1、清溪清溪1井井噴搶險及分析井井噴搶險及分析中國石油化工集團股份公司中國石油化工集團股份公司天然氣工程項目管理部天然氣工程項目管理部苗錫慶苗錫慶二一四年八月二一四年八月 一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況 二、溢流發生的經過及處理二、溢流發生的經過及處理 三、壓井封井搶險的主要過程三、壓井封井搶險的主要過程 四、認識和建議四、認識和建議清溪清溪1 1井井噴搶險及分析井井噴搶險及分析一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況 清溪清溪1 1井井是中石化川東北探區的一口預探井。由是中石化川東北探區的一口預探井。由70158SL70158SL鉆井隊承鉆，鉆井隊承鉆，20062006年年1 1月月

2、1111日開鉆，日開鉆，1212月月2020日日鉆至井深鉆至井深4285.38m4285.38m時發生溢流、導流放噴。先后經過時發生溢流、導流放噴。先后經過三次搶險施工，于三次搶險施工，于20072007年年1 1月月3 3日壓井封井成功。搶險日壓井封井成功。搶險過程中，沒有任何人員傷亡，也沒有造成當地空氣、水過程中，沒有任何人員傷亡，也沒有造成當地空氣、水質污染。質污染。一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況 （一）設計數據（一）設計數據 1. 1. 井別：預探井井別：預探井 . . 地理位置：四川省宣漢縣清溪鎮地理位置：四川省宣漢縣清溪鎮 . .

3、 構造位置：構造位置：四川盆地四川盆地川東斷褶帶清溪構造高點川東斷褶帶清溪構造高點 . . 設計井深：設計井深：56205620m m . . 鉆探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江組、飛仙關組、長鉆探目的：主探石炭系，兼探嘉陵江組、飛仙關組、長興組、茅口組及興組、茅口組及陸相層系。陸相層系。 . . 完鉆層位：完鉆層位：中志留統韓家店組中志留統韓家店組一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況 一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況清溪井地理位置清溪井地理位置清溪清溪1 1井井一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況 一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井

4、的基本情況清溪井構造位置圖清溪井構造位置圖層位層位預測井段深度預測井段深度（m m）壓力預測系數壓力預測系數備注備注上沙溪廟組上沙溪廟組0 0144014401.101.101.301.30 普光普光3 3、4 4井在須家河組鉆遇高井在須家河組鉆遇高壓含氣層，壓力系數壓含氣層，壓力系數1.551.55；雙廟；雙廟1 1井井在雷口坡組鉆遇高壓氣藏，壓力系數在雷口坡組鉆遇高壓氣藏，壓力系數1.511.51，要注意防噴、防高壓。普光，要注意防噴、防高壓。普光7 7井在嘉陵江組一段鉆遇高壓含硫鹽水井在嘉陵江組一段鉆遇高壓含硫鹽水層。層。下沙溪廟組下沙溪廟組1440144018601860千佛崖組千佛崖

5、組- -須家河須家河組組1860186031703170雷口坡組雷口坡組31703170350535051.201.201.401.40嘉陵江組嘉陵江組3505350541804180飛仙關組飛仙關組41804180461046101.301.301.451.45 川岳川岳8383井飛仙關組鉆遇裂縫性井飛仙關組鉆遇裂縫性高壓氣藏，壓力系數高壓氣藏，壓力系數1.51.5；毛壩；毛壩1 1井井飛仙關組三段上部鉆遇裂縫飛仙關組三段上部鉆遇裂縫孔隙型孔隙型高壓氣藏，壓力系數高壓氣藏，壓力系數1.891.89，要注意，要注意防噴、防高壓。防噴、防高壓。長興組長興組4610461049004900龍潭組龍

6、潭組4900490052205220茅口組茅口組52205220540054001.401.401.731.73 渡渡4 4井在石炭系黃龍組鉆遇高壓井在石炭系黃龍組鉆遇高壓氣層，壓力系數氣層，壓力系數1.861.86。 七里七里2323井在黃龍組鉆遇水層，壓井在黃龍組鉆遇水層，壓力系數力系數1.11.1。棲霞組棲霞組- -梁山組梁山組5400540055355535黃龍組黃龍組5535553555705570韓家店組韓家店組5570557056205620清溪井地質分層及壓力預測清溪井地質分層及壓力預測一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況一、清溪井

7、基本情況一、清溪井基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況清溪清溪1 1井套管使用情況井套管使用情況外外 徑徑mmmm鋼級鋼級壁厚壁厚mmmm扣型扣型每米每米重量重量kg/mkg/m內容積內容積L/mL/m抗拉抗拉強度強度kNkN抗擠抗擠強度強度MPaMPa抗內壓抗內壓強度強度MPaMPa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.275003355353193.7 TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0環形環形FH35-70雙閘板雙閘板2FZ35-105雙閘板雙閘板2FZ35-105雙四通雙四通35-105套管頭套管頭105M

8、Pa防噴器組合防噴器組合一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況井井場場設設備備布布局局平平面面圖圖一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況井下鉆具組合井下鉆具組合139.7mm鉆桿鉆桿 2609.61m121mm鉆鋌鉆鋌88.9mm鉆桿鉆桿 1664.13m鉆頭位置鉆頭位置4275m裸眼井段裸眼井段24.41m一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基本情況井的基本情況Y3bJ74#放噴管線放噴管

