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1、新 场 气 田 新 851 井 抢险压井封井施工,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计 4 压井封井准备 5 压井封井施工 6 井口窜漏检查 7 压井封井基本经验,1 基本情况 1.1 基本数据地理位置：四川德阳德新镇五郎村一组开钻日期：2000年1月5日完钻日期：2000年10月22日设计井深：4650.00m完钻井深：4870.00m目的层位：三叠系上统须家河组二段施工单位：新场气田公司,新场气田区域构造位置图,新场气田区域构造位置图,1.2 井身结构钻头程序和套管程序26钻头94.51m 20套管91.48m16钻头1119.00m 133/8套管1010.62m121/4钻头
2、2860.00m 95/8套管2854.75m81/2钻头4550.51m 7套管4544.53m57/8钻头4870.00m 5衬管(4506.56-870.00)m,新851井井身结构示意图,2000年11月1日替喷测试，获无阻流量151.4104m3/d。11月2日正式投产输气，在井口套压61.2MPa状态下输气40104m3/d。经一年的生产和压井封井前的降压输气情况，重新求得该井的无阻流量为314.27104m3/d。,1.3 新851井气产量,1.4 井口隐患的发现2001年11月1日整改采气平台闸阀时，井内传来一声异响，油套压突然持平，初步分析井内油管在井口附近出现短路或者脱落。
3、为了保护井口和井内套管，采取降低井口压力和加大输气量的办法，输气量从每天40104m3增加到65104m3，2002年1月6日，产气量进一步加大为80104m3。2002年2月10日，为降低井口压力，给下步压井创造有利条件，将输气量提高到103104m3/d，井口压力降至53MPa，环空压力降至4MPa。,1.5 井下异常情况分析11月1日在完井替喷作业结束后，在“天窗”、放空管线尚未接好的情况下，795/8环空压力达到47MPa（已超过95/8套管抗内压强度，该套管上段钢级N80，抗内压强度为44.5MPa）,听到井口“砰”的一声,795/8环空和95/8*133/8环空压力同时变为16MP
4、a。而此前95/8*133/8环空压力为零，分析认为95/8套管已破裂。,因79-5/8环空和9-5/813-3/8环空已完全窜通。井队立即从井口开环空泄压，并抢接一条放喷管线进行放喷点火。2001年12月15日,为准确测定环空产气量，改为计量输气。在压力1.6MPa下,环空产气0.31104m3/d。 2002年1月25日，环空产量增涨明显加快，产量约为600m3/d。1月26日增至每天900m3。至2月25日压井施工之前，环空输气量已高达8.2 104m3/d。,2 难度及风险 2.1 压井封井的必要性井内油管脱落已经无法按原来的常规方式正常生产。油管脱落4天后，环空气产量和产水量呈上升趋
5、势，环空温度、井口套管头开始逐渐发热、温度升高。环空串气通道正在继续刺大，情况继续恶化，险情在日益加重，井口已处于非常危险状态。,由于244.5mm套管在完井时上部已经发生破损，造成177.8mm套管环空与244.5mm套管环空压力相通，使得环空控制能力实际受到339.7mm套管抗内压强度的局限，并直接危及339.7mm套管的安全。而339.7mm套管下深只有1010m，承压能力很低，抗内压强度为21MPa，允许的抗内压强度仅为16.8MPa。一旦环空压力超过此值时，就会造成套管的崩毁，而最外层的508mm套管更是不堪一击。,一旦出现套管崩毁的情况，必将出现井口甚至井场周围地带失控的场面，数百
