涩北及台南气田钻井技术措施、井控风险评估及措施

涩北气田钻井技术措施

一、钻井施工难点

1、涩北气田地层胶结疏松、承压能力低，井眼缩径严

重，易发生卡钻、起钻抽汲、下钻井漏等风险。

2、表层套管下深浅，关井易憋裂地层。

3、由于长期开发造成主要产层压力下降，同一裸眼井

段高低压互存，易井漏，易漏转喷。

4、技术套管和完井套管固井时易发生井漏，水泥浆无

法返出地面。

5、由于气层埋藏浅、气层多、分布段长、天然气气体

特性导致井控风险大。

二、钻井技术措施

(-)钻前准备

1、接井后，由项目组、井队负责收集邻井产层压力及

相关资料，对钻井施工风险进行评估，制定单井技术措施。

若设计井身结构不能满足安全钻井需求，向甲方提出变更申

请。

2、涩北气田地层为第四系未成岩疏松地层，浅地表为

盐壳，见水易塌，要求导管封固良好，不窜不漏。

3、钻井队开钻前召开技术交底会，对地质、工程设计

及技术措施进行详细交底，自查整改消项后申请开钻验收。

4、钻井队开钻前必须按设计储备足够数量的堵漏材料

及重晶石粉、储备浆、套管、水泥等。

(二)一开钻井技术要求

1、一开钻具组合及钻井参数

二层结构井一开钻具组合：（①311.15）或①374.7牙轮

钻头+力203.2钻铤*3根+577.8钻铤*6根+558.75钻铤*9

根+4127钻科X133.35方钻杆。

参数：泵排量大于45L/S，钻压2-12t，转速80-100rpmo

三层结构井一开钻具组合：①444.5牙轮钻头+4203.2

钻铤*3根+577.8钻铤*6根+558.75钻铤*9根+527钻

杆+133.35方钻杆。

参数:泵排量大于50L/S，钻压2-12t，转速80-100rpmo

2、使用设计钻井液密度上限开钻，钻进中根据实际情

况调整钻井液密度，使用好固控设备。

3、打完单根后必须划眼两遍方可接单根，划眼速度控

制在2分钟/单根，以充分清洗井底岩屑

4、钻进中全煌大于20%必须停钻，向项目组汇报，项

目组向甲方请示提前下套管，并做好管外窜预防措施。

5、完钻后充分循环钻井液二周以上起钻，通井二遍方

可下套管作业。

（三）二、三开钻井技术要求

1、二开及三开钻具组合及钻井参数：

三开井二开钻具组合：①311.15牙轮钻头+井底阀+①

203.2钻铤*3根+4177.8钻铤*6根+6310刮壁器+①158.75

钻铤*9根+0）127钻杆+133.35mm方钻杆。

参数泵排量大于45L/S钻压4-12吨，转速80-100rpm。

三开井三开钻具组合：①215.9牙轮钻头+井底阀+①

158.75钻铤*15根+6214刮壁器+527钻杆+133.35方钻

杆。

参数:泵排量大于30L/S,钻压4-12t,泵压10-12MPa,

转速80-100rpm,钻头安装18mm等径喷嘴。

二开井二开钻具组合遵照三开井三开钻具组合执行。

2、钻井队二、三开开钻前必须进行设计、单井措施交

底，自查整改消项后申请开钻验收。

3、二、三开钻前各班组必须进行各种工况防喷演练工

作，熟练掌握东部气田关井操作程序。

4、井控装备安装、试压及验收要求：

(1)井控设备按钻井设计进行配备，现场按标准安装,

节流、压井管汇内闸阀、防喷管线密封垫环每次安装必须

更换新的，不允许重复使用。

(2)井控设备现场安装到位后，试压(高、低压)必

须合格，试压时必须由钻井队、甲方监督、QHSE监理、天

然气钻井项目组、井控技术公司人员参加，并签字确认，试

压时不允许使用平板阀泄压。

(3)液控管线、内防喷工具按规定试压，并且要有记

录。

(4)二、三开钻具组合中必须使用井底阀，并试压合

格。

(5)冬季施工(10月1日至次年5月1日)试压必须

用饱和盐水。

(6)凡是经过压井放喷过的井控装备必须归厂检测。

14、在起下钻过程中，要注意观察、校核、记录灌入及

返出量，发现异常，停止作业，查明原因，采取相应措施。

15、每下10柱必须往钻具内灌满钻井液。下钻中途和

到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵循

环，每次挂泵前先转动转盘，小排量顶通，然后逐步提高循

环排量。裸眼井段起下钻速度不高于0.3米/秒。

16、下钻中途或到底循环时，应做好关井准备。钻井队

值班干部和当班司钻必须在钻台上指挥和操作。

17、发生过井漏的井，堵漏后必须做承压试验，当量泥

浆密度要求达到1.60g/cm3。

18、测井时电测队必须准备断丝钳，起钻时求得稳定周

期必须满足：起下钻周期+测井所需的时间+10小时v油气

水上窜到井口的时间。下套管时求得稳定周期必须满足：从

起钻前停泵开始到下完套管所需的时间+10小时v油气上

窜到井口的时间。下套管速度小于0.3米/秒。

19、每次起钻前必须活动半封闸板封井器。

三、固井技术要求

(-)下套管技术要求

1、完钻后固井技术人员到现场进行技术交底，详细了

解实钻情况，收集井径、井温、钻井液性能等相关资料，及

井下复杂情况。向井队交清下套管、注水泥浆施工相关要求。

2、技术套管、气层套管下套管前，应将全封闸板更换

为与套管尺寸相同的防喷器闸板，试压达到要求，下套管作