9、線(副放噴池副放噴池方向方向)J13Y3aY7J45b#5a# 6a# 6b#1# 1a#1b# 2a# 2b#7a# 7b# 3a# 3b# 4#3#內防內防噴管線噴管線接液氣分離器接液氣分離器1#內防內防噴管線噴管線2#內防內防噴管線噴管線4#內防內防噴管線噴管線3#放噴管線放噴管線(副放副放噴池方向噴池方向)Y41#放噴放噴管線管線(前前場方向場方向)J10J3aJ2bJ3bJ9J2aJ6aJ5J6bJ11J12J1J J88a# 8b#9#9#節流與壓井管匯示意圖節流與壓井管匯示意圖2#放噴管線放噴管線(前場方向前場方向)一、清溪井基本情況一、清溪井基本情況一、清溪一、清溪1 1井的基

10、本情況井的基本情況本次溢流放噴事件主要發生經過本次溢流放噴事件主要發生經過溢流關井溢流關井井漏井漏堵漏壓井堵漏壓井循環加重循環加重情況復雜情況復雜化化導流放噴導流放噴 一、清溪一、清溪1井的基本情況井的基本情況 二、溢流發生的經過及處理二、溢流發生的經過及處理 三、壓井封井搶險的主要過程三、壓井封井搶險的主要過程 四、認識和建議四、認識和建議清溪清溪1 1井井噴搶險及分析井井噴搶險及分析5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（一）發生溢流（一）發生溢流（2006年12月20日2:182:22）:2:15以1.60g/cm3鉆井液密度鉆進，井深4285m遇快鉆時，至2:1

11、8鉆達井深4285.38m（4283.004284.00m鉆時81min/m；4284.004285.00m鉆時46min/m；4285.004285.38m歷時3min），立即停鉆循環觀察，2:182:22（4min）溢流1.5m3，泵壓由15.7MPa下降至14.3MPa（此時排量1.06m3/min，鉆井液密度1.60g/cm3，粘度50s）。5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（二）溢流量增大（二）溢流量增大（2:222:44）:2:22立即停泵迅速關井，至2:33(11min)套壓由0MPa上升至20.0MPa。至2:34（1min）套壓迅速下降到2MPa，

12、于是開節流閥節流循環，排量0.15m3/min，套壓快速降至0MPa（分析已發生井漏），但鉆井液返出量大于泵入量，至2:44（10min）溢流量增加24m3。根據地破試驗結果，此時套壓已超過最大允許關井套壓，考慮到套壓高可能壓漏地層（計算當量密度2.06g/cm3），5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（三）（三）發生井漏，上報發生井漏，上報（2:463:20）:2:46再次關井求壓，至3:20套壓最大上升至4.15MPa，綜合分析判斷證實地層已發生漏失。3:206:15鉆井工程監督將情況匯報給中石化南方分公司，并要求井隊配密度1.60g/cm3的堵漏漿20m3，濃度

13、為13%，配方:隨鉆堵漏劑SDL1t復合堵漏劑GDJ0.5t花生殼0.5t云母0.6t。（四）（四）泵泵入堵漏入堵漏泥漿泥漿（12月20日6:15-6:47）：從鉆桿內泵入密度1.60g/cm3的堵漏泥漿18.4 m3，排量0.52m3/min，套壓11.5MPa，立壓0MPa。5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（五）鉆井隊第一次壓井情況（五）鉆井隊第一次壓井情況 .將堵漏漿頂出鉆頭將堵漏漿頂出鉆頭3m3 (6:55(6:559:10):9:10):6:55開始正替密度1.80g/cm3鉆井液，排量0.20.58m3/min，立壓為2.17MPa，套壓13.65MP

14、a，通過液氣分離器節流循環點火，火焰高1020m，桔紅色，持續30min后，火焰減弱。9:10停泵，關節流閥，泵入密度1.80g/cm3鉆井液19.6m3，此時計算堵漏漿已進入環空3m3，立壓為0MPa，套壓12.48MPa。至9:27觀察立壓為0MPa，套壓13MPa。 .將堵漏漿頂出鉆具水眼進入環形空間將堵漏漿頂出鉆具水眼進入環形空間(9:27(9:2711:20):11:20):初步打算分段將堵漏漿泵出鉆具進入環空，后又擔心堵漏漿堵塞水眼，于9:27繼續節流循環，排量0.20.4m3/min，套壓13.0MPa，立壓0MPa，火焰高615m，桔紅色。至11:20計算泵出鉆具內全部堵漏漿，

15、前后共泵入密度1.80g/cm3的鉆井液35m3，立壓為0MPa，套壓16.84MPa，停泵，關節流閥。5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（五）鉆井隊第一次壓井情況（五）鉆井隊第一次壓井情況 .反擠鉆井液反擠鉆井液(11:20(11:2013:30):13:30):分4次向環空反擠密度1.80g/cm3鉆井液10m3，立壓由4.8 MPa升到18.9 MPa，套壓升至19MPa。（氣柱？密度不均勻？堵漏見效果！） .現場觀察定措施現場觀察定措施(13:30(13:3014:35):14:35):觀察立壓套壓變化微小。同時，現場人員制定壓井措施:先用密度1.60g/c

16、m3的堵漏漿堵漏，再用密度1.80g/cm3的鉆井液節流壓井。 .節流排氣，由液氣分離器改為節流管線節流排氣，由液氣分離器改為節流管線(14:35(14:3514:59):14:59):14:35開始用1.80g/cm3鉆井液節流循環排氣，開節流閥，排量0.110.41m3/min，套壓18.8MPa，立壓9.9MPa經液氣分離器點火，火焰高910m，桔紅色。14:45由于氣量大，液氣分離器震動厲害，凍結嚴重，為了避免液氣分離器損壞，打開主放噴管線節流點火放噴，火焰高89m，桔紅色，排量0.41m3/min，套壓19MPa，立壓:0.6MPa。14:55火焰熄滅，套壓20.2MPa，立壓:8.

