井喷压井案例与井控关键问题(张桂林讲课稿)培训讲学

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1、井喷压井案例与井控关键问题(张桂林讲课稿)Stillwatersrundeep.流静水深流静水深,人静心深人静心深Wherethereislife,thereishope。有生命必有希望。有生命必有希望中石油委内瑞拉某井井喷中石油委内瑞拉某井井喷2加拿大某井井喷加拿大某井井喷3钻台突发井喷实况钻台突发井喷实况4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）5第一部分第一部分 井喷压井案例井喷压井案例6

2、一、清溪一、清溪1 1井压井封井井压井封井技术技术7中石化川东北清溪中石化川东北清溪1井井喷现场井井喷现场8一、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）9

3、（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：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、茅口组钻探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组及及陆相层系，中志留统韩家店组完钻。陆相层系，中志留统韩家店组完钻。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）10清清溪溪井井地地理理位位置置清清溪溪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）11层位位预测井段深井段深度（度（m m）压力力预测系数系数备注注上沙溪上沙溪庙组0 0144014401.10

4、1.101.301.30普光普光3 3、4 4井在井在须家河家河组钻遇高遇高压含气含气层，压力系数力系数1.551.55；双；双庙1 1井在雷口井在雷口坡坡组钻遇高遇高压气藏，气藏，压力系数力系数1.511.51，要注意防要注意防喷、防高、防高压。普光。普光7 7井在嘉井在嘉陵江陵江组一段一段钻遇高遇高压含硫含硫盐水水层。下沙溪下沙溪庙组1440144018601860千佛崖千佛崖组- -须家河家河组1860186031703170雷口坡雷口坡组31703170350535051.201.201.401.40嘉陵江嘉陵江组3505350541804180飞仙关仙关组41804180461046

5、101.301.301.451.45川岳川岳8383井井飞仙关仙关组钻遇裂遇裂缝性高性高压气气藏，藏，压力系数力系数1.51.5；毛；毛坝1 1井井飞仙关仙关组三段上部三段上部钻遇裂遇裂缝孔隙型高孔隙型高压气藏，气藏，压力系数力系数1.891.89，要注意防，要注意防喷、防高、防高压。长兴组4610461049004900龙潭潭组4900490052205220茅口茅口组52205220540054001.401.401.731.73渡渡4 4井在石炭系黄井在石炭系黄龙组钻遇高遇高压气气层，压力系数力系数1.861.86。七里七里2323井在黄井在黄龙组钻遇水遇水层，压力系数力系数1.11.1

6、。栖霞栖霞组- -梁山梁山组5400540055355535黄黄龙组5535553555705570韩家店家店组5570557056205620清清溪溪井井地地质质分分层层及及压压力力预预测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）12（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601.43 406.4 339.7 600.64 地面地面 二开二开3070.00 316.5273.1 3067.79 地面地面 三开三开

7、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钢级壁厚壁厚mm扣型扣型每米重量每米重量kg/m内容内容积L/m抗拉抗拉强强度度kN抗抗挤强强度度MPa抗内抗内压强强度度Mpa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.2750033551.3193.7TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0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钻具组合钻具组合：139.7mm钻杆钻杆26

8、09.61m；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）14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）15（三）溢流发生与处理（三）溢流发生与处理溢流放喷主要过程：溢流放喷主要过程：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化情况复杂化导流放喷

9、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）161 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

10、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MPa171.14155.3335.03120.091.9251.3172 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

11、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

12、近成功） 182.2 2.2 初期第二次压井初期第二次压井（ 20:35 20:3523:5023:50）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0.93m0.93m3 3/min/min，套套压由压由15.1MPa15.1MPa下降到下降到5.3MPa5.3MPa，立压由

13、，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1.541.541.64g/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

14、）19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）2016:3316:33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10.4MPa10.4MPa；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

15、。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1.7

16、51.751.76g/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。212.3 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

17、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先后打开三条放喷管线同时放喷，套压降至线同时放喷，套压降至4 45MPa5MPa，放，放喷口火焰高喷口火焰高353550m50m。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）222.4

18、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；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

19、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，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

20、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）23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（2:182:18 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，

21、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/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

22、溪1 1井）井）243、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1.85 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

23、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）25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

24、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，被迫打开四条放喷，被迫打开四条放喷管线放喷，套压管线放喷，套压4MPa，火焰高达，火焰高达2545m。 第一次压井未获成功。第一次压井未获成功。第一次压井未获成功。第一次压井未获成功。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）26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，压井不能成功发生了漏失，环空不能形成液柱，压井不能成功漏失点漏

25、失点27不不控控套套压压放放喷喷设设备备试试运运转转放放喷喷泄泄压压检检查查验验收收正正注注清清水水逐逐次次关关闭闭其其它它放放喷喷流流程程控控压压排排气气建建立立水水柱柱控控套套压压建建立立泥泥浆浆柱柱停停泵泵试试关关井井根根据据情情况况确确定定下下步步措措施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清水水重重泥泥浆浆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）281212月月2727日日15:2715:27开始正注清水，开始正注清水，排量排量2.5m2.5m3 3/min/min左

26、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/cm2.20g/cm3 3的压井液的压井液260m260m3 3，

27、排量在排量在2.6m2.6m3 3/min/min，立立压压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16MPa16MPa后又逐渐上升到后又逐渐上升到32.5MPa32.5

28、MPa。在调整排量时，。在调整排量时，20:1620:16套套压迅速上升至压迅速上升至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）29由由于于此此时时放放喷喷管管线线油油管管连连接接处处刺刺漏漏、测测试试流流程程1 1号号管管线线甩甩开开，被被迫迫停停止止压压井井作作业，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、）测试节流流程图测试节流流程图30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）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）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323.3 3.3 第三次抢险压井、封井第三次抢险压井、封井指指导导思思想想：治治喷喷为为主主、兼兼顾顾防防漏漏、方方案案严严密密、准准备备充充分分、预预案案完完善善、组组织织有力，充分利用有利条件、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

30、。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？这是优势吗？是否正确是否正确33第一部分第一部分 井喷压井案例（清溪井喷压井案

31、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 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）3520072007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，套压由2.5MPa2.5MPa上升到上升到4.5MPa4.5MPa，继续维持泵

32、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56MPa56MPa左右。左右。11:0011:0014:0314:03向钻杆内泵注密

33、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

34、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）3714:1514:1514:5614:56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，套压上升并，套压上升并维持在维持在26MPa26MPa，判断此时已将环空侵入的气液成功推入地层，决定进行注，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。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

35、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，18:0518:05关井憋压候凝（套压关井憋压候凝（套压29MPa29MPa，立压，立

36、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）381 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，压井、关井，压力不再上升，压井、封井成功。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393.43.4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

37、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1.70（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

38、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，受下部小井眼以上沿程压力损失作用于井底，受下部小井眼（2913.164285.38m）尺寸限制，采用高密度、大排量正循环注入压井液将极）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

39、漏、不能建立环空液柱、压井难以成功。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）4041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/cm

40、3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、环空仍形不成有，发生漏失、环空仍形不成有效液柱，溢流情况变得更加严重。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

41、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）423.4.2 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42MPa42MPa，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

42、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

43、上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，在夜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，影响了施工的持续进间进行压井施工，场地小、地形复杂、不安全隐患大，影响了施工的持续进行。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）43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

44、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 444 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，

45、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 5222m 5222m（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、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

46、、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压，按规定溢流时关井套压不能超过不能超过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还还继续上升，是此次抢险施工的最大困难。继续上升，是此次抢险施工的最大困难。4.5 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

47、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（清溪井喷压井案例（清溪1 1井）井）455 5 几点建议几点建议5.1 5.1 加大地质、钻井

48、设计研究，提高设计得科学性、先进性、针对性和经济性水加大地质、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。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认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，特别在该井压井中应的原则，特别在该井压井中应以较低密度、较小排量和适当控制套压压井，才能达到压井目的。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

49、.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、检测方法研究，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、复杂管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。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性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，提高井控能力。同时，加强井控培训和井控实战演练，达到和抗冲蚀性能，提高井控能力。同时，加强井控培

50、训和井控实战演练，达到“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，提高应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。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）46二、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）47河飞河飞203203井压井施工现场井压井施工现场4820092009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

51、中心70159SL70159SL钻井队施工的河飞钻井队施工的河飞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、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

52、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）49（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

53、，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）50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。第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）51井身结构：井身结构：660.4mm660.4mm

54、153.50m+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TP125TP12513.84mm13.84mm1501.50m+273.1mm1501.50m+273.1mm技术套管技术套管125TS125TS13.93mm13.93mm377

55、1.75m3771.75m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）52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）53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Cn(%)Cn(%)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2.0655562483448350.665 1.070嘉二段嘉二段 微含气层微含气层2.0656573484448480.3

56、90 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）54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

57、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）55（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9

58、0m3，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）562 2、溢流发现、溢流发现2 2月月2525日日3:003:00起钻完，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

59、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

60、案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）57井身结构、钻具结构示意图井身结构、钻具结构示意图583、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分别向管理中心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。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10柱钻杆（井深柱钻杆（井深至至533.56m）发现溢流量逐渐增大。液面显示溢流量）发现溢流量逐渐增大。液面显示溢流量8m3，关井，套压迅速上涨，关井

61、，套压迅速上涨至至8MPa。9:00 节流循环点火成功，火焰高约节流循环点火成功，火焰高约2m。9:52套压降至套压降至7MPa，关井观察至，关井观察至10:14 套压涨至套压涨至15MPa，打开节流阀节流循环。，打开节流阀节流循环。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）594 4、初步压井、初步压井2 2月月2626日，在中石化西南工程公司、西南日，在中石化西南工程公司、西南油气分公司指导下采用置换法压井。由油气分公司指导下采用置换法压井。由于套压仍不断上涨，于套压仍不断上涨，14:4014:40达到达到25MPa25MPa，15:4815:48达到达到3

