井噴壓井案例與井控相關問題（內部資料注意保密）張桂林二〇〇九年九月1中石油委內瑞拉某井井噴2加拿大某井井噴3鉆臺突發井噴實況4目錄第一部分井噴壓井案例（五口井壓井分析）第二部分常用壓井方法（兩種壓井方法）第三部分井控關鍵問題（三個方面問題）5第一部分井噴壓井案例67中石化川東北清溪1井井噴現場8清溪1井是中石化川東北探區的一口預探井。2006年1月11日開鉆，12月20日鉆至井深4285.38m時發生溢流、導流放噴。先后經過五次壓井施工，于2007年1月3日壓井封井成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）9（一）設計數據地理位置：四川省宣漢縣清溪鎮設計井深：5620m鉆探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江組、飛仙關組、長興組、茅口組及陸相層系，中志留統韓家店組完鉆。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）10清溪１井地理位置清溪1井第一部分井噴壓井案例（清溪1井）11層位預測井段深度（m）壓力預測系數備注上沙溪廟組0～14401.10～1.30普光3、4井在須家河組鉆遇高壓含氣層，壓力系數1.55；雙廟1井在雷口坡組鉆遇高壓氣藏，壓力系數1.51，要注意防噴、防高壓。普光7井在嘉陵江組一段鉆遇高壓含硫鹽水層。下沙溪廟組1440～1860千佛崖組-須家河組1860～3170雷口坡組3170～35051.20～1.40嘉陵江組3505～4180飛仙關組4180～46101.30～1.45川岳83井飛仙關組鉆遇裂縫性高壓氣藏，壓力系數1.5；毛壩1井飛仙關組三段上部鉆遇裂縫—孔隙型高壓氣藏，壓力系數1.89，要注意防噴、防高壓。長興組4610～4900龍潭組4900～5220茅口組5220～54001.40～1.73渡4井在石炭系黃龍組鉆遇高壓氣層，壓力系數1.86。七里23井在黃龍組鉆遇水層，壓力系數1.1。棲霞組-梁山組5400～5535黃龍組5535～5570韓家店組5570～5620清溪１井地質分層及壓力預測第一部分井噴壓井案例（清溪1井）12（二）實際數據開鉆次數

井段/m

鉆頭尺寸/mm

套管尺寸/mm套管下深/m水泥返高/m導管

Φ508

15.16

地面

一開～601.43

Φ406.4

Φ339.7

600.64

地面

二開～3070.00

Φ316.5Φ273.1

3067.79

地面

三開～4261.77Φ241.3

Φ193.7

2913.96～4260.97

2913.96

四開～4285.38

Φ165.1

井身結構套管強度數據外徑mm鋼級壁厚mm扣型每米重量kg/m內容積L/m抗拉強度kN抗擠強度MPa抗內壓強度Mpa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.2750033551.3193.7TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0第一部分井噴壓井案例（清溪1井）13鉆具組合：Φ139.7mm鉆桿×2609.61m；Φ121mm鉆鋌Φ88.9mm鉆桿1664.13m；鉆頭位置4275m；裸眼井段24.41m。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）14防噴器組合：環形FH35-70；雙閘板2FZ35-105；雙閘板2FZ35-105；雙四通35-105；套管頭105MPa；第一部分井噴壓井案例（清溪1井）15（三）溢流發生與處理溢流放噴主要過程：溢流關井井漏堵漏、壓井循環加重情況復雜化導流放噴第一部分井噴壓井案例（清溪1井）161、溢流發生經過2006年12月20日2:15鉆至井深4285m遇快鉆時，2:18鉆達井深4285.38m停鉆循環觀察（3min進尺0.38m），鉆井液密度1.60g/cm3。2:33停泵關井11min，套壓由0MPa上升至20.0MPa，之后快速降至0MPa，發生井漏。再次發生溢流關井套壓最大上升至4.15MPa。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）

井眼有關數據表井眼總容積/m3減去鉆具體積后井內容積/m3鉆具內容積/m3環空容積/m3套管鞋處地層破裂壓力當量密度/g/cm3井口套管抗內壓強度／MPa171.14155.3335.03120.091.9251.3172、初期處理2.1初期第一次壓井（14:35～15:53）12月20日14:35～15:53用密度1.80g/cm3鉆井液節流循環排氣壓井，排量0.41～0.52m3/min。套壓由20.4MPa下降到9.6MPa，立壓由0.3MPa最高升到9.0MPa之后下降。15:53～16:14泵入總量64m3套壓下降到4.3MPa，立壓降為0。隨后井口失返，發生井漏關井。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）初期第一次壓井曲線（接近成功）