17、4MPa。14:5514:59主放噴管線放噴口點火。（此間共泵入1.80g/cm3鉆井液6m3）。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（五）鉆井隊第一次壓井情況（五）鉆井隊第一次壓井情況 .節流壓井，套壓下降節流壓井，套壓下降 (14:59(14:5915:53):15:53):14:5915:53通過主放噴管線節流循環壓井。火焰高1015m，桔紅色。排量0.080.52m3/min，套壓由20.4MPa下降到9.6MPa，立壓由0.3MPa升到12.2MPa。15:53關放噴管線。泵入總量49.29m3。 .再次啟動液氣分離器循環壓井，發生井漏再次啟動液氣分離器循

18、環壓井，發生井漏 (15:53(15:5316:14):16:14):啟用液氣分離器，點火節流循環成功。15:5316:14排量0.52m3/min，套壓由17.0MPa下降到4.3MPa，立壓由6.3MPa下降到0MPa。16:14立壓降為0，井口不返鉆井液，分析判斷發生井漏，停泵關井并準備堵漏漿。泵入總量9m3。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（五）鉆井隊第一次壓井情況（五）鉆井隊第一次壓井情況 5/7/2022 鉆井隊第一次壓井曲線鉆井隊第一次壓井曲線5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（五）鉆井隊第一次壓井情況（五）鉆井隊第一次

19、壓井情況 .現場制定下步壓井方案現場制定下步壓井方案(16:14(16:1420:33):20:33):先用密度1.70g/cm3的堵漏漿堵漏，接著用密度1.70g/cm3的鉆井液節流壓井，建立循環。同時井隊配堵漏漿25m3，密度1.70g/cm3。觀察關井情況:停泵后套壓快速上升，16:43上升到最高40.6MPa，后維持在40MPa以內。.節流循環節流循環(20:33(20:3320:35):20:35):節流點火，火焰桔紅色，高1015m，排量0.26m3/min，套壓由17.56MPa下降至15.1MPa，立壓由12.8MPa下降至12.2MPa，泵入密度1.70g/cm3的鉆井液1.

20、22m3。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（六）鉆井隊第二次壓井情況（六）鉆井隊第二次壓井情況 .節流泵入堵漏漿節流泵入堵漏漿(20:3521:20): 20:3521:20泵入1.70g/cm3堵漏漿20.0m3，（排量，（排量0.47 m3/min），套壓由15.1 MPa下降到5.3MPa，立壓12.22.9MPa，桔紅色火焰高810m，21:00見鉆見鉆井液返出井液返出，漏失鉆井液15.0m3。.建立循環建立循環(21:2023:50):泵入密度為1.70g/cm3鉆井液，建立節流循環，排量0.75m3/min，立壓10.8MPa，最后套壓0.6MPa。

21、循環觀察一周后，開始邊節流循環邊加重(混重漿)，鉆井液密度提高幅度為0.020.03 g/cm3/周，鉆井液入口密度1.73g/cm3，出口密度1.541.64g/cm3。泵入鉆井液137m3。5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（六）鉆井隊第二次壓井情況（六）鉆井隊第二次壓井情況 鉆井隊第二次壓井曲線鉆井隊第二次壓井曲線5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（六六）鉆井隊第二次壓井情況）鉆井隊第二次壓井情況 .節流循環加重壓井由于憋泵，導致了新的復雜情況節流循環加重壓井由于憋泵，導致了新的復雜情況（2月20日23:5021日15:40，此間循

22、環總量905 m3）:12月20日23:50至21日15:40節流循環加重壓井(進口鉆井液1.751.76g/cm3，出口密度1.73g/cm3，粘度60s。)，經過液氣分離器節流循環，排量0.93m3/min，火焰35m。15:40發現泵壓突然由13.6MPa上升至19.0MPa，于是立即停泵（2min），泵壓迅速下降至0MPa，接著開泵到蹩泵前排量，繼續加重壓井（混2.05g/cm 重漿）。16:21發現液面上漲1.16m3。加重循環到16:33。 .再次出現泵壓升高，停泵，研究措施再次出現泵壓升高，停泵，研究措施:（21日16:3320:05，此間，間斷泵入總量6.6m3停泵總時間4h）

23、:16:33又出現泵壓升高，泵壓由10.5MPa上升到17.1 MPa，立即停泵。此時溢流量達到2m3，試關節流閥關井求壓，16:35套壓迅速上升至35MPa，立壓達到6.5MPa；16:43套壓最高達到41MPa，立壓為10.4MPa；16:45套壓又迅速下降到34.9MPa，發生漏失，此時立壓為8MPa。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴.節流壓井，兩個液動節流閥先后刺壞節流壓井，兩個液動節流閥先后刺壞20:0520:08通過J1液動節流閥，用密度1.77g/cm3、濃度20%堵漏漿堵漏壓井（開泵

