清溪1井溢流井噴及處理過程.

1、中國石油化工股份有限公司清溪1井井噴處理情況簡介主要內(nèi)容一、基本情況二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、現(xiàn)場狀況四、壓井經(jīng)過一、基本情況井 號：清溪1井井 別：預(yù)探井地理位置：四川省宣漢縣清溪鎮(zhèn)七村3組構(gòu)造位置：四川盆地川東斷褶帶清溪構(gòu)造高點(diǎn)設(shè)計(jì)井深：5620m設(shè)計(jì)目的層：主探石炭系儲層，兼探嘉陵江組、飛仙關(guān)組、 長興組、茅口組及陸相層系設(shè)計(jì)完鉆層位：中志留統(tǒng)韓家店組設(shè)計(jì)完鉆原則：進(jìn)入中志留統(tǒng)韓家店組50m完鉆。鉆井過程 中，遇良好油氣顯示層經(jīng)中途測試獲高產(chǎn) 工業(yè)油氣流，報(bào)南方勘探開發(fā)分公司批準(zhǔn) 后可提前完鉆設(shè)計(jì)完井方式：套管射孔完井施工井隊(duì)：勝利黃河鉆井三公司70158鉆井隊(duì)一開時(shí)間：2006年1月1

2、1日23：00二開時(shí)間：2006年2月28日7：15三開時(shí)間：2006年7月10日20：00四開時(shí)間：12月17日4：00一、基本情況一、基本情況清溪清溪1 1井地質(zhì)分層及井身結(jié)構(gòu)示意圖井地質(zhì)分層及井身結(jié)構(gòu)示意圖開鉆次數(shù)井段（m）鉆頭尺寸(mm)套管尺寸(mm)套管下深（m）水泥返高（m）導(dǎo)管50815.16地面一開601.43406.4339.7600.64地面二開3070.00316.5273.13067.79地面三開4261.77241.3193.72913.964260.972913.96清溪清溪1 1井井身結(jié)構(gòu)表井井身結(jié)構(gòu)表外 徑mm鋼級壁厚mm扣型每米重量kg/m內(nèi)容積L/m抗拉強(qiáng)

3、度kN抗擠強(qiáng)度MPa抗內(nèi)壓強(qiáng)度MPa273.195TSS12.57WSP-1T82.5948.2750033551.3193.7TP110TS12.7TP-CQ58.0922.24547684.087.0清溪清溪1 1井套管強(qiáng)度表井套管強(qiáng)度表一、基本情況井控裝置：防噴器組合FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105閘板自上而下的安裝為半封閘板（139.7mm）+剪切閘板+全封閘板+半封閘板（88.9mm）+35-105雙四通。套管頭型號：T 13 3/810 3/47 5/8-105一、基本情況：7條放噴管線主要內(nèi)容一、基本情況

4、二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、現(xiàn)場狀況四、壓井經(jīng)過二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過發(fā)生溢流時(shí)間發(fā)生溢流時(shí)間 ：2006年12月20日2:15發(fā)生溢流井深 ：4285.00m發(fā)生溢流鉆井液密度：1.591.60g/cm3發(fā)生溢流泵壓 ：由14.7MPa上升至15.05MPa最短鉆時(shí) ：0.38m/min溢流量 ：4min溢流1.5m3關(guān)井套壓 ：由0MPa上升20.0MPa。節(jié)流循環(huán)，套壓降 至0MPa。2:46關(guān)井，至3:20 套壓上升至 4.15MPa，判定地層發(fā)生漏失。溢流層位 ：飛仙關(guān)組第一層； 4278.0-4279.0m，灰色云巖， 4279.0-4283.26m灰色膏質(zhì)云巖。井眼總?cè)莘e171.0

5、9m3，除去鉆具體積后井內(nèi)容積151.07m3,鉆具內(nèi)容積35.32m3,環(huán)空體積115.75m3。上層套管鞋處地層破裂壓力當(dāng)量泥漿密度1.92g/cm3。井下鉆具組合：165.1mm3AHA537G0.20m3303100.40m311310箭形止回閥0.43m +121mm鉆鋌79.43m311310旁通閥0.71m88.9mm加重鉆桿82.34m+88.9mm鉆桿（G105）52柱(加5個(gè)防磨接頭)1502.36m+3115200.48m +139.7mm鉆桿（G105，加6個(gè)防磨頭）2609.61m。清溪清溪1 1井井身結(jié)構(gòu)及井下鉆具結(jié)構(gòu)示意圖井井身結(jié)構(gòu)及井下鉆具結(jié)構(gòu)示意圖二、溢流發(fā)生