18

第一部分井噴壓井案例（清溪1井）19第一部分井噴壓井案例（清溪1井）初期第二次壓井曲線（顯示正常、接近成功）20第一部分井噴壓井案例（清溪1井）至12月21日15:40繼續節流循環壓井，排量0.75m3/min，進口鉆井液1.75～1.76g/cm3、出口密度1.73g/cm3。15:40節流循環中發現泵壓突然由13.6MPa上升至19.0MPa，停泵（2min）后接著開泵，繼續加重。21第一部分井噴壓井案例（清溪1井）222.4原因分析該井為清溪構造的第一口預探井，地層壓力預測誤差較大。預告飛仙關地層壓力系數在1.30～1.45，實際鉆入飛仙關地層密度1.60g/cm3的鉆井液仍發生了溢流;所鉆遇氣層壓力高、產量大、噴漏同存，在噴漏同存的情況下難以有效地實施節流壓井；由于井身結構的限制，不能在高壓下關井，地面節流管匯沖刺損壞嚴重無法有效控制，是導致壓井失敗的重要原因。對套壓控制不當是導致壓井失敗的直接原因。分析初期兩次壓井過程和施工曲線，壓井后期套壓已經降至較低的壓力值，符合正常規律，壓井接近成功。第一次壓井漏失后，關井套壓最高上升到40.6MPa；第二次壓井漏失倒換放噴流程時，套壓上升到56.4MPa，都是壓井后期氣體集中段到達井口部位所致。若采取正確的控制放噴方法，隨后泥漿將會返出，壓井就會成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）23在處理了19：00（2:18～21:20）后基本建立循環，21:00井口見鉆井液返出，漏失鉆井液15.0m3。在處理了21:30（2:18

～23:50）后用密度1.70g/cm3鉆井液建立循環，立壓降至10.8MPa，套壓降至0.6MPa。鉆井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.54～1.64g/cm3。在處理了36：20（20日2:18～21日15:40）泥漿進出口密度基本均勻后（進口密度1.76g/cm3，出口1.73g/cm3），情況惡化。

實屬處理不當！！！第一部分井噴壓井案例（清溪1井）24第一部分井噴壓井案例（清溪1井）25第一部分井噴壓井案例（清溪1井）26第一次搶險壓井曲線(非正常曲線)第一部分井噴壓井案例（清溪1井）發生了漏失，環空不能形成液柱，壓井不能成功漏失點27不控套壓放噴設備試運轉放噴泄壓檢查驗收正注清水逐次關閉其它放噴流程控壓排氣建立水柱控套壓建立泥漿柱停泵試關井根據情況確定下步措施５００方５００方第二次壓井施工工序流程圖清水重泥漿3.2第二次搶險壓井（保井方案）第一部分井噴壓井案例（清溪1井）2812月27日15:27開始正注清水，排量2.5m3/min左右，立壓穩定在40MPa到48MPa之間，15:29～16:29套壓由3.5MPa上升至31.5MPa，17:27上升至39.8MPa，17:45后逐漸降至30MPa以內。分析環空形成部分水柱，17:45停止注清水，共注清水332m3。17:45～19:27正注密度2.20g/cm3的壓井液260m3，排量在2.6m3/min，立壓37～46MPa，套壓降至23.5MPa，分析壓井液柱逐漸形成。19:32循環壓井中立壓突然下降到29MPa，19:57呈直線趨勢下降為0MPa（發生漏失），與此同時排量由2.6m3/min降至1m3/min。套壓由23.5MPa下降至16MPa后又逐漸上升到32.5MPa。在調整排量時，20:16套壓迅速上升至37MPa并且仍有繼續上升趨勢。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）29第一部分井噴壓井案例（清溪1井）測試節流流程圖30第一部分井噴壓井案例（清溪1井）31第一部分井噴壓井案例（清溪1井）第二次搶險壓井施工參數曲線（曲線較正常，接近成功）發生漏失，套壓升高，壓井失敗漏失點32第一部分井噴壓井案例（清溪1井）這是優勢嗎？是否正確33第一部分井噴壓井案例（清溪1井）井場設備布局平面圖