24、排量0.41m3/min），發現該閥已壞，走J12液動節流閥點火放噴成功，火焰高3035m，火焰呈橘紅色，隨即火焰被噴出的鉆井液撲滅，套壓28.7MPa，立壓0MPa。停泵。（必然放空的存在（必然放空的存在,泥漿無法回收泥漿無法回收）20:41再次通過J12液動節流閥節流點火放噴成功，用密度1.77g/cm3、濃度20%堵漏漿堵漏壓井，排量0.67 m3/min ，套壓由36.9MPa上升到45.9MPa，立壓0MPa，此時J12液動節流閥已刺壞。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴.節流壓井，兩個液動

25、節流閥先后刺壞節流壓井，兩個液動節流閥先后刺壞20:4121:21（20:45拉防空警報，疏散500米范圍內群眾）通過已刺壞的J12節流閥放噴，同時以1.1m3/min排量向鉆具內注入密度1.77g/cm3、濃度20%堵漏漿，套壓由45.9MPa下降到37.8MPa，立壓8.9MPa（其間21:1321:21同時打開J4手動節流閥，關J11閥，關閉已刺壞的J12液動節流通路）。 21:2121:37套壓由37.6MPa上升到56.4MPa，立壓12.3MPa，停泵（套壓迅速上升原因: 關閉J12液動節流通路（關J11#閥）時，不知J4手動節流閥已堵塞，此時已全關井）。 21:3722:11迅速

26、打開J11閥通過已刺壞的J12液動節流閥通道泄壓，套壓由56.4MPa下降到50.22MPa，立壓5.5MPa，同時以1.16m3/min排量繼續正注堵漏漿。22:23打開4#放噴管線，套壓44.8MPa，立壓4.9MPa。同時停泵。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴.分別實現放噴點火成功分別實現放噴點火成功22:2322:35 打開壓井管匯側兩條主、副放噴管線，點火放噴成功（未點火時間12min），壓力由44.8MPa下降至29.5MPa，立壓0MPa。 22:40關節流管匯側兩條主、副放噴管線準備

27、點火，發現1#主放管線刺壞，套壓19MPa，立壓0MPa。 23:40節流管匯側副放噴管線點火放噴成功(未點火時間17min)，火焰高3550m，此時被迫三條防噴管線同時放噴，套壓顯示45MPa。 5/7/2022二、溢流發生二、溢流發生 經過及處理經過及處理（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴（七）迫使放棄節流壓井，敞開放噴.被迫放噴原因被迫放噴原因 氣流大，產量高，地層壓力不清楚。氣流大，產量高，地層壓力不清楚。 壓井過程中節流閥刺壞、堵塞，失去節流控制手段。壓井過程中節流閥刺壞、堵塞，失去節流控制手段。 蹩泵，打通下部產層，造成氣量加大，套壓超過套管抗蹩泵，打通下部產層，造成氣量加大，套壓超

28、過套管抗內壓強度安全值（內壓強度安全值（41MPa），節流控制困難。），節流控制困難。 一、清溪一、清溪1井的基本情況井的基本情況 二、溢流發生的經過及處理二、溢流發生的經過及處理 三、壓井封井搶險的主要過程三、壓井封井搶險的主要過程 四、認識和建議四、認識和建議清溪清溪1 1井井噴搶險及分析井井噴搶險及分析5/7/2022三三、壓井壓井封井搶險的主要封井搶險的主要過程過程 組織準備 井控設備準備 壓井液準備 壓井準備 安全環保準備 技術準備 其它準備 施工準備施工準備5/7/2022三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022敞井點火放噴敞井點火放噴反向從環空注堵反

29、向從環空注堵漏漿漏漿10m3，向環空向環空替替2.0g/cm3泥漿泥漿150 m3.。套壓套壓Pa0不噴不漏，能建不噴不漏，能建立循環立循環（平衡）（平衡）嚴重漏失嚴重漏失（井口不見液面（井口不見液面或只見清水）或只見清水）壓井結束壓井結束循環調整泥漿密度，建循環調整泥漿密度，建立平衡至壓穩立平衡至壓穩套壓套壓Pa20MPa逐次打開放噴流程逐次打開放噴流程0套套 壓壓Pa20MPa從環空反推密度從環空反推密度2.2-2.3g/cm3的加的加壓井液壓井液200m3用鉆井泵從用鉆井泵從環空注堵漏環空注堵漏漿漿10m3若反推過程若反推過程中套壓為零中套壓為零環空吊灌泥漿環空吊灌泥漿,鉆桿鉆桿內定時頂

30、替泥漿，內定時頂替泥漿，密度密度1.9-2.0g/cm3準備密度準備密度1.90g/cm3泥漿泥漿400 m3 環空吊灌泥漿環空吊灌泥漿,鉆桿鉆桿內定時頂替泥漿，內定時頂替泥漿，密度密度1.9-2.0g/cm3準備密度準備密度1.90g/cm3泥漿泥漿400 m3 轉入下道工序轉入下道工序轉入下道工序轉入下道工序關閉節流通道關閉節流通道清溪清溪1 1井壓井施工工序流程圖井壓井施工工序流程圖 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 第一次搶險壓井第一次搶險壓井（一）第一次搶險壓井（一）第一次搶險壓井 實施過程實施過程：12月24日1:203:30向鉆桿內注入2.05g/cm3壓井液