62、5MPa35MPa。16:1016:10改为直放喷泄压，到改为直放喷泄压，到17:0817:08套压降套压降至至17.5MPa17.5MPa，关闭顶驱液动旋塞阀，并将，关闭顶驱液动旋塞阀，并将套压控制在套压控制在40MPa40MPa以内。以内。20:4320:43（套压（套压37MPa37MPa）用水泥车实施压井）用水泥车实施压井作业，作业，21:3221:32注入泥浆注入泥浆3.9m3.9m3 3、套压达、套压达46MPa46MPa。21:3421:34套压上升到套压上升到49MPa49MPa，22:0222:02套压上升套压上升到到50MPa50MPa，节流控制井口压力上限，节流控制井口压

63、力上限50MPa50MPa。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）60 2 2月月2727日凌晨日凌晨0:500:50西南油气分公司、西南工程公司、川气东送工程建设指西南油气分公司、西南工程公司、川气东送工程建设指挥部领导及专家赶到现场，成立了新的现场领导指挥小组，建立起了应挥部领导及专家赶到现场，成立了新的现场领导指挥小组，建立起了应急抢险机构，制定了压井施工第二次方案：急抢险机构，制定了压井施工第二次方案：水泥车、压裂车泵注管线接好前，间接放喷，控制套压不超过水泥车、压裂车泵注管线接好前，间接放喷，控制套压不超过50MPa50MPa；泵注压井管线连接好后

64、，使套压泄至泵注压井管线连接好后，使套压泄至40MPa40MPa，从环空泵注压井泥浆，套压，从环空泵注压井泥浆，套压升至升至46MPa46MPa，停止泵注作业，观察套压上涨情况；，停止泵注作业，观察套压上涨情况；待井筒内全为压井泥浆后，循环泥浆至进出口泥浆密度一样之后，停泵待井筒内全为压井泥浆后，循环泥浆至进出口泥浆密度一样之后，停泵观察观察24244848小时小时, ,平衡后进行后续施工。平衡后进行后续施工。 1:00 1:007:107:10间接放喷泄压间接放喷泄压9 9次，控制套压不超过次，控制套压不超过50MPa50MPa，放喷管线出口喷，放喷管线出口喷出物主要为天然气、泥浆及水的混合

65、物。出物主要为天然气、泥浆及水的混合物。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）612 2月月2727日日8:008:00油油田田领领导导赵赵局局长长一一行行赶赶到到现现场场，8:008:009:209:20召召开开第第二二次次压压井井抢抢险险会会议议，并并检检查查压压井井施施工工前前准准备备工工作作。9:209:20开开节节流流泄泄压压，至至9:419:41套套压压从从49MPa49MPa降降至至40MPa40MPa。9:459:4510:0510:05压压裂裂车车泵泵注注压压井井泥泥浆浆（密密度度2.40g/cm2.40g/cm3 3），套套压压40MPa

66、40MPa升至升至46MPa46MPa，共泵入，共泵入7.3m7.3m3 3。10:2410:24套套压压升升至至51MPa51MPa，之之后后间间歇歇开开井井节节流流放放喷喷控控制制井井口口压压力力。13:3513:35节节流流放放喷喷时时放放喷喷口口出出水水，橘橘红红色色火火焰焰高高101015m15m。间间歇歇开开井井节节流流放放喷喷控控制制井井口口压压力力, ,至至16:3716:37放喷口大量出水，之后点火困难，不能持续。放喷口大量出水，之后点火困难，不能持续。18:4218:42关井，套压从关井，套压从28MPa28MPa升至升至44MPa44MPa。20:1420:14开节流阀放

67、喷，之后又开开节流阀放喷，之后又开1 1条副条副放喷管线泄压，套压降至放喷管线泄压，套压降至10MPa10MPa。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）622 2月月2727日日夜间套压夜间套压变化情况变化情况第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）63 5 5、压井作业、压井作业 2 2月月2828日日，集集团团公公司司组组织织对对西西南南工工程程公公司司和和胜胜利利石石油油管管理理局局制制定定的的压压井井方方案案进进行了审定，确定了由胜利油田提出的压井方案，主要要点是行了审定，确定了由胜利油田提出的压井方案，主要要点是：

68、打开打开3 34 4条放喷管线使井口泄压至条放喷管线使井口泄压至5MPa5MPa以内；以内；卸开顶驱，抢装回压凡尔；卸开顶驱，抢装回压凡尔；关闭环形防喷器并打开闸板防喷器；关闭环形防喷器并打开闸板防喷器；将钻具下至将钻具下至3000m3000m以下，然后采用正循环压井；以下，然后采用正循环压井；打开井口，进行下一步作业。打开井口，进行下一步作业。 夜夜间间多多次次节节流流放放喷喷记记录录详详细细数数据据，论论证证方方案案的的可可靠靠性性，为为3 3月月1 1日日强强下下钻钻具具方方案做准备工作。案做准备工作。 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）64 2

69、2月月2828日夜间关井与泄压试验：日夜间关井与泄压试验：开井泄压：开井泄压：1919：0000继续泄压套压继续泄压套压26MPa26MPa。第一轮关井及泄压：第一轮关井及泄压：2121：0303关井套压关井套压26MPa36MPa26MPa36MPa，2222：0404开井节流泄开井节流泄压套压压套压36MPa15MPa36MPa15MPa。第二轮关井及泄压：第二轮关井及泄压：2323：1414关井套压关井套压15MPa33MPa15MPa33MPa，1 1：3232开节流泄压，开节流泄压，套压套压33MPa17MPa33MPa17MPa。第三轮关井及泄压：第三轮关井及泄压：2 2：2626

70、关井套压关井套压17MPa30MPa17MPa30MPa，4 4：1313开井套压开井套压30MPa17MPa30MPa17MPa。第四轮关井及泄压：第四轮关井及泄压：5 5：0000关井，套压关井，套压17MPa27MPa17MPa27MPa。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）653 3月月1 1日日8:008:00套压套压27MPa27MPa，开三条放喷管线泄压，开三条放喷管线泄压，9:309:30套压显示降到套压显示降到0 0。抢装回。抢装回压凡尔成功，随后关闭环形防喷器，开启压凡尔成功，随后关闭环形防喷器，开启139.7mm139.7mm半封闸板

71、，钻台检测硫化半封闸板，钻台检测硫化氢浓度为氢浓度为0 0。9:509:50开始下入第一柱钻杆，至开始下入第一柱钻杆，至15:5015:50下钻至井深下钻至井深3517.77m3517.77m。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）6616:0016:00开泵压井，此时套压为开泵压井，此时套压为0 0，以，以1.8m1.8m3 3/min/min的排量泵入密度的排量泵入密度2.352.352.50g/cm2.50g/cm3 3的压井泥浆，的压井泥浆，18:0818:08套压最高涨至套压最高涨至20MPa20MPa，18:4518:45泵入泥浆总量为泵入泥浆总

72、量为190m190m3 3、套压、套压再次降到再次降到0 0。18:4618:46倒闸门经液气分离器循环，倒闸门经液气分离器循环，19:0019:00振动筛返浆建立循环，压井成功。振动筛返浆建立循环，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）67（三）原因分析（三）原因分析1 1、井控制度执行不严格，现场操作人员思想麻痹大意，起钻过程中未及时灌浆是引发溢流、井控制度执行不严格，现场操作人员思想麻痹大意，起钻过程中未及时灌浆是引发溢流的直接原因的直接原因一是固井作业指导书没有得到很好的执行。固井作业指导书中要求一是固井作业指导书没有得到很好的执行。固井作

73、业指导书中要求“固井憋压固井憋压2424小时，小时，侯凝侯凝7272小时方可进行作业施工小时方可进行作业施工”，井队在侯凝未达到，井队在侯凝未达到7272小时情况下就提前进行起下钻小时情况下就提前进行起下钻等施工；等施工；二是坐岗不到位。施工人员没有引起足够的重视，认为固井后水泥已凝固不会发生溢二是坐岗不到位。施工人员没有引起足够的重视，认为固井后水泥已凝固不会发生溢流，在起钻过程中钻井队流，在起钻过程中钻井队（胜利（胜利70159SL70159SL钻井队）钻井队）、泥浆服务、泥浆服务（仁智公司）（仁智公司）、录井队、录井队（西南录井（西南录井2626分队）分队）三方坐岗不到位，未能及时掌握灌

74、入泥浆情况。没有及时灌入泥三方坐岗不到位，未能及时掌握灌入泥浆情况。没有及时灌入泥浆，减小了液柱压力诱发溢流；浆，减小了液柱压力诱发溢流；三是钻具计算错误，探到尾管悬挂器后钻进了三是钻具计算错误，探到尾管悬挂器后钻进了0.10m0.10m进尺，对尾管上部封固质量不利。进尺，对尾管上部封固质量不利。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）68技术要求技术要求固井施工固井施工作业书作业书第一部分第一部分 井喷压井案例（河飞井喷压井案例（河飞203203井）井）692 2、应急预案执行不到位，起钻发现溢流后，现场应急处理措施不当是导致、应急预案执行不到位，起钻发现溢

75、流后，现场应急处理措施不当是导致这次溢流事件扩大的直接原因这次溢流事件扩大的直接原因一是井队发现溢流后汇报不及时，一是井队发现溢流后汇报不及时，6:006:00发现溢流，发现溢流，7:307:30才向西南石油工才向西南石油工程管理中心汇报；程管理中心汇报；二是井队干部对井控知识掌握不够二是井队干部对井控知识掌握不够, ,发现溢流后不能针对实际情况进行抢发现溢流后不能针对实际情况进行抢下钻具、抢接回压凡尔等处理，而是采取了循环观察，造成套压继续上下钻具、抢接回压凡尔等处理，而是采取了循环观察，造成套压继续上升，延误了强下钻具的最佳时机，导致了溢流事件的扩大。升，延误了强下钻具的最佳时机，导致了溢