6、及處理經(jīng)過二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流發(fā)生原因：鉆遇高壓地層，初步分析地層 壓力為1.85g/cm3左右，泥漿密 度不能平衡地層壓力。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流后鉆井隊(duì)組織的壓井溢流后鉆井隊(duì)組織的壓井： 12月20日6:15泵入密度1.60g/cm3的堵漏泥漿18.4m3。用0.9m3/min排量，正替密度1.80g/cm3泥漿38m3，向環(huán)空反擠泥漿10m3，停泵蹩壓，套壓19MPa。用1.80g/cm3泥漿節(jié)流循環(huán)排氣，泵入35m3后立壓為0MPa，套壓16.84MPa，分析發(fā)生井漏，停泵關(guān)井并準(zhǔn)備堵漏泥漿。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流后壓井：溢流后壓井： 2006年12月20日20:35-2

7、1:20泵入1.70g/cm3堵漏泥漿20.0m3，排量7.8L/s，套壓2.8-8.0MPa，立壓5.5-11.8 MPa，桔紅色火焰高8-10m，漏失泥漿15.0m3。從21:20開始節(jié)流循環(huán)加重，泥漿進(jìn)口密度由1.70 g/cm3逐步上升至1.77g/cm3，出口密度逐步提升至1.74g/cm3。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過溢流后壓井：溢流后壓井： 2006年12月21日16:10停止加重，節(jié)流循環(huán)觀察。火焰高度2-5m，火焰呈橘紅色。16:33發(fā)現(xiàn)溢流2m3，立即停泵試關(guān)節(jié)流閥，關(guān)井，套壓迅速上升至56MPa，仍在繼續(xù)快速上升，立壓6.5MPa。開放噴管線泄壓，打開一條放噴管線時(shí)套壓50MP

8、a，打開兩條放噴管線時(shí)套壓為14MPa,打開3條放噴管線后套壓降為4-5MPa。 壓井失敗。二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過分析認(rèn)為壓井不成功的主要原因有： 1.地層壓力不清楚，無法準(zhǔn)確確定壓井泥漿密度。 2.壓井過程中可能將地層蹩開與氣層溝通更好，產(chǎn)氣更大。主要內(nèi)容一、基本情況二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過四、經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn) 鑒于清溪1井地層壓力高、天然氣噴勢大和前期壓井不成功的實(shí)際情況，準(zhǔn)備再次壓井并實(shí)施封井作業(yè)。為搞好搶險(xiǎn)，成立了搶險(xiǎn)組織機(jī)構(gòu)，成員包括中石化安全環(huán)保部、油田管理部、油田事業(yè)部、川氣東送指揮部、勝利石油管理局、南方分公司、中石油四川石油管理局的有關(guān)領(lǐng)導(dǎo)和專家。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過三、

9、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（一）第一次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)：（一）第一次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)： 組織2000型壓裂車3臺和1600壓裂車1臺；搶接兩條放噴管線；地面準(zhǔn)備好3800m3 密度2.002.05g/cm重泥漿；水泥180噸。 準(zhǔn)備正循環(huán)壓井，壓穩(wěn)或套壓降低至能從環(huán)空擠注的條件下反推重泥漿后跟進(jìn)水泥漿封井。（一）第一次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)：（一）第一次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)： 2006年12月24日凌晨開始第一次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)。1:20-3:30,向鉆桿內(nèi)注入2.05g/cm3壓井液249.8m3,排量平均2.0m/min,鉆桿內(nèi)壓力3040MPa，套壓12MPa。壓井實(shí)施整個(gè)過程泥漿從放噴管線以霧狀噴出，套壓12MPa、立壓3040

