TLM油田井控技术.教程分析.ppt

结束语 微过平衡（含硫） 在深入研究油气藏的基础上，选择钻井方式和井控技术对策: 砂岩油气藏高压高产气井 采取近平衡钻井防止溢流的发生 及时发现溢流，正确控制井口，选择合理的压井方法，恢复和重建压力平衡 规避出现高关井压力状况 防止井控险情 砂岩油气藏高压低渗气井:氮气钻井 控压钻井 压力敏感性油气层 压回法 控压钻井 吊灌技术 欠平衡（不含硫） 防止钻具氢脆断裂和人员中毒伤害 防止更换井口时，发生井喷和井喷失控 碳酸盐岩油气藏 3、对井控工艺和设备进行规范 根据巨厚砂岩油气层压力系数共有的上高下低的特点，在钻进过程中采取维持压稳上部气层的钻井液密度，边钻边堵，既能保证井控安全，同时为完井创造有利条件。 山前高压气井、溢漏同层井的压井首先使用压回法压井。 对关井压力大于70Mpa的高压气井，应使用105Mpa压力等级的井控装备，同时在压井管汇一侧应安装放喷管汇。 井内有钻柱的情况下实施关井，保证管柱上至少有一个内防喷工具不高出钻台面1.5米。 使用顶驱的钻机，钻开目的层，必须采用接单跟方式钻进，并在井口第一根钻杆下端接一只钻杆旋塞。另外防喷立柱上的内防喷工具要接在上单根和中单根之间。 山前高压气井，9-5/8〞套管上部应下入部少于3000米的V140钢级套管，各层套管固井采用全井段封固。 大北202井溢流压井案例 地质条件复杂，地层压力预测不准，容易发生溢流 油气藏埋藏深，地层压力高、油气产量大 井筒的完整性和可靠性存在薄弱环节,例如:钻井周期长，套管磨损严重，承压能力降低 长裸眼井段压力敏感性强，溢漏频繁发生，压井成功率低 出现高关井压力的原因 对高压气井井控规律缺乏正确的认识,选择的钻井方式和井控措施失当 可控状态 压井难度增加,井控风险增大 被迫放喷状态 超过井控装备的承受能力 例如： 井口刺漏、阀件损坏等 超过地下井筒的承受能力 例如：套管破裂、压漏地层等 井喷失控状态 高关井压力导致的井控难题 高压气井井控工作最不愿意发生的几个问题 在不具备井控条件的情况下，提前钻开油气层，（迪那2-9），解决办法 卡准油气层位置 适当的层位，提前下入油层套管 钻开油气层的套管和井控装备不能满足喷空条件下的需求（迪那2，清溪1和大北202），解决办法 提高套管的抗内压强度和井控装备的额定工作压力，使之大于关井最高压力 防止溢流发生和控制溢流流量 高关井压力导致的井控难题 高压气井井控工作最不愿意发生的几个问题 井控装备性能不能满足压井作业需要（迪那2，清溪1），主要是长期承受高压、高速流动气体的冲蚀，解决办法 多级控制压力，改变装备工作条件 井控装备应满足动力学要求 采取防冲蚀措施 压井作业后，进行设备检修 压井方法选择错误和压井作业出现问题，（迪那2和大北202），解决办法 加强对油气层的特征和压井方法匹配的研究 推行井控专家驻井制度，压井作业在有经验的专家指导下进行 高关井压力导致的井控难题 高压气井井控工作最不愿意发生的几个问题 钻具内出现井喷失控（吐孜1井），解决办法 保持钻台面附近有旋塞，出现高压时，及时关闭旋塞 提高地面循环管汇的承压能力 钻开目的层时，换装承压能力高的泥浆泵的保险销子 高关井压力导致的井控难题 安全钻开油气储层的方法 (1）合理的钻井液密度探索 由低到高:用较低的钻井液密度钻开储层—发生溢流—压井（恢复并重建压力平衡）。有利于地质发现，有利于储层保护；适用于油井、储层压力较低的气井 由高到低:用较高的钻井液密度钻开储层—发现油气显示—降低钻井液密度、短程起下钻交替进行，寻求钻开储层的最佳密度。有利于从根本上规避压井风险；适用于预探井、高压气井 避免出现高关井压力的措施 大北3井实例--井控难点： 4″超深井小井眼，抽汲作用强 井深7090.88m，起下钻时间长 井底压力 119Mpa,压力系数1.73 本井的安全发现，与合理确定钻井液密度有很大关系: (9 5/8＂+9 7/8＂)×5872.5m 12 ?＂×5875m 20＂×147.26m 26＂×151m 13 3/8＂×3100.15m 17 ?＂×3102.50m 7＂×(5692.09-6407.54)m 8 ?＂×6410m 5＂×(6200.98-7058)m 5 7/8＂ ×7060m 4＂×7090.88m(裸) 避免出现高关井压力的措施 由于大北3井是山前预探井，根据确定钻开目的层的钻井液密度实际经验，先取钻井液密度1.75g/cm3左右，通过短起观察后效、加强全烃监测等措施，逐步调整钻井液密度，满