76、流事件的扩大。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）70 3、水泥浆凝固时间过长、失重是发生溢流主要原因、水泥浆凝固时间过长、失重是发生溢流主要原因一是长稠化凝固期的水泥浆不利于高压气井封固质量，易于发生气侵和失重一是长稠化凝固期的水泥浆不利于高压气井封固质量，易于发生气侵和失重问题；问题；二是领浆未达到设计要求。固井设计领浆（封固井段二是领浆未达到设计要求。固井设计领浆（封固井段36624600m）密度）密度2.30g/cm3，要求，要求48小时抗压强度（小时抗压强度（83、21MPa、48h）达到）达到14 MPa以上，以上，实际注入平均密度实际注入平均

77、密度2.24g/cm3，固井，固井59小时（从小时（从2月月23日日19：00注水泥结束到注水泥结束到26日日6：00）后水泥仍未凝固并发生了溢流；）后水泥仍未凝固并发生了溢流；三是尾桨未达到设计要求。固井设计要求水泥浆尾浆封固井段（三是尾桨未达到设计要求。固井设计要求水泥浆尾浆封固井段（46006191m）24小时抗压强度达到（小时抗压强度达到（123、21MPa、24h）14MPa以上，在溢流以上，在溢流中出现大量地层水，说明在憋压候凝期间下部尾浆没有凝固；中出现大量地层水，说明在憋压候凝期间下部尾浆没有凝固； 本井嘉陵江组二段（本井嘉陵江组二段（45554948m）有硫化氢，飞仙关三段（

78、）有硫化氢，飞仙关三段（57726106m）有水层。溢流后经现场检测证实，硫化氢属于嘉二段，地层水属于飞三段。有水层。溢流后经现场检测证实，硫化氢属于嘉二段，地层水属于飞三段。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）71四是关井憋压候凝四是关井憋压候凝24小时时间过短，特别是固井水泥浆密度未达到设计要求小时时间过短，特别是固井水泥浆密度未达到设计要求的情况下，未对憋压候凝时间进行调整，不利于固井质量和井控安全。的情况下，未对憋压候凝时间进行调整，不利于固井质量和井控安全。 实际实际上在水泥未凝固之前就已开井。上在水泥未凝固之前就已开井。 经德州所达州实验室复检

79、，现场所留大样灰和大样水，经德州所达州实验室复检，现场所留大样灰和大样水，2.24g/cm3的领浆稠化的领浆稠化时间是时间是440分钟，分钟，66小时后才凝固出现强度，小时后才凝固出现强度，72小时强度达到小时强度达到11MPa。水泥浆。水泥浆在液体状态和凝固时失重状态，如果压力不能平衡，气层压力大于液柱压力，在液体状态和凝固时失重状态，如果压力不能平衡，气层压力大于液柱压力，会导致气窜发生。会导致气窜发生。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）724、本井是一口大位移、大斜度定向井，水泥量不能准确确定，固井质量难以保、本井是一口大位移、大斜度定向井，水泥量

80、不能准确确定，固井质量难以保证，也是发生溢流的重要原因证，也是发生溢流的重要原因本井斜井段（本井斜井段（39156169m）长达）长达2254m，最大井斜，最大井斜67.98，井底水平位移达，井底水平位移达1688.74m，是一口位移大、大斜度定向井，固井中容易发生水泥浆窜槽问题，是一口位移大、大斜度定向井，固井中容易发生水泥浆窜槽问题，导致上井壁与地层之间存在微间隙，易于发生气窜。导致上井壁与地层之间存在微间隙，易于发生气窜。本井四开（从本井四开（从3772.50m6191m）到下尾管时间长达）到下尾管时间长达152天，由于泥浆性能差天，由于泥浆性能差等原因，施工期间发生粘卡等原因，施工期间

81、发生粘卡5次，浸泡解卡剂次，浸泡解卡剂5次，井眼扩大率大。在没有井次，井眼扩大率大。在没有井径数据径数据（采用了水平井测井）（采用了水平井测井）情况下，固井设计只按情况下，固井设计只按10%附加水泥量（计算附加水泥量（计算90m3，其中领浆，其中领浆40m3、尾桨、尾桨50m3，实际注入，实际注入90m3），水泥未返出悬挂器以），水泥未返出悬挂器以上。通井钻塞施工中，尾管悬挂器以上未见水泥塞与水泥浆。上。通井钻塞施工中，尾管悬挂器以上未见水泥塞与水泥浆。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）73（四）防范措施（四）防范措施事件发生后，管理局赵金洲副局长责令石

82、油工程处、安全环保处和西南石油事件发生后，管理局赵金洲副局长责令石油工程处、安全环保处和西南石油工程管理中心成立联合调查组，对此次事件展开调查，查清原因，吸取教训。工程管理中心成立联合调查组，对此次事件展开调查，查清原因，吸取教训。并结合近几年四川地区天然气井发生的溢流井喷案例进行分析、整理，到各并结合近几年四川地区天然气井发生的溢流井喷案例进行分析、整理，到各井队进行宣讲。井队进行宣讲。此次事件的发生，暴露了我们在井控管理方面还存在薄弱环节，个别干部职此次事件的发生，暴露了我们在井控管理方面还存在薄弱环节，个别干部职工存在侥幸麻痹心理，在实际操作中存在井控知识掌握不够、井控应急处理工存在侥幸

83、麻痹心理，在实际操作中存在井控知识掌握不够、井控应急处理不熟练等问题。为杜绝此类事件再次发生，吸取教训，举一反三，近期主要不熟练等问题。为杜绝此类事件再次发生，吸取教训，举一反三，近期主要采取以下应对措施：采取以下应对措施： 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）74、剖析案例、现身说法，进一步增强对井控工作的认识、剖析案例、现身说法，进一步增强对井控工作的认识一是由管理局石油工程处、安全环保处组织收集四川天然气井近几年发生溢一是由管理局石油工程处、安全环保处组织收集四川天然气井近几年发生溢流井的资料，进行汇总剖析，到四川地区所有施工单位现场进行宣讲；流井的

84、资料，进行汇总剖析，到四川地区所有施工单位现场进行宣讲；二是由西南中心人力资源部负责组织二是由西南中心人力资源部负责组织7015970159钻井队平台经理和技术员到各基层钻井队平台经理和技术员到各基层单位现身说法，使各施工单位从中吸取教训，提高井控意识。单位现身说法，使各施工单位从中吸取教训，提高井控意识。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）752 2、组织开展井控检查工作、组织开展井控检查工作胜利西南石油工程管理中心技术、安全、设备、管具工程部等部门组成胜利西南石油工程管理中心技术、安全、设备、管具工程部等部门组成井控检查小组，从井控检查小组，从3 3月

85、月4 4日开始对各施工单位进行不定时、不限期的检查，日开始对各施工单位进行不定时、不限期的检查，对存在的问题责令定期整改，将整改情况反馈到井控检查小组。对存在的问题责令定期整改，将整改情况反馈到井控检查小组。3 3、加强对全体员工的技术培训、加强对全体员工的技术培训一是由西南石油工程管理中心技术装备部负责刻录井控标准操作演练光一是由西南石油工程管理中心技术装备部负责刻录井控标准操作演练光盘，下发到各基层单位，组织职工进行观摩学习，并监督、考核各单位盘，下发到各基层单位，组织职工进行观摩学习，并监督、考核各单位井控标准化、规范化操作，提高员工的应急操作能力；井控标准化、规范化操作，提高员工的应急

86、操作能力；二是由西南石油工程管理中心人力资源部负责组织井控技术专家和胜利二是由西南石油工程管理中心人力资源部负责组织井控技术专家和胜利钻井培训学校讲师到各基层单位进行井控技术培训，提高员工的井控理钻井培训学校讲师到各基层单位进行井控技术培训，提高员工的井控理论知识和实际操作技能。论知识和实际操作技能。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）764 4、进一步贯彻执行井控标准，宣传及贯彻落实天然气井工程安全技术规、进一步贯彻执行井控标准，宣传及贯彻落实天然气井工程安全技术规范、钻井井控装置组合配套、安装调试与维护、含硫油气井安范、钻井井控装置组合配套、安装调试与

87、维护、含硫油气井安全钻井推荐作法、川东北地区全钻井推荐作法、川东北地区1111项新标准。严格执行井控十二项项新标准。严格执行井控十二项制度，加强井控制度执行力度。制度，加强井控制度执行力度。5 5、树立大井控理念，严格设计审批，重点对施工设计、技术交底、井控装、树立大井控理念，严格设计审批，重点对施工设计、技术交底、井控装备、内防喷工具、材料储备及重点施工环节进行监控。重点抓好一次井备、内防喷工具、材料储备及重点施工环节进行监控。重点抓好一次井控、搞好二次井控，杜绝三次井控。控、搞好二次井控，杜绝三次井控。6 6、完善现场应急预案，针对不同地区特点，通过现场演练，不断修订完善，、完善现场应急预

88、案，针对不同地区特点，通过现场演练，不断修订完善，使预案更趋操作性。使预案更趋操作性。7 7、严格按照固井施工作业书进行操作，强化落实干部严格按照固井施工作业书进行操作，强化落实干部2424小时值班制度和小时值班制度和“坐岗坐岗”制度，做到早发现、早处理。制度，做到早发现、早处理。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）77按照中石化总部领导要求，按照中石化总部领导要求，3 3月月2323日，中石化日，中石化安全环保局会同油田事业部、油田管理部、川安全环保局会同油田事业部、油田管理部、川气东送指挥部听取了胜利、西南等单位对该次气东送指挥部听取了胜利、西南等单位

