河组钻遇高井在须家河组钻遇高压含气层，压力系数压含气层，压力系数1.551.55；双庙；双庙1 1井井在雷口坡组钻遇高压气藏，压力系数在雷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

5、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41804180461046101.301.301.451.45 川岳川岳8383井飞仙关组钻遇裂缝性井飞仙关组钻遇裂缝性高压气藏，压力系数高压气藏，压力系数1.51.5；毛坝；毛坝1 1井井飞仙关组三段上部钻遇裂缝飞仙关组三段上部钻遇裂缝孔隙型孔隙型高压气藏，压力系数高压气藏，压力系数1.891.89，要注意，要注意防喷、防高压。防喷、防高压。长兴组长兴组4610461049004900龙潭组龙

6、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井在石炭系黄龙组钻遇高压气层，压力系数气层，压力系数1.861.86。 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一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况一、清溪井

7、基本情况一、清溪井基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况清溪清溪1 1井套管使用情况井套管使用情况外外 径径mmmm钢级钢级壁厚壁厚mmmm扣型扣型每米每米重量重量kg/mkg/m内容积内容积L/mL/m抗拉抗拉强度强度kNkN抗挤抗挤强度强度MPaMPa抗内压抗内压强度强度MPaMPa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.275003355353193.7 TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0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105M

8、Pa防喷器组合防喷器组合一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况井井场场设设备备布布局局平平面面图图一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况井下钻具组合井下钻具组合139.7mm钻杆钻杆 2609.61m121mm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一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基本情况井的基本情况Y3bJ74#放喷管线放喷管

9、线(副放喷池副放喷池方向方向)J13Y3aY7J45b#5a# 6a# 6b#1# 1a#1b# 2a# 2b#7a# 7b# 3a# 3b# 4#3#内防内防喷管线喷管线接液气分离器接液气分离器1#内防内防喷管线喷管线2#内防内防喷管线喷管线4#内防内防喷管线喷管线3#放喷管线放喷管线(副放副放喷池方向喷池方向)Y41#放喷放喷管线管线(前前场方向场方向)J10J3aJ2bJ3bJ9J2aJ6aJ5J6bJ11J12J1J J88a# 8b#9#9#节流与压井管汇示意图节流与压井管汇示意图2#放喷管线放喷管线(前场方向前场方向)一、清溪井基本情况一、清溪井基本情况一、清溪一、清溪1 1井的基

10、本情况井的基本情况本次溢流放喷事件主要发生经过本次溢流放喷事件主要发生经过溢流关井溢流关井井漏井漏堵漏压井堵漏压井循环加重循环加重情况复杂情况复杂化化导流放喷导流放喷 一、清溪一、清溪1井的基本情况井的基本情况 二、溢流发生的经过及处理二、溢流发生的经过及处理 三、压井封井抢险的主要过程三、压井封井抢险的主要过程 四、认识和建议四、认识和建议清溪清溪1 1井井喷抢险及分析井井喷抢险及分析5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（一）发生溢流（一）发生溢流（2006年12月20日2:182:22）:2:15以1.60g/cm3钻井液密度钻进，井深4285m遇快钻时，至2:1

11、8钻达井深4285.38m（4283.004284.00m钻时81min/m；4284.004285.00m钻时46min/m；4285.004285.38m历时3min），立即停钻循环观察，2:182:22（4min）溢流1.5m3，泵压由15.7MPa下降至14.3MPa（此时排量1.06m3/min，钻井液密度1.60g/cm3，粘度50s）。5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（二）溢流量增大（二）溢流量增大（2:222:44）:2:22立即停泵迅速关井，至2:33(11min)套压由0MPa上升至20.0MPa。至2:34（1min）套压迅速下降到2MPa，

12、于是开节流阀节流循环，排量0.15m3/min，套压快速降至0MPa（分析已发生井漏），但钻井液返出量大于泵入量，至2:44（10min）溢流量增加24m3。根据地破试验结果，此时套压已超过最大允许关井套压，考虑到套压高可能压漏地层（计算当量密度2.06g/cm3），5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（三）（三）发生井漏，上报发生井漏，上报（2:463:20）:2:46再次关井求压，至3:20套压最大上升至4.15MPa，综合分析判断证实地层已发生漏失。3:206:15钻井工程监督将情况汇报给中石化南方分公司，并要求井队配密度1.60g/cm3的堵漏浆20m3，浓度