10、 MPa維持基本不變。3:30停止節(jié)流循環(huán)試關(guān)井，計(jì)劃反擠泥漿后再擠水泥漿，但是套壓在4min內(nèi)快速上升至42MPa。被迫開4條泄壓管線放噴點(diǎn)火，套壓4MPa。 壓井失敗。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因分析： 1.地層壓力不清楚，無法準(zhǔn)確確定壓井泥漿密度，井下又噴又漏找不到平衡點(diǎn)，壓井液密度無法實(shí)現(xiàn)合理確定。 2.壓力高、氣量大，井眼上大（103/8）下?。?5/8），泥漿霧化嚴(yán)重難以有效在環(huán)空建立液柱。 3.節(jié)流閥控制能力差。經(jīng)長時(shí)間放噴沖蝕后無法有效節(jié)流，套壓控制到12MPa后不能及時(shí)有效增加井口回壓。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因分析： 4.壓井中途才發(fā)現(xiàn)防噴管線壓力

11、表誤差大、主控管線壓力表幾乎失靈，無法實(shí)現(xiàn)壓力控制。 5.復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)，循環(huán)阻力大，施工泵壓高，鉆桿循環(huán)頭的壓力等級只有50MPa，滿足不了施工大排量情況下最高壓力的需要。 6.施工時(shí)間倉促，壓井作業(yè)準(zhǔn)備不充分。這次施工，從制定方案上考慮了要注水泥封井，但現(xiàn)場決定提前壓井并取消了注水泥封井方案，且未考慮堵漏方案。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（二）第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)：（二）第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)： 在分析總結(jié)上次壓井不成功原因的基礎(chǔ)上，強(qiáng)化了組織機(jī)構(gòu)，進(jìn)一步加強(qiáng)了技術(shù)力量，從四川石油管理局、西南石油局、西北分公司、河南油田、勝利石油管理局邀請了一批專家，反復(fù)分析討論細(xì)化施工方案。決定先用清水建立液柱，然后用重泥

12、漿壓井，壓井后用速凝水泥漿封井。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（二）第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)：（二）第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)： 壓井之前，準(zhǔn)備了2.002.40g/cm3重泥漿1000m3;由2000型10臺壓裂車組成2個(gè)車組；在原有節(jié)流管匯之后增加一套三級放噴測試流程；在壓井管匯一側(cè)增加一套節(jié)流流程；更換一套節(jié)流管匯；更換沖蝕嚴(yán)重的放噴管線和部分閘閥。 2006年12月27日15:15-17:45正注清水332m3?？刂谱罡呤┕け脡?9MPa，排量3.04.0 m3/min，控制最高套壓40MPa。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（二）第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)：（二）第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)： 17:45-20:50正注密度2.20g/cm3的

13、壓井液380m3，20:17出現(xiàn)立壓迅速下降到零，套壓迅速上升至37MPa并繼續(xù)控壓循環(huán)（出口噴出物以氣為主），立壓由零回升13MPa，套壓下降至89 MPa，應(yīng)該說距離壓井成功已經(jīng)只是時(shí)間問題?？墒?，這時(shí)地面測試流程低壓部分油管連接處發(fā)生刺暴，放噴口處突然傳來兩聲悶響（由于夜間施工，場地照明看不清楚），指揮人員為了安全起見，沒有實(shí)行關(guān)井，便迅速指揮打開5條放噴管線放噴并點(diǎn)火，火焰高20-30m，火焰呈橘黃色。立壓36MPa，套壓25MPa。壓井后套壓過高，壓井后無法實(shí)行反壓井和注水泥作業(yè)。壓井失敗。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.00

14、15:1515:3015:4116:0316:1216:2616:3616:5317:2717:4617:5818:0918:2118:5219:3019:5320:1020:2420:43排量排量套壓套壓立壓立壓清溪清溪1 1井第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)參數(shù)及曲線井第二次搶險(xiǎn)壓井作業(yè)參數(shù)及曲線本次壓井不成功的主要原因有： 1.地層壓力不清楚，無法準(zhǔn)確確定壓井泥漿密度，井下又噴又漏找不到平衡點(diǎn)。氣量大，噴漏同存，在壓井過程井內(nèi)有漏失，泥漿霧化很嚴(yán)重（按井筒容積提前70方左右就見到出口噴有泥漿），難以建立和維持井內(nèi)壓力平衡。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因有： 2.由于認(rèn)識上的問題，壓井時(shí)中石化