34第一部分井噴壓井案例（清溪1井）35第一部分井噴壓井案例（清溪1井）36第一部分井噴壓井案例（清溪1井）3714:15～14:56用壓裂車組反擠密度為2.20g/cm3壓井液113m3，套壓上升并維持在26MPa，判斷此時已將環空侵入的氣液成功推入地層，決定進行注水泥封井。在處理完注水泥漿管線堵塞問題后，16:00～16:30反注泥漿套壓下降為0，立壓保持3MPa。向環空注入清水1m3后開始反注水泥漿，17:15反注水泥漿86m3后，套壓26.5MPa，立壓15MPa。同時正注1m3清水后開始正注水泥漿，17:55立壓28MPa，套壓28MPa。17:59～18:01同時正反注2m3清水，18:05關井憋壓候凝（套壓29MPa，立壓28MPa）。壓井結束。18:30立壓下降為0，套壓28.8MPa。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）381月4日11:50套壓12.5MPa，立壓0MPa，放套壓至0關井，壓力不再上升，壓井、封井成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）壓井、封井曲線393.4搶險壓井失敗原因壓井液密度過高、排量過大造成井漏，是導致兩次搶險壓井失敗的主要原因。由于對井底壓力分析不夠、對井漏問題認識不足，采用了高密度、大排量壓井方法，井漏嚴重導致了壓井失敗。根據溢流初期關井漏失后套壓最高4.15MPa，按環空鉆井液密度1.60g/cm3計算，氣層最高壓力71.39MPa、壓力系數1.70（實際受氣侵影響壓力系數低于此值），按照氣層壓井密度附加0.07～0.15g/cm3要求，壓井液最高密度應為1.85g/cm3，初期兩次壓井比較正常也說明了這一點；初期壓井失敗后關井套壓最高達到了56.4MPa，打開五條管線放噴套壓只有2～5MPa，說明井內仍有高達50MPa以上沿程壓力損失作用于井底，受下部小井眼（2913.16～4285.38m）尺寸限制，采用高密度、大排量正循環注入壓井液將極易引起井漏、不能建立環空液柱、壓井難以成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）4041第一次注入2.05g/cm3壓井液249.8m3，排量2.0～2.2m3/min，套壓12MPa維持不變，立壓從37MPa突降至5MPa以內，證明漏失嚴重、環空形不成有效液柱。注入量超過環空容積129.8m3，井底壓力超過地層壓力14.70MPa；第二次共注清水332m3，密度2.20g/cm3的壓井液260m3，排量2.5～2.6m3/min。注入總量超出環空容積472m3，超過地層壓力20.99MPa。立壓從45MPa以上呈直線趨勢突然下降到10MPa以內、隨后下降為0MPa，發生漏失、環空仍形不成有效液柱，溢流情況變得更加嚴重。第二次搶險壓井后，認識到了井漏是制約壓井成敗的關鍵因素，在第三次壓井中采用了先注清水建立液柱、然后從環空反擠重鉆井液的方案，環空壓力降低顯著，使壓井封井取得了成功。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）42第一部分井噴壓井案例（清溪1井）43綜合考慮，初期兩次壓井和兩次搶險壓井失敗的直接原因，應該歸結為對壓井后期套壓突然升高控制不當造成的，其原理可從下圖進行解釋。左圖中套壓曲線的“尖峰”部位與右圖中氣體返至井口套壓達到最大值是對應的，該井套壓最大值應接近71.39MPa。因此，對該關鍵環節的認識與控制應是壓井的重點。第一部分井噴壓井案例（清溪1井）工程師法壓井曲線

工程師法壓井原理

44第一部分井噴壓井案例（清溪1井）45第一部分井噴壓井案例（清溪1井）46第一部分井噴壓井案例（河飛203井）47河飛203井壓井施工現場48第一部分井噴壓井案例（河飛203井）49（一）基本情況河飛203井是一口定向開發井，位于四川省通江縣涪陽鎮陳河鄉三村四社，構造位置為通南巴構造帶河壩場西高點南翼，設計井深5133m（斜深6013m）。該井2008年4月1日開鉆，2009年2月1日完鉆，鉆井周期306天，2月23日19:00尾管固井結束。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）50完鉆井深：6191m垂深：5214.93m造斜點：3915m最大井斜：67.98°水平位移：1688.74m閉合方位：314.49°。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）51第一部分井噴壓井案例（河飛203井）52井口裝置組合第一部分井噴壓井案例（河飛203井）53主要氣層位置序號井段（m）氣測∑Cn(%)層位油氣顯示級別鉆井液性能變化密度（g/cm3）粘度(s)14830~48310.267↗2.487嘉二段微含氣層2.0655↑5624834~48350.665↗1.070嘉二段微含氣層2.0656↑5734844~48480.390↗45.465嘉二段氣層2.06↓2.0455↑5744854~4854.50.826↗59.550嘉二段氣層2.065656000.5~60020.059↗0.165飛三段微含氣層2.166966007~60270.034↗0.272飛三段微含氣層2.17↓2.1667↑69第一部分井噴壓井案例（河飛203井）54施工與承包服務單位：鉆井工程：勝利西南石油工程管理中心70159SL鉆井隊地質綜合錄井：石油工程西南公司錄井分公司26分隊泥漿服務：綿陽市仁智實業發展有限責任公司固井服務：石油工程西南公司固井分公司固井3隊水泥添加劑提供單位：成都歐美科公司第一部分井噴壓井案例（河飛203井）55（二）溢流事件經過及處理