89、对该次事件的分析报告，责成各单位进一步分析并提事件的分析报告，责成各单位进一步分析并提出对事件责任者的处理意见。出对事件责任者的处理意见。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）78三、永三、永66-P966-P9井井压井技术压井技术第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）79（一）基础数据（一）基础数据20082008年年5 5月月2828日完井（筛管完井），井深日完井（筛管完井），井深1708m1708m，人工井底，人工井底1700.3m1700.3m，垂深，垂深1436m1436m，造斜点，造斜点1077.78m10

90、77.78m，最大井斜：，最大井斜：90.890.8，139.7mm139.7mm1702.07m1702.07m油层套油层套管，油层井段：管，油层井段：1506.61506.61550.3m1550.3m，1570.31570.31687 m1687 m，实射井段：，实射井段：151015101525m1525m。6 6月月1212日投产沙二日投产沙二7373，初期日液，初期日液46.646.6方，日油方，日油0.30.3吨，含水吨，含水99.3%99.3%。日因产。日因产量低（日油量低（日油0.50.5吨、含水吨、含水98.2%98.2%），），8 8月月2727实施打桥塞上返补孔沙二实施

91、打桥塞上返补孔沙二7272措施。射措施。射开油层开油层15m15m（151015101525m1525m）下防砂管柱生产后，液量较低（）下防砂管柱生产后，液量较低（4.24.2方方/ /天），分天），分析认为出砂。析认为出砂。1111月月1010日打捞滤砂管过程中打捞管拔脱，下泵带病生产。日打捞滤砂管过程中打捞管拔脱，下泵带病生产。周边注水井周边注水井2 2口，永口，永66-3566-35、永、永66-2966-29井，注水压力分别是井，注水压力分别是4MPa4MPa和和7MPa7MPa，距，距油井分别是油井分别是760m760m和和920m920m。本次施工目的：打捞滤砂管。本次施工目的：打

92、捞滤砂管。第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）80第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）81（二）事故经过（二）事故经过20092009年年2 2月月1212日日至至1313日日做做开开工工准准备备。1414日日至至2727日日完完成成反反洗洗井井、起起原原井井管管柱柱、打捞、解卡、捞滤砂管中心管等工序。打捞、解卡、捞滤砂管中心管等工序。2 2月月2828日日下下反反扣扣钻钻杆杆（带带可可退退捞捞矛矛）打打捞捞滤滤砂砂管管，提提打打捞捞钻钻杆杆剩剩6 6根根时时，发发生生井井涌涌。因因操操作作人人员员不不掌掌握握

93、井井控控关关井井程程序序，没没有有开开启启套套管管闸闸门门放放喷喷泄泄压压，直直接接硬硬关关井井。井井口口气气流流大大、钻钻杆杆不不居居中中，导导致致防防喷喷器器一一侧侧闸闸板板不不能能关关闭闭，关关井井未未成成功。随着气流的快速增大，钻杆上顶，造成井口失控井喷。功。随着气流的快速增大，钻杆上顶，造成井口失控井喷。 第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）82第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）83（三）事故原因（三）事故原因1 1、起钻过程中未及时灌注压井液，井内压力失衡，是导致此次井喷事故的、起钻过程中未及时灌

94、注压井液，井内压力失衡，是导致此次井喷事故的直接原因。直接原因。2 2、发生井涌后没有开启套管闸门放喷泄压，直接关防喷器，致使钻柱顶出、发生井涌后没有开启套管闸门放喷泄压，直接关防喷器，致使钻柱顶出井口，是导致此次井喷失控的直接原因。井口，是导致此次井喷失控的直接原因。3 3、所用、所用XJ-450XJ-450型修井机与型修井机与XJ-650XJ-650资质不符，使用油田要求淘汰的资质不符，使用油田要求淘汰的SDFZ18-SDFZ18-3535手动半、全封防喷器，发生井喷时不能有效关井，是导致此次事故发生的主手动半、全封防喷器，发生井喷时不能有效关井，是导致此次事故发生的主要原因。要原因。4

95、4、施工队未整改安全环保监督中心提出的问题，擅自开工，是此次事故发、施工队未整改安全环保监督中心提出的问题，擅自开工，是此次事故发生的又一主要原因。生的又一主要原因。5 5、对引入外部作业队伍把关与管理不严，作业监督部门监控措施不到位，、对引入外部作业队伍把关与管理不严，作业监督部门监控措施不到位，是导致此次事故发生的重要原因。是导致此次事故发生的重要原因。6 6、相关制度执行不严格，设计中没有地层压力数据资料、无井控装置与井、相关制度执行不严格，设计中没有地层压力数据资料、无井控装置与井控措施等内容、没有批准人签字，是此次事故发生的重要原因。控措施等内容、没有批准人签字，是此次事故发生的重要

96、原因。第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）84污染面积2104m2第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）85达森公司对该起事故应负主要责任；达森公司对该起事故应负主要责任；东辛采油厂应负次要责任。东辛采油厂应负次要责任。 第一部分第一部分 井喷压井案例（永井喷压井案例（永66-P966-P9井）井）（四）责任认定（四）责任认定86四、四、GD2-20X210GD2-20X210井井压井技术压井技术第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（ GD2-20X210 GD2-20X210井）井）87GD2-20X2

97、10GD2-20X210是一口生产井，位于河口区孤岛镇朝阳四村东北角。是一口生产井，位于河口区孤岛镇朝阳四村东北角。19991999年年2 2月月1616日完井，井深日完井，井深15551555，目的层井深，目的层井深15041504，井斜，井斜45.7245.72，方位方位134.14134.14，井底水平位移，井底水平位移310.85310.85，油层套管为，油层套管为177.8mm177.8mm1553.0m1553.0m，人工井底，人工井底1548.44m1548.44m。19991999年年7 7月投产月投产NgNg三三3 3，实射井段，实射井段1307.51307.51317.0m

98、1317.0m。本次施工目的：检泵、拔绕丝、填砂、丢封本次施工目的：检泵、拔绕丝、填砂、丢封NgNg三三3 3，补孔，补孔NgNg三三2/1298.42/1298.41302.0m1302.0m、测压、混排、下绕丝高压充填、下、测压、混排、下绕丝高压充填、下5656斜井泵。斜井泵。 第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（GD2-20X210GD2-20X210井）井）（一）基础数据（一）基础数据88第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（GD2-20X210GD2-20X210井）井）8920092009年年5 5月月7 7日洗井、起刮管器，日洗井、起刮管器，1919：3030分

99、起第分起第109109根（井内剩根（井内剩2525根油管）时根油管）时井口溢流，井口溢流，1919：3131压力突然升高，气流窜升到压力突然升高，气流窜升到2020多米并携带大量干细砂，多米并携带大量干细砂，井内油管顶出井内油管顶出9 9米左右被自封卡住，井口失去控制。米左右被自封卡住，井口失去控制。1919：4040采油厂启动抢喷应急预案，在井场周围采油厂启动抢喷应急预案，在井场周围7070米内设置警戒线，切断家米内设置警戒线，切断家属区用电用气，疏散附近人员属区用电用气，疏散附近人员600600余人。余人。随着携带细沙的高压气流冲刷，套管闸门与四通连接处卡箍被刺坏，井口随着携带细沙的高压气

100、流冲刷，套管闸门与四通连接处卡箍被刺坏，井口大四通被刺坏。大四通被刺坏。2121：3030接到采油厂井喷事故报告后，油田接到采油厂井喷事故报告后，油田抢喷领导小组赶赴现场组织抢喷抢喷领导小组赶赴现场组织抢喷工作工作，8 8日上午日上午1010：3535抢喷压井成功。抢喷压井成功。主要措施：先倒出喷出井口的主要措施：先倒出喷出井口的1 1根油管，强拆自封，放倒井架，挖井口，利根油管，强拆自封，放倒井架，挖井口，利用用HK-3HK-3抢喷装置拆下井口大四通及单闸板全封防喷器，更换大四通及防喷抢喷装置拆下井口大四通及单闸板全封防喷器，更换大四通及防喷器，水泥车挤注压井液压井。器，水泥车挤注压井液压井

101、。第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（GD2-20X210GD2-20X210井）井）（二）事故经过及处理情况（二）事故经过及处理情况90疏散附近居民区疏散附近居民区内部分住户和其内部分住户和其他人员他人员600600余人余人第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（GD2-20X210GD2-20X210井）井）911 1、起钻过程中未及时连续灌注压井液，同时起大直径工具形成抽汲作用，起钻过程中未及时连续灌注压井液，同时起大直径工具形成抽汲作用，地层流体进入井筒，造成井内液柱压力不能平衡地层压力，是导致井喷地层流体进入井筒，造成井内液柱压力不能平衡地层压力，是导致井喷事故的直接

102、原因。事故的直接原因。2 2、未按井控规定安装防喷器和节流放喷管汇，放喷泄压操作不当，是造成、未按井控规定安装防喷器和节流放喷管汇，放喷泄压操作不当，是造成井喷失控的直接原因。井喷失控的直接原因。3 3、对地质情况认识不足，对邻井资料没有引起足够重视，未提供地层压力、对地质情况认识不足，对邻井资料没有引起足够重视，未提供地层压力等数据，是造成事故的主要原因。等数据，是造成事故的主要原因。4 4、没有制定井控管理规定，井控意识缺乏，对全井施工作业未提出有效和、没有制定井控管理规定，井控意识缺乏，对全井施工作业未提出有效和针对性的井控防范措施，是导致事故的主要原因。针对性的井控防范措施，是导致事故

103、的主要原因。5 5、井控监督管理措施不到位，是导致事故发生的重要原因。、井控监督管理措施不到位，是导致事故发生的重要原因。第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（GD2-20X210GD2-20X210井）井）（三）事故原因（三）事故原因92采油厂采油厂作业二大队及所属作业作业二大队及所属作业212212队对该起事故负主要责任；队对该起事故负主要责任；采油厂采油厂地质所、工艺所、技术质量安全监督中心负次要责任；地质所、工艺所、技术质量安全监督中心负次要责任；采油厂采油厂相关部门和领导对井控管理制度落实不到位，执行规定不严相关部门和领导对井控管理制度落实不到位，执行规定不严格，汇报井喷事故