15、現(xiàn)場施工及指揮人員擔(dān)心井漏，控制環(huán)空套壓偏低。從開始泵注重泥漿到出鉆頭之后較長一段時(shí)間，不是把套壓向上提，反而開套降壓。按最高允許控制套壓40 MPa還有可用空間沒有利用。使環(huán)空所形成的液柱壓力和控制回壓之和不能平衡地層壓力，注入井內(nèi)的重泥漿截?cái)嗖涣说貙映鰜淼母咚贇饬?，以至出現(xiàn)后來注入壓井泥漿200方左右時(shí)套壓再次出現(xiàn)高峰值37MPa。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過本次壓井不成功的主要原因有： 3.高速流體（壓井泥漿加重劑為鐵礦粉）對設(shè)備沖蝕嚴(yán)重，地面部分流程密封實(shí)效。節(jié)流放噴流程在長時(shí)間高壓、高速流體的沖蝕下發(fā)生損壞，倒換其它流程放噴致使壓井施工前功盡棄。 4.復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)，循環(huán)阻力大，施工泵壓高，鉆桿循

16、環(huán)頭的壓力等級只有50MPa，滿足不了施工大排量和高壓力的需要。 5.指揮人員缺乏壓井現(xiàn)場指揮經(jīng)驗(yàn)，以至出現(xiàn)多頭和無序指揮，把握不住壓井施工指揮的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 為便于下步施工，對井下狀況、地面設(shè)備狀況及井口裝備為便于下步施工，對井下狀況、地面設(shè)備狀況及井口裝備狀況進(jìn)行全面分析：狀況進(jìn)行全面分析： 1.1.井下狀況：井下狀況：可以建立井內(nèi)短暫的壓力平衡；可以建立井內(nèi)短暫的壓力平衡；產(chǎn)層平產(chǎn)層平衡點(diǎn)難找，略欠平衡即溢流、稍超壓力就井漏，幾乎是溢流和衡點(diǎn)難找，略欠平衡即溢流、稍超壓力就井漏，幾乎是溢流和井漏同時(shí)存在；井漏同時(shí)存在；地層連通性好、產(chǎn)量大，氣體上

17、竄速度快。地層連通性好、產(chǎn)量大，氣體上竄速度快。 井下裸眼井段短，只有28m，只揭開一套氣層，對本井復(fù)雜情況的處理比較有利。儲層為裂縫性氣藏，地層溝通性好，氣體產(chǎn)量高，根據(jù)目前放噴情況的估計(jì)，三條放噴管線的日產(chǎn)氣量在150-200萬方。 沒有準(zhǔn)確求得產(chǎn)層壓力。通過壓井堵漏施工粗略估計(jì)產(chǎn)層壓力在7580MPa之間。 10-3/4“是江蘇無錫西姆萊斯公司生產(chǎn)，全新套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度51.3MPa，固井質(zhì)量合格。7-5/8”套管是天津鋼管廠生產(chǎn)的抗硫管材（抗內(nèi)壓強(qiáng)度87 MPa） ，強(qiáng)度能夠滿足高壓的要求，固井質(zhì)量合格。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 2.2.地面狀況地面狀況 井噴沒有傷害

18、鉆機(jī)主體系統(tǒng)。井場供電系統(tǒng)、泥漿泵、絞車、井架、循環(huán)系統(tǒng)、儲備鉆井液系統(tǒng)完全可靠，井噴沒有對這些鉆井主體設(shè)備造成損壞。 防噴器及其控制系統(tǒng)沒有出現(xiàn)異常。遠(yuǎn)程控制臺、液壓管匯、環(huán)形防噴器、兩個(gè)雙閘板防噴器、兩個(gè)四通從發(fā)現(xiàn)溢流關(guān)井到現(xiàn)在未見異常。 壓井管匯一套，使用一次，未見異常；節(jié)流管匯兩套都是新?lián)Q和加接的（左右側(cè)各一套），壓井中發(fā)現(xiàn)右側(cè)液動(dòng)節(jié)流閥（J1）節(jié)流效果變差。左側(cè)節(jié)流管匯一閘門有刺漏。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 2.2.地面狀況地面狀況 目前共安裝放噴管線7條，其中6條已經(jīng)使用過，使用過的放噴管線有磨損、出現(xiàn)過刺漏。1號放噴管線自放噴以來，在中部的變向位置處的一個(gè)彎頭