业严格执行《青海油田关于下套管作业施工要求》。

3、必须保证井下平稳方可进行下套管施工作业。如存

在漏失，进行堵漏、做承压试验，承压能力满足注水泥浆施

工要求后再进行下套管作业。

4、下套管前认真通井，保证井眼畅通，调整处理好钻

井液性能，做好下套管前所有准备工作，下套管前必须进行

技术交底。

5、悬挂式套管头，下套管前必须接好套管悬挂器。

6、下套管过程中，按固井设计要求加放套管扶正器，

控制下放速度，防止激动压力形成造成井漏等事故的发生，

并按要求及时灌浆。

7、下套管作业必须由专业下套管人员与井队配合共同

完成，采集好套管扭矩数据。

8、下套管严格按规程操作，控制下放速度小于0.3米/

秒。

9、下完套管后先座封再循环。

(-)表层套管固井要求

1、下完套管后充分循环两周以上，调整好钻井液性能,

保证井下平稳，再进行焊井口作业。

2、表层套管固井，采用先焊后固的原则，焊井口作业

时间控制在4小时以内，井口焊3只2〃高压引流闸阀。焊

完后，接气管线检查有无砂眼，保证焊接密封质量。

3、井口焊接全部完成后，先小排量循环顶通，然后逐

步提高循环排量、调整好钻井液性能达到固井设计要求。

4、固井采用快干水泥(低温早强水泥浆体系)0

5、注水泥浆施工结束后，从引流闸门连接两条高压软

管，一条到排污坑，一条到井场便于与水泥车连接。在圆井

内灌入适量的钻井液。

6、候凝期间井队派专人观察井口及井口周边地表，一

旦发生管外窜迹象，应立即向天然气钻井项目组汇报，项目

组立刻组织相关人员采取相应的措施。

(三)技术套管、气层套管固井要求

1、下完套管后，接方钻杆小排量顶通，逐步提高循环

排量循环清洗井眼两周以上，处理钻井液钻井液性能达到固

井施工设计要求。

2、引流管线使用高压软管，并固定牢靠，接头为由壬

连接。

3、注水泥浆施工前进行技术交底和安全提示，施工过

程严格执行固井施工设计。注水泥浆过程中，持续测量水泥

浆密度，并做好记录。

4、整个注水泥浆施工过程，密切关注井口流量变化和

施工压力，判断是否有井漏现象，根据实际情况及时调整施

工参数，做好注水泥浆施工过程中井控安全工作。

5、注水泥过程中若发生严重井漏失返，立即关引流闸

阀，强行固井。

6、气层套管固井采用清水顶替，确保电测一次到底。

四、其它相关技术要求

(-)防卡措施

1、加重时以0.02g/cm3周的速度上调钻井液密度，保持

钻井液性能均匀、稳定。

2、使用好固控设备，及时清除有害固相，固相含量低

于20%。

3、加强活动钻具，钻具在井内静止时间不超过3分钟。

4、起下钻作业中发生阻卡必须接方钻杆划眼，起钻遇

卡不得超过10吨，下钻遇阻不得超过5吨。

（二）防漏、堵漏措施

1、易漏井段钻井液密度根据全煌值尽可能走设计下限，

防止井漏复杂的发生。

2、裸眼井段控制下钻速度（0.3米/秒），防止因激动压

力过大而压漏地层，下钻到底或中途循环时先转动转盘后缓

慢开泵，小排量顶通、循环正常后，方可采用正常排量循环。

3、钻进过程中加强坐岗，发生井漏时，应立即停止钻

进，静止观察并及时的从环空用低压灌泥浆，防止压力失稳,

诱发井喷；划眼时控制下放速度2分钟/单根。

4、严禁在易漏层位定点循环，钻井液要保持良好的流

变形态，减少对井壁的冲刷，防止井漏。

5、下完套管后单凡尔循环一周以上，然后逐步提高至

正常排量循环。

台南气田钻井技术措施

一、钻井施工难点

1、地层承压能力低，易漏、易喷、易缩径、易卡。

2、地层成岩性差，易发生抽汲、井漏等井控风险。浅

水面接近地面，水层发育。

3、井段1260-1280m存在裂缝，极易发生井漏。

4、技术套管和完井套管固井时易发生井漏，水泥浆无

法返出地面。

5、由于长期开发造成主要产层压力下降，同一裸眼井

段高低压互存，易井漏，易漏转喷。

6、由于气层埋藏浅、气层多、分布段长、天然气气体

特性导致井控风险大。

二、钻井技术措施

(-)钻前准备

1、接井后，项目组牵头、井队负责收集邻井产层压力

及相关资料，对钻井施工风险评估。若设计井身结构不能满

足钻井安全，向甲方提出建议井身结构方案、制定单井技术

措施。

2、台南气田地层为第四系未成岩疏松地层，浅地表为

盐壳，见水易塌，浅水面接近地面，水层发育。导管下深18

米，固井时水泥浆返出地面。要求导管封固良好，不窜不漏。

3、钻井队开钻前召开技术交底会，对地质、工程设计

及技术措施进行详细交底，自查整改消项后申请开钻验收。

4、钻井队开钻前必须按设计储备足够数量的堵漏材料

及重晶石粉、储备浆、套管、水泥等。

（二）一开钻井技术要求

1、一开钻具组合及钻井参数

二层结构井一开钻具组合:（0311.15）或①374.7牙轮

钻头+6203.2钻铤*3根+577.8钻铤*6根+①158.75钻铤*9

根+527钻杆+133.35方钻杆。

参数：泵排量大于45L/S，钻压2-12t，转速80-100rpmo

三层结构井一开钻具组合：0444.5牙轮钻头+4203.2

钻铤*3根+577.8钻铤*6根+558.75钻铤*9根+527钻

杆+133.35方钻杆。

参数：泵排量大于50L/S，钻压2-12t，转速80-100rpmo

