特殊压井案例.docx

特殊压井案例.docx

《特殊压井案例.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《特殊压井案例.docx（23页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

特殊压井案例

钻井事故复杂案例之

特殊压井案例

2004．10

目录

东秋8井溢流分段压井施工案例-------------------------2

乌参1井反循环压井案例-------------------------------6

迪那22井压回法压井案例------------------------------15

低节流法压井案例-------------------------------------19

附录1：

溢流、井喷处理中的错误做法-------------------21

附录2：

压井方法的选择原则---------------------------23

东秋8井溢流分段压井施工案例

一、工程简介

东秋8井是位于库车县境内库车塔吾构造带的一口预探井，设计井深5460m，钻井周期509天，主要钻井目的是了解该构造含油气情况及油气藏类型。

本井于2001年3月26日10：

00用26”钻头开钻，中完井深101.73m，20″表层套管下深101.73m。

4月6日16：

00用171/2″钻头钻进，131/8″技术套管下深2139.8m

7月26日7：

00用121/4″钻头三开，三开实际钻至井深3900.00m，95/8″套管下深3898.07m。

2002年1月19日14：

00用81/2″钻头进行四开。

地破试验情况：

井深3915.06米做地破压力试验（13.5MPa未漏,当量泥浆密度:

2.54克/立方厘米未破）

二、溢流发生经过

2002年3月22日8:

00至8:

30钻进至4718.59米；至10:

00循环；至17:

10短起下钻（检查钻杆胶皮护箍）至井深2150.55米，发现溢流1.5方，关井～21：

00关井，关井套压4.6MPa，立压3MPa。

气层的地层压力的当量泥浆密度为2.20，（溢流1.5，折算高度约为45米，气层活跃位于4680米处，地层压力=3+（4680-45）*2.15*9.8/1000=100.7Mpa，地层压力当量泥浆密度=100.7*1000/（4680*9.8）=2.195g/cm3，配泥浆2.40g/cm3120方。

三、溢流压井经过

～22:

56节流循环压井（控制初始立压9Mpa，出钻头水眼后，立压为4.4MPa，终了立压为4.4Mpa，实际压井过程中，打入泥浆密度2.40钻井液85m3，出口钻井液相对密度由2.13降至2.00，逐渐升至2.27。

停泵后，立套压为0。

循环至22：

10分泥浆密度降至最低2.00时，液气分离器终端点火见兰色火焰高约0.2m，持续时间约1分钟。

）经计算，气体上窜速度为400米/小时左右。

～2:

40强行下钻至井深3878.47m出现溢流（1.80m3）关井，同时配泥浆2.25g/cm3150方。

（实施分段压井）

～3:

45关井观察，套压为0，立压为0。

～8：

00节流循环压井（实际压井过程中，重浆压着轻浆走，初始立压只有2Mpa，运行一段时间后，才缓慢上升，根据实际情况，压井过程中改为控制套压，根据地破试验，套压控制可适当偏高，以有效的防止气体入侵，控制套压5~6MPa，打入泥浆密度2.25钻井液130m3，出口钻井液密度由2.28降至2.13，逐渐升至2.24。

循环至4：

40，液气分离器终端点火，见红色火焰喷射呈火炬状燃烧高约10~20米，最高达30米，燃烧至6：

40火势逐渐减缓，高度约5--10m持续燃烧至8：

00）未完。

～17:

20节流循环加重（控制套压6MPa，钻井液密度加至2.29），调整泥浆性能。

～18：

45下钻至井深4685.00m。

～23：

00循环节流压井（控制套压5.0—6.0MPa，打入泥浆密度2.30钻井液，出口钻井液密度由2.30降至2.11，逐渐升至2.31。

循环至19：

55，液气分离器终端点火，见桔红色火焰，火焰喷射呈火炬状燃烧高约10~25米，最高达30米，且火焰底部见白雾，有较小的嘶鸣声，燃烧至22：

00火势逐渐减缓，高度约5--10m持续燃烧至23：

04火焰灭）。

～6：

30循环，调整泥浆密度2.29。

～8：

00短起下钻15柱，检测气窜速度、高度。

气窜速度为131米/小时，气窜高度为280米。

四、几点说明

1．压井密度的选择

第一次压井时的状况

第二次压井时的状况

泥浆密度选择：

液柱总压力略大于地层压力。

2、压井注意事项：

1、准确的计算地层压力，所需压井的泥浆密度，配足足够的泥浆量；

2、压井前，必须保证设备正常运转，必须检查好各个闸门的开关状态；

3、专人点火，注意风向；

1.停锅炉。

乌参1井反循环压井案例

一、概况

图1、乌参-1井井身结构示意图

乌参—1井为油田分公司部署在乌什凹陷上的一口重点预探井，井身结构如上图1。

该井于2002年5月9日一开钻进，2002年10月18日钻进至中完井深4726米，中完作业后采用81/2″钻头四开钻进，钻至5918.20米下入7″尾管。

2003年4月28日五开取心钻进至井深6005.10m（迟深6003.20m）气测见显示，取心钻进至井深6008.52m（迟深6003.82m）钻井液体积开始上涨，取心钻进至井深6009.93m割心（池体积累计上涨2.1方），关井观察，立压0↑6.5MPa，套压0↑6.5MPa。

最后采用密度2.04.泥浆节流压井成功。

压井结束后进行了中测，测试井段5917.52-6009.93m，层位：

K，油压6.05-7.77MPa，排出垫浆17.23方。

用7毫米油嘴放喷（油压4.5MPa）放喷口点火.焰高5--7米，有黑烟，由于有泥浆，无法进分离器计量，用临界速度法估算日产天燃气5--8万方,气密度：

0.685。

用4.76mm油嘴继续放喷,油压4.5MPa↓0.47MPa,放喷口火焰逐渐减小至1--2米,判断裸眼泥岩段跨塌埋储层。

恢复正常钻进后，在钻进过程中，多次发生卡钻复杂情况，6月17日钻进至井深6266.49m,上提至6259.64m准备接单根时遇卡,由原悬重187t↑220t-14:

10上提下放活动钻具（范围:

128t~228t）,当下砸至160t时解卡。

解卡后在原位转不动转盘,上提钻具再次遇卡,但下放可放脱,活动多次后可以转动转盘。

然后上提至井深6258.82m，划眼到底后上提至井深6259.23m遇卡10t,下放至6260.19m放脱后倒划眼，倒划很困难（划眼井段:

6260.19-6255.36m），反复正划眼正常（返出岩屑见丝状铁屑），循环泥浆起钻，决定下5″尾管。

二．发生经过

本井于2003年7月28日17：

00钻至井深6276.30m发现钻井液缓慢上涨0.3方，继续钻进至井深6277.00m钻井液体积上涨1.2方，关井。

套压为1兆帕、立压为0兆帕（当时钻井液密度2.05g/cm3、粘度73s）。

在关井过程中，最高立压11.6兆帕、套压11.6兆帕。

三、压井方案的选择

该井如采用常规压井方法进行压井，面临的难点主要有以下两点：

1、迄今为止，该井作业周期已达420多天，钻进过程中5”钻杆明显偏磨，说明95/8”套管也存在磨损现象。

无论采用工程师法还是司钻法压井，压井施工中当天然气上升至井口时，井口套压将出现较高的峰值，该压力如果将95/8”套管蹩破进入133/8”套管内，严重时可能蹩爆133/8”套管，油气窜至地面，酿成灾难性后果。