104、不及时，负有管理责任。格，汇报井喷事故不及时，负有管理责任。第一部分第一部分 井喷压井案例（井喷压井案例（GD2-20X210GD2-20X210井）井）（四）责任认定（四）责任认定93五、中五、中8-8-侧平侧平509509井井压井技术压井技术第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）94孤岛中孤岛中8 8509509井井喷片断井井喷片断95中中8-8-侧平侧平509509井位于孤岛社区朝阳五村西北角，由胜大集团总井位于孤岛社区朝阳五村西北角，由胜大集团总公司石油工程技术开发中心侧钻大修公司石油工程技术开发中心侧钻大修3 3队施工。队施工。2009

105、2009年年6 6月月1111日日7 7：0000在起原井管柱时发生井喷事故，经过油田有关部门和单位全力在起原井管柱时发生井喷事故，经过油田有关部门和单位全力组织抢险，于组织抢险，于6 6月月1414日日1616：0505、历时、历时8181小时抢喷压井成功。小时抢喷压井成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）96第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）第第 一一 天天第第 二二 天天97第第 四四 天天第第 三三 天天第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509

106、井）井）98老井于老井于19811981年年3 3月完井，井深月完井，井深1500m1500m，油层套管，油层套管177.8mm1478.43m177.8mm1478.43m，人，人工井底工井底1468.09m1468.09m。19811981年年1010月投产月投产Ng42Ng42Ng65Ng65（1208.81208.81320m1320m）。）。20012001年年1 1月月1414日最后一日最后一次作业，次作业，1225m1225m处套管变形，下半滤带病生产，因高含水关井至今。处套管变形，下半滤带病生产，因高含水关井至今。停产前动液面停产前动液面243.9243.9米，米，5656泵、

107、泵深泵、泵深788.6788.6米，生产参数米，生产参数3 3米米99次，日液次，日液能力能力86.7586.75吨，日油能力吨，日油能力3.693.69吨。吨。该井运行由孤岛采油厂新井建设项目部负责，胜大集团总公司大修该井运行由孤岛采油厂新井建设项目部负责，胜大集团总公司大修3 3队施队施工，设备为工，设备为XJ-550XJ-550。本次施工是在中本次施工是在中8-5098-509井井1080.7m1080.7m处套管开窗侧钻。处套管开窗侧钻。第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）（一）基本情况（一）基本情况9920092009年年6 6月月8

108、 8日，胜大大修日，胜大大修3 3队搬上设备。队搬上设备。6 6月月1111日日0 0：0000开始起原管柱，开始起原管柱，4 4：0000起出起出6767根抽油杆，根抽油杆，6 6：4040起出起出3737根油管。此时发现井口开始冒原油并根油管。此时发现井口开始冒原油并夹带少量气体，随即接电潜泵往井筒灌水灌不进去。夹带少量气体，随即接电潜泵往井筒灌水灌不进去。7 7：0000左右，因井口喷势大无法安装防喷器，井口失控。左右，因井口喷势大无法安装防喷器，井口失控。7 7：0505，作业机，作业机熄火，切断井场电源，职工撤离井场。熄火，切断井场电源，职工撤离井场。7 7：1010，孤岛采油厂启动

109、抢喷应急预案，成立现场抢喷领导小组。测试，孤岛采油厂启动抢喷应急预案，成立现场抢喷领导小组。测试H H2 2S S及其他可燃气体浓度，设置警戒线，疏散井场附近人员，在主要路口及其他可燃气体浓度，设置警戒线，疏散井场附近人员，在主要路口布置警戒，切断邻近用气和用电，消防队伍、医疗卫生部门在现场待命。布置警戒，切断邻近用气和用电，消防队伍、医疗卫生部门在现场待命。7 7：2020，油田生产管理部接到井喷事故报告后，立即成立了以油田领导、，油田生产管理部接到井喷事故报告后，立即成立了以油田领导、处室领导及相关工程技术人员组成的现场抢险指挥部，制订井喷抢险方处室领导及相关工程技术人员组成的现场抢险指挥

110、部，制订井喷抢险方案。案。第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）（二）事故经过及处理情况（二）事故经过及处理情况100抢险压井方案：抢险压井方案：方案一：利用距事故井东北方案一：利用距事故井东北8585米处的中米处的中8-3098-309注水井实施定向补孔（注水井实施定向补孔（Ng42Ng42、Ng44Ng44层），定向压裂然后大排量注液实施救援。层），定向压裂然后大排量注液实施救援。方案二：在事故井以南方案二：在事故井以南300300米处打救援井实施压井救援，靶点为中米处打救援井实施压井救援，靶点为中8-8-侧平侧平509509井的井的Ng42

111、Ng42、Ng44Ng44层。层。方案三：利用井口周围气体含量减少、含水量大不易着火的情况，吊离钻台、方案三：利用井口周围气体含量减少、含水量大不易着火的情况，吊离钻台、腾出井口，利用腾出井口，利用HK4HK4抢喷工具实施抢喷。抢喷工具实施抢喷。 三种方案同时运行，务求压井成功。三种方案同时运行，务求压井成功。1212日日2323：3030，因射孔不成功，定向补孔压注失败。，因射孔不成功，定向补孔压注失败。1313日，测试井口周围含气量低、具备腾空井口抢喷条件。日，测试井口周围含气量低、具备腾空井口抢喷条件。1414日日1313：0000钻钻台吊离井口，台吊离井口，1616：0505，利用，利

112、用HK4HK4装置抢装井口，压井成功。装置抢装井口，压井成功。第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）101第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）抢抢 险险 压压 井井 施施 工工102第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）第第 四四 十十 二二 天天1031 1、严重违反井控管理规定，施工前没有安装防喷器，致使溢流后无法控制、严重违反井控管理规定，施工前没有安装防喷器，致使溢流后无法控制井口，是导致此次井喷失控的主要原因。井口，是导致此次井喷失控的主要

113、原因。2 2、在没洗井的情况下起管柱、起管柱没灌液、起管柱抽吸，造成井内液柱、在没洗井的情况下起管柱、起管柱没灌液、起管柱抽吸，造成井内液柱压力不能平衡地层压力，是导致井喷的直接原因。压力不能平衡地层压力，是导致井喷的直接原因。3 3、发生溢流后，未及时采取迅速有效的补救措施（抢座悬挂器）实施关井，、发生溢流后，未及时采取迅速有效的补救措施（抢座悬挂器）实施关井，而是冒喷灌液、抢装防喷器，失去了坐封补救时机，也是井喷的直接原而是冒喷灌液、抢装防喷器，失去了坐封补救时机，也是井喷的直接原因。因。4 4、在没有施工设计和未经开工验收的情况下擅自开工，是导致此次井喷事、在没有施工设计和未经开工验收的

114、情况下擅自开工，是导致此次井喷事故的重要原因。故的重要原因。5 5、对侧钻井管理监督不到位，施工队伍设备搬迁后没有及时监控管理，是、对侧钻井管理监督不到位，施工队伍设备搬迁后没有及时监控管理，是导致此次井喷事故的重要原因。导致此次井喷事故的重要原因。6 6、管理、监督与培训不到位，司钻无证上岗，应急预案及演练缺失，是导、管理、监督与培训不到位，司钻无证上岗，应急预案及演练缺失，是导致此次井喷事故的又一重要原因。致此次井喷事故的又一重要原因。第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）（三）事故原因（三）事故原因104 调查认为：这是一起严重违反井控管理

115、规定及安全生产禁令调查认为：这是一起严重违反井控管理规定及安全生产禁令的责任事故：的责任事故：胜大集团大修胜大集团大修3 3队对该起事故应负主要责任，胜大集团总公司及队对该起事故应负主要责任，胜大集团总公司及所属石油工程技术开发中心、侧钻项目部负管理责任。所属石油工程技术开发中心、侧钻项目部负管理责任。孤岛采油厂新井建设项目部负次要责任，采油厂负管理责任。孤岛采油厂新井建设项目部负次要责任，采油厂负管理责任。第一部分第一部分 井喷压井案例（中井喷压井案例（中8-8-侧平侧平509509井）井）（四）责任认定（四）责任认定105 综上所述，作业井喷主要原因如下：综上所述，作业井喷主要原因如下：1

116、 1、对井控重要性认识不足，井控工作落实不到位，起管（钻）不灌液。、对井控重要性认识不足，井控工作落实不到位，起管（钻）不灌液。2 2、制度、措施落实不到位，使用不当防喷器或油田已明令淘汰的防喷器。、制度、措施落实不到位，使用不当防喷器或油田已明令淘汰的防喷器。3 3、地质、工艺、施工设计不规范，对井控要求不明确、或模式化，不能有、地质、工艺、施工设计不规范，对井控要求不明确、或模式化，不能有效指导现场施工。效指导现场施工。4 4、分级设计、审批、开工验收等制度不落实，现场监督不到位。、分级设计、审批、开工验收等制度不落实，现场监督不到位。5 5、演练不认真或流于形式，职工应急技能差，一级井控

117、不到位且不能有效、演练不认真或流于形式，职工应急技能差，一级井控不到位且不能有效实施二级井控，从而导致井喷事故的发生。实施二级井控，从而导致井喷事故的发生。 因此，要牢固树立因此，要牢固树立“安全第一、预防为主安全第一、预防为主”的思想，真正将的思想，真正将“以抢喷为以抢喷为主主” ” 转变为转变为“以防喷为主以防喷为主” ” ，对照井控管理标准和细则要求，加强过，对照井控管理标准和细则要求，加强过程监控，强化保障措施程监控，强化保障措施 ，从装备、工艺技术、生产管理、队伍素质等方，从装备、工艺技术、生产管理、队伍素质等方面查找不足，确保井控安全。面查找不足，确保井控安全。106第二部分几种第