2、使用设计钻井液密度上限开钻，钻进中根据实际情

况调整钻井液密度，使用好固控设备。

3、打完单根后必须划眼两遍方可接单根，划眼速度控

制在2分钟/单根，以充分清洗井底岩屑

4、钻进中全煌大于20%必须停钻，向项目组汇报，项

目组向甲方请示提前下套管，并做好管外窜预防措施。

5、完钻后充分循环钻井液二周以上起钻，通井二遍方

可下套管作业。

（三）二、三开钻井技术要求

1、二开及三开钻具组合及钻井参数：

三开井二开钻具组合：①311.15牙轮钻头+井底阀+①

203.2钻铤*3根+577.8钻铤*6根+6310刮壁器+558.75

钻铤*9根+527钻杆+133.35mm方钻杆。

参数：泵排量大于45L/S,钻压4-12吨，转速

80-100rpmoo

三开井三开钻具组合：①215.9牙轮钻头+井底阀+①

158.75钻铤*15根+4214刮壁器+①127钻杆+133.35方钻

杆。

参数：泵排量大于30L/S,钻压4-12t,泵压10-12MPa,

转速80-100rpm,钻头安装18mm等径喷嘴。

二开井二开钻具组合遵照三开井三开钻具组合执行。

2、钻井队二、三开开钻前必须进行设计、单井措施交

底，自查整改消项后申请开钻验收。

3、二、三开钻前各班组必须进行各种工况防喷演练工

作，熟练掌握东部气田关井操作程序。

4、井控装备安装、试压及验收要求：

(1)井控设备按钻井设计进行配备，现场按标准安装,

节流、压井管汇内闸阀、防喷管线密封垫环每次安装必须

更换新的，不允许重复使用。

(2)井控设备现场安装到位后，试压(高、低压)必

须合格，试压时必须由钻井队、甲方监督、QHSE监理、天

然气钻井项目组、井控技术公司人员参加，并签字确认，试

压时不允许使用平板阀泄压。

(3)液控管线、内防喷工具按规定试压，并且要有记

录。

(4)二、三开钻具组合中必须使用井底阀，并试压合

格。

(5)冬季施工(10月1日至次年5月1日)试压必须

用饱和盐水。

(6)凡是经过压井放喷过的井控装备必须归厂检测。

(7)必须按要求安装反压井管线。

5、严格岗位落实及干部24小时值班制度，特别是在钻

井施工过程中必须落实双坐岗制度，井队必须有专职记录

工,经培训合格，方可单独顶岗。

6、二、三开使用设计钻井液密度的上限开钻。根据实

钻和短起下钻后效情况及时调整钻井液密度。

7、储备浆要每班循环一次，并做好记录，钻井队保证

供浆管线畅通。

8、钻进时全煌值大于25%停钻循环观察两周以上，如

没有下降，则以0.02g/cm3周的速度上调钻井液密度。

9、发现溢流，立即关井，禁止放喷，必须采用置换法

压井。

10、钻井作业中发生井漏时，应立即停止作业，连续反

灌钻井液，做好关井准备，并观察环空液面高度，确定漏速,

向项目组汇报，采取相应的堵漏措施。

11、三开800~850m井段压力系数

1.18-1.24,850-1805m井段压力系数0.63〜1.08,先采用合

理的钻井液密度过高压层，待过完高压层后根据实际情况降

低钻井液密度过漏层和低压层段。

12、预计在1260-1280米(垂深)为漏失层段，严格

控制机械钻速(不大于10米/小时)以减少钻井液中钻屑浓

度，降低环空液柱压力。每钻进50米进行一次短起下钻作

业。

13、钻至1255米必须起钻验证裸眼井段畅通情况，以

确保在复杂情况下紧急起钻。

14、三开井过漏层准备工作:a.三开前应做好钻井液预

处理工作，钻井液性能满足施工要求。b.在钻漏层之前，井

队应确保所有设备完好，各种管线畅通。c,各井队在1250

米前应储备4吨土粉，5吨堵漏材料。

15、钻井队必须调整到白天过漏层，天然气钻井项目组

相关人员及机具必须到现场，监督检查各岗位的落实，若发

生井漏立即采取措施进行堵漏，主要措施如下：A、在井口

能灌满的情况下，采用水泥浆堵漏，堵漏程序：钻具内注水

泥后，先从钻具内替钻井液，确保起钻不倒喷，起至套管内

（不超过2小时）循环一周，根据起钻漏失情况确定是否关

井反挤，候凝4小时后下钻钻水泥塞。B、在井口不能灌满

的情况下，采用最大的排量灌入，直至把钻具起止套管内关

井；如在起钻过程中发生外溢立即关井。注水泥堵漏程序：

钻具内注水泥后，先从钻具内替钻井液，确保水泥浆替出钻

具，然后环空替钻井液,确保水泥塞小于50米。候凝4小

时，观察记录立、套压变化，在有套压的情况下，进行置换

压井，压井液密度与钻进时的密度一致，严禁活动钻具，严

禁放喷，压井平稳后，循环处理钻井液，然后下钻钻水泥塞。

16、钻穿漏层50米后用堵漏钻井液做承压试验（钻井

液当量密度要求达到1.60g/cm3以上卜

17、每钻进150-200米必须进行一次短程起下钻，保证

上部井眼畅通。

18、起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出

口密度差不超过0.02g/cm3。起钻前一个循环周内全煌值小

于3%方可进行起钻作业。

19、长井段起钻要根据井下情况进行分段循环（起钻至

套管鞋处必须循环），起钻过程中必须及时有效的灌入钻井

液（钻铤1柱，钻杆3柱），若发现灌入量异常，立即接方

钻杆循环，并做好关井准备。