13、为13%，配方:随钻堵漏剂SDL1t复合堵漏剂GDJ0.5t花生壳0.5t云母0.6t。（四）（四）泵泵入堵漏入堵漏泥浆泥浆（12月20日6:15-6:47）：从钻杆内泵入密度1.60g/cm3的堵漏泥浆18.4 m3，排量0.52m3/min，套压11.5MPa，立压0MPa。5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（五）钻井队第一次压井情况（五）钻井队第一次压井情况 .将堵漏浆顶出钻头将堵漏浆顶出钻头3m3 (6:55(6:559:10):9:10):6:55开始正替密度1.80g/cm3钻井液，排量0.20.58m3/min，立压为2.17MPa，套压13.65MP

14、a，通过液气分离器节流循环点火，火焰高1020m，桔红色，持续30min后，火焰减弱。9:10停泵，关节流阀，泵入密度1.80g/cm3钻井液19.6m3，此时计算堵漏浆已进入环空3m3，立压为0MPa，套压12.48MPa。至9:27观察立压为0MPa，套压13MPa。 .将堵漏浆顶出钻具水眼进入环形空间将堵漏浆顶出钻具水眼进入环形空间(9:27(9:2711:20):11:20):初步打算分段将堵漏浆泵出钻具进入环空，后又担心堵漏浆堵塞水眼，于9:27继续节流循环，排量0.20.4m3/min，套压13.0MPa，立压0MPa，火焰高615m，桔红色。至11:20计算泵出钻具内全部堵漏浆，

15、前后共泵入密度1.80g/cm3的钻井液35m3，立压为0MPa，套压16.84MPa，停泵，关节流阀。5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（五）钻井队第一次压井情况（五）钻井队第一次压井情况 .反挤钻井液反挤钻井液(11:20(11:2013:30):13:30):分4次向环空反挤密度1.80g/cm3钻井液10m3，立压由4.8 MPa升到18.9 MPa，套压升至19MPa。（气柱？密度不均匀？堵漏见效果！） .现场观察定措施现场观察定措施(13:30(13:3014:35):14:35):观察立压套压变化微小。同时，现场人员制定压井措施:先用密度1.60g/c

16、m3的堵漏浆堵漏，再用密度1.80g/cm3的钻井液节流压井。 .节流排气，由液气分离器改为节流管线节流排气，由液气分离器改为节流管线(14:35(14:3514:59):14:59):14:35开始用1.80g/cm3钻井液节流循环排气，开节流阀，排量0.110.41m3/min，套压18.8MPa，立压9.9MPa经液气分离器点火，火焰高910m，桔红色。14:45由于气量大，液气分离器震动厉害，冻结严重，为了避免液气分离器损坏，打开主放喷管线节流点火放喷，火焰高89m，桔红色，排量0.41m3/min，套压19MPa，立压:0.6MPa。14:55火焰熄灭，套压20.2MPa，立压:8.

17、4MPa。14:5514:59主放喷管线放喷口点火。（此间共泵入1.80g/cm3钻井液6m3）。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（五）钻井队第一次压井情况（五）钻井队第一次压井情况 .节流压井，套压下降节流压井，套压下降 (14:59(14:5915:53):15:53):14:5915:53通过主放喷管线节流循环压井。火焰高1015m，桔红色。排量0.080.52m3/min，套压由20.4MPa下降到9.6MPa，立压由0.3MPa升到12.2MPa。15:53关放喷管线。泵入总量49.29m3。 .再次启动液气分离器循环压井，发生井漏再次启动液气分离器循

18、环压井，发生井漏 (15:53(15:5316:14):16:14):启用液气分离器，点火节流循环成功。15:5316:14排量0.52m3/min，套压由17.0MPa下降到4.3MPa，立压由6.3MPa下降到0MPa。16:14立压降为0，井口不返钻井液，分析判断发生井漏，停泵关井并准备堵漏浆。泵入总量9m3。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（五）钻井队第一次压井情况（五）钻井队第一次压井情况 5/7/2022 钻井队第一次压井曲线钻井队第一次压井曲线5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（五）钻井队第一次压井情况（五）钻井队第一次

19、压井情况 .现场制定下步压井方案现场制定下步压井方案(16:14(16:1420:33):20:33):先用密度1.70g/cm3的堵漏浆堵漏，接着用密度1.70g/cm3的钻井液节流压井，建立循环。同时井队配堵漏浆25m3，密度1.70g/cm3。观察关井情况:停泵后套压快速上升，16:43上升到最高40.6MPa，后维持在40MPa以内。.节流循环节流循环(20:33(20:3320:35):20:35):节流点火，火焰桔红色，高1015m，排量0.26m3/min，套压由17.56MPa下降至15.1MPa，立压由12.8MPa下降至12.2MPa，泵入密度1.70g/cm3的钻井液1.

