新851井抢险压井封井施工总结.docx

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新851井抢险压井封井施工总结

新851井抢险压井封井施工

新851井隶属新星公司西南石油局新场气田开发有限责任公司，位于四川省德阳新镇五郎村，是近年在勘探领域内具有重要发现意义的一口高压、高产天然气井，该井的投产为当地经济发展作出了重要贡献。

由于多种原因，该井在持续生产15个月中先后发生了井下套管破裂、油管断落等复杂情况，井下近80MPa的高压天然气随时可能无控窜至地表、酿成重大灾害。

中石化集团公司领导及时了解到该井险情并予以高度重视，从保护人民生命财产、保护油气资源的高度出发，果断决定对该井实施压井、封井，以消除重大安全隐患。

在中石化集团公司牟书令副总经理及抢险领导小组的周密组织、指挥下，中石化专家组与新星公司西北局、中石油四川局、四川省及德阳市等多位领导、专家一道，积极投入、密切配合，细致分析该井险情、讨论具体对策措施、审定封井方案设计并参与现场施工。

2月25日由川局井控中心实施压井封井成功，胜利完成抢险任务。

新851井的压井封井施工，其风险和难度在国内外都是极为少见的，无疑是石油天然气工程中又成功范例。

该井在钻井、完井等方面的经验教训，对目前川东和南方海相项目各井的施工同样有着重要的指导意义。

这里仅将压井封井施工的概况介绍给大家，以供借鉴。

1新851井基本情况

1.1基本数据

1.1.1地理位置：

四川省德阳新镇五郎村一组

1.1.2开钻日期:

2000年1月5日

1.1.3完钻日期:

2000年10月22日

1.1.4设计井深:

4650.00m

1.1.5完钻井深:

4870.00m

1.1.6目的层位:

三叠系上统须家河组二段

1.1.7产量：

2000年11月1日替喷测试，获无阻流量157.4104m3/d，投产后根据采出气量和压力资料重新计算无阻流量为279.29104m3/d，2001年1月12日计算无阻流量达325.9104m3/d。

1.1.8气分析资料

井筒内天然气：

CH4平均97，CO21.21.3，相对密度0.5868

井筒内水：

总矿化度440.7ppm；cl-4.56ppm，水中硫化物4mg/l

1.1.9投产动态

2000年11月2日投产。

日输气40104m3/d，井口压力61.2MPa；日输气83104m3/d，井口压力55.6MPa；2002年2月10日按压井准备要求，加大输气量至100.3104m3/d，井口压力53.06MPa。

至封井前1年零6个月共产气2.36亿方。

1.1.10地层压力

该井完钻时可平衡地层压力的泥浆密度为1.71g/cm3，原始地层压力80.45Mpa。

根据推算，关井井口压力可能达到66MPa左右，到2002年2月累计采气2亿多立方米，地层压力仅降1.28MPa。

当前地层压力计算为79.17MPa，推算关井井口压力可达到65.00MPa。

1.2井身结构

1.2.1钻头及套管程序（图1）

图1新851井井身结构示意图

1.2.2油套管规范及强度数据（见表1）

表1油、套管规范及数据表

套管程序

钢级壁厚

抗拉（t）

抗内压（MPa）

抗挤（MPa）

表层套管20″

J55×12.7

414.1

16.9

5.4

技术套管13-3/8″

J55×10.92

269.9

21.7

10.8

技术套管9-5/8″

N80×11.05（0～910m）

374.2

44.5

26.8

P110×11.05（910～2854m）

501.7

60

31.1

油层套管7″※

HP13Gr110×11.51

447.2

85.91

74.32

衬管5″

P110×7.52

176

78.6

61.0

油管2-7/8″

HP13Gr110×5.51

62.85

97.5

88.3

※7”油层套管（HP13Gr110×11.51mm）的普通接箍抗内压强度为85.91MPa，加强型接箍抗内压强度为85.91MPa。

1.3固井质量（见表2）

表2固井质量检查表

套管尺寸

（mm）

水泥返高

（m）

水泥塞长

（m）

CBL测井声幅值（井段m）

评价

15

1525

2530

30

表层

508

地面

21.7

未测

技术

套管

（1）

339.7

地面

68

20550

570590

605630

665695

735785

950960

1020

550570

590605

630665

695735

785820

865880

920950

960990

820865

880920

9901005

010

10051010

中

良

技术

套管

（2）

244.5

地面

59.75

099

107141

168179

230253

264313

323342

18111900

20382130

23402422

24542549

25722686

27362797

28052844

17171795

21302340

24222454

25492572

26862736

22972805

141168

200230

16271717

17951811

19002038

99107

179200

253264

313323

3421627

优良

生产

套管

177.8

地面

71.75

0120

30004490

19251970

22002375

19702200

1201925

23753000

优合格

13-3/8″套管固井质量，经声幅测井检测评价为“良好”，但固井后环空窜气，点火火焰高0.5m左右，微风可吹熄；9-5/8″固井质量较差，不合格井段占47，固井后环空窜气，点火火焰高24m，时有时无；7″套管固井质量：