１、固井2009年2月22日20:00下入Φ177.8mm尾管，井段（3626.58～6191.00m）。2月23日19:00固井，注入水泥漿90m3，泥漿泵替漿80m3，固井車替清水3.5m3。20:15搶起鉆桿20柱（井深3160m）開始循環，22:20又起鉆3柱后（3073.6m）關井憋壓候凝（憋壓3MPa）。2月24日20：00開井，起鉆。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）562、溢流發現2月25日3:00起鉆完，下入Φ241.3mm牙輪鉆頭探水泥塞。13:30下鉆至井深3160m開始開泵循環劃眼探水泥塞，到15:30下探至井深3624.17m遇阻，加鉆壓20～40KN試鉆10cm，鉆時慢停鉆循環觀察，振動篩處撈砂見少量鐵霄未見水泥，證明已探至套管懸掛器，循環至17：28起鉆。2月26日6:00起鉆至井深254.25m，地質錄井發現溢流1.46m3，通知司鉆及值班干部，鉆井隊關井觀察。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）57井身結構、鉆具結構示意圖58第一部分井噴壓井案例（河飛203井）594、初步壓井2月26日，在中石化西南工程公司、西南油氣分公司指導下采用置換法壓井。由于套壓仍不斷上漲，14:40達到25MPa，15:48達到35MPa。16:10改為直放噴泄壓，到17:08套壓降至17.5MPa，關閉頂驅液動旋塞閥，并將套壓控制在40MPa以內。20:43（套壓37MPa）用水泥車實施壓井作業，21:32注入泥漿3.9m3、套壓達46MPa。21:34套壓上升到49MPa，22:02套壓上升到50MPa，節流控制井口壓力上限50MPa。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）60

2月27日凌晨0:50西南油氣分公司、西南工程公司、川氣東送工程建設指揮部領導及專家趕到現場，成立了新的現場領導指揮小組，建立起了應急搶險機構，制定了壓井施工第二次方案：水泥車、壓裂車泵注管線接好前，間接放噴，控制套壓不超過50MPa；泵注壓井管線連接好后，使套壓泄至40MPa，從環空泵注壓井泥漿，套壓升至46MPa，停止泵注作業，觀察套壓上漲情況；待井筒內全為壓井泥漿后，循環泥漿至進出口泥漿密度一樣之后，停泵觀察24～48小時,平衡后進行后續施工。1:00～7:10間接放噴泄壓9次，控制套壓不超過50MPa，放噴管線出口噴出物主要為天然氣、泥漿及水的混合物。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）6118:42關井，套壓從28MPa升至44MPa。20:14開節流閥放噴，之后又開1條副放噴管線泄壓，套壓降至10MPa。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）622月27日夜間套壓變化情況第一部分井噴壓井案例（河飛203井）63

5、壓井作業

2月28日，集團公司組織對西南工程公司和勝利石油管理局制定的壓井方案進行了審定，確定了由勝利油田提出的壓井方案，主要要點是：打開3～4條放噴管線使井口泄壓至5MPa以內；卸開頂驅，搶裝回壓凡爾；關閉環形防噴器并打開閘板防噴器；將鉆具下至3000m以下，然后采用正循環壓井；打開井口，進行下一步作業。