20、在起下钻过程中，要注意观察、校核、记录灌入及

返出量，发现异常，停止作业，查明原因，采取相应措施。

21、每下10柱必须往钻具内灌满钻井液。下钻中途和

到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵循

环，每次挂泵前先转动转盘，小排量顶通，然后逐步提高循

环排量。裸眼井段起下钻速度不高于0.3米/秒。

22、下钻中途或到底循环时，应做好关井准备。钻井队

值班干部和当班司钻必须在钻台上指挥和操作。

23、测井时电测队必须准备断丝钳，起钻时求得稳定周

期必须满足：起下钻周期+测井所需的时间+10小时v油气

水上窜到井口的时间。下套管时求得稳定周期必须满足：从

起钻前停泵开始到下完套管所需的时间+10小时v油气上

窜到井口的时间。下套管速度不高于0.3米/秒。

24、每次起钻前必须活动半封闸板封井器。

三、固井技术要求

(-)下套管技术要求

1、完钻后固井技术人员到现场进行技术交底，详细了

解实钻情况，收集井径、井温、钻井液性能等相关资料，及

井下复杂情况。向井队交清下套管、注水泥浆施工相关要求。

2、技术套管、气层套管下套管前，应将全封闸板更换

为与套管尺寸相同的防喷器闸板，试压达到要求，下套管作

业严格执行《青海油田关于下套管作业施工要求》。

3、必须保证井下平稳方可进行下套管施工作业。如存

在漏失，进行堵漏、做承压试验，承压能力满足注水泥浆施

工要求后再进行下套管作业。

4、下套管前认真通井，保证井眼畅通，调整处理好钻

井液性能，做好下套管前所有准备工作，下套管前必须进行

技术交底。

5、悬挂式套管头，下套管前必须接好套管悬挂器。

6、下套管过程中，按固井设计要求加放套管扶正器，

控制下放速度，防止激动压力形成造成井漏等事故的发生，

并按要求及时灌浆。

7、下套管作业必须由专业下套管人员与井队配合共同

完成，采集好套管扭矩数据。

8、下套管严格按规程操作，控制下放速度小于0.3米/

秒。

9、下完套管后先座封再循环。

(二)表层套管固井要求

1、下完套管后充分循环两周以上，调整好钻井液性能,

保证井下平稳，再进行焊井口作业。

2、表层套管固井，采用先焊后固的原则，焊井口作业

时间控制在4小时以内，井口焊3只2〃高压引流闸阀。焊

完后，接气管线检查有无砂眼，保证焊接密封质量。

3、井口焊接全部完成后，先小排量循环顶通，然后逐

步提高循环排量、调整好钻井液性能达到固井设计要求。

4、固井采用快干水泥（低温早强水泥浆体系b

5、注水泥浆施工结束后，从引流闸门连接两条高压软

管，一条到排污坑，一条到井场便于与水泥车连接。在圆井

内灌入适量的钻井液。

6、候凝期间井队派专人观察井口及井口周边地表，一

旦发生管外窜迹象，应立即向天然气钻井项目组汇报，项目

组立刻组织相关人员采取相应的措施。

（三）技术套管、气层套管固井要求

1、下完套管后，接方钻杆小排量顶通，逐步提高循环

排量循环清洗井眼两周以上，处理钻井液钻井液性能达到固

井施工设计要求。

2、引流管线使用高压软管，并固定牢靠，接头为由壬

连接。

3、注水泥浆施工前进行技术交底和安全提示，施工过

程严格执行固井施工设计。注水泥浆过程中，持续测量水泥

浆密度，并做好记录。

4、整个注水泥浆施工过程，密切关注井口流量变化和

施工压力，判断是否有井漏现象，根据实际情况及时调整施

工参数，做好注水泥浆施工过程中井控安全工作。

5、注水泥过程中若发生严重井漏失返，立即关引流闸

阀，强行固井。

6、气层套管固井采用清水顶替，确保电测一次到底。

四、其它相关技术要求

(-)防卡措施

1、加重时以0.02g/cm3周的速度上调钻井液密度，保持

钻井液性能均匀、稳定。

2、使用好固控设备，及时清除有害固相，固相含量低

于20%。

3、加强活动钻具，钻具在井内静止时间不超过3分钟。

4、起下钻作业中发生阻卡必须接方钻杆划眼，起钻遇

卡不得超过10吨，下钻遇阻不得超过5吨。

(二)防漏、堵漏措施

1、钻至漏层前必须加足够的随钻堵漏剂，做好预堵漏

工作，易漏井段(1260-1280m)控制机械钻速单根/60分钟,

排量控制在25L/S，钻井液密度根据录井全燃尽可能走低限,

粘度控制在45So

2、裸眼井段控制下钻速度(0.3米/秒)，防止因激动压

力过大而压漏地层，下钻到底或中途循环时先转动转盘后缓

慢开泵，小排量顶通、循环正常后，方可采用正常排量循环。

3、钻进过程中加强坐岗，发生井漏时，应立即停止钻

进，静止观察并及时的从环空用低压灌泥浆，防止压力失稳,

诱发井喷；划眼时控制下放速度2分钟/单根。

4、严禁在易漏层位定点循环，钻井液要保持良好的流

变形态，减少对井壁的冲刷，防止井漏。

5、下完套管后单凡尔循环一周以上，然后逐步提高至

正常排量循环。

涩北气田井控风险评估及技术措施

1、井控风险级别

按《青海油田钻井井控实施细则》规定该区属于一级井控风

险区。

2、环境风险评估

地表以砂泥质硬盐碱壳为主，整体地势较为平坦；周围无村

庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所及其它永久性设施;