2井深、套管程序复杂，井筒容积高达190方，常规压井作业时间长，风险大；

鉴于上述二点，决定采用反循环法进行压井。

压井实施过程简介如下：

乌参-1井井口反循环压井管汇示意图

（一）、正确选取较为准确反映溢流层压力的关井立管压力读值尤为重要，也是首要任务。

本井是按关井后立压从快速升高（压力曲线图中的直线段部位）到压力平缓段（即压力时间曲线拐点处）的拐点压力Pd=8.5作为关井后的立管压力读值（如附图）：

（二）、压井施工前的相关参数计算：

a）计算压井泥浆比重：

γmTi=γde+γm+γe

=Pd/0.0098H+γm+γe

=8.5/0.0098H+2.05+γe

=2.188+γe

目前乌参1井储备泥浆比重为2.2，为抓紧时间压井，所以γe就取值为2.2-2.188=0.012。

b）压井泥浆需量计算：

由入井钻具组合结构算出井深6277m时钻具内容积和井眼环空容积

V内=45m3

V环=129m3

V总=45+129=174m3

c）压井施工时间计算：

i.根据低泵冲试验数据，采用23冲、Qe=0.27899m3/min时其泵压为Pc=7.6Mpa，这组数据较合理，所以压井排量确定为0.27899m3/min。

ii.计算排量溢流时间t1（即重浆充满钻具的时间）

t1=V内/Qc=45/0.27899=161.3（分）=2.7（小时）

iii.重泥浆充满环空的时间：

t2=V环/Qc=129/0.27899=462.4（分）=7.7（小时）

iv.压井总时间为（采用一次循环法压井时）：

t总=t1+t2=2.7+7.7=10.4（小时）

d）压井有关压力计算：

此井采用一次循环法（工程师法）压井施工作业。

i.压井初始泵压：

PTi=Pa开+Pc+Pe

=12+7.6+1

=20.6Mpa

（Pa开——压井开始时的套压）

ii.溢流全部进入钻具内时的相关计算：

A：

进入过程时间：

t1-i=V溢/Qc=1.2/0.27899=4.3（分）

B：

此时的泵压应为：

PmTi-1=Pc+[Pd-V溢/95/8”套管与5”钻杆环空间每米容积ⅹ0.0098ⅹ（γmTi-γm）]+Pe

=7.6+（8.5-47.06ⅹ0.15ⅹ0.0098）+1

=17.03Mpa

iii.本次压井作业拟以每间隔10分钟改变控制压力一次的方案

iv.压井泥浆充满5”钻杆与95/8”套管环空时的相关计算：

1.环空段长

L1=H-（L钻铤+L23/8”钻杆+L31/2”钻杆）

=6277-（185.51+589.50+1238.28）

=4261.19m

2.该段环空容积；

V环1=（5”与95/8”环空每米容积）ⅹ段长（L1）

=0.0255ⅹ4261.19

=108.7m3

3.重泥浆充满该段的时间：

T1=V环1/Qc=108.7/0.27899=389.5（分）=6.5（小时）

4.该段压力控制次数：

N1=t/10=389.5/10=38.95（次）≈39次

5.重泥浆（压井泥浆）充满该段环空时液柱压力增值为：

P1=0.0098（γmTi-γm）L1

=0.0098（2.2-2.05）ⅹ4261.19

=6.26Mpa

6.每10分钟压力递减值为：

Δ1P=P/N=6.26/39=0.16MPa

同理分别计算81/2”钻杆与95/8”套管、31/2”钻杆与7”套管、23/8”钻杆与7”套管、23/8”钻杆与5”套管、31/2”钻铤与5”套管和31/2”钻铤与41/8”裸眼之间环空充满压井泥浆的相关计算分别列于后:

（5）31/2”钻杆与95/8”套管:

A、L2=175.17m

B、V2=5.6m3

C、T2=20.1（分）

D、N2=2（次）

E、P2=0.26MPa

F、ΔP2=0.13MPa

（6）31/2”钻杆与7”套管:

A、L3=1062.58m

B、V3=12.8m3

C、T3=46（分）

D、N3=5（次）

E、P3=1.56MPa

F、ΔP3=0.3MPa

（7）23/8”钻杆与7”套管:

A、L4=150.83m

B、V4=2.32m3

C、T4=8.32（分）

D、N4=1（次）

E、P4=0.22MPa

F、ΔP4=0.22MPa

（8）23/8”钻杆与5”套管:

A、L5=1087.45m

B、V5=6.85m3

C、T5=24.6（分）

D、N5=2（次）

E、P5=1.6MPa

F、ΔP5=0.8MPa

（9）31/2”钻铤与5”套管:

A、L6=173m

B、V6=0.51m3

C、T6=2（分）

D、N6=0.2（次）

E、P6=0.25MPa

F、ΔP6=0.25MPa

（10）31/2”钻铤与41/8”裸眼:

A、L7=12.51m

B、V7=0.03m3

C、T7=0.1（分）

D、N7=0.01（次）

E、P7=0.02MPa

F、ΔP7=0.02MPa

（11）从上部分计算可以看出，由于下部井眼环空容积太小，操作起来很不方便。

因此，将23/8”钻杆与5”套管、31/2”钻铤与5”套管和31/2”钻铤与41/8”裸眼的三部分环空全部近似按23/8”钻杆与5”套管的环空进行计算：

A、L5-1=626.7m

B、V5-1=3.9m3

C、T5-1=13.98（分）

D、N5-1=1（次）

E、P5-1=0.92MPa

F、ΔP5-1=0.92MPa

四、压井施工作业程序

1、在确认储备的压井泥浆每罐都搅拌均匀、比重均达到2.20g/cm3，且有效容积在190m3以上后，方可开始压井施工作业；

2、开关好井口各相关部位的阀门后，经工程师或值班干部认真检查验收确认后，即可开始正式压井施工作业；

3、经反循环管线，缓慢启动泥浆泵，控制泵压为20.6MPa，使排量逐渐达0.27899m3/min，经过4.3min，打入2.2g/cm3的压井泥浆1.2m3；

4、控制泵压为20.53MPa，打入压井泥浆1.6m3后，控制泵压为20.4MPa，打入压井泥浆2.8m3（既10分钟的排量）；

5、照此操作程序，以后没隔10分钟后就将泵压减少0.16MPa，共重复39次。

6、控制泵压为14.34MPa，打入重泥浆2.8m3；

7、控制泵压为14.08MPa，打入重泥浆2.8m3；

8、控制泵压为13.78MPa，打入重泥浆2.8m3；

9、往后每隔10分钟将泵压减少0.3MPa，共4次后（即打入2.20g/cm3的泥浆2.8C4=11.2m3）；

10、控制泵压为12.58MPa，经8.2分钟打入2.20g/cm3的重泥浆2.3m3；

12、控制泵压为12.36MPa，经14分钟打入重浆3.9m3后，这时重泥浆已到达钻头；

13、控制泵压为循环终了压力9.16MPa（PTf=PcⅹγmTi/γm），J继续打入压井泥浆45m3（即2.7小时）后，测量出口泥浆比重，如果有四个测点均为2.20g/cm3时，停泵关井观察；

14、经关井观察，立管压力0.3MPa，套压2.5~3MPa，分析认为有可能是因打入环空中的压井泥浆比重不均匀，部分泥浆比重有可能低于2.20g/cm3，造成了内外压差。

另外立压不为零，说明压井泥浆比重还稍偏低，按指示决定再在关井状况下，将入口泥浆比重控制在2.20g/cm3内继续控制套压2~3MPa，边加重边循环处理一周。

15、经循环一周后开井恢复正常，压井施工作业正式结束。

五、几点说明

1、井口反循环压井管汇改造完成后，必须进行密封承压试验，试验压力70MPa，稳压30min不降为合格。

2、压井施工作业前，由钻井监督召集在井各施工单位领导和工程技术人员进行压井技术交底和组织协调各参加单位在压井施工过程中的相互协作配合会议是必要的。

各参加单位，特别是钻井队、录井浆和泥浆等再分别召集会议进行技术交底，岗位职责分工进一步落实到人头。

3、压井打入压井泥浆45m3（既经过2.7小时）后，溢流开始排出钻杆，经观察测量排出溢流为低密度混浆（γ1.19~1.88），经分离器出口点火可燃焰高0.5m左右，且测得溢流氯根在增加，说明溢流层为含气水层。