20、22m3。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（六）钻井队第二次压井情况（六）钻井队第二次压井情况 .节流泵入堵漏浆节流泵入堵漏浆(20:3521:20): 20:3521:20泵入1.70g/cm3堵漏浆20.0m3，（排量，（排量0.47 m3/min），套压由15.1 MPa下降到5.3MPa，立压12.22.9MPa，桔红色火焰高810m，21:00见钻见钻井液返出井液返出，漏失钻井液15.0m3。.建立循环建立循环(21:2023:50):泵入密度为1.70g/cm3钻井液，建立节流循环，排量0.75m3/min，立压10.8MPa，最后套压0.6MPa。

21、循环观察一周后，开始边节流循环边加重(混重浆)，钻井液密度提高幅度为0.020.03 g/cm3/周，钻井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.541.64g/cm3。泵入钻井液137m3。5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（六）钻井队第二次压井情况（六）钻井队第二次压井情况 钻井队第二次压井曲线钻井队第二次压井曲线5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（六六）钻井队第二次压井情况）钻井队第二次压井情况 .节流循环加重压井由于憋泵，导致了新的复杂情况节流循环加重压井由于憋泵，导致了新的复杂情况（2月20日23:5021日15:40，此间循

22、环总量905 m3）:12月20日23:50至21日15:40节流循环加重压井(进口钻井液1.751.76g/cm3，出口密度1.73g/cm3，粘度60s。)，经过液气分离器节流循环，排量0.93m3/min，火焰35m。15:40发现泵压突然由13.6MPa上升至19.0MPa，于是立即停泵（2min），泵压迅速下降至0MPa，接着开泵到蹩泵前排量，继续加重压井（混2.05g/cm 重浆）。16:21发现液面上涨1.16m3。加重循环到16:33。 .再次出现泵压升高，停泵，研究措施再次出现泵压升高，停泵，研究措施:（21日16:3320:05，此间，间断泵入总量6.6m3停泵总时间4h）

23、:16:33又出现泵压升高，泵压由10.5MPa上升到17.1 MPa，立即停泵。此时溢流量达到2m3，试关节流阀关井求压，16:35套压迅速上升至35MPa，立压达到6.5MPa；16:43套压最高达到41MPa，立压为10.4MPa；16:45套压又迅速下降到34.9MPa，发生漏失，此时立压为8MPa。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷.节流压井，两个液动节流阀先后刺坏节流压井，两个液动节流阀先后刺坏20:0520:08通过J1液动节流阀，用密度1.77g/cm3、浓度20%堵漏浆堵漏压井（开泵

24、排量0.41m3/min），发现该阀已坏，走J12液动节流阀点火放喷成功，火焰高3035m，火焰呈橘红色，随即火焰被喷出的钻井液扑灭，套压28.7MPa，立压0MPa。停泵。（必然放空的存在（必然放空的存在,泥浆无法回收泥浆无法回收）20:41再次通过J12液动节流阀节流点火放喷成功，用密度1.77g/cm3、浓度20%堵漏浆堵漏压井，排量0.67 m3/min ，套压由36.9MPa上升到45.9MPa，立压0MPa，此时J12液动节流阀已刺坏。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷.节流压井，两个液动

25、节流阀先后刺坏节流压井，两个液动节流阀先后刺坏20:4121:21（20:45拉防空警报，疏散500米范围内群众）通过已刺坏的J12节流阀放喷，同时以1.1m3/min排量向钻具内注入密度1.77g/cm3、浓度20%堵漏浆，套压由45.9MPa下降到37.8MPa，立压8.9MPa（其间21:1321:21同时打开J4手动节流阀，关J11阀，关闭已刺坏的J12液动节流通路）。 21:2121:37套压由37.6MPa上升到56.4MPa，立压12.3MPa，停泵（套压迅速上升原因: 关闭J12液动节流通路（关J11#阀）时，不知J4手动节流阀已堵塞，此时已全关井）。 21:3722:11迅速

