井喷压井案例与井控关键问题.ppt

井喷压井案例与井控相关问题

（内部资料注意必威体育官网网址）;中石油委内瑞拉某井井喷;加拿大某井井喷;钻台突发井喷实况;目录;

第一部分井喷压井案例;;中石化川东北清溪1井井喷现场;;（一）设计数据

地理位置：四川省宣汉县清溪镇

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、茅口组及陆相层系，中志留统韩家店组完钻。;清溪１井地理位置;层位;（二）实际数据;钻具组合：

Φ139.7mm钻杆×2609.61m；

Φ121mm钻铤Φ88.9mm钻杆1664.13m；

钻头位置4275m；

裸眼井段24.41m。

;防喷器组合：

环形FH35-70；

双闸板2FZ35-105；

双闸板2FZ35-105；

双四通35-105；

套管头105MPa；

;（三）溢流发生与处理

溢流放喷主要过程：;1、溢流发生经过

2006年12月20日2:15钻至井深4285m遇快钻时，2:18钻达井深4285.38m停钻循环观察（3min进尺0.38m），钻井液密度1.60g/cm3。2:33停泵关井11min，套压由0MPa上升至20.0MPa，之后快速降至0MPa，发生井漏。再次发生溢流关井套压最大上升至4.15MPa。;2、初期处理

2.1初期第一次压井（14:35～15:53）

12月20日14:35～15:53用密度1.80g/cm3钻井液节流循环排气压井，排量0.41～0.52m3/min。套压由20.4MPa下降到9.6MPa，立压由0.3MPa最高升到9.0MPa之后下降。15:53～16:14泵入总量64m3套压下降到4.3MPa，立压降为0。随后井口失返，发生井漏关井。;;第一部分井喷压井案例（清溪1井）;;;2.4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系数在1.30～1.45，实际钻入飞仙关地层密度1.60g/cm3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，在喷漏同存的情况下难以有效地实施节流压井；

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，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。若采取正确的控制放喷方法???随后泥浆将会返出，压井就会成功。;在处理了19：00（2:18～21:20）后基本建立循环，21:00井口见钻井液返出，漏失钻井液15.0m3。

在处理了21:30（2:18～23:50）后用密度1.70g/cm3钻井液建立循环，立压降至10.8MPa，套压降至0.6MPa。钻井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.54～1.64g/cm3。

在处理了36：20（20日2:18～21日15:40）泥浆进出口密度基本均匀后（进口密度1.76g/cm3，出口1.73g/cm3），情况恶化。

实属处理不当！！！;;;第一次抢险压井曲线(非正常曲线);不

控

套

压

放

喷;12月27日15:27开始正注清水，排量2.5m3/min左右，立压稳定在40MPa到48MPa之间，15:29～16:29套压由3.5MPa上升至31.5MPa，17:27上升至39.8MPa，17:45后逐渐降至30MPa以内。分析环空形成部分水柱，17:45停止注清水，共注清水332m3。

17:45～19:27正注密度2.20g/cm3的压井液260m3，排量在2.6m3/min，立压37～46MPa，套压降至23.5MPa，分析压井液柱逐渐形成。

19:32循环压井中立压突然下降到29MPa，19:57呈直线趋势下降为0MPa（发生漏失），与此同时排量由2.6m3/min降至1m3/min。套压由23.5MPa下降至16MPa后又逐渐上升到32.5MPa。在调整排量时，20:16套压迅速上升至37MPa并且仍有继续上升趋势。;;第一部分井喷压井案例（清溪1井）;第一部分井喷压井案例（清溪1井）;;第一部分井喷压井案例（清溪1井）;第一部分井喷压井案例（清溪1井）;;第一部分井喷压井案例（清溪1井）;14:15～14:56用压裂车组反挤密度为2.20g/cm3压井液113m3，套压上升并维持在26MPa，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。

在处理完注水泥浆管线堵塞问题后，16:00～16:30反注泥浆套压下降为0，立压保持3MPa。向环空注入清水1m3后开始反注水泥浆，17:15反注水泥浆86