118、二部分几种常用压井方法常用压井方法107常用井口、管汇装置常用井口、管汇装置108 压井方法是关系到压井成败的关键，包括两种方法即压井方法是关系到压井成败的关键，包括两种方法即常规压井法和非常规常规压井法和非常规压井法压井法。常规压井法一般是指井底常压法压井，是一种保持井底压力不变而排出常规压井法一般是指井底常压法压井，是一种保持井底压力不变而排出井内气侵钻井液的方法，包括：井内气侵钻井液的方法，包括：司钻法、工程师法和边循环边加重法司钻法、工程师法和边循环边加重法。关井方法：关井方法：“四、七四、七”动作是国内通用溢流关井动作。动作是国内通用溢流关井动作。u硬关井硬关井关防喷器时，节流管汇处

119、于关闭状态，直接关防喷器。关防喷器时，节流管汇处于关闭状态，直接关防喷器。u软关井软关井先开通节流管汇，再关防喷器，最后关节流管汇。先开通节流管汇，再关防喷器，最后关节流管汇。第二部分几种第二部分几种常用压井方法常用压井方法109钻进中发生溢流关井程序：钻进中发生溢流关井程序：1 1、软关井、软关井（1 1）发报警信号。）发报警信号。（2 2）停止钻进。）停止钻进。（3 3）上提钻具至合适位置，停泵。）上提钻具至合适位置，停泵。（4 4）开节流阀前的平板阀。）开节流阀前的平板阀。（5 5）关防喷器。先环形防喷器，再关半封闸板防喷器。）关防喷器。先环形防喷器，再关半封闸板防喷器。（6 6）关节流

120、阀试关井。）关节流阀试关井。（7 7）录取关井压力数据、钻井液增量。）录取关井压力数据、钻井液增量。2 2、硬关井、硬关井（1 1）发报警信号。）发报警信号。（2 2）停止钻进。）停止钻进。（3 3）上提钻具至合适位置，停泵。）上提钻具至合适位置，停泵。（4 4）关防喷器。）关防喷器。（5 5）录取关井压力数据、钻井液增量。）录取关井压力数据、钻井液增量。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法110一、常规压井法一、常规压井法常规压井法一般是指井底常压法压井，是一种保持井底压力不变而排出井内常规压井法一般是指井底常压法压井，是一种保持井底压力不变而排出井内气侵井液的方法，包括：气侵井

121、液的方法，包括：司钻法、工程师法（等待加重法）和边循环边加重司钻法、工程师法（等待加重法）和边循环边加重法法。主要是以主要是以“U”“U”型管原理为依据，利用地面节流阀产生的阻力和井内钻井液液型管原理为依据，利用地面节流阀产生的阻力和井内钻井液液柱压力来平衡地层压力。柱压力来平衡地层压力。发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的压井液，始终控制井底压力略大于发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的压井液，始终控制井底压力略大于地层孔隙压力，排除溢流重建井眼与地层系统的压力平衡。地层孔隙压力，排除溢流重建井眼与地层系统的压力平衡。在压井施工过程中，始终保证井内压力等于或略大于溢流地层的压力。在压井施工过

122、程中，始终保证井内压力等于或略大于溢流地层的压力。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法111“U“U”形管原理：形管原理：“U U”形管底部为一形管底部为一个压力平衡点，其值可以通过分析连个压力平衡点，其值可以通过分析连通管的任意一条管的压力而获得。通管的任意一条管的压力而获得。常用的压井方法：常用的压井方法：司钻法；司钻法；工程师法；工程师法；边循环边加重法。边循环边加重法。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法112（一）需要确定与计算（一）需要确定与计算1、判断溢流类型、判断溢流类型（计算与确定）（计算与确定）2、关井立管压力、关井立管压力（不同情况下的正确确定）（

123、不同情况下的正确确定）3、计算地层压力、计算地层压力（计算）（计算）4、压井钻井液密度、压井钻井液密度（计算）（计算）5、钻柱内容积、环空容积及加重钻井液量、钻柱内容积、环空容积及加重钻井液量（计算）（计算）6、注入加重钻井液的时间（钻柱内容积、环空容积）、注入加重钻井液的时间（钻柱内容积、环空容积）（计算）（计算）7、压井循环时的立管压力（初始循环立管总压力，终了循环总压力）、压井循环时的立管压力（初始循环立管总压力，终了循环总压力）（计算）（计算）8、计算最大允许关井套压、计算最大允许关井套压（计算）（计算）9、填写压井施工单、填写压井施工单（计算与填写）（计算与填写）10、绘制出立管、套

124、管压力控制进度曲线、绘制出立管、套管压力控制进度曲线（利用计算数据绘制）（利用计算数据绘制）第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法113第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法114（二）常规压井方法（二）常规压井方法1 1、二次循环法（司钻法）压井、二次循环法（司钻法）压井原密度钻井液原密度钻井液排溢流排溢流一周一周重钻井液重钻井液排原密度液排原密度液一周一周第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法1152 2、一次循环法压井（工程师法）、一次循环法压井（工程师法）将配置的压井钻井液直接泵入井内，在将配置的压井钻井液直接泵入井内，在一个循环周内将溢流排出井口并实现一

125、个循环周内将溢流排出井口并实现压井的方法。压井的方法。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法重钻井液下行重钻井液下行重钻井液上返116事关压井成败的关键：事关压井成败的关键：凡是井控关井过程中套压升高，一般都是气体上升所致。这时要正确分凡是井控关井过程中套压升高，一般都是气体上升所致。这时要正确分析，认清套压突然急剧升高的原因，采取相应的排气、补液、放液操作析，认清套压突然急剧升高的原因，采取相应的排气、补液、放液操作来解决。来解决。气体到达井口与套压曲线气体到达井口与套压曲线“尖部尖部”是对应的，因此，应控制好是对应的，因此，应控制好“尖部尖部”、正确排除聚集气体，完成压井工作。正

126、确排除聚集气体，完成压井工作。清溪清溪1 1井多次压井失败的主要原因，一方面是压井液密度过高、压井排量井多次压井失败的主要原因，一方面是压井液密度过高、压井排量过大、下部井眼环空间隙小造成的井漏造成的，另一方面是气体上升至过大、下部井眼环空间隙小造成的井漏造成的，另一方面是气体上升至井口附近时套压急剧升高而未得到正确处理所致。井口附近时套压急剧升高而未得到正确处理所致。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法117（三）压井作业中注意问题（三）压井作业中注意问题 开泵与节流阀的调节要协调：开泵与节流阀的调节要协调：应专人指挥、协调一致应专人指挥、协调一致 钻具断落：钻具断落：根据断点确

127、定采用循环法还是其它方法根据断点确定采用循环法还是其它方法 钻具刺漏：钻具刺漏：根据具体情况决定压井方法根据具体情况决定压井方法 钻具堵塞：钻具堵塞：根据地层压力、套管与防喷器情况确定采用的方法根据地层压力、套管与防喷器情况确定采用的方法 钻头水眼堵塞：钻头水眼堵塞：根据地层压力、套管与防喷器情况确定采用的方法根据地层压力、套管与防喷器情况确定采用的方法 节流阀堵塞或刺坏：节流阀堵塞或刺坏：更换或改变压井流程更换或改变压井流程 井漏：井漏：堵漏与压井的综合考虑，一般应先堵漏后压井堵漏与压井的综合考虑，一般应先堵漏后压井第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法118二、非常规压井方法二、

128、非常规压井方法常规井控技术有时不能完全解决问题，因为有些情形下不能进行循环。例如，油常规井控技术有时不能完全解决问题，因为有些情形下不能进行循环。例如，油管不在井底、井漏、油管柱堵塞或空井等。管不在井底、井漏、油管柱堵塞或空井等。1 1、置换（顶部压井）法：、置换（顶部压井）法：（较多应用，两种情形）（较多应用，两种情形）2 2、硬顶（平推）法：、硬顶（平推）法：（较多应用）（较多应用）3 3、钻杆离开井底压井：、钻杆离开井底压井：（较多应用）（较多应用）4 4、强行起下钻操作：、强行起下钻操作：（较多应用）（较多应用） 用环形防喷器强行下管柱用环形防喷器强行下管柱 用双闸板强行下管柱用双闸板

129、强行下管柱5 5、立管压力法：立管压力法：（较少应用）（较少应用）6 6、容积法（套管压力法）：容积法（套管压力法）：（较少应用）（较少应用）第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法119二、非常规压井方法二、非常规压井方法1 1、置换（顶部压井）法：、置换（顶部压井）法：（较多应用，分两种情形）（较多应用，分两种情形）当井眼环形空间基本为气体、常规压井方法无法实施时，应采用置换法。该方法当井眼环形空间基本为气体、常规压井方法无法实施时，应采用置换法。该方法动用设备少、现场工作量小，可靠性高且易于操作。动用设备少、现场工作量小，可靠性高且易于操作。（1 1）第一种情形：地层可能或可以产

130、生漏失第一种情形：地层可能或可以产生漏失 基本要领：基本要领：采用一定排量采用一定排量（一般小于正常钻进排量）（一般小于正常钻进排量）将压井泥浆注入环空，此时套压将将压井泥浆注入环空，此时套压将升高。当套压升高至一定值升高。当套压升高至一定值（P1)P1)并基本稳定时并基本稳定时（开始漏失）（开始漏失）停止注入，记录停止注入，记录注入量并换算为井内液柱高度注入量并换算为井内液柱高度（h1h1）和产生的液柱压力和产生的液柱压力(p1)(p1)；静止一定时间使钻井液在环空气体中下沉，然后开节流阀放出部分环空气体，静止一定时间使钻井液在环空气体中下沉，然后开节流阀放出部分环空气体，此时套压将下降。当