夜間多次節流放噴記錄詳細數據，論證方案的可靠性，為3月1日強下鉆具方案做準備工作。

第一部分井噴壓井案例（河飛203井）64

2月28日夜間關井與泄壓試驗：開井泄壓：19：00繼續泄壓套壓26MPa。第一輪關井及泄壓：21：03關井套壓26MPa↗36MPa，22：04開井節流泄壓套壓36MPa↘15MPa。第二輪關井及泄壓：23：14關井套壓15MPa↗33MPa，1：32開節流泄壓，套壓33MPa↘17MPa。第三輪關井及泄壓：2：26關井套壓17MPa↗30MPa，4：13開井套壓30MPa↘17MPa。第四輪關井及泄壓：5：00關井，套壓17MPa↗27MPa。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）653月1日8:00套壓27MPa，開三條放噴管線泄壓，9:30套壓顯示降到0。搶裝回壓凡爾成功，隨后關閉環形防噴器，開啟Φ139.7mm半封閘板，鉆臺檢測硫化氫濃度為0。9:50開始下入第一柱鉆桿，至15:50下鉆至井深3517.77m。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）6616:00開泵壓井，此時套壓為0，以1.8m3/min的排量泵入密度2.35～2.50g/cm3的壓井泥漿，18:08套壓最高漲至20MPa，18:45泵入泥漿總量為190m3、套壓再次降到0。18:46倒閘門經液氣分離器循環，19:00振動篩返漿建立循環，壓井成功。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）67（三）原因分析1、井控制度執行不嚴格，現場操作人員思想麻痹大意，起鉆過程中未及時灌漿是引發溢流的直接原因一是固井作業指導書沒有得到很好的執行。固井作業指導書中要求“固井憋壓24小時，侯凝72小時方可進行作業施工”，井隊在侯凝未達到72小時情況下就提前進行起下鉆等施工；二是坐崗不到位。施工人員沒有引起足夠的重視，認為固井后水泥已凝固不會發生溢流，在起鉆過程中鉆井隊（勝利70159SL鉆井隊）、泥漿服務（仁智公司）、錄井隊（西南錄井26分隊）三方坐崗不到位，未能及時掌握灌入泥漿情況。沒有及時灌入泥漿，減小了液柱壓力誘發溢流；三是鉆具計算錯誤，探到尾管懸掛器后鉆進了0.10m進尺，對尾管上部封固質量不利。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）68固井施工作業書第一部分井噴壓井案例（河飛203井）692、應急預案執行不到位，起鉆發現溢流后，現場應急處理措施不當是導致這次溢流事件擴大的直接原因一是井隊發現溢流后匯報不及時，6:00發現溢流，7:30才向西南石油工程管理中心匯報；二是井隊干部對井控知識掌握不夠,發現溢流后不能針對實際情況進行搶下鉆具、搶接回壓凡爾等處理，而是采取了循環觀察，造成套壓繼續上升，延誤了強下鉆具的最佳時機，導致了溢流事件的擴大。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）703、水泥漿凝固時間過長、失重是發生溢流主要原因一是長稠化凝固期的水泥漿不利于高壓氣井封固質量，易于發生氣侵和失重問題；二是領漿未達到設計要求。固井設計領漿（封固井段3662～4600m）密度2.30g/cm3，要求48小時抗壓強度（83℃、21MPa、48h）達到14MPa以上，實際注入平均密度2.24g/cm3，固井59小時（從2月23日19：00注水泥結束到26日6：00）后水泥仍未凝固并發生了溢流；三是尾槳未達到設計要求。固井設計要求水泥漿尾漿封固井段（4600～6191m）24小時抗壓強度達到（123℃、21MPa、24h）14MPa以上，在溢流中出現大量地層水，說明在憋壓候凝期間下部尾漿沒有凝固；

本井嘉陵江組二段（4555～4948m）有硫化氫，飛仙關三段（5772～6106m）有水層。溢流后經現場檢測證實，硫化氫屬于嘉二段，地層水屬于飛三段。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）71四是關井憋壓候凝24小時時間過短，特別是固井水泥漿密度未達到設計要求的情況下，未對憋壓候凝時間進行調整，不利于固井質量和井控安全。實際上在水泥未凝固之前就已開井。經德州所達州實驗室復檢，現場所留大樣灰和大樣水，2.24g/cm3的領漿稠化時間是440分鐘，66小時后才凝固出現強度，72小時強度達到11MPa。水泥漿在液體狀態和凝固時失重狀態，如果壓力不能平衡，氣層壓力大于液柱壓力，會導致氣竄發生。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）724、本井是一口大位移、大斜度定向井，水泥量不能準確確定，固井質量難以保證，也是發生溢流的重要原因本井斜井段（3915～6169m）長達2254m，最大井斜67.98°，井底水平位移達1688.74m，是一口位移大、大斜度定向井，固井中容易發生水泥漿竄槽問題，導致上井壁與地層之間存在微間隙，易于發生氣竄。本井四開（從3772.50m～6191m）到下尾管時間長達152天，由于泥漿性能差等原因，施工期間發生粘卡5次，浸泡解卡劑5次，井眼擴大率大。在沒有井徑數據（采用了水平井測井）情況下，固井設計只按10%附加水泥量（計算90m3，其中領漿40m3、尾槳50m3，實際注入90m3），水泥未返出懸掛器以上。通井鉆塞施工中，尾管懸掛器以上未見水泥塞與水泥漿。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）73（四）防范措施事件發生后，管理局趙金洲副局長責令石油工程處、安全環保處和西南石油工程管理中心成立聯合調查組，對此次事件展開調查，查清原因，吸取教訓。并結合近幾年四川地區天然氣井發生的溢流井噴案例進行分析、整理，到各井隊進行宣講。此次事件的發生，暴露了我們在井控管理方面還存在薄弱環節，個別干部職工存在僥幸麻痹心理，在實際操作中存在井控知識掌握不夠、井控應急處理不熟練等問題。為杜絕此類事件再次發生，吸取教訓，舉一反三，近期主要采取以下應對措施：第一部分井噴壓井案例（河飛203井）74第一部分井噴壓井案例（河飛203井）75第一部分井噴壓井案例（河飛203井）76第一部分井噴壓井案例（河飛203井）77按照中石化總部領導要求，3月23日，中石化安全環保局會同油田事業部、油田管理部、川氣東送指揮部聽取了勝利、西南等單位對該次事件的分析報告，責成各單位進一步分析并提出對事件責任者的處理意見。第一部分井噴壓井案例（河飛203井）78第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）79（一）基礎數據2008年5月28日完井（篩管完井），井深1708m，人工井底1700.3m，垂深1436m，造斜點1077.78m，最大井斜：90.8°，Φ139.7mm×1702.07m油層套管，油層井段：1506.6～1550.3m，1570.3～1687m，實射井段：1510～1525m。6月12日投產沙二73，初期日液46.6方，日油0.3噸，含水99.3%。日因產量低（日油0.5噸、含水98.2%），8月27實施打橋塞上返補孔沙二72措施。射開油層15m（1510～1525m）下防砂管柱生產后，液量較低（4.2方/天），分析認為出砂。11月10日打撈濾砂管過程中打撈管拔脫，下泵帶病生產。周邊注水井2口，永66-35、永66-29井，注水壓力分別是4MPa和7MPa，距油井分別是760m和920m。本次施工目的：打撈濾砂管。