31、249.8m3，平均排量1.92m3/min，立壓3040MPa，套壓12MPa。壓井實施期間鉆井液從放噴管線以霧狀返出，套壓、立壓維持不變。3:30停止壓井，然后試關井，計劃反擠壓井液后再擠水泥漿，但是套壓在4min內快速上升至42MPa。被迫打開放噴管線放噴，3:35點火，火焰高達2545m，6:30兩條管線放噴，套壓67MPa，8:00四條管線放噴點火，套壓4MPa。第一次壓井失敗。 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 施工參數變化曲線施工參數變化曲線(1:30(1:303:30)3:30)三、三、壓

32、井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022第一次壓井分析第一次壓井分析.意義：意義：此處壓井雖然沒有成功，但是，緩解了因放噴管線刺壞火著到井場的危機，在壓井沒有壓穩條件的情況下，及時果斷停止了壓井，節約了壓井液，減少了夜間施工的風險。 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022第一次壓井分析第一次壓井分析5/7/2022三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 . .本次壓井失敗的原因分析本次壓井失敗的原因分析 2.1在地面條件沒有準備充分的情況下，迫于火焰殃及井場的緊急情況，匆忙開始，加之對地層的壓力不清楚，無法準確確定壓井液密度；2

33、.2壓力高、產量大，鉆井液霧化難以有效建立液柱，噴空后重建平衡困難；2.3由于水泥頭的進液管線直徑小，排量超過2m3/min后井口晃動嚴重，不得不降低排量在2m3/min以內運行，2.4也是關鍵的因素，節流閥經長期沖蝕后無法有效節流，套壓控制到12MPa后不能繼續增長；2.5夜間施工，在試關井套壓上升的非常快的情況下，放棄了反擠泥漿的施工。 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 第二次搶險壓井第二次搶險壓井 （二）第二次搶險壓井（二）第二次搶險壓井準備工作：準備工作： 在充分總結分析上次壓井不成功原因的基礎上，本次壓井進行了更加充分的準備。成立了以曹耀峰指揮為組長，何生厚常務副

34、指揮為副組長的搶險壓井領導小組，進一步加強了技術力量，從四川石油管理局、西南石油局、西北分公司、河南油田、勝利石油管理局請了一批專家，反復分析討論細化施工方案。決定先用清水建立液柱或減壓，然后用重漿壓井。 三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 不不控控套套壓壓放放噴噴設備試運轉設備試運轉放噴泄壓放噴泄壓檢查驗收檢查驗收正注清水正注清水逐逐次次關關閉閉其其它它放放噴噴流流程程控壓排氣建立水柱控壓排氣建立水柱控套壓建立泥漿柱控套壓建立泥漿柱停泵試關井停泵試關井根據情況確

35、定下步措施根據情況確定下步措施方方方方第二次壓井施工工序流程第二次壓井施工工序流程圖圖清水清水重泥漿重泥漿5/7/2022三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 敞井點火放噴敞井點火放噴反向從環空注堵反向從環空注堵漏漿漏漿10m3，向環向環空替空替2.0g/cm3泥泥漿漿150 m3.。套壓套壓Pa0不噴不漏，能建不噴不漏，能建立循環立循環（平衡）（平衡）嚴重漏失嚴重漏失（井口不見液面（井口不見液面或只見清水）或只見清水）壓井結束壓井結束循環調整泥漿密度，循環調整泥漿密度，建立平衡至壓穩建立平衡至壓穩套壓套壓Pa20MPa逐次打開放噴流程逐次打開放噴流程0套套 壓壓Pa20MPa

36、從環空反推密度從環空反推密度2.22.3g/cm3的的加壓井液加壓井液200m3用鉆井泵從用鉆井泵從環空注堵漏環空注堵漏漿漿10m3若 反 推 過若 反 推 過程 中 套 壓程 中 套 壓為零為零環空吊灌泥漿環空吊灌泥漿,鉆鉆桿內定時頂替泥漿，桿內定時頂替泥漿，密度密度1.92.0g/cm3準備密度準備密度1.90g/cm3泥漿泥漿400 m3 環空吊灌泥漿環空吊灌泥漿,鉆鉆桿內定時頂替泥漿，桿內定時頂替泥漿，密度密度1.92.0g/cm3準備密度準備密度1.90g/cm3泥漿泥漿400 m3 轉 入 下 道 工轉 入 下 道 工序序轉 入 下 道 工轉 入 下 道 工序序關 閉 節 流 通關

37、 閉 節 流 通道道（二）第二次搶險壓井（二）第二次搶險壓井. . 注清水：注清水： 20062006年年1212月月2727日日15:2715:2717:4517:45正注清水正注清水332m332m3 3，立壓，立壓在在5min5min后控制在后控制在41.8MPa41.8MPa到到48MPa48MPa之間，套壓在由之間，套壓在由3.5MPa3.5MPa上調至上調至39.8MPa39.8MPa。. . 注泥漿：注泥漿： （）17:4517:4519:2719:27正注正注2.20g/cm2.20g/cm3 3的壓井液的壓井液260m260m3 3，排量穩定在，排量穩定在2.5m2.5m3

38、3 /min /min左右，立壓左右，立壓373746 46 MPaMPa ，套壓由，套壓由3030降至降至23.5 23.5 MPaMPa。 （）19:2719:2720:1420:14考慮到可能發生漏失排量由考慮到可能發生漏失排量由2.6m2.6m3 3 /min /min降降至至1m1m3 3 /min /min，套壓由，套壓由23.5MPa23.5MPa下降至下降至16MPa16MPa后又逐漸上升到后又逐漸上升到32.5MPa32.5MPa。三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 （二）第二次搶險壓井（二）第二次搶險壓井. .