131、套压下降至一定值此时套压将下降。当套压下降至一定值(P2)(P2)并基本稳定时并基本稳定时（地层流体开始涌（地层流体开始涌入井内入井内) )，关节流阀停止放气体；，关节流阀停止放气体；第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法120P1P1、P2P2是开始压井时井漏与气体溢出的临界极限值，是确定下一步控制是开始压井时井漏与气体溢出的临界极限值，是确定下一步控制的依据。再次注入压井液、放出气体时，应控制注入时低于上限，放出的依据。再次注入压井液、放出气体时，应控制注入时低于上限，放出时高于下限。时高于下限。再次向环空注入压井泥浆，控制上限压力低于再次向环空注入压井泥浆，控制上限压力低于P1

132、-p1P1-p1，再次开节流阀放出环空气体，控制下限压力高于再次开节流阀放出环空气体，控制下限压力高于P2-p1P2-p1， 重复上述操作，直至泥浆返至井口，压井结束。重复上述操作，直至泥浆返至井口，压井结束。 注意：从第二次开始，每次注入泥浆和放出气体都应考虑注入泥浆总量注意：从第二次开始，每次注入泥浆和放出气体都应考虑注入泥浆总量所形成的液柱高度和所产生的液柱压力值。所形成的液柱高度和所产生的液柱压力值。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法1213 3、置换（顶部压井）法：、置换（顶部压井）法：（2 2）第二种情形：地层不能漏失或不允许产生漏失第二种情形：地层不能漏失或不允许产

133、生漏失采用一定排量采用一定排量（一般小于正常钻进排量）（一般小于正常钻进排量）将压井泥浆注入环空，此时套将压井泥浆注入环空，此时套压将升高。先设定一个允许的最高压力值压将升高。先设定一个允许的最高压力值P1P1，当注入一定数量泥浆、套，当注入一定数量泥浆、套压升高至压升高至P1P1 时停止注入，记录注入量并换算为井内液柱高度；时停止注入，记录注入量并换算为井内液柱高度；静止一定时间使钻井液在环空气体中下沉，然后开节流阀放出环空气体，静止一定时间使钻井液在环空气体中下沉，然后开节流阀放出环空气体，此时套压将下降。当套压下降至一定值此时套压将下降。当套压下降至一定值(P2)(P2)并基本稳定时并基

134、本稳定时（地层流体开（地层流体开始涌入井内始涌入井内) )，关节流阀停止放出气体；，关节流阀停止放出气体；第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法122再次向环空注入压井泥浆，控制上限压力低于再次向环空注入压井泥浆，控制上限压力低于P1-p1P1-p1，再次开节流阀放出环空气体，控制下限压力高于再次开节流阀放出环空气体，控制下限压力高于P2-p1P2-p1， 重复上述操作，直至泥浆返至井口，压井结束。重复上述操作，直至泥浆返至井口，压井结束。 注意：每次注入数量也可以按井眼高度确定，如每次注意：每次注入数量也可以按井眼高度确定，如每次100m100m。 顶部压井法操作上要细心，注入压井

135、液和释放气体要有耐心，不能过急。因顶部压井法操作上要细心，注入压井液和释放气体要有耐心，不能过急。因井内液气量置换较慢、井很深和井液气侵程度大，用此法压井的时间可能会井内液气量置换较慢、井很深和井液气侵程度大，用此法压井的时间可能会更长。更长。 把握关键：把握关键：多注没用，多放不行多注没用，多放不行!第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法123置换（顶部压井）法示意图第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法124二、非常规压井方法二、非常规压井方法2 2、硬顶（平推）法：、硬顶（平推）法：从地面泵入钻井液，把进入井筒的地层流体压回地层的压从地面泵入钻井液，把进入井筒的地层流

136、体压回地层的压井方法，叫硬顶法压井。不能用常规法进行循环压井时，可选用硬顶法压井。井方法，叫硬顶法压井。不能用常规法进行循环压井时，可选用硬顶法压井。有些情况下硬顶法是使井得到控制最便捷的方法。有些情况下硬顶法是使井得到控制最便捷的方法。两两条条通通道道第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法125下列情况必须应用硬顶法：下列情况必须应用硬顶法：（1 1）含硫化氢的井涌；）含硫化氢的井涌；（2 2）套管下得较深、裸眼短、只有一个产层且渗透性很好的地层；）套管下得较深、裸眼短、只有一个产层且渗透性很好的地层；（3 3）油管堵塞或断裂，压井液不能到达井底；）油管堵塞或断裂，压井液不能到达井

137、底；（4 4）大的井涌预兆，地面无法承受该压力；）大的井涌预兆，地面无法承受该压力；（5 5）产层下面有一个漏失层，当压井循环时，大量的井液将漏入该地层。）产层下面有一个漏失层，当压井循环时，大量的井液将漏入该地层。应用基本条件：应用基本条件：设备能力满足要求；设备能力满足要求；地层吃入量大；地层吃入量大；泥浆储备量足够；泥浆储备量足够；保证大排量连续施工。保证大排量连续施工。 清溪清溪1 1井压井从环空反挤压井液井压井从环空反挤压井液113m113m3 3、清水、清水3m3m3 3、挤水泥浆、挤水泥浆144m144m3 3 ，燃烧十三，燃烧十三天的大火被扑灭，压井封井成功。天的大火被扑灭，压

138、井封井成功。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法126硬顶法压井井口压力变化曲线曲线曲线A A：压力恢复到最高：压力恢复到最高开始硬顶技术开始硬顶技术曲线曲线B B：以最优压井排量：以最优压井排量硬顶。硬顶。结果：井内充满压井液井结果：井内充满压井液井被压住。被压住。第二部分几种常用压井方法第二部分几种常用压井方法1273 3、钻杆离开井底压井、钻杆离开井底压井如果起钻发生井涌，应停止起钻，如果起钻发生井涌，应停止起钻，分析决定在此点压井还是强行下到井分析决定在此点压井还是强行下到井底然后压井。底然后压井。如果决定在该点压井，应如果决定在该点压井，应接上旋塞阀或回压阀并关上，保证井

139、内充满井接上旋塞阀或回压阀并关上，保证井内充满井液，尽快地关井。观察压力增加，保证不超过最大允许套压。连接方钻液，尽快地关井。观察压力增加，保证不超过最大允许套压。连接方钻杆或循环接头，测量关井油（立）管压力和关井套管压力，直到压力稳杆或循环接头，测量关井油（立）管压力和关井套管压力，直到压力稳定为止。定为止。第二部分第二部分 几种常用压井方法几种常用压井方法128其优点是当此高密度压井液循环到钻其优点是当此高密度压井液循环到钻杆周围时可以把井打开。但所需的压杆周围时可以把井打开。但所需的压井液密度比下部到井底时所需密度高，井液密度比下部到井底时所需密度高，也比钻开地层所用的密度高。也比钻开地

140、层所用的密度高。缺点是井眼尽管此时处于平衡状态，缺点是井眼尽管此时处于平衡状态，而井涌仍会向上迁移（尽管其上部有而井涌仍会向上迁移（尽管其上部有超压井密度井液），必须准备将气体超压井密度井液），必须准备将气体循环出井或实施体积法压井。循环出井或实施体积法压井。第二部分第二部分 几种常用压井方法几种常用压井方法1294 4、强行起下钻操作：、强行起下钻操作：（1 1）用环形防喷器强行下管柱：）用环形防喷器强行下管柱：使用斜坡接头钻杆；使用斜坡接头钻杆；适当调低控制压力，利于减小下适当调低控制压力，利于减小下放阻力、保护防喷器胶心；放阻力、保护防喷器胶心；下放速度一般不应超过下放速度一般不应超过0

141、.20m/s0.20m/s，过接头时不应超过过接头时不应超过0.10m/s0.10m/s。（2 2）用双闸板强行下管柱：）用双闸板强行下管柱：通过反通过反复开关两个闸板防喷器进行强行复开关两个闸板防喷器进行强行起下钻操作起下钻操作 。第二部分第二部分 几种常用压井方法几种常用压井方法130若管柱重量足够大，靠自重就能下行时，施工相对较简单；若管柱重量若管柱重量足够大，靠自重就能下行时，施工相对较简单；若管柱重量较轻，不足以克服井内压力产生的上顶力时，则需要配套强行起下设备较轻，不足以克服井内压力产生的上顶力时，则需要配套强行起下设备( (机械加压装置，液压加压装置）机械加压装置，液压加压装置）

142、。防喷器组两个闸板之间，必须有足够的距离使接头在其间没有阻碍。防喷器组两个闸板之间，必须有足够的距离使接头在其间没有阻碍。目前实施的带压作业技术，就是利用一种强行起下装置进行的。若用于目前实施的带压作业技术，就是利用一种强行起下装置进行的。若用于制服井喷，就是强行起下管柱的非常规井控技术。制服井喷，就是强行起下管柱的非常规井控技术。第二部分第二部分 几种常用压井方法几种常用压井方法131近期，四川地区河飞近期，四川地区河飞203203井就应用了强行下钻方法制服了井口套压高达井就应用了强行下钻方法制服了井口套压高达50MPa50MPa以上的以上的重大溢流事件。通过关闭环形防喷器、开启重大溢流事件

143、。通过关闭环形防喷器、开启139.7mm139.7mm半封闸板防喷器、抢装回半封闸板防喷器、抢装回压凡尔。从压凡尔。从9:509:50开始至开始至15:5015:50，将钻具从，将钻具从533.56m533.56m下钻至井深下钻至井深3517.77m3517.77m，保证了，保证了压井成功。压井成功。第二部分第二部分 几种常用压井方法几种常用压井方法1325 5、立管压力法：立管压力法：（较少应用）（较少应用）6 6、容积法（套管压力法）：容积法（套管压力法）：（较少应用）（较少应用）这两种方法，都是在压井液不足的情况下采用的特殊方法，是在特殊情这两种方法，都是在压井液不足的情况下采用的特殊方