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第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）81（二）事故經過2009年2月12日至13日做開工準備。14日至27日完成反洗井、起原井管柱、打撈、解卡、撈濾砂管中心管等工序。2月28日下反扣鉆桿（帶可退撈矛）打撈濾砂管，提打撈鉆桿剩6根時，發生井涌。因操作人員不掌握井控關井程序，沒有開啟套管閘門放噴泄壓，直接硬關井。井口氣流大、鉆桿不居中，導致防噴器一側閘板不能關閉，關井未成功。隨著氣流的快速增大，鉆桿上頂，造成井口失控井噴。

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第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）83（三）事故原因1、起鉆過程中未及時灌注壓井液，井內壓力失衡，是導致此次井噴事故的直接原因。2、發生井涌后沒有開啟套管閘門放噴泄壓，直接關防噴器，致使鉆柱頂出井口，是導致此次井噴失控的直接原因。3、所用XJ-450型修井機與XJ-650資質不符，使用油田要求淘汰的SDFZ18-35手動半、全封防噴器，發生井噴時不能有效關井，是導致此次事故發生的主要原因。4、施工隊未整改安全環保監督中心提出的問題，擅自開工，是此次事故發生的又一主要原因。5、對引入外部作業隊伍把關與管理不嚴，作業監督部門監控措施不到位，是導致此次事故發生的重要原因。6、相關制度執行不嚴格，設計中沒有地層壓力數據資料、無井控裝置與井控措施等內容、沒有批準人簽字，是此次事故發生的重要原因。第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）84污染面積2×104m2第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）85達森公司對該起事故應負主要責任；東辛采油廠應負次要責任。第一部分井噴壓井案例（永66-P9井）（四）責任認定86第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）87GD2-20X210是一口生產井，位于河口區孤島鎮朝陽四村東北角。1999年2月16日完井，井深1555ｍ，目的層井深1504ｍ，井斜45.72°，方位134.14°，井底水平位移310.85ｍ，油層套管為Φ177.8mm×1553.0m，人工井底1548.44m。1999年7月投產Ng三3，實射井段1307.5～1317.0m。本次施工目的：檢泵、拔繞絲、填砂、丟封Ng三3，補孔Ng三2/1298.4～1302.0m、測壓、混排、下繞絲高壓充填、下φ56斜井泵。第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（一）基礎數據88第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）892009年5月7日洗井、起刮管器，19：30分起第109根（井內剩25根油管）時井口溢流，19：31壓力突然升高，氣流竄升到20多米并攜帶大量干細砂，井內油管頂出9米左右被自封卡住，井口失去控制。19：40采油廠啟動搶噴應急預案，在井場周圍70米內設置警戒線，切斷家屬區用電用氣，疏散附近人員600余人。隨著攜帶細沙的高壓氣流沖刷，套管閘門與四通連接處卡箍被刺壞，井口大四通被刺壞。21：30接到采油廠井噴事故報告后，油田搶噴領導小組趕赴現場組織搶噴工作，8日上午10：35搶噴壓井成功。主要措施：先倒出噴出井口的1根油管，強拆自封，放倒井架，挖井口，利用HK-3搶噴裝置拆下井口大四通及單閘板全封防噴器，更換大四通及防噴器，水泥車擠注壓井液壓井。第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（二）事故經過及處理情況90疏散附近居民區內部分住戶和其他人員600余人第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）911、起鉆過程中未及時連續灌注壓井液，同時起大直徑工具形成抽汲作用，地層流體進入井筒，造成井內液柱壓力不能平衡地層壓力，是導致井噴事故的直接原因。2、未按井控規定安裝防噴器和節流放噴管匯，放噴泄壓操作不當，是造成井噴失控的直接原因。3、對地質情況認識不足，對鄰井資料沒有引起足夠重視，未提供地層壓力等數據，是造成事故的主要原因。4、沒有制定井控管理規定，井控意識缺乏，對全井施工作業未提出有效和針對性的井控防范措施，是導致事故的主要原因。5、井控監督管理措施不到位，是導致事故發生的重要原因。第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（三）事故原因92第一部分井噴壓井案例（GD2-20X210井）（四）責任認定93第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）94孤島中8—509井井噴片斷95第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）96第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）第一天第二天97第四天第三天第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）98老井于1981年3月完井，井深1500m，油層套管Φ177.8mm×1478.43m，人工井底1468.09m。1981年10月投產Ng42－Ng65（1208.8～1320m）。2001年1月14日最后一次作業，1225m處套管變形，下半濾帶病生產，因高含水關井至今。停產前動液面243.9米，56泵、泵深788.6米，生產參數3米×9次，日液能力86.75噸，日油能力3.69噸。該井運行由孤島采油廠新井建設項目部負責，勝大集團總公司大修3隊施工，設備為XJ-550。本次施工是在中8-509井1080.7m處套管開窗側鉆。第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）（一）基本情況99第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）（二）事故經過及處理情況100第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）101第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）搶險壓井施工102第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）第四十二天1031、嚴重違反井控管理規定，施工前沒有安裝防噴器，致使溢流后無法控制井口，是導致此次井噴失控的主要原因。2、在沒洗井的情況下起管柱、起管柱沒灌液、起管柱抽吸，造成井內液柱壓力不能平衡地層壓力，是導致井噴的直接原因。3、發生溢流后，未及時采取迅速有效的補救措施（搶座懸掛器）實施關井，而是冒噴灌液、搶裝防噴器，失去了坐封補救時機，也是井噴的直接原因。4、在沒有施工設計和未經開工驗收的情況下擅自開工，是導致此次井噴事故的重要原因。5、對側鉆井管理監督不到位，施工隊伍設備搬遷后沒有及時監控管理，是導致此次井噴事故的重要原因。6、管理、監督與培訓不到位，司鉆無證上崗，應急預案及演練缺失，是導致此次井噴事故的又一重要原因。第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）（三）事故原因104第一部分井噴壓井案例（中8-側平509井）（四）責任認定105106第二部分幾種常用壓井方法107常用井口、管匯裝置108