26、打开J11阀通过已刺坏的J12液动节流阀通道泄压，套压由56.4MPa下降到50.22MPa，立压5.5MPa，同时以1.16m3/min排量继续正注堵漏浆。22:23打开4#放喷管线，套压44.8MPa，立压4.9MPa。同时停泵。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷.分别实现放喷点火成功分别实现放喷点火成功22:2322:35 打开压井管汇侧两条主、副放喷管线，点火放喷成功（未点火时间12min），压力由44.8MPa下降至29.5MPa，立压0MPa。 22:40关节流管汇侧两条主、副放喷管线准备

27、点火，发现1#主放管线刺坏，套压19MPa，立压0MPa。 23:40节流管汇侧副放喷管线点火放喷成功(未点火时间17min)，火焰高3550m，此时被迫三条防喷管线同时放喷，套压显示45MPa。 5/7/2022二、溢流发生二、溢流发生 经过及处理经过及处理（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷（七）迫使放弃节流压井，敞开放喷.被迫放喷原因被迫放喷原因 气流大，产量高，地层压力不清楚。气流大，产量高，地层压力不清楚。 压井过程中节流阀刺坏、堵塞，失去节流控制手段。压井过程中节流阀刺坏、堵塞，失去节流控制手段。 蹩泵，打通下部产层，造成气量加大，套压超过套管抗蹩泵，打通下部产层，造成气量加大，套压超

28、过套管抗内压强度安全值（内压强度安全值（41MPa），节流控制困难。），节流控制困难。 一、清溪一、清溪1井的基本情况井的基本情况 二、溢流发生的经过及处理二、溢流发生的经过及处理 三、压井封井抢险的主要过程三、压井封井抢险的主要过程 四、认识和建议四、认识和建议清溪清溪1 1井井喷抢险及分析井井喷抢险及分析5/7/2022三三、压井压井封井抢险的主要封井抢险的主要过程过程 组织准备 井控设备准备 压井液准备 压井准备 安全环保准备 技术准备 其它准备 施工准备施工准备5/7/2022三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022敞井点火放喷敞井点火放喷反向从环空注堵反

29、向从环空注堵漏浆漏浆10m3，向环空向环空替替2.0g/cm3泥浆泥浆150 m3.。套压套压Pa0不喷不漏，能建不喷不漏，能建立循环立循环（平衡）（平衡）严重漏失严重漏失（井口不见液面（井口不见液面或只见清水）或只见清水）压井结束压井结束循环调整泥浆密度，建循环调整泥浆密度，建立平衡至压稳立平衡至压稳套压套压Pa20MPa逐次打开放喷流程逐次打开放喷流程0套套 压压Pa20MPa从环空反推密度从环空反推密度2.2-2.3g/cm3的加的加压井液压井液200m3用钻井泵从用钻井泵从环空注堵漏环空注堵漏浆浆10m3若反推过程若反推过程中套压为零中套压为零环空吊灌泥浆环空吊灌泥浆,钻杆钻杆内定时顶

30、替泥浆，内定时顶替泥浆，密度密度1.9-2.0g/cm3准备密度准备密度1.90g/cm3泥浆泥浆400 m3 环空吊灌泥浆环空吊灌泥浆,钻杆钻杆内定时顶替泥浆，内定时顶替泥浆，密度密度1.9-2.0g/cm3准备密度准备密度1.90g/cm3泥浆泥浆400 m3 转入下道工序转入下道工序转入下道工序转入下道工序关闭节流通道关闭节流通道清溪清溪1 1井压井施工工序流程图井压井施工工序流程图 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 第一次抢险压井第一次抢险压井（一）第一次抢险压井（一）第一次抢险压井 实施过程实施过程：12月24日1:203:30向钻杆内注入2.05g/cm3压井液

31、249.8m3，平均排量1.92m3/min，立压3040MPa，套压12MPa。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。3:30停止压井，然后试关井，计划反挤压井液后再挤水泥浆，但是套压在4min内快速上升至42MPa。被迫打开放喷管线放喷，3:35点火，火焰高达2545m，6:30两条管线放喷，套压67MPa，8:00四条管线放喷点火，套压4MPa。第一次压井失败。 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 施工参数变化曲线施工参数变化曲线(1:30(1:303:30)3:30)三、三、压

32、井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022第一次压井分析第一次压井分析.意义：意义：此处压井虽然没有成功，但是，缓解了因放喷管线刺坏火着到井场的危机，在压井没有压稳条件的情况下，及时果断停止了压井，节约了压井液，减少了夜间施工的风险。 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022第一次压井分析第一次压井分析5/7/2022三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 . .本次压井失败的原因分析本次压井失败的原因分析 2.1在地面条件没有准备充分的情况下，迫于火焰殃及井场的紧急情况，匆忙开始，加之对地层的压力不清楚，无法准确确定压井液密度；2