6、万立方米的天然气将无控制地从地表喷出，从而造成特大恶性安全事故。不但会造成气田的破坏，国家油气资源的巨大浪费，而且对人民的生命财产和环境保护都将造成不可估量的损失。,该井已经存在很大的安全隐患，如井口失控发生意外，后果将不堪设想，必须尽快进行压井，应立即组织进行压井准备。要顺利完成此次压井作业，必须安排具有井控能力强，有高压高产井压井经验，能够制定现场操作性强的压井方案，并能够进行安全压井作业。,2.2 压井封井的难度,因井内油管脱落，井内是空井，无循环通道，不能按正常程序压井。由于油管掉在井内，且在井内是弯曲的，油管内仍为高压天然气，在压井过程中，油管内压缩天然气易反弹，给压井造成很大危害，
7、因此，该井比一般的空井压井更加困难。,该井压力高、产能大，无阻流量高达314.27104m3/d。该井输气83104m3/d时，井口压力55.8MPa，输气量提高到103104m3/d时，井口压力53MPa，仅仅降低2.8MPa，说明放喷降压比较难。需要关井时，井内压力上升将很快。现7套管已受到损伤，其抗内压强度已降低，若进行压井，很有可能使7套管的损坏加剧。对于这样一口油管断落、 套管破损的天然气井进行压井，难度将是很大的。,前面已经述及，79-5/8环空和9-5/813-3/8环空都已连通，9-5/8套管已破。根据分析，油管断落部位在上部，7破裂部位可能也在上部。压井时，有可能泥浆一开始就
8、从7套管进入79-5/8环空、9-5/813-3/8环空，其通道将被压井泥浆越刺越大，泥浆大量从环空返出，环空压力迅速上升。13-3/8套管抗内压强度只有21.7MPa，经过钻井中的磨损，承压能力将大大下降，压井施工中极有可能被压崩。随之而来的是套管外的地层被压裂，井口周围地面窜气，极易引起着火，气田将被破坏。,压井过程中若井口压力超过设计值，必须从环空泄压，或当压入井内部分泥浆后，若发现泥浆从刺漏的通道返出，那么就不能继续进行压井，只能选择被迫放喷。到时，高压的、大流量的高速气流将携带着重泥浆的固相颗粒喷泄而出，对井口、地面管汇无异于喷砂切割，极易造成刺坏，不但造成压井失败，而且对人员也是极
9、大的危险，使得该井更加复杂化。,即使泥浆把井压住了，但由于井下有断落的油管，油管底部已被封堵，油管内的天然气无法释放，以后还会反弹。压井时，泥浆主要是从油管和套管之间进入地层，由于油管的弯曲，泥浆容易形成窜槽，部分混气泥浆无法顶替。压井完后，看似平衡，实际隐藏着很大的风险。在拆井口、打捞油管过程中，如果气串上来，并发生井喷，由于井口上部又有窜漏，将很有可能出现无法控制和关井的复杂局面。,3 压井封井设计,3.1 压井方案的选择打救援井方案 根据地震和地质资料分析，在该井附近有利位置选择井位，打一口深于4550m的定向井，即钻达新851井7套管鞋以下裸眼地层，该井靶区应尽量接近新851井井眼。
10、对救援井进行压裂，使救援井与新851井井底沟通。 通过救援井对新851井进行泄压。当压力将至一定程度后，通过救援井或直接在新851井进行压井作业。,压井封井方案 立即加大采气量，降低井口和环空的压力，缓解套管刺损不断加剧的严重形势。压井施工前进行大流量放喷降压，为压井创造条件。 当井口压力降到一定程度后，使用高密度泥浆，采用直推法大排量强行压井。紧接着注入水泥浆对该井进行暂闭。,3.2 压井封井施工应遵循的原则 压井封井施工必须在保证人身安全的条件下进行。在压井施工中，首先考虑的是安全压稳井，保护油气田。 一切措施和准备工作都要按照可能出现的最坏井下情况，地面有可能出现的最严重的后果来考虑。
11、7套管允许抗内压强度为68MPa（7套管抗内压强度85.91MPa，取安全系数1.25），压井施工中原则上井口压力应控制在7套管允许抗内压强度之内。, 由于13-3/8套管抗内压强度为21.7MPa，考虑到套管磨损等问题，特别是考虑到该层套管是防止地面井喷的最后一道防线，压井施工中应对13-3/8套管重点保护，其承受内压原则上控制在10 MPa以下。 由于考虑到该井气产量、地层压力和井内套管损坏等情况,为了减少施工风险，提高压井成功率，施工之前必须采取降压措施，将井口压力尽可能降至40MPa以下。 泥浆密度要尽可能高、施工排量尽可能大、速度尽可能快地进行压井，一鼓作气将井压稳。,3.3 压井施