但施工井周边有油田地面设施，存在井控风险。

3、区域溢流、井漏等复杂情况分析

3.1、涩H1・8井：钻至井深735.00m开泵循环时发生井漏，

漏失密度为1.50g/cm3、粘度38s的钻井液2.0m3.起钻至井深

274.00m（套管内）过程中灌入密度为1.50g/cnA粘度38S

的钻井液12.0nA

3.2、涩H1-9井：钻至井深1236.00m,垂深780.62m（水

平段钻进306.00m）,泵压由15.5MPa下降至13.0MPa,井口喷出

钻井液，喷高0.5m,关井套压由1.0上升至4.4MPao注入密度

为1.56g/cm3、粘度80s的堵漏钻井液465.0m3,下钻至套管鞋，

套压由OMPa上升至2.3MPa,置换压井排气注堵漏钻井液80.0

m3,静止堵漏，灌入钻井液166.0m3.起钻至井深189.00m,罐钻

井液25.0m3,打水泥堵漏。

3.3、涩4-41井：钻进至井深738.77m时，漏失密度为1.44

g/cm3、粘度为35S的钻井液22m3,注入密度为1.44g/cm3的

堵漏浆7m3,静止堵漏成功。钻至井深752.83m时，漏失密度

为1.44g/cm3、粘度为35s的钻井液16m3,注入密度为1.44

g/cm3的堵漏浆62m3静止堵漏成功。钻至井深839.02-944.31m

时，漏失密度1.37g/crM、粘度为36s的钻井液141m3,注入

密度为1.44g/cm3的堵漏浆9m3,静止堵漏成功。

3.4、涩3-16井：该井完钻后，起钻至753.72m发生抽吸，

漏失密度为密度1.33g/cm3、粘度为40S的钻井液25m3,漏速

5m3/h,注入堵漏泥浆，静止堵漏成功。

3.5、涩新3-4井：钻至井深672.32m,起钻至489.62m出

现阻卡现象，后接方钻杆循环,全煌由9.86133.54%，溢出钻井液

1.35m3,循环正常，起钻至井深460.83m,发现井漏，漏失

r:1.47g/cm3,u:52s的钻井液4.20m3,下钻至547.06m,循环出

现井涌，关井，多次反注钻井液堵漏（匚1.50・1.55》:滴流共6.75

m3）,并多次排气，开节流正循环，正常。

3.6、涩3-2井：钻至井深1012.37米发生井喷，喷出物为

泥浆、天然气混合物，喷高10米，压井，恢复正常（井喷前井

内泥浆r:1.47g/cm3,u:39sb下套铳筒开泵循环于井深1012.37

米发生井漏，共漏失r:1.36-1.48g/cm3,u:45s一滴流的泥浆

91.5m3,平均漏速6m3/h,堵漏成功。

3.7、新涩试2井：钻进至井深1024.21m、1427.10m时，

准备起钻，静止观察时井口有少量泥浆及天然气的混合物溢出，

循环后恢复正常。

在井段909.86m~1024.21m,1287.47~1427.10m发生井

漏，开泵循环及处理钻井液后恢复正常，其间分别漏失密

度:1.53g/cm3,粘度:（因加复合堵漏材料）无法测量的泥浆5.0

3

m3、47.6mo

3.8、涩3-46井：钻至井深1005.74m,发生井漏，漏失密

度为1.34g/cm3、粘度为41s的钻井液12m3,漏速14.4m3/h.

大泵向井内灌入堵漏钻井液25.00m3,停泵后观察井口液面无

变化。钻至井深1080.00m遇阻，接方钻杆开低压循环，漏失密

度为1.33g/cm^.粘度为43s的钻井液20m3,漏速7.67m3/h.

井筒液面平稳。

3.9、涩1-32井：钻至井深731.36m井漏，漏失密度为1.55

g/cm3、粘度为44S的钻井液8m3,漏速96m3/h.从井内环空向

井内灌入密度为1.52g/cm3、粘度为44s的钻井液58m3,井口

仍未返出。起钻至套管鞋，灌入密度为1.55g/cnA粘度为44s

的钻井液14m3。关半封后用水泥车向井内挤入密度为

1.55g/cm3、粘度为44S的钻井液0.45m3，稳压至0.4MPa,液面

未降。

钻至井深743.00m井漏，从环空向井内灌入密度为1.52

g/cm3、粘度为4cls的钻井液90.6m3,井口不见液面。泵入密度

为1.52g/cm3的堵漏浆34.0m3,井口可见液面缓慢下降。关环

形闸门，用水泥车向井内挤入密度为1.52g/cm3、粘度为40s

的钻井液7.90m3,稳压I.OMPa未降，恢复正常。

3.10、涩1-27井：钻至井深451.19m井漏，接方钻杆开低

压循环，漏失密度为1.40g/cm3,粘度为40s的钻井液29.0m3。

钻至井深558.43m漏失密度为1.40g/cm3、粘度为40S的

钻井液2.8m3,漏速2.1m3/h。倒闸门，向井内打入密度为1.40

g/cm3、粘度滴流的堵漏浆21.5m3，打入钻具内2.8m3,。起钻

至套管内（井深251.18m）,漏失密度为1.40g/cm3、粘度为40s

的钻井液58.9m3,。下钻至井深558.43m,泵入密度为1.40

g/cm3、粘度滴流的堵漏浆19.0m3,钻具内替钻井液4.0m3,漏

失堵漏泥浆15.0m3,水泥车通管线，关半封，注密度为1.85

g/cm3的A级水泥10m3,侯凝，堵漏成功。

钻至井深673.44m时，出口槽流量变小，发生井漏，漏失

密度为1.40g/cm，粘度为40s的钻井液1.3m3，漏速7.8m3/h.

大泵向井内打入密度为1.40g/cm3、粘度滴流的堵漏浆20.5m3,

返出20.1m3,漏失堵漏泥浆0.4m3,漏速1.2m3/h,钻具内替

入密度为1.40g/cm3、粘度为40s的钻井液3.6m3，返出36m3,

静止堵漏成功。

3.11、涩R33-0井在完钻（井深767米，井内钻井液r:1.28

g/cm3,u:40s）起钻过程（钻头位置512.36米）发生抽吸，发

生溢流，立即关井（立压OMpa,套压1.2Mpa）,压井，恢复正

常，侧钻。

3.12、涩R52・3井：钻进至井深1079.71米，发生井漏（井

内钻井液r:1.28g/cm3,u:39s）,诱发溢流（井喷），关井后

（立压OMpa,套压0.8/2.4Mpa）地面蹩裂，裂缝处气体喷高

约15米，喷出物为天然气，经过三次正注堵漏钻井液堵漏和使

用水泥封固未成功，封堵钻头水眼后，通过钻具内射孔，采用瓜

胶加水泥浆封堵（两次），压井成功。

4、井控风险评估

4.1、根据涩北气田的地层特点、钻井工程资料、事故井资

料及气田开采情况分析在钻井过程中易发生喷、漏等复杂情况。

4.2、由于试采造成主要产层压力系数下降,易发生井漏。

4.3、涩北区块存在高低压互层，涩北一号：。层系压力高

（最高压力系数1.24）,III层系压力低（最低压力系数0.61）;