33、.2压力高、产量大，钻井液雾化难以有效建立液柱，喷空后重建平衡困难；2.3由于水泥头的进液管线直径小，排量超过2m3/min后井口晃动严重，不得不降低排量在2m3/min以内运行，2.4也是关键的因素，节流阀经长期冲蚀后无法有效节流，套压控制到12MPa后不能继续增长；2.5夜间施工，在试关井套压上升的非常快的情况下，放弃了反挤泥浆的施工。 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 第二次抢险压井第二次抢险压井 （二）第二次抢险压井（二）第二次抢险压井准备工作：准备工作： 在充分总结分析上次压井不成功原因的基础上，本次压井进行了更加充分的准备。成立了以曹耀峰指挥为组长，何生厚常务副

34、指挥为副组长的抢险压井领导小组，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或减压，然后用重浆压井。 三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 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

35、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第二次压井施工工序流程图图清水清水重泥浆重泥浆5/7/2022三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 敞井点火放喷敞井点火放喷反向从环空注堵反向从环空注堵漏浆漏浆10m3，向环向环空替空替2.0g/cm3泥泥浆浆150 m3.。套压套压Pa0不喷不漏，能建不喷不漏，能建立循环立循环（平衡）（平衡）严重漏失严重漏失（井口不见液面（井口不见液面或只见清水）或只见清水）压井结束压井结束循环调整泥浆密度，循环调整泥浆密度，建立平衡至压稳建立平衡至压稳套压套压Pa20MPa逐次打开放喷流程逐次打开放喷流程0套套 压压Pa20MPa

36、从环空反推密度从环空反推密度2.22.3g/cm3的的加压井液加压井液200m3用钻井泵从用钻井泵从环空注堵漏环空注堵漏浆浆10m3若 反 推 过若 反 推 过程 中 套 压程 中 套 压为零为零环空吊灌泥浆环空吊灌泥浆,钻钻杆内定时顶替泥浆，杆内定时顶替泥浆，密度密度1.92.0g/cm3准备密度准备密度1.90g/cm3泥浆泥浆400 m3 环空吊灌泥浆环空吊灌泥浆,钻钻杆内定时顶替泥浆，杆内定时顶替泥浆，密度密度1.92.0g/cm3准备密度准备密度1.90g/cm3泥浆泥浆400 m3 转 入 下 道 工转 入 下 道 工序序转 入 下 道 工转 入 下 道 工序序关 闭 节 流 通关

37、 闭 节 流 通道道（二）第二次抢险压井（二）第二次抢险压井. . 注清水：注清水： 20062006年年1212月月2727日日15:2715:2717:4517:45正注清水正注清水332m332m3 3，立压，立压在在5min5min后控制在后控制在41.8MPa41.8MPa到到48MPa48MPa之间，套压在由之间，套压在由3.5MPa3.5MPa上调至上调至39.8MPa39.8MPa。. . 注泥浆：注泥浆： （）17:4517:4519:2719:27正注正注2.20g/cm2.20g/cm3 3的压井液的压井液260m260m3 3，排量稳定在，排量稳定在2.5m2.5m3

38、3 /min /min左右，立压左右，立压373746 46 MPaMPa ，套压由，套压由3030降至降至23.5 23.5 MPaMPa。 （）19:2719:2720:1420:14考虑到可能发生漏失排量由考虑到可能发生漏失排量由2.6m2.6m3 3 /min /min降降至至1m1m3 3 /min /min，套压由，套压由23.5MPa23.5MPa下降至下降至16MPa16MPa后又逐渐上升到后又逐渐上升到32.5MPa32.5MPa。三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 （二）第二次抢险压井（二）第二次抢险压井. .

39、注泥浆：注泥浆： （）（）20:1420:1420:1820:18排量由排量由1m1m3 3 /min /min又上调至又上调至2.9m2.9m3 3 /min /min。20:1820:18套压迅速上升至套压迅速上升至37MPa37MPa，同时，测试管汇与放喷管线油管连，同时，测试管汇与放喷管线油管连接处接处刺漏刺漏，测试流程放喷管线出口，测试流程放喷管线出口甩开甩开，为安全起见，停止压井，为安全起见，停止压井作业，打开作业，打开5 5条放喷管线放喷并点火，火焰高条放喷管线放喷并点火，火焰高202030m30m，火焰呈橘，火焰呈橘黄色。黄色。第二次压井作业未获成功。第二次压井作业未获成功。