19、曾出現(xiàn)過三次刺漏，最短的一次只放噴了1個(gè)小時(shí)就刺破了，出口刺破段長20米，發(fā)現(xiàn)換下的彎頭刺損厲害。3號放噴管連接地面測試流程，在壓井放噴時(shí)其中的一條放噴管發(fā)生嚴(yán)重刺漏。 地面10臺壓裂車及其管匯運(yùn)轉(zhuǎn)正常。至少可分成兩個(gè)車組同時(shí)施工，每個(gè)車組實(shí)現(xiàn)4方/分鐘的排量，可滿足向井內(nèi)注清水、分別從鉆具和環(huán)空向井內(nèi)注泥漿等需要，必要時(shí)也可以使用壓裂車組向井內(nèi)注水泥漿，進(jìn)行封井作業(yè)。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（三）現(xiàn)場小結(jié)（三）現(xiàn)場小結(jié) 2.2.地面狀況地面狀況 供泥漿、供清水的供給系統(tǒng)運(yùn)轉(zhuǎn)正常?？梢詢Υ婺酀{1040方，儲存清水400方，向地面儲水池的清水供給量可達(dá)100方/小時(shí)。 井場房子、鉆具等都已經(jīng)清除，井場滿

20、足壓井設(shè)備的擺放。 3.3.井口狀況井口狀況 目前井口裝的是5-1/2“水泥頭（50MPa），下連接105MPa旋塞兩個(gè)。施工前試壓50MPa，施工中最大承壓49MPa。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（四）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井取得成功（四）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井取得成功 繼2006年12月24日壓井失敗后，中石化集團(tuán)總經(jīng)理陳同海、國家安全監(jiān)督總局副局長孫華山等領(lǐng)導(dǎo)抵達(dá)現(xiàn)場，組織中石化和中石油專家以及兩名中國工程院院士，從2006年12月25日至2007年元月2日，在認(rèn)真分析總結(jié)前兩次搶險(xiǎn)壓井失敗的原因教訓(xùn)基礎(chǔ)上嚴(yán)密制定第三次搶險(xiǎn)壓井封井技術(shù)方案和施工設(shè)計(jì)，精心組織準(zhǔn)備，于2007年元月3日10:00點(diǎn)至18:

21、00在以中石化集團(tuán)總經(jīng)理陳同海為總指揮、中石油老專家孫振純?yōu)楦笨傊笓]的統(tǒng)一領(lǐng)導(dǎo)和指揮下，實(shí)施第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工取得圓滿成功。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（四）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井技術(shù)方案（四）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井技術(shù)方案 1.正注清水150200m3，通過關(guān)閉放噴管線，調(diào)節(jié)節(jié)流閥控制立套壓，建立環(huán)空水柱，目的是減少壓井泥漿的分散霧化。最高施工立壓65MPa，最高控制套壓40 MPa，排量3.04.0 m3/min。 2.正注密度2.20g/cm3壓井泥漿共500 m3，實(shí)現(xiàn)短暫壓住地層流體。最高施工立壓65MPa，最高控制套壓40 MPa，排量2.54.0 m3/min。 3.反推密度1.902.2

22、0g/cm3泥漿113 m3 ，模擬反注水泥。最高控制套壓40 MPa，排量2.03.0 m3/min。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（四）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井技術(shù)方案（四）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井技術(shù)方案 4.先反注水泥漿90 m3進(jìn)入7-5/8套管，接著正、反同時(shí)注水泥漿直至正反水泥漿都進(jìn)入地層達(dá)到稠化初凝為止。最高控制套壓40 MPa，最高施工立壓65MPa。反注水泥漿稠化時(shí)間90min，正注水泥漿稠化時(shí)間60min，平均水泥漿密度1.95 g/cm3。 5.蹩壓侯凝。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（五）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工情況（五）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工情況 2007年元月3日10:00開始施工； 10:17試