01925m差、19252375m中等良好、23753000m差、30004490m优，固井后环空窜气，压力达15MPa（完井替喷前更换压力表，之后观察压力达30MPa）。

1.4井下异常情况分析

该井2000年10月31日替喷测试前，7"×9-5/8"环空压力30MPa。

分析认为，由于7"套管外01925m固井质量差，19252375m固井质量中等良好，环空压力是由于7"套管外的天然气窜入7"×9-5/8"环空造成。

11月11日替喷结束后，7"×9-5/8"环空压力达到47MPa（已超过9-5/8"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，7"×9-5/8"环空和9-5/8"×13-3/8"环空压力同时变为16MPa。

而此前9-5/8"×13-3/8"环空压力为零，表明9-5/8"套管已破裂。

由于9-5/8"套管抗内压强度上段比下段薄弱（上段钢级N80，抗内压强度为44.5MPa；下段钢级P110，抗内压强度为60MPa）；9-5/8"套管顶部管外无压力平衡，承受压力最大、即47MPa；顶部以下的套管有管外压力平衡，随着井深的增加，其平衡压力也在增加。

因此分析认为9-5/8"套管破裂部位应在上部。

因7"×9-5/8"环空和9-5/8"×13-3/8"环空已完全窜通。

井队立即从环空卸压，并抢接一条防喷管线进行防喷点火。

该井于2000年11月2日投产，日输气30×104m3/d，井口油压58.38MPa，套压62.79MPa。

同年11月13日，日输气4050m3/d,井口油压5758MPa，套压6061MPa。

日平均产水3.0m3。

一直到2001年11月21日，生产正常，井口油套压及产水量稳定，7"×9-5/8"环空出气量稳定在0.3×104m3/d，无水。

2001年11月21日9:

30，井内“轰”的一声响后，油压由57.0MPa↑59.5MPa，套压由60.1MPa↓59.8MPa，二者基本接近，表明油管断落，7"套管已经成为采气通道。

同时，井筒内产水量由3.0m3/d↓2.0m3/d。

19:

007"×9-5/8"环空气火焰略有增加，并伴有少量水。

2001年11月28日，为保证井口安全，降低井口压力，增加采气量至6065×104m3/d，井口油压由59.8MPa↓57.5MPa，井内产水量由2.0m3/d↑3.0m3/d。

2001年12月7日12:

30，井筒内产气量突然下降，由64×104m3/d↓60.4×104m3/d，井口压力由57.93MPa↓54.06MPa，13:

40井内大量出水，气流声变小，13:

40环空大量出水，火焰减少，气量估计由0.3×104m3/d↓0.01×104m3/d，表现出与井内变化的一致性，排出14.5m3水后油套压逐步上升，由54.06MPa↑56.93MPa，产水量减少。

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0.31×104m3/d，产水0.3m3/d。

环空产气量和压力变化如下：

表3环空气量和压力变化情况表

时间

环空压力MPa

环空产气量×104m3/d

2001.12.15

1.6

0.31

2002.1.6

1.6

0.34

2002.1.10

1.6

0.34

2002.15

1.6

0.41

2002.20

1.6

0.46

2002.1.26

1.6

0.6922

2002.1.29

2.5*

0.83910.9188

2002.1.30

3.5

0.96041.0185

2002.1.31

4.5

1.07671.1508

2002.2.1

5.3

1.20281.3116

2002.2.3

6.2

1.53

2002.2.4

6.7

1.58

2002.2.5

7.2

1.70

2002.2.6

7.99

1.95

2002.2.7

8.4

2.15

2002.2.8

8.31

2.49

2002.2.9

7.53

1.98

2002.2.10

47.2**

1.32

2002.2.11

7.6

1.60

2002.2.12

7.52

1.85

2002.2.13

7.6

1.96

2002.2.14

7.92

1.96

2002.2.15

7.06

2.63

※2002年1月29日，对9-5/8"×7"套管环空开始控制压力采气。

※※2002年2月10日，为了减小套管刺损，人为地将环空压力控制到7.2MPa。

2002年1月6日将产气量提高到8085m3/d，井口压力由57.5↓56.0Mpa，产水量6.0m3/d，这是由于产气量增大携带积液能力增强所致。

在调整产量时，环空气量随井口压力下降的同时也下降，7"套管内压力变小，说明7"套管亦有漏失或破损。

2002年1月10日，因20"×13-3/8"环空滴液，从13-3/8"与9-5/8"环空排液0.15m3，内含大量泥浆。

此后，该环空产气量逐步上升，产水量也在增加。

2002年2月10日，为降低井口压力，给下部压井创造有利条件，将输气量提高到103×104m3/d，井口压力降至53MPa，环空压力降至4MPa。

统计发现，环空产气量和产水量呈不断上升趋势，且与7"套管内所产气及水之和都是一个比较恒定的值，进一步证实7"