涩北二号。层系压力高（最高压力系数1.20）11层系压力低（最

低压力系数0.73）;在钻井施工中存在“上吐下泄，的风险。

4.4、地层成岩性差，地层缩径严重，起钻易发生抽汲，下

钻激动压力易造成井漏。

4.5、二开关井后存在蹩裂地表的风险。

5、井控措施

5.1、涩北基地必须储备应急重晶石粉1000吨以上，以及不

同型号堵漏材料40吨，土粉储备不低于40吨。

5.2、在施工区域的合理位置储备60吨快干水泥以备应急。

5.3、钻前施工井场建设必须参考季风风向，井场大门在上

风口方向，驻地在上风口。

5.4、每口井开钻前，项目组组织钻井队认真评估施工井周

边环境风险，分析邻井实钻资料，根据全燃值，邻井各层系压力

系数等情况，制定可行的单井施工措施，并进行交底。

5.5、加强人员培训，收集本区块所有井控事件案例，对施

工井队进行培训，明确施工风险，同时要求各班组必须熟练掌握

东部气田关井程序。

5.6、钻井队开钻前必须按设计储备足够堵漏材料及重晶石

粉，储备钻井液，做好预堵漏工作。

5.7、钻井队要按设计要求安装井控装置，由井控技术公司

负责试压，项目组、HSE监督、钻井队负责监管。

5.8、一开后，因井口没有井控设备，在钻进过程中钻井液

密度采用设计钻井液密度的上限。

5.9、二开前固井水泥必须储备到井场。

5.10钻进时全燃值大于25%停钻循环观察两周以上，如没

有下降，则以0.02g/cm3/周的速度上调钻井液密度。

5.11,二开结构井，二开裸眼层段存在高低压互层，钻进中

密切监测钻井液性能变化，落实坐岗制度，并根据实钻情况调整

钻井液密度。

5.12、在钻井过程中若发现溢流，立即关井，严禁放喷，必

须采用置换法压井。

5.13、钻井作业中发生井漏时，应立即停止作业，做好关井

准备，连续反灌钻井液，并观察环空液面高度，确定漏速，采取

相应的堵漏措施，如果不灌钻井液时环空液面上升，则立即关井。

5.14、起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口

密度差不超过0.02g/cm3;起钻前一个循环周内全煌值小于3%

方可进行起钻作业。

5.15、裸眼井段起下钻及下套管速度不得超过0.3米/秒。

5.16、起钻发生抽汲必须接方钻杆循环两周以上，根据后效

情况和油气上窜速度调整钻井液密度，必须下钻至井底循环调

整。起下钻作业需中途循环，必须循环钻井液一周以上，若全燃

值过高须分段循环下至井底排气彳寺钻井液性能稳定和全煌值达

到起钻要求方能进行起钻作业。

5.17、二、三开钻具组合中必须带井底阀，下钻作业中每

10柱必须接方钻杆循环排气，并根据全燃值情况决定下步作业。

下钻中途和到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开

泵循环。

5.18、钻开气层后每次起钻前必须求气体上窜速度

钻进阶段：起下钻周期+10小时v气体上窜到井口的时

间。

测井阶段：起下钻周期+测井所需的时间+10小时〈气体

上窜到井口的时间。

下套管阶段:从起钻前停泵开始到下完套管所需的时间+10

小时〈气体上窜到井口的时间。

5.19、下套管前必须更换相应尺寸的闸板，由项目组、井控

技术公司负责监管更换，并按设计要求进行试压。

5.20.固井作业前必须充分循环钻井液两周以上，在确认井

下平稳后方可实施固井作业，为了防止水泥失重引发井喷事故,

固井作业结束后，关井候凝。候凝结束后先打开节流阀泄压，确

认无溢流后方可开井。

其它未提及部分按《青海油田井控实施细则》和《钻井工程

设计》要求执行。

台南气田井控风险评估及技术措施

1、井控风险级别

按《青海油田钻井井控实施细则》规定该区块属于一级井控

风险区。

2、环境风险评估

地表以砂泥质硬盐碱壳为主，整体地势较为平坦，周围无村

庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所及其它永久性设施。

但存在油田地面设施，可能存在施工井控风险。

3、区域溢流、井漏等复杂情况

3.1、台南1井：分别于井深1200-1201m,1262-1266.74m,

1259-1260.55m(侧钻)漏失(r:1.50-1.51g/cm3,p:89-90s1

(r:1.44-1.45g/cm3,p:84-120s1(r:1.28-1.44g/cm3,p:

25«48s)泥浆25m3、14.7m3、98.5皿，后注泥浆16.8m3静止

观察，又先外溢后井喷，喷高30-40m，喷出大量天然气和泥浆,

被迫于井深1260.55m提前完钻。

3.2、台南2井：分别于井深730-738m、925-928m、

998-1220.65m发生井漏，累计漏失泥浆44.9m3,并于井深

1688m发生强烈井喷，喷高27m,喷出大量天然气和泥浆，后

因井口失控而被迫提前完钻并报废。

3.3、台试2井：钻至1024.58m下完技术套管，循环泥浆时

发生井漏,共漏失泥浆(r:1.30-1.36g/cm3,p：55,z)21.26m3;