壓井方法是關系到壓井成敗的關鍵，包括兩種方法即常規壓井法和非常規壓井法。常規壓井法一般是指井底常壓法壓井，是一種保持井底壓力不變而排出井內氣侵鉆井液的方法，包括：司鉆法、工程師法和邊循環邊加重法。關井方法：“四、七”動作是國內通用溢流關井動作。硬關井——關防噴器時，節流管匯處于關閉狀態，直接關防噴器。軟關井——先開通節流管匯，再關防噴器，最后關節流管匯。第二部分幾種常用壓井方法109鉆進中發生溢流關井程序：1、軟關井（1）發報警信號。（2）停止鉆進。（3）上提鉆具至合適位置，停泵。（4）開節流閥前的平板閥。（5）關防噴器。先環形防噴器，再關半封閘板防噴器。（6）關節流閥試關井。（7）錄取關井壓力數據、鉆井液增量。2、硬關井（1）發報警信號。（2）停止鉆進。（3）上提鉆具至合適位置，停泵。（4）關防噴器。（5）錄取關井壓力數據、鉆井液增量。第二部分幾種常用壓井方法110一、常規壓井法常規壓井法一般是指井底常壓法壓井，是一種保持井底壓力不變而排出井內氣侵井液的方法，包括：司鉆法、工程師法（等待加重法）和邊循環邊加重法。主要是以“U”型管原理為依據，利用地面節流閥產生的阻力和井內鉆井液液柱壓力來平衡地層壓力。發現溢流關井后，泵入能平衡地層壓力的壓井液，始終控制井底壓力略大于地層孔隙壓力，排除溢流重建井眼與地層系統的壓力平衡。在壓井施工過程中，始終保證井內壓力等于或略大于溢流地層的壓力。第二部分幾種常用壓井方法111“U”形管原理：“U”形管底部為一個壓力平衡點，其值可以通過分析連通管的任意一條管的壓力而獲得。常用的壓井方法：司鉆法；工程師法；邊循環邊加重法。第二部分幾種常用壓井方法112（一）需要確定與計算1、判斷溢流類型（計算與確定）2、關井立管壓力（不同情況下的正確確定）3、計算地層壓力（計算）4、壓井鉆井液密度（計算）5、鉆柱內容積、環空容積及加重鉆井液量（計算）6、注入加重鉆井液的時間（鉆柱內容積、環空容積）（計算）7、壓井循環時的立管壓力（初始循環立管總壓力，終了循環總壓力）（計算）8、計算最大允許關井套壓（計算）9、填寫壓井施工單（計算與填寫）10、繪制出立管、套管壓力控制進度曲線（利用計算數據繪制）第二部分幾種常用壓井方法113第二部分幾種常用壓井方法114（二）常規壓井方法1、二次循環法（司鉆法）壓井原密度鉆井液→排溢流