23、壓（其中：正壓井管匯70 MPa，反壓井管匯45 MPa），及施工檢查準(zhǔn)備; 10:58正注清水127m3，控制立壓30 MPa上升至56.5 MPa，控制套壓3MPa上升至34 MPa，排量2.5 3.2 m3/min; 14:04正注壓井泥漿密度2.20g/cm3共400 m3，控制立壓566052.5 MPa，控制套壓3436.513.5 MPa，排量2.02.9 m3/min; 14:11停泵、關(guān)井，作反注泥漿準(zhǔn)備。立壓52.50 MPa，套壓13.56 MPa； 14:57反注壓井泥漿密度2.20g/cm3共113 m3，套壓630.528.5 MPa，排量2.62.8 m3/min

24、;三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（五）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工情況（五）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工情況 15:10反注水泥漿密度1.92g/cm3共16 m3時(shí)，注水泥的壓裂車不上水，停止注水泥； 15:55反推泥漿密度2.20g/cm3共146 m3，套壓28 32MPa，排量2.4 2.8 m3/min; 16:35關(guān)井，作反打水泥準(zhǔn)備。間斷正反擠注泥漿密度2.20g/cm3約10 m3；三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過（五）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工情況（五）第三次搶險(xiǎn)壓井、封井施工情況 18:00反注水泥漿密度1.92 1.98g/cm3共142m3，稠化時(shí)間90min，套壓2530.5 MPa，排量2.41.0 m3

25、/min。 其中：17:15 18:00正注水泥漿密度1.92 1.98g/cm3共40m3，稠化時(shí)間60min，立壓3133.5 MPa，排量1.20.8 m3/min。 封井成功。三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.00排量排量套壓套壓立壓立壓清溪清溪1井第三次搶險(xiǎn)壓井及封井施工預(yù)測曲線井第三次搶險(xiǎn)壓井及封井施工預(yù)測曲線清溪清溪1井第三次搶險(xiǎn)壓井及封井井第三次搶險(xiǎn)壓井及封井施工曲線施工曲線主要內(nèi)容一、基本情況二、溢流發(fā)生及處理經(jīng)過三、搶險(xiǎn)壓井經(jīng)過四、經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)（一）清溪1井壓井難點(diǎn)壓井難點(diǎn) 1.客觀上講，該井飛仙關(guān)地層壓力高，壓力系數(shù)1

26、.85左右。天然氣產(chǎn)量大，日產(chǎn)氣量在150-200萬方（不含H2S）。 2.復(fù)合鉆具結(jié)構(gòu)（51/2鉆桿2600m； 31/2鉆桿1600m），循環(huán)阻力大，施工泵壓高，前兩次搶險(xiǎn)壓井使用的鉆桿循環(huán)頭的壓力等級只有50MPa，滿足不了施工大排量和高壓力的需要。 3.噴漏同存，在平衡點(diǎn)難以確定的情況下，在沒有采取堵漏措施的情況下，壓井壓穩(wěn)建立持久平衡的難度很大，消耗泥漿量大。四、經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)（一）清溪1井壓井難點(diǎn)壓井難點(diǎn) 4.上部套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度(51.3MPa)偏低,關(guān)井最高壓力只能控制在40 MPa左右，這是一大薄弱環(huán)節(jié)，基于安全考慮，控制套壓受到限制。 5.階梯型大小井眼，上面103/4套管，下面

27、75/8套管，還有165.1mm井眼，壓井泥漿進(jìn)入環(huán)空容易被分散霧化，在沒有截?cái)嗟貙舆M(jìn)入井筒的高速氣流情況下，很難形成液柱。四、經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)（二）前面兩次搶險(xiǎn)壓井施工表現(xiàn)的不足之處不足之處 1.缺乏天然氣井壓井經(jīng)驗(yàn)，關(guān)鍵環(huán)節(jié)認(rèn)識上不統(tǒng)一，以致帶來指揮和操作上的失誤。 在第二次搶險(xiǎn)壓井過程，從開始泵注重泥漿到出鉆頭之后較長一段時(shí)間，按最高允許控制套壓40 MPa還有15 18MPa可用上升空間，立壓也有10MPa的上升空間?，F(xiàn)場施工及指揮人員擔(dān)心井漏，控制環(huán)空套壓偏低。既不增大排量提高立壓，也不把套壓向上提，反而開套降壓。環(huán)空所形成的液柱壓力和控制回壓之和不能平衡地層壓力，注入井內(nèi)的重泥漿截?cái)嗖涣说貙映?/p>