39、注泥漿：注泥漿： （）（）20:1420:1420:1820:18排量由排量由1m1m3 3 /min /min又上調至又上調至2.9m2.9m3 3 /min /min。20:1820:18套壓迅速上升至套壓迅速上升至37MPa37MPa，同時，測試管匯與放噴管線油管連，同時，測試管匯與放噴管線油管連接處接處刺漏刺漏，測試流程放噴管線出口，測試流程放噴管線出口甩開甩開，為安全起見，停止壓井，為安全起見，停止壓井作業，打開作業，打開5 5條放噴管線放噴并點火，火焰高條放噴管線放噴并點火，火焰高202030m30m，火焰呈橘，火焰呈橘黃色。黃色。第二次壓井作業未獲成功。第二次壓井作業未獲成功。

40、三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 第二次搶險壓井施工參數曲第二次搶險壓井施工參數曲線線5/7/2022放棄繼續壓井的原因分析放棄繼續壓井的原因分析三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022重要意義重要意義1壓井的技術路線和技術方案實踐證明正確。壓井的技術路線和技術方案實踐證明正確。通過第二次壓井的實際觀察和實施曲線的趨勢分析，按照制定的技術方案，在正常實施進程中向液柱逐步增大，立壓保持不變，套壓逐步降低的趨勢發展。通過后面的第三次壓井

41、更加證明了第二次技術路線和技術方案的正確。2組織得力、保障充分。組織得力、保障充分。在準備好300m3清水，且保持向清水池穩定的供水能力100m3/h，滿足了連續注入清水500 m3的需要；壓井液儲備充足，2.40g/cm3鉆井液200m3，2.20g/cm3鉆井液500m3，2.00g/cm3鉆井液300m3（包括2.00g/cm3堵漏漿基漿40m3），即滿足了正壓井的需要，又做好了反壓的準備，從壓井液方面做好了不同種類、不同密度、適應不同情況，保證連續施工的準備。3設備準備充分，保障有力。設備準備充分，保障有力。9套2000型壓裂車和1套1600型壓裂車分2組并聯使用，注入清水、壓井液車組

42、分工清楚，按照施工程序有序進行施工，保證了施工的連續。三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022放棄繼續壓井的原因分析放棄繼續壓井的原因分析1在施工后控制套壓注入清水過程中，清水注入量過大，分析認為，在注入清水170m3，即施工52min (16:20)后及時的轉換壓井液是合適的時機。2在保持排量不變、立壓控制范圍內套壓呈下降趨勢，是非常好的勢頭，當施工到(18:22)114min時，(19:57)排量由1.5m3/min在2min內降低到了1m3/min，導致立壓迅速下降到10MPa，套壓在9min內經歷了短暫的下降后迅速上升，23min(至20:16)套壓上升到

43、37MPa，當增大排量后，又出現了正常的趨勢。3高速流體對設備沖蝕嚴重，地面部分流程密封失效。節流放噴流程長時間在高壓、高速流體的沖蝕下發生損壞，倒換其它流程放噴致使壓井施工前功盡棄。4夜間施工，在現場場地小、地形復雜、各類作業機械多且占滿場地、施工單位且工種多，對鉆井現場和壓井工藝不熟悉，遇到復雜的情況出現混亂，導致影響了連續施工的持續進行。三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 第三次搶險壓井封井第三次搶險壓井封井3裝備及器材（1）對防噴器及其控制系統各連接處查漏，整改合格。（2）對井場使用過的四通、節流管匯、放噴管線測厚

44、探傷（測厚探傷結果詳見附表3、4、5、6）。（3）更換鉆井壓井管匯（鴻達生產的JG105）和兩套節流管匯（鴻達生產的JG105）；更換受損閥件彎頭六個、放噴管線2根，對放噴管線固定進行加固，增加水泥基墩5個。（4）閥門、管路分別按照施工方案編號掛牌。（5）2000型壓裂泵車9臺，1600型壓裂車1臺分別編號并組成兩個壓裂車組。（6）400型水泥車4套，分別編號，組成水泥漿配送車組。（7）壓井液供送：兩臺1600鉆井泵安裝180mm缸套，排量達到4m3/min以上，供漿管線直達壓裂車上水罐；循環罐裝3套直達壓裂車上水罐的備用泵和管線。（8）安裝通過井口向鉆具內注漿管線2條、通過原壓井管匯單流閥向