12、工步骤, 利用井场现有的管汇包括压井管汇上所接的二条放喷管线，进行最大限度的放喷泄压，接着关输气阀。 压井前，先小排量向井内注入23m3清水，在不停泵的情况下尽快先关井场原有放喷阀门及相应一侧采气井口闸阀，后关新接的压井放喷阀，紧接着按设计排量注入压井液。 用6台压裂车按两组同时从油套压方向以34m3/min的排量向井内注入密度2.2g/cm3的压井泥浆，原则上井口压力不超过68MPa。, 从压井施工开始就要专人严密观察记录各环空(79-5/8,9-5/813-3/8以及13-3/820)出气和出泥浆的情况。9-5/8与13-3/8之间环空压力严格控制在10MPa之内，观察出口返出物及变化情况
13、，并及时公示、报告。 若施工比较正常，井口压力开始下降，在不超过套管允许抗内压强度68MPa的情况下继续注入200m3密度2.20g/cm3压井液。 压井泥浆注完后，视压井过程中井下压力和漏失情况，现场决定是否注入复合堵漏泥浆。具体按下述三种情况进行操作：, 若注完200m3压井泥浆，井口压力为零，说明漏失严重，则立即注堵漏泥浆30m3；若注完200m3压井泥浆，停泵后井口压力很快降为零，则立即注堵漏泥浆15m3； 若注完200m3压井泥浆，停泵后井口压力缓慢降为零，则原则上不再注堵漏泥浆，可考虑直接注入水泥浆，由现场临时决定； 若注完200m3压井泥浆，停泵后井口压力不降为零，则进行观察。若
14、井口压力上升，无论井口压力上升快慢，均接着再注密度2.2g/cm3的压井泥浆100m3。注完后停泵，再行观察。若井口压力上升，则立即注1.8g/cm3泥浆120m3。若在注1.8 g/cm3泥浆过程中，井口压力并不升高，则接着注水泥浆。, 若注堵漏泥浆，在堵漏泥浆打完后，接着打密度1.80 g/cm3泥浆120m3后，停泵观察。若停泵观察井口压力立即降为零，则立即打水泥；若停泵观察井口压力不降为零，则现场决定下步措施。 若要打水泥，接着注入C.M.C隔离液2m3后，注水泥浆120m3。 水泥注完后，接着两车再打密度2.2g/cm3泥浆10m3，然后立即关井侯凝。 候凝期间密切观察记录井口及环空
15、压力变化及其它情况，井口压力未超过68MPa、环空压力未超过10MPa不能泄压。,3.4 压井封井施工中可能出现的几种复杂情况及应对措施 由于该井是高压、高产能的天然气空井，可能很难通过泄压使井口压力达到期望的40MPa以下。若在更高的井口压力下施工，则会大大提高施工难度，增加施工的风险性，施工成功率减小，需要进行认真慎重地论证和决策。 在注水泥过程中，出现施工压力较高，也要在不超过套管允许抗内压强度及施工设备的能力下强行注入。 如注入困难，则降低排量，由此要引起注水泥时间延长。若出现此情况，只考虑注水泥的可能性而不考虑注入量。, 因油管已经断落，压井中，油管截面积远小于套管截面积，压井泥浆基
16、本上都进入环间，油管内的天然气被压缩，容易引起反弹，将增加压井的难度。注水泥封闭过程中也可能出现类似情况，对水泥封闭造成不良影响。 即使泄压压力能够降到40MPa，但是由于产量和压力都很大，注入少量压井液后井口压力就很有可能很快升高，并且环间压力也随之升高。,具体按下述原则进行操作：若环空泥浆返出有加大趋势，此时如果施工压力已经开始下降，达到了压力下降的拐点，则按原设计施工步骤继续施工。 如果环空出泥浆量明显增大，而此时施工压力仍然在上升，现场施工领导小组根据当时情况决定是否继续进行施工。如果决定继续施工，则努力加大环空泄压的力度，尽量减小对13-3/8套管的压力。如情况严重不允许继续施工，则在加大环空泄压力度的同时，尽快从7套管泄压，以防止地面憋裂。 若出现13-3/8套管被压破，地层被憋裂，则立即消防掩护，警戒隔离，井场人员、施工车辆尽快撤离，研究下步处置措施。,