144、法，是在特殊情况下控制井口套压不超过额定压力的方法，技术要求高，操作难度大，况下控制井口套压不超过额定压力的方法，技术要求高，操作难度大，需进行较严格的计算。现场只要能用其他方法，就不要应用这两种方法。需进行较严格的计算。现场只要能用其他方法，就不要应用这两种方法。实际上，压井中用到这两种方法的情况很少。实际上，压井中用到这两种方法的情况很少。 因此，不过多介绍这两种方法。因此，不过多介绍这两种方法。第二部分第二部分 几种常用压井方法几种常用压井方法133第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题134第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题一、井控标准问题一、井控标准问题（一）行业标准与规

145、定（一）行业标准与规定（核心标准）（核心标准）1 1、 SY/T5964 SY/T5964 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护钻井井控装置组合配套、安装调试与维护2 2、 SY/T6426 SY/T6426 钻井井控技术规程钻井井控技术规程3 3、 SY/T5087 SY/T5087 含硫化氢油气井安全钻井推荐做法含硫化氢油气井安全钻井推荐做法4 4、 SY/6690 SY/6690 井下作业井控技术规程井下作业井控技术规程5 5、 IADC API IADC API 标准标准（二）企业井控规定与井控实施细则（二）企业井控规定与井控实施细则1 1、石油与天然气井井控管理规定中国石油化工集团公

146、司、石油与天然气井井控管理规定中国石油化工集团公司20072007年年1 1月月2525日发布日发布2 2、胜利油田钻井（录井、测井）井控工作细则、胜利油田钻井（录井、测井）井控工作细则3 3、胜利油田海洋钻井（录井、测井）井控工作细则、胜利油田海洋钻井（录井、测井）井控工作细则4 4、胜利油田井下作业井控工作细则、胜利油田井下作业井控工作细则135执行标准主要考虑内容：执行标准主要考虑内容：钻井液密度附加值：钻井液密度附加值：a a）油井、水井为）油井、水井为0.050.050.10g/cm0.10g/cm3 3或控制井底压差或控制井底压差1.51.53.5MPa3.5MPa；b b）气井为

147、）气井为0.070.070.15g/cm0.15g/cm3 3或控制井底压差或控制井底压差3.03.05.0MPa5.0MPa；井身结构和套管程序：井身结构和套管程序：a)a)探井、超深井、复杂井留有一层备用套管；探井、超深井、复杂井留有一层备用套管；b)b)地地下矿产采掘区井筒与坑道、矿井通道距离应不少于下矿产采掘区井筒与坑道、矿井通道距离应不少于100m100m，套管下深超过开，套管下深超过开采段采段100m100m；C)C)套管下深要考虑安全关井余量；套管下深要考虑安全关井余量；d)d)含硫化氢、二氧化碳和高含硫化氢、二氧化碳和高压气井技术套管材质符合相应技术要求；压气井技术套管材质符合

148、相应技术要求；井控装置配套：井控装置配套：a a）防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，）防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式；并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式；井控装置的安装、试压和管理，检查验收，钻井过程中的井控作业，溢流井控装置的安装、试压和管理，检查验收，钻井过程中的井控作业，溢流的处理和压井作业，防火、防爆、防硫化氢措施，井喷失控的处理等等。的处理和压井作业，防火、防爆、防硫化氢措施，井喷失控的处理等等。第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题136硫化氢阈限值：硫化氢阈限值：

149、在空气中工作人员长期暴露不会产生不利影响的最大浓在空气中工作人员长期暴露不会产生不利影响的最大浓度：硫化氢阈限值为度：硫化氢阈限值为15mg/m15mg/m3 3（10ppm10ppm），二氧化硫的阈限值为），二氧化硫的阈限值为5.4mg/m5.4mg/m3 3（2ppm2ppm）。）。安全临界浓度：安全临界浓度：工作人员在露天安全工作工作人员在露天安全工作8h8h可接受的硫化氢最高浓度为可接受的硫化氢最高浓度为30mg/m30mg/m3 3（20ppm20ppm）。）。危险临界浓度危险临界浓度: :对生命和健康产生不可逆转或延迟性的影响，硫化氢浓度对生命和健康产生不可逆转或延迟性的影响，硫化

150、氢浓度为为150mg/m150mg/m3 3 (100ppm) (100ppm)。钻井液储备：井筒容积钻井液储备：井筒容积0.50.52 2倍的大于在用密度倍的大于在用密度0.1g/cm0.1g/cm3 3以上钻井液，以上钻井液，应储备加重材料、除硫剂。应储备加重材料、除硫剂。在钻开含硫地层前在钻开含硫地层前50m50m，应将钻井液的，应将钻井液的pHpH值调整到值调整到9.59.5以上直至完井。若以上直至完井。若采用铝制钻具时，采用铝制钻具时，pHpH值控制在值控制在9.59.5至至10.510.5之间。之间。不允许在含硫油气地层进行欠平衡钻井。不允许在含硫油气地层进行欠平衡钻井。第三部分第

151、三部分 井控关键问题井控关键问题137石油与天然气井井控管理规定（中石化集团公司）：石油与天然气井井控管理规定（中石化集团公司）：井控管理基本制度：井控管理基本制度：井控分级管理制度井控分级管理制度井控工作检查制度井控工作检查制度井控工作例会制度井控工作例会制度井控培训取证制度井控培训取证制度井控设备安装、调试与维护制度井控设备安装、调试与维护制度开工检查验收制度开工检查验收制度井控及硫化氢防护演习制度井控及硫化氢防护演习制度防火防爆、防硫化氢中毒制度防火防爆、防硫化氢中毒制度钻开油气层的审批制度钻开油气层的审批制度坐岗观察制度坐岗观察制度2424小时干部值班制度小时干部值班制度井喷事故逐级汇

152、报制度井喷事故逐级汇报制度钻井井控管理要求：钻井井控管理要求：所有设计均应按程序进行审批、签字，未经审批不准施工所有设计均应按程序进行审批、签字，未经审批不准施工油气井钻井施工均应安装井控装置油气井钻井施工均应安装井控装置第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题138第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题13914MPa 防喷器组合防喷器组合第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题14021、35 MPa的防喷器组合形式的防喷器组合形式第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题1417070、105MPa 105MPa 防喷器组合形式防喷器组合形式第三部分第三部分 井控关键问题井控关键

153、问题142剪切闸板防喷器井口装置组合形式（推荐）剪切闸板防喷器井口装置组合形式（推荐）第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题143第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题144第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题14535MPa、70MPa、105MPa压井管汇压井管汇第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题146实际工作中，用严格按照标准进行设计、配套防喷器设备，严格实际工作中，用严格按照标准进行设计、配套防喷器设备，严格按照标准进行试压、维护，要进行井控培训并持证上岗，进行定按照标准进行试压、维护，要进行井控培训并持证上岗，进行定期、各种工况的防喷演习与实战演练，期、各种工况

154、的防喷演习与实战演练，立足一级井控、确保二级立足一级井控、确保二级井控、杜绝三级井控，井控、杜绝三级井控，制定和实施可操作性的应急预案，确保井制定和实施可操作性的应急预案，确保井控安全。控安全。第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题147二、设计问题二、设计问题设计是最重要的技术文件，越来越受到甲乙各方共同关注。设计是最重要的技术文件，越来越受到甲乙各方共同关注。设设计计是是钻钻井井施施工工作作业业必必须须遵遵循循的的原原则则，是是组组织织生生产产和和技技术术协协作作的的基基础础，是是搞搞好单井预算、决算和质量仲裁的依据，是一切工作的源头。好单井预算、决算和质量仲裁的依据，是一切工作的源头

155、。设设计计的的效效益益是是钻钻井井最最大大的的效效益益，设设计计的的浪浪费费是是钻钻井井最最大大的的浪浪费费已已经经成成为为公公认认的事实。的事实。设设计计事事关关钻钻井井安安全全大大局局，井井控控设设计计是是设设计计的的核核心心和和焦焦点点。如如井井身身结结构构设设计计、泥浆密度设计。泥浆密度设计。第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题148 设设计计格格式式主主要要依依据据Y5333Y5333钻钻井井工工程程设设计计格格式式，内内容容依依据据9494项项石石油油行行业业标标准准、8282项项企企业业标标准准、管管理理局局5 5项项规规定定。施施工工进进度度、成成本本预预算算部部分分，主

156、主要要根根据据中石化和管理局定额标准。中石化和管理局定额标准。1 1、设计应充分体现、设计应充分体现“四性四性”原则：原则：“科学性、先进性、针对性和经济性科学性、先进性、针对性和经济性” 。 优化设计不等于简化设计！优化设计不等于简化设计！2 2、设设计计必必须须考考虑虑“四四方方面面”的的主主要要问问题题 ：发发现现和和保保护护油油气气层层、油油气气井井的的寿寿命命、钻井安全生产和油气井的长期效益。钻井安全生产和油气井的长期效益。 勘探开发并重，克服偏颇行为。勘探开发并重，克服偏颇行为。3 3、设设计计的的“四四项项”主主要要依依据据：上上游游设设计计、已已钻钻井井资资料料、甲甲方方要要求

157、求和和施施工工单单位位建议。建议。第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题1494 4、设计工作中存在的主要问题、设计工作中存在的主要问题一是设计依据资料不全、不准的问题；一是设计依据资料不全、不准的问题；二是套管系列不能满足复杂深井设计需要的问题；二是套管系列不能满足复杂深井设计需要的问题；三是设计编制受到人为影响的问题；三是设计编制受到人为影响的问题；四是施工中违反钻井设计的问题；四是施工中违反钻井设计的问题；五是科技投入少、攻关研究力度小、集中突击做设计的问题；五是科技投入少、攻关研究力度小、集中突击做设计的问题；六是设计的科学性和针对性差的问题。六是设计的科学性和针对性差的问题。 第三部分第三部分 井控关键问题井控关键问题150谢谢 谢谢 大大 家家 ！151