一周重鉆井液→排原密度液

一周第二部分幾種常用壓井方法1152、一次循環法壓井（工程師法）將配置的壓井鉆井液直接泵入井內，在一個循環周內將溢流排出井口并實現壓井的方法。第二部分幾種常用壓井方法重鉆井液下行重鉆井液上返116事關壓井成敗的關鍵：凡是井控關井過程中套壓升高，一般都是氣體上升所致。這時要正確分析，認清套壓突然急劇升高的原因，采取相應的排氣、補液、放液操作來解決。氣體到達井口與套壓曲線“尖部”是對應的，因此，應控制好“尖部”、正確排除聚集氣體，完成壓井工作。清溪1井多次壓井失敗的主要原因，一方面是壓井液密度過高、壓井排量過大、下部井眼環空間隙小造成的井漏造成的，另一方面是氣體上升至井口附近時套壓急劇升高而未得到正確處理所致。第二部分幾種常用壓井方法117（三）壓井作業中注意問題

開泵與節流閥的調節要協調：應專人指揮、協調一致鉆具斷落：根據斷點確定采用循環法還是其它方法鉆具刺漏：根據具體情況決定壓井方法鉆具堵塞：根據地層壓力、套管與防噴器情況確定采用的方法鉆頭水眼堵塞：根據地層壓力、套管與防噴器情況確定采用的方法節流閥堵塞或刺壞：更換或改變壓井流程井漏：堵漏與壓井的綜合考慮，一般應先堵漏后壓井第二部分幾種常用壓井方法118第二部分幾種常用壓井方法119二、非常規壓井方法1、置換（頂部壓井）法：（較多應用，分兩種情形）當井眼環形空間基本為氣體、常規壓井方法無法實施時，應采用置換法。該方法動用設備少、現場工作量小，可靠性高且易于操作。（1）第一種情形：地層可能或可以產生漏失基本要領：采用一定排量（一般小于正常鉆進排量）將壓井泥漿注入環空，此時套壓將升高。當套壓升高至一定值（P1)并基本穩定時（開始漏失）停止注入，記錄注入量并換算為井內液柱高度（h1）和產生的液柱壓力(△p1)；靜止一定時間使鉆井液在環空氣體中下沉，然后開節流閥放出部分環空氣體，此時套壓將下降。當套壓下降至一定值(P2)并基本穩定時（地層流體開始涌入井內)，關節流閥停止放氣體；第二部分幾種常用壓井方法120P1、P2是開始壓井時井漏與氣體溢出的臨界極限值，是確定下一步控制的依據。再次注入壓井液、放出氣體時，應控制注入時低于上限，放出時高于下限。再次向環空注入壓井泥漿，控制上限壓力低于P1-△p1，……再次開節流閥放出環空氣體，控制下限壓力高于P2-△p1，……

重復上述操作，直至泥漿返至井口，壓井結束。

注意：從第二次開始，每次注入泥漿和放出氣體都應考慮注入泥漿總量所形成的液柱高度和所產生的液柱壓力值。第二部分幾種常用壓井方法1213、置換（頂部壓井）法：（2）第二種情形：地層不能漏失或不允許產生漏失采用一定排量（一般小于正常鉆進排量）將壓井泥漿注入環空，此時套壓將升高。先設定一個允許的最高壓力值P1，當注入一定數量泥漿、套壓升高至P1時停止注入，記錄注入量并換算為井內液柱高度；靜止一定時間使鉆井液在環空氣體中下沉，然后開節流閥放出環空氣體，此時套壓將下降。當套壓下降至一定值(P2)并基本穩定時（地層流體開始涌入井內)，關節流閥停止放出氣體；第二部分幾種常用壓井方法122再次向環空注入壓井泥漿，控制上限壓力低于P1-△p1，……再次開節流閥放出環空氣體，控制下限壓力高于P2-△p1，……

重復上述操作，直至泥漿返至井口，壓井結束。

注意：每次注入數量也可以按井眼高度確定，如每次100m。頂部壓井法操作上要細心，注入壓井液和釋放氣體要有耐心，不能過急。因井內液氣量置換較慢、井很深和井液氣侵程度大，用此法壓井的時間可能會更長。

把握關鍵：多注沒用，多放不行!第二部分幾種常用壓井方法123置換（頂部壓井）法示意圖第二部分幾種常用壓井方法124二、非常規壓井方法2、硬頂（平推）法：從地面泵入鉆井液，把進入井筒的地層流體壓回地層的壓井方法，叫硬頂法壓井。不能用常規法進行循環壓井時，可選用硬頂法壓井。有些情況下硬頂法是使井得到控制最便捷的方法。兩條通道第二部分幾種常用壓井方法125第二部分幾種常用壓井方法126硬頂法壓井井口壓力變化曲線第二部分幾種常用壓井