40、三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 第二次抢险压井施工参数曲第二次抢险压井施工参数曲线线5/7/2022放弃继续压井的原因分析放弃继续压井的原因分析三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022重要意义重要意义1压井的技术路线和技术方案实践证明正确。压井的技术路线和技术方案实践证明正确。通过第二次压井的实际观察和实施曲线的趋势分析，按照制定的技术方案，在正常实施进程中向液柱逐步增大，立压保持不变，套压逐步降低的趋势发展。通过后面的第三次压井

41、更加证明了第二次技术路线和技术方案的正确。2组织得力、保障充分。组织得力、保障充分。在准备好300m3清水，且保持向清水池稳定的供水能力100m3/h，满足了连续注入清水500 m3的需要；压井液储备充足，2.40g/cm3钻井液200m3，2.20g/cm3钻井液500m3，2.00g/cm3钻井液300m3（包括2.00g/cm3堵漏浆基浆40m3），即满足了正压井的需要，又做好了反压的准备，从压井液方面做好了不同种类、不同密度、适应不同情况，保证连续施工的准备。3设备准备充分，保障有力。设备准备充分，保障有力。9套2000型压裂车和1套1600型压裂车分2组并联使用，注入清水、压井液车组

42、分工清楚，按照施工程序有序进行施工，保证了施工的连续。三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022放弃继续压井的原因分析放弃继续压井的原因分析1在施工后控制套压注入清水过程中，清水注入量过大，分析认为，在注入清水170m3，即施工52min (16:20)后及时的转换压井液是合适的时机。2在保持排量不变、立压控制范围内套压呈下降趋势，是非常好的势头，当施工到(18:22)114min时，(19:57)排量由1.5m3/min在2min内降低到了1m3/min，导致立压迅速下降到10MPa，套压在9min内经历了短暂的下降后迅速上升，23min(至20:16)套压上升到

43、37MPa，当增大排量后，又出现了正常的趋势。3高速流体对设备冲蚀严重，地面部分流程密封失效。节流放喷流程长时间在高压、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夜间施工，在现场场地小、地形复杂、各类作业机械多且占满场地、施工单位且工种多，对钻井现场和压井工艺不熟悉，遇到复杂的情况出现混乱，导致影响了连续施工的持续进行。三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 第三次抢险压井封井第三次抢险压井封井3装备及器材（1）对防喷器及其控制系统各连接处查漏，整改合格。（2）对井场使用过的四通、节流管汇、放喷管线测厚

44、探伤（测厚探伤结果详见附表3、4、5、6）。（3）更换钻井压井管汇（鸿达生产的JG105）和两套节流管汇（鸿达生产的JG105）；更换受损阀件弯头六个、放喷管线2根，对放喷管线固定进行加固，增加水泥基墩5个。（4）阀门、管路分别按照施工方案编号挂牌。（5）2000型压裂泵车9台，1600型压裂车1台分别编号并组成两个压裂车组。（6）400型水泥车4套，分别编号，组成水泥浆配送车组。（7）压井液供送：两台1600钻井泵安装180mm缸套，排量达到4m3/min以上，供浆管线直达压裂车上水罐；循环罐装3套直达压裂车上水罐的备用泵和管线。（8）安装通过井口向钻具内注浆管线2条、通过原压井管汇单流阀向

45、环空注入管线2条，直径均大于3，额定压力不低于70MPa，固定牢靠。每组压裂车均可单独向钻具内、环空泵注，互相不影响。（9）钻杆井口改换为70MPa采气井口小四通，并安装带闸阀的压力表。（10）配2台消防车和1套长杆泵供水，供水能力达到5.50m3/min。（11）防爆对讲机45套、备用电池45套，电量充足，现场技术组值班房配10套充电器。（12）根据地形和风向，选择安全的点火人员工作地点；配备3种方式的点火装置，储备足够安全点火器材；压井期间排气口保持长明火，长明火避开放喷口正对方向。（13）仪表车适时监控钻杆内压力、环空压力、排量、泵入量等参数变化，并及时向现场指挥台和总指挥部传输数据和图