45、環空注入管線2條，直徑均大于3，額定壓力不低于70MPa，固定牢靠。每組壓裂車均可單獨向鉆具內、環空泵注，互相不影響。（9）鉆桿井口改換為70MPa采氣井口小四通，并安裝帶閘閥的壓力表。（10）配2臺消防車和1套長桿泵供水，供水能力達到5.50m3/min。（11）防爆對講機45套、備用電池45套，電量充足，現場技術組值班房配10套充電器。（12）根據地形和風向，選擇安全的點火人員工作地點；配備3種方式的點火裝置，儲備足夠安全點火器材；壓井期間排氣口保持長明火，長明火避開放噴口正對方向。（13）儀表車適時監控鉆桿內壓力、環空壓力、排量、泵入量等參數變化，并及時向現場指揮臺和總指揮部傳輸數據和圖

46、象。現場指揮臺與總指揮部間架設有線電話。（14）布置消防車10臺和醫療救護車5臺。（15）在現場合適的地點，建立現場指揮臺及現場總指揮部，便于指揮監控。（16）現場設立生活保障基地，為施工全過程指揮及作業人員提供基本食宿條件。（17）準備1臺氣防車、空氣呼吸器150套、鋼瓶30個，大功率充氣泵1臺和其他充氣泵5臺。（三）第三次搶險壓井封井（三）第三次搶險壓井封井 指導思想：指導思想：以治噴為主、兼顧防漏、方案嚴密、準備充分、以治噴為主、兼顧防漏、方案嚴密、準備充分、預案完善、組織有力、充分利用有利條件、確保一次封井成功預案完善、組織有力、充分利用有利條件、確保一次封井成功為指導思想。為指導思想

47、。 技術路線：技術路線：組織兩組大型壓裂車組和兩組固井設備，充分發組織兩組大型壓裂車組和兩組固井設備，充分發揮揮排量、總注入量、壓井液密度、注入壓力排量、總注入量、壓井液密度、注入壓力等四大優勢，確保等四大優勢，確保連續施工。先正注清水，形成霧柱和水柱，緊跟高密度壓井液連續施工。先正注清水，形成霧柱和水柱，緊跟高密度壓井液，形成壓井液液柱，適時從環空反注重漿，最后全井，形成壓井液液柱，適時從環空反注重漿，最后全井注水泥徹注水泥徹底封井底封井。三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 （三）第三次搶險壓井封（三）第三次搶險壓井封井井施工技術

48、路線節點圖施工技術路線節點圖三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022施工前的準備施工前的準備 組織準備：成立了精簡、高效的現場指揮組織系統。 壓井液儲備：2.20g/cm3 670m3；2.00g/cm3 200m3；1.90g/cm3 250m3(其中堵漏漿40m3)。 清水儲備：380m3，同時保障連續向地面水池和儲備罐的供水能力達到100m3/h。 水泥儲備：現場備用G級油井水泥420t。 裝備及器材 技術準備 安全準備 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022施工準備施工準備 (1)

49、設備試運轉與管匯試壓：所有壓裂車、泵注管匯、采氣樹試壓70MPa，10min內壓力不降。試壓前井口兩個旋塞開關自如、鉆桿內無壓力，關閉鉆桿上部旋塞(下部旋塞處于開啟位置)進行試壓。所有壓裂車組在施工前按高于40MPa的啟動泵壓試運轉，施工過程中全部車組限位壓力為70MPa。 (2)節流管匯防冰堵：節流閥使用期間，連續澆淋清水，準備熱水，并采取排水措施。 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 5/7/2022施工開始施工開始 2007年1月3日現場指揮組組織各現場施工組長進行自檢簽字，技術組驗收簽字，交于陳同海總指揮簽字后，于2007年1月3日10:00壓井封井施工作業正式開始。

50、 三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 ( (三）第三次搶險壓井封井三）第三次搶險壓井封井. .泵注清水：泵注清水：20072007年年1 1月月3 3日日，10:1810:18以以2.72.73.3m3.3m3 3/min/min排量正注排量正注清水清水35.1m35.1m3 3。逐次關閉其它放。逐次關閉其它放 噴噴 管管 線，通過一條放噴管線節線，通過一條放噴管線節流放噴。控制套管壓力排氣建立水柱：至流放噴。控制套管壓力排氣建立水柱：至11:0011:00共注入清水共注入清水127m127m3 3，緩慢調節節流閥，逐步增加套壓升至，緩慢調節節流閥，逐步增加套壓升至34MPa

51、34MPa，立壓控制在，立壓控制在56MPa56MPa左右。左右。. .注重泥漿：注重泥漿：11:0011:0014:0314:03向鉆桿內泵注密度為向鉆桿內泵注密度為2.20g/cm2.20g/cm3 3壓井壓井液液400m400m3 3，排量，排量1.81.82.95m2.95m3 3/min/min，立壓控制在，立壓控制在505060MPa60MPa，套壓，套壓由由34MPa34MPa下降到下降到15.5MPa15.5MPa。12:2512:25點火口出霧狀物，點火口出霧狀物，12:3812:38噴出物以噴出物以水為主，水為主，13:2113:21放噴口連續返水，水量放噴口連續返水，水量