钻至井深1244.17m发生井漏，至井深1262.00m恢复正常，期

间共漏失泥浆(r:1.28-1.29g/cm3、日：50-65s)17.7m3;在

1267.22-1300.00m井段的钻井过程中发生渗漏。

3.4、台试9井：①钻至井深1284.29m时发生井漏，只进不

返；当时钻井液密度:1.48g/cm3、粘度：48so共计漏失密

度:1.48g/cm3、粘度:48s-滴流的堵漏钻井液201.70m3。②测完

RFT下钻通井。下钻至井深1101.00m时，分段循环钻井液，

发生井漏;当时钻井液:密度:1.56・1.57cm3、粘度:48-50s。期

间共计漏失密度:1.57g/cm3、粘度:滴流的堵漏钻井液15m3;漏

速311m3/h。下钻至井深1412.00m时，井口不返钻井液，循

环。期间共计漏失密度:1.57g/cm3、粘度:滴流的堵漏钻井液

18.4m3;漏速:9.2m3/h。共计漏失堵漏钻井液98.9m3。

3.5、台H6-1井：表层钻深799.0m,固井4小时后发生管

外窜，圆井管外窜出气泡及盐水，圆井内喷高由小变大，喷高约

0.4~0.6m,现场向环空注水泥，一天后距井口北东方向约250m

处,有盐水和水泥浆喷出，喷高约1.5m,直径3~4m,喷势逐

步增大，喷高约2m。该井2次射孔，9次挤水泥封堵，最后鉴

于井口情况复杂，用水泥封堵井口，工程报废。

4、井控风险评估

4.1台南气田的地层成岩性差，气层发育，在钻井过程中易

发生喷、漏等复杂情况。

4.21260米-1280米易发生井漏，漏喷转换风险大。

4.3表层套管固井后存在浅层气管外窜风险。

4.4地层成岩性差，地层缩径严重，起钻易发生抽汲。

5、井控措施

5.1涩北基地必须储备应急重晶石粉1000吨以上，堵漏材

料40吨，土粉储备不低于40吨。

5.2在台南地区储备60吨应急快干水泥。

5.3钻前施工井场建设必须参考季风风向，井场大门在上风

口方向，驻地在上风口。

5.4每口井开钻前，项目组组织钻井队认真评估施工井周边

环境风险，分析邻井实钻资料，根据全煌值，邻井各层系压力系

数等情况，制定可行的单井施工措施，并进行交底。

5.5固井后由壬连接一条引流管线到排污坑，一条引流管线

连接到水泥车上，并固定牢靠。

5.6派专人观察井口，若发现环空外窜，根据外窜量的大小

和外窜流体的性质决定使用钻井液压井或水泥进行封固作业。

5.7钻井队要按设计要求安装井控装置，由井控技术公司负

责试压，项目组、HSE监督、钻井队负责监管。

5.8二开前固井水泥必须储备到井场。

5.9过漏层技术措施

(1)钻井作业中发生井漏时，应立即停止作业，做好关井

准备，连续反灌钻井液，并观察环空液面高度，确定漏速,采取

相应的堵漏措施。

(2)预计在1260-1280米(垂深)为漏失层段，严格控制

机械钻速(不大于10米/小时)0每钻进50米进行一次短起下钻

作业。

(3)钻至1250米必须起钻验证裸眼井段畅通情况，以确

保在复杂情况下紧急起钻。

(4)三开过漏层准备工作：a.三开前应做好钻井液预处理

工作，钻井液性能满足施工要求。b.在钻漏层之前，井队应确

保所有设备完好，各种管线畅通。c.钻井队在钻至漏层前必须

通知水泥车、应急堵漏水泥到井做好应急准备后再钻开漏层，项

目组工程师到现场监管。

(5)钻井队必须调整到白天过漏层，项目组负责人组织相

关人员到现场，监督检查各岗位的落实，若发生井漏立即采取措

施进行堵漏，主要措施a迅速组织井队起钻，根据钻井液的漏

失大小，边起钻边灌入钻井液，在井口必须可检测到钻井液面,

否则，停止起钻作业，连续灌入钻井液，直至把钻具起止套管内

并关井。如在起钻过程中发生外溢立即关井。b.注水泥堵漏程

序：钻具内注水泥20吨，先从钻具内替钻井液，确保水泥浆替

出钻具，然后环空替钻井液，确保水泥塞小于50米。c.候凝

12小时，观察记录立、套压变化。d.在有套压的情况下，进行

置换压井。e.压井平稳后，循环处理钻井液，然后下钻钻水泥

塞。

(6)水平井过漏层时应采用常规钻具组合。

(7)钻井队作好井漏后强行起钻至套管内或在漏失井段立

即进行关井等不同情况下的应急预案。a.若井口不失返，采用

堵漏钻井液堵漏。b.若井口失返，立即连续从井口向环空灌钻井

液，同时起钻至套管内；为了减缓漏失速度，灌入的堵漏钻井液

(必须含有大颗粒堵漏材料)密度应与井浆一致。c.若井口失返，

发生外溢，无法将钻具起至套管内，则立即关井，进行置换堵漏

压井，待井内平稳后采取其它方法处理井下复杂情况。d.将钻

具起至套管内后，采取水泥堵漏的方法，一次封堵的水泥量为

20吨，封堵后关井候凝，若关井后有立、套压，则采用置换法

压井。

(8)压井液密度与钻进时的密度一致，严禁活动钻具，严

禁放喷。

(9)钻穿漏层50米左右用堵漏钻井液做承压试验(钻井

液当量密度要求达到1.60g/cm3以上方

5.10钻开气层后每次起钻前必须求气体上窜速度

钻进阶段：起下钻周期+10小时v气体上窜到井口的时

间。

测井阶段：起下钻周期+测井所需的时间+10小时〈气体

上窜到井口的时间。

下套管阶段从起钻前停泵开始到下完套管所需的时间+10

小时v气体上窜到井口的时间。

5.11下套管前要求做地层承压试验，未发生漏失的井在钻

穿漏层50米左右做承压试验；发生漏失的井在电测后做承压试

验。地层承压的当量钻井液密度要求达到1.60g/cm3。

5.12钻进时全煌值大于25%停钻循环观察两周以上，如没

有下降，则以0.02g/cm3/周的速度上调钻井液密度。起钻前一个

循环周内全煌值小于3%方可起钻。

5.13在钻井过程中若发现溢流，立即关井，严禁放喷，必

须采用置换法压井。

5.14钻井作业中发生井漏时，应立即停止作业，做好关井

准备，连续反灌钻井液，并观察环空液面高度，确定漏速，采取

相应的堵漏措施，如果不灌钻井液时环空液面上升，则立即关井。

5.15起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀,进出口

密度差不超过0.02g/cm3;起钻前一个循环周内全短值小于3%

方可进行起钻作业。

5.16裸眼井段起下钻及下套管速度不得超过0.3米/秒。

5.17起钻发生抽汲必须接方钻杆循环两周以上，根据后效