46、象。现场指挥台与总指挥部间架设有线电话。（14）布置消防车10台和医疗救护车5台。（15）在现场合适的地点，建立现场指挥台及现场总指挥部，便于指挥监控。（16）现场设立生活保障基地，为施工全过程指挥及作业人员提供基本食宿条件。（17）准备1台气防车、空气呼吸器150套、钢瓶30个，大功率充气泵1台和其他充气泵5台。（三）第三次抢险压井封井（三）第三次抢险压井封井 指导思想：指导思想：以治喷为主、兼顾防漏、方案严密、准备充分、以治喷为主、兼顾防漏、方案严密、准备充分、预案完善、组织有力、充分利用有利条件、确保一次封井成功预案完善、组织有力、充分利用有利条件、确保一次封井成功为指导思想。为指导思想

47、。 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，充分发组织两组大型压裂车组和两组固井设备，充分发挥挥排量、总注入量、压井液密度、注入压力排量、总注入量、压井液密度、注入压力等四大优势，确保等四大优势，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，形成压井液液柱，适时从环空反注重浆，最后全井，形成压井液液柱，适时从环空反注重浆，最后全井注水泥彻注水泥彻底封井底封井。三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 （三）第三次抢险压井封（三）第三次抢险压井封井井施工技术

48、路线节点图施工技术路线节点图三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022施工前的准备施工前的准备 组织准备：成立了精简、高效的现场指挥组织系统。 压井液储备：2.20g/cm3 670m3；2.00g/cm3 200m3；1.90g/cm3 250m3(其中堵漏浆40m3)。 清水储备：380m3，同时保障连续向地面水池和储备罐的供水能力达到100m3/h。 水泥储备：现场备用G级油井水泥420t。 装备及器材 技术准备 安全准备 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022施工准备施工准备 (1)

49、设备试运转与管汇试压：所有压裂车、泵注管汇、采气树试压70MPa，10min内压力不降。试压前井口两个旋塞开关自如、钻杆内无压力，关闭钻杆上部旋塞(下部旋塞处于开启位置)进行试压。所有压裂车组在施工前按高于40MPa的启动泵压试运转，施工过程中全部车组限位压力为70MPa。 (2)节流管汇防冰堵：节流阀使用期间，连续浇淋清水，准备热水，并采取排水措施。 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 5/7/2022施工开始施工开始 2007年1月3日现场指挥组组织各现场施工组长进行自检签字，技术组验收签字，交于陈同海总指挥签字后，于2007年1月3日10:00压井封井施工作业正式开始。

50、 三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 ( (三）第三次抢险压井封井三）第三次抢险压井封井. .泵注清水：泵注清水：20072007年年1 1月月3 3日日，10:1810:18以以2.72.73.3m3.3m3 3/min/min排量正注排量正注清水清水35.1m35.1m3 3。逐次关闭其它放。逐次关闭其它放 喷喷 管管 线，通过一条放喷管线节线，通过一条放喷管线节流放喷。控制套管压力排气建立水柱：至流放喷。控制套管压力排气建立水柱：至11:0011:00共注入清水共注入清水127m127m3 3，缓慢调节节流阀，逐步增加套压升至，缓慢调节节流阀，逐步增加套压升至34MPa

51、34MPa，立压控制在，立压控制在56MPa56MPa左右。左右。. .注重泥浆：注重泥浆：11:0011:0014:0314:03向钻杆内泵注密度为向钻杆内泵注密度为2.20g/cm2.20g/cm3 3压井压井液液400m400m3 3，排量，排量1.81.82.95m2.95m3 3/min/min，立压控制在，立压控制在505060MPa60MPa，套压，套压由由34MPa34MPa下降到下降到15.5MPa15.5MPa。12:2512:25点火口出雾状物，点火口出雾状物，12:3812:38喷出物以喷出物以水为主，水为主，13:2113:21放喷口连续返水，水量放喷口连续返水，水量

52、1m1m3 3/min/min，火焰熄灭，火焰熄灭，13:3613:36放喷口返水量增大。放喷口返水量增大。三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 （三）第三次抢险压井封井（三）第三次抢险压井封井. .反挤压井液：反挤压井液：14:1514:1514:5614:56反挤反挤2.20g/cm2.20g/cm3 3压井液压井液113 113 m m3 3，排量为，排量为2.62.62.8m2.8m3 3/min/min，套压在，套压在26MPa26MPa左右。左右。. .注水泥浆封井：注水泥浆封井： 16:3316:3316:3516:35

53、向环空挤入清水向环空挤入清水3m3m3 3，于，于16:3616:3617:5917:59向环空反挤水泥浆向环空反挤水泥浆144m144m3 3，套压为，套压为1010 31.5MPa31.5MPa，17: 2117: 2117:5917:59同时正注水泥浆同时正注水泥浆42m42m3 3，立压为，立压为14.314.328.5MPa28.5MPa，17:5917:5918:0118:01同时正反注同时正反注2m2m3 3清水，清水，18:0518:05关井憋压关井憋压候凝。候凝。压井封井获得成功。压井封井获得成功。三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程三、三、压井封井抢险的主要过程压井