52、1m1m3 3/min/min，火焰熄滅，火焰熄滅，13:3613:36放噴口返水量增大。放噴口返水量增大。三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 （三）第三次搶險壓井封井（三）第三次搶險壓井封井. .反擠壓井液：反擠壓井液：14:1514:1514:5614:56反擠反擠2.20g/cm2.20g/cm3 3壓井液壓井液113 113 m m3 3，排量為，排量為2.62.62.8m2.8m3 3/min/min，套壓在，套壓在26MPa26MPa左右。左右。. .注水泥漿封井：注水泥漿封井： 16:3316:3316:3516:35

53、向環空擠入清水向環空擠入清水3m3m3 3，于，于16:3616:3617:5917:59向環空反擠水泥漿向環空反擠水泥漿144m144m3 3，套壓為，套壓為1010 31.5MPa31.5MPa，17: 2117: 2117:5917:59同時正注水泥漿同時正注水泥漿42m42m3 3，立壓為，立壓為14.314.328.5MPa28.5MPa，17:5917:5918:0118:01同時正反注同時正反注2m2m3 3清水，清水，18:0518:05關井憋壓關井憋壓候凝。候凝。壓井封井獲得成功。壓井封井獲得成功。三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井

54、封井搶險的主要過程 第三次壓井施工參數變化曲線第三次壓井施工參數變化曲線三、三、壓井封井的主要過程壓井封井的主要過程0:000:301:001:302:00Time (HH:MM)020406080100120140160180200Temperature ()020406080100120140160180200Pressure (MPa)0102030405060708090100Consistency (Bc)水泥漿稠化實驗曲線水泥漿稠化實驗曲線(90min)(90min)三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 水泥漿稠化實驗曲線（水泥漿稠化實驗曲線（60min60min）

55、三、三、壓井封井搶險的主要過程壓井封井搶險的主要過程 一、清溪一、清溪1井的基本情況井的基本情況 二、溢流發生的經過及處理二、溢流發生的經過及處理 三、壓井封井搶險的主要過程三、壓井封井搶險的主要過程 四、認識和建議四、認識和建議清溪清溪1 1井井噴搶險及分析井井噴搶險及分析5/7/2022關于地質、鉆井設計認識關于地質、鉆井設計認識清溪1井在鉆井過程中，及時掌握地層變化規律，采取積極措施，將原設計鉆達井深5222m（過龍潭組）下入193.7mm套管改為鉆達井深4260.97m（封過嘉陵江地層）提前下入，為鉆遇高壓、高產氣層的處理創造了良好條件 清溪1井地質設計在預告地層層序、氣藏類型方面與實

56、際情況基本一致，但是預測的三疊系地層壓力與實際具有較大的差異。設計技術套管抗內壓強度只有51.3MPa，溢流時關井套壓不能超過41.04 MPa，在遇到高壓時，施工控制手段受到局限，增大了風險。 四、認識和建議四、認識和建議 5/7/2022對清溪對清溪1 1井井控設備配套、安裝的認識井井控設備配套、安裝的認識 該井的井控裝備延用了傳統的、符合標準的結構，嚴格按照設計要求進行配套、安裝、試壓，溢流及處理過程中嚴格執行技術標準、控制壓力參數，保證了技術套管、四通、封井器主體、內防噴管線的完整。 根據川氣東送建設工程指揮部的要求，開鉆前進行嚴格的檢查驗收，保證了井控設備完整、可靠。 四、認識和建議

57、四、認識和建議 5/7/2022薄弱環節薄弱環節 由于井控裝備缺乏應有的檢測手段，在遇到像清溪1井這樣的特殊緊急情況時，井控設備的主體是否經受住高壓、高速氣流的沖刷，受到沖刷后能否繼續使用，何時可能出現問題心中無數。 井控裝備的配套標準和川東北特殊的地層情況相比較，存在較大的不適應。 井控裝備的配套、安裝、管理沒有納入一個有機的整體，導致在關鍵時刻影響大局，貽誤戰機。井控設備強度有限，特別是節流閥、五通、閘閥等多次被刺壞，使得現場頻繁更換，給搶險和井控工作造成了較大的被動。井控裝備通用性比較差，配件組織困難。 四、認識和建議四、認識和建議 5/7/2022對鉆井施工及溢流發生后處理的認識對鉆井

58、施工及溢流發生后處理的認識 1、由于有了良好的基礎，在溢流及時發現后，迅速、及時的控制住了井口，節流壓井過程中節流壓井管匯不失控，為后續處理提供了方便。 2、溢流發生后啟動應急預案比較及時，根據情況撤離井口附近一定范圍內的居民，沒有造成人員傷亡。 3、溢流發生后甲方、鉆井公司能在盡快的時間內趕到現場指揮處理溢流和壓井工作，且措施得當、處理及時。對避免了事態的擴大和惡化產生了積極的作用。四、認識和建議四、認識和建議 5/7/2022高含硫地區高壓氣井施工存在的缺陷高含硫地區高壓氣井施工存在的缺陷 發生溢流后，在及時決策、快速處理和業務熟練程度上存在欠缺。 在溢流發生后，沒有維持連續施工，21日16：3320：05（停止3h32min）在前期工作效果明顯，出現好的轉機的情況下，由于停工時間長再次出現泵壓升高，溢流量增大的情況，導致了情況的惡化。 缺乏對堵漏漿可能對鉆具水眼、管串、節流閥水眼被堵嚴重性的防范措施，導致手動節流閥堵塞。 人員疏散警報發出不及時 放噴點火手段和技術措施不到位 四、認識和建議四、認識和建議