情况和油气上窜速度调整钻井液密度，必须下钻至井底循环调

整。起下钻作业需中途循环，必须循环钻井液一周以上，若全嫌

值过高须分段循环下至井底排气，待钻井液性能稳定和全始值达

到起钻要求方能进行起钻作业。

5.18二、三开钻具组合中必须带井底阀，下钻作业中每10

柱必须接方钻杆循环排气，并根据全煌值情况决定下步作业。下

钻中途和到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵

循环。

5.19下套管前必须更换相应尺寸的闸板，由项目组、井控

技术公司负责监管更换，并按设计要求进行试压。

5.20固井作业前必须充分循环钻井液两周以上，在确认井

下平稳后方可实施固井作业，为了防止水泥失重引发井喷事故,

固井作业结束后，关井候凝。候凝结束后先打开节流阀泄压，确

认无溢流后方可开井。

其它未提及部分按《青海油田井控实施细则》和《钻井工程

设计》要求执行。

东部气田关井（硬关井）操作程序

及各岗位职责

一、关井（硬关井）程序

根据涩北地区的地层特性，为了快速有效控制井口，特制定

以下关井（硬关井）操作程序：

（一）钻进作业时：

1、发：发出信号；

2、停：停转盘，停泵，上提方钻杆；

3、关：关半封闸板防喷器；

4、开：开启液（手）动平板阀；

5、看：认真观察、准确记录立管和套管压力及循环池钻井

液增减量，并迅速向值班干部报告。

（二）起下钻杆作业时：

1、发：发出信号；

2、停：停止起下钻作业；

3、关：关半封闸板防喷器；

4、接；接下旋塞，关旋塞；

5、开：开启液（手）动平板阀；

6、看：认真观察、准确记录立管和套管压力及循环池钻井

液增减量，并迅速向值班干部报告。

（三）起下钻铤作业时：

1、发：发出信号；

2、停：停止起下钻铤作业；

3、关：关环形防喷器；

4、抢：抢接、下放防喷单根，关半封、关旋塞；

5、开：开启液（手）动平板阀；

6、看：认真观察、准确记录套管压力和循环池钻井液增减

量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。

（四）空井作业时：

1、发：发出信号；

2、关：关全封闸板防喷器；

3、开：开启液（手）动平板阀；

4、看：认真观察、准确记录套管压力和循环池钻井液增减

量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。

二、溢流井喷（演习）时各岗位人员职责

（一）司钻

钻进工况：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15秒）；

2、停泵、停转盘;

3、上提方钻杆（露出保护接头时停警报），待钻杆接头底面

距吊卡顶面30cm左右时刹车,吊卡扣上后严禁下放钻具；

4、内外钳工扣好吊卡后，发出关防喷器信号（两声喇叭，

每声约2秒钟，间隔约1秒钟）；通过司控台，关指定的闸板防

喷器，开液（手）动平板阀；

5、待确定关井后了解立压、套压；

6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；

7、J2a打开后，开防喷器，关液动阀。

起下钻杆工况：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15秒））;

2、停止起下钻作业,（抢接备用旋塞，关闭旋塞）旋塞关闭

后停警报；

3、上提钻具，使吊卡底面离转盘面30cm左右；吊卡扣上

后严禁下放钻具；

4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约

1秒钟卜通过司控台，关指定的闸板防喷器，开液（手）动平

板阀；

5、待确定关井后了解套压；

6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；

7、开防喷器，关液动阀。

起下钻铤工况：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15秒）；

2、停止起下钻作业，发出关防喷器信号（两声喇叭，每声

约2秒钟，间隔约1秒钟），通过司控台，关环形防喷器；

3、抢接防喷单根，下放钻具，吊卡离转盘30cm左右，关

闭旋塞；

4、通过司控台，关指定的闸板防喷器，开液（手）动平板

阀；

5、待确定关井后了解套压；

6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；

7、J2a打开后，开防喷器，关液动阀。

空井工况：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15秒））;

2、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约

1秒钟卜通过司控台，关全封闸板防喷器，开液（手）动平板

阀；

4、待确定关井后了解套压；

5、打三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演

习；

6、J2a打开后，开防喷器，关液动阀。

（二）副司钻

钻进、起下钻杆、起下钻铤工况：

1、听到警报后，迅速跑到远控台；

2、站在远控台门外侧，听到两声关防喷器喇叭声后，观察

补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，

手动强迫其到位；

3、确认防喷器控制手柄到位后，向场地工传递防喷器及液

动平板阀关（开）手势，并检查液压管线是否有渗漏现象。

4、听到三声喇叭30秒后，观察补充压力，并检查防喷器

控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位，向场地

工传递防喷器及液动平板阀开（关）手势。

空井工况：

1、听到警报后，迅速跑到远控台；

2、站在远控台门外侧听到两声关防喷器喇叭声后，观察防

喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫

其到位；

3、确认防喷器控制手柄到位后，向场地工传递防喷器及液

动平板阀关（开）手势，并检查液