54、封井抢险的主要过程 第三次压井施工参数变化曲线第三次压井施工参数变化曲线三、三、压井封井的主要过程压井封井的主要过程0:000:301:001:302:00Time (HH:MM)020406080100120140160180200Temperature ()020406080100120140160180200Pressure (MPa)0102030405060708090100Consistency (Bc)水泥浆稠化实验曲线水泥浆稠化实验曲线(90min)(90min)三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 水泥浆稠化实验曲线（水泥浆稠化实验曲线（60min60min）

55、三、三、压井封井抢险的主要过程压井封井抢险的主要过程 一、清溪一、清溪1井的基本情况井的基本情况 二、溢流发生的经过及处理二、溢流发生的经过及处理 三、压井封井抢险的主要过程三、压井封井抢险的主要过程 四、认识和建议四、认识和建议清溪清溪1 1井井喷抢险及分析井井喷抢险及分析5/7/2022关于地质、钻井设计认识关于地质、钻井设计认识清溪1井在钻井过程中，及时掌握地层变化规律，采取积极措施，将原设计钻达井深5222m（过龙潭组）下入193.7mm套管改为钻达井深4260.97m（封过嘉陵江地层）提前下入，为钻遇高压、高产气层的处理创造了良好条件 清溪1井地质设计在预告地层层序、气藏类型方面与实

56、际情况基本一致，但是预测的三叠系地层压力与实际具有较大的差异。设计技术套管抗内压强度只有51.3MPa，溢流时关井套压不能超过41.04 MPa，在遇到高压时，施工控制手段受到局限，增大了风险。 四、认识和建议四、认识和建议 5/7/2022对清溪对清溪1 1井井控设备配套、安装的认识井井控设备配套、安装的认识 该井的井控装备延用了传统的、符合标准的结构，严格按照设计要求进行配套、安装、试压，溢流及处理过程中严格执行技术标准、控制压力参数，保证了技术套管、四通、封井器主体、内防喷管线的完整。 根据川气东送建设工程指挥部的要求，开钻前进行严格的检查验收，保证了井控设备完整、可靠。 四、认识和建议

57、四、认识和建议 5/7/2022薄弱环节薄弱环节 由于井控装备缺乏应有的检测手段，在遇到像清溪1井这样的特殊紧急情况时，井控设备的主体是否经受住高压、高速气流的冲刷，受到冲刷后能否继续使用，何时可能出现问题心中无数。 井控装备的配套标准和川东北特殊的地层情况相比较，存在较大的不适应。 井控装备的配套、安装、管理没有纳入一个有机的整体，导致在关键时刻影响大局，贻误战机。井控设备强度有限，特别是节流阀、五通、闸阀等多次被刺坏，使得现场频繁更换，给抢险和井控工作造成了较大的被动。井控装备通用性比较差，配件组织困难。 四、认识和建议四、认识和建议 5/7/2022对钻井施工及溢流发生后处理的认识对钻井

58、施工及溢流发生后处理的认识 1、由于有了良好的基础，在溢流及时发现后，迅速、及时的控制住了井口，节流压井过程中节流压井管汇不失控，为后续处理提供了方便。 2、溢流发生后启动应急预案比较及时，根据情况撤离井口附近一定范围内的居民，没有造成人员伤亡。 3、溢流发生后甲方、钻井公司能在尽快的时间内赶到现场指挥处理溢流和压井工作，且措施得当、处理及时。对避免了事态的扩大和恶化产生了积极的作用。四、认识和建议四、认识和建议 5/7/2022高含硫地区高压气井施工存在的缺陷高含硫地区高压气井施工存在的缺陷 发生溢流后，在及时决策、快速处理和业务熟练程度上存在欠缺。 在溢流发生后，没有维持连续施工，21日16：3320：05（停止3h32min）在前期工作效果明显，出现好的转机的情况下，由于停工时间长再次出现泵压升高，溢流量增大的情况，导致了情况的恶化。 缺乏对堵漏浆可能对钻具水眼、管串、节流阀水眼被堵严重性的防范措施，导致手动节流阀堵塞。 人员疏散警报发出不及时 放喷点火手段和技术措施不到位 四、认识和建议四、认识和建议