据此，在以后的压井过程中（重浆到井底前），泵压控制间隔时间从原来的10分钟加大到30分钟（即每打入8.3m3）调整泵压一次。

重浆到达下部1000m井段控压仍然以每10分钟调整泵压一次的工作方式，以保证压井安全。

4、压井溢流开始排出（即打入重浆大于45m3）后，井口控压也可以通过控制套压（即节流管汇处压力表读值）为9.5MPa（Pd+Pe=8.5+1）不变情况下，打入压井泥浆84m3（129-45）后，再控制泵压为9.16MPa（循环终了压力PTf=PcⅹγmTi/γm）不变，打入压井泥浆45m3压井结束。

5、本井钻机为柴油机机械传动钻机，泵排量精确控制相当困难，所以对泵压控制相当不稳定，波动厉害，为使压井成功，在压力控制上宁可稍偏高0.5~2MPa为宜。

6、由于此次溢流为高压含气水层的溢流，其压井最高套压均未超过25MPa，因此对钻柱及地面压井管汇的承压均不高，风险相对较小，为顺利压井创造了有利条件。

此次反循环压井工艺流程及控制程序均是有效的，在塔里木深井实施反循环压井还属首次，比较有推广价值。

迪那22井压回法压井案例

一．迪那22井压井案例

（1）

（一）．基本情况

1、井号：

迪那22井

2、井别：

评价井

3、溢流时井深：

4780.00米

4、套管结构：

133/8”*203.29米+95/8”*3496.41米+7”*（4649.18米--井口）

5．井口井控装置：

华FH28-70环形+美卡FZ28-105全封单闸板+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板歇+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板

节流压井管汇为美歇的YG/JG-105，环形防喷器试压35MPa，30分钟未降；全封、半封防喷器及节流压井管汇均试压90MPa，30分钟未降；放喷管线试压15MPa，30分钟未降。

6、钻具结构：

57/8”钻头+取心筒+43/4”钻铤*21根+43/4随钻震击器+43/4”钻铤*2根+31/2”钻杆+311*410接头+5”*18斜坡钻杆。

7．裸眼段显示情况：

显示井段4722米—4780.00米,层位E;岩性:

粉砂岩、沙砾岩、细砂岩。

（二）．发现溢流

2001年10月14日11：

15取心钻进至井深4780.00米；至13：

00割心起钻；至18：

03起钻至井深2569.57米，发生溢流；至18:

08抢接旋塞关井成功,共溢流7.5方；至19：

12关井观察，套压由0上升至12.0MPa，关旋塞

（三）、处理过程

2001年10月14日19：

12至20：

25采用压回法压井。

关井从环空挤相对密度2.30的钻井液55方，套压0-18MPa，停泵后，套压为0；至23：

30开井，吊罐泥浆2方见液面；循环1小时，泥浆池液面正常；静止观察1小时，泥浆池液面正常；决定继续起钻。

（四）、压井经验与教训

本井针对地层特点，采用压回法压井取得了成功，节约了时间。

五、损失时间：

5：

30

二．迪那22井压井案例

（2）

（一）、基本情况

1、井号：

迪那22井

2、井别：

评价井

3、溢流时井深：

4926.22米

4、套管结构：

133/8”*203.29米+95/8”*3496.41米+7”*（4649.18米井口）

5、井口井控装置：

华FH28-70环形+美卡FZ28-105全封单闸板+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板+美卡FZ28-105*31/2”半封单闸板

节流压井管汇为美歇的YG/JG-105，环形防喷器试压35MPa，30分钟未降；全封、半封防喷器及节流压井管汇均试压90MPa，30分钟未降；放喷管线试压15MPa，30分钟未降。

6、钻具结构：

57/8”钻头+取心筒+43/4”钻铤*21根+43/4随钻震击器+43/4”钻铤*2根+31/2”钻杆+311*410接头+5”*18斜坡钻杆。

7、裸眼段显示情况：

显示井段4722米—4926.22米,层位N-E;岩性:

粉砂岩、沙砾岩、细砂岩,本井段有24层油气显示。

（二）、发现溢流

2001年11月12日11：

15取心钻进至井深4926.22米；至11：

20割心；至12：

00循环；至19：

12起钻至井深2014.49米，溢流0.7方，泥浆工报警,至19:

15抢接旋塞关井,套压由0上升至5.5MPa。

至21：

40配泥浆，套压由5.5MPa上升至6.5MPa。

（三）、处理过程

2001年11月12日21：

40至22：

30采用压回法压井。

关井正挤相对密度2.30的钻井液30方，泵压6-17.5MPa,套压5.5-14.5MPa，排量6-9l/s,至23：

20停泵关井观察，立压由0上升至2.7MPa。

2001年11月13日1：

30开井下钻至井深2937.05米，溢流1.4方关井；至3：

00关井观察，套压表坏，立压由0上升至2.7MPa。

至3：

50反挤相对密度2.30的钻井液15方，泵压2-10MPa,排量3-10l/s,停泵后立压为0。

至8：

00停泵观察，无异常，压井成功，开井下钻。

（四）、施工分析

本井两次采用压回法压井均取得成功，节约了时间。

损失时间：

14：

50

三．压回法压井的优点

1、减小施工压力.

2、减少处理复杂的时间.

3、目前在塔里木山前超高压气层中较常用的压井方法之一

四．压回法压井的使用范围

1．在地层压力已经明确的情况下，否则压进地层后开井，又会发生新的溢流。

2．已知的地层破裂强度和套管以及井口能承受施工时的最高压力。

3．地层连通性较好。

五．背景资料1：

迪那22井是一口评价井。

本井位于新疆库车县境内，迪那2井西北约600米。

该井完钻井深为5101米,共发现油气显示37层.总厚度108米,其中上第三系共发现油气显示6层,总厚度14.30米,下第三系共发现油气显示31层,总厚度93.70米.

该井从2001年10月8日9:

15第一次发生溢流到2002年1月9日15:

20最后一次溢流共溢流12次.溢流总量22.4方.压井钻井液损失519.82方.

背景资料2：

迪那2井位于塔里木盆地北部库车凹陷的东秋立塔克构造带东段迪那2号构造高点上，2001年4月29日钻进至井深4875.59米（上第三系吉迪克组）发生溢流，后在压井过程中由于套压过高，地面软管爆裂、着火，导致井口失控。

（一）、井喷失控经过

2001年4月29日钻进至井深4875.59米（上第三系吉迪克组）发生溢流（钻井泥浆密度1.83g/cm3），关井观察,立压由0↑14兆帕,套压由0↑16兆帕。

现场人员考虑地破试验压力为15兆帕，便开阀（节2a）泄压,立压由14兆帕↓2.5兆帕,套压由16兆帕↓8兆帕，后关井，立压28兆帕关下旋塞，套压33兆帕。

初步求得地层压力为102.4兆帕。

用700型压裂车正循环压井，在压井施工过程中，套管压力迅速上升倒66兆帕，致使节流管汇与气体分离器连接的软管爆裂，引发大火，火势蔓延至钻台，绞车钢丝绳烧断，大钩游车砸断钻台上压井管线，天然气从钻具内直喷着火，井架从半腰中烧倒。

（二）、抢险过程

抢险工作历时66天，先后经历5次环空作业、剪切钻杆作业1次、更换105兆帕井口作业一次，于2001年7月4日控制了井喷，最后压井换装采油树，抢险结束。

低节流法压井案例

一．轮古地区压井实例

实例1

轮古15-9井溢流压井

轮古15-9井是位于轮南潜山西部斜坡上的轮古15井潜山构造上的一口滚动开发井，该构造为稠油油气藏，主要为稠油，含少量伴生气。

04年7月7日5:

00钻进至井深5709.83m溢流1.2m3，钻井液密度1.05g/cm3，-8:

00关井观察，压井准备，套压2.5MPa，立压2.0MPa不变。

压井过程：

第一周，压井钻井液密度1.08g/cm3节流循环，-9:

30排气口火焰由1.5