某井替液溢流安全经验分享

1. 某井替液溢流安全经验分享 2011.10

2. 汇报内容 一、基本井况 二、溢流发生经过 三、处理简况 四、原因分析 五、教训和防范措施 2

3. 一、基本井况 井深 6170m 人工井底 6140m 目的层 K1bx 套管结构 7-3/4"+8-1/8"+5-1/2" 5-1/2" 喇叭口:5578.86m 前期试油简况 接井、试压 9月27日22:30原钻机转试油，用原井泥浆对全井筒试压20MPa合格 铣喇叭口、回接筒 9.28-10.4

4. 二、溢流发生经过 • 下替液管柱 10月5日下铣齿接头替液管柱 • 替有机盐 6日8:00用密度1.40g/cm3的有机盐溶液顶替1.70 g/cm3密度的井浆完 • 7日00:30起钻至井深693m，甩2 7/8″非标钻杆4根发现溢流，立即抢接防喷立柱，按“四七”动作关井，溢流量0.5m3 • 关井观察 至1:05关井观察，关井立压为0（钻具组合中有箭型止回阀），关井套压1↑21.5MPa，到压井前套压一直为21.5MPa

5. 三、处理简况 • 汇报 关井后立即电话汇报给各相关上级主管单位 • 观察 安排专人观察套压，每2分钟记录一次，保持通信畅通 • 定时巡检 安排专人对井口、远控房、液控管线、闸板防喷器、四通等进行定时巡检，确保关井正常 • 固定钻具 用7/8″钢丝绳4根对角固定方钻杆，防止压力过高将钻具顶出井内

6. 三、处理简况 • 压井 组织压裂车，从压井管汇连接好高压管线，试压合格 • 压井方式 为保证不挤坏套管，防止钻具上顶，泵压控制在50MPa以内，并采取间歇反循环挤泥浆进行压井

7. 三、处理简况 • 反挤有机盐 10月7日，12:15 —12:50，间歇反挤ρ1.40有机盐3.1m3，P:50-31MPa，Q:9L/S； • 反挤泥浆—13:50 控制泵压不超过50MPa，间歇反挤泥浆32m3，ρ1.80g/cm3，P:52-31MPa，Q:5L/S— 21:08连续反挤ρ1.80泥浆99m3，P:46.7↘27.2MPa，Q:5.3L/S • 压井结束 21:35停泵套压由27.2↘0MPa

8. 四、原因分析 • 固井 固井过程中漏失钻井液79.1m3，喇叭口无水泥。第一次挤水泥，喇叭口试压不合格。再次挤水泥，在1.71的泥浆中对喇叭口试压20MPa合格 • 井筒试压 下塞面6010m，钻塞至人工井底6140m，在密度1.71的泥浆中对套管试压20MPa合格，试油接井前全井筒再次试压合格 • 测井解释 喇叭口--5905.9固井质量差；5905.9--5918.1m固井质量中（显示层顶界5917m）

9. 1.4 1.65 四、原因分析 • 地层压力系数1.65，有机盐密度为1.4，替完有机盐后存在15MPa压差。在压差作用下，气柱沿着胶结不好的微间隙上窜，加上起钻抽汲作用，导致溢流 • 思想麻痹，风险识别不足，误认为该井未射孔就是安全的，溢流防范意识不强，替液后观察时间短（约1小时）

10. 五、教训和防范措施 • 完善《试油井控细则》、《替液操作规程》等相关规定，高压气井产层未打开，试油时也要提高井喷防范意识。尤其是尾管固井质量不太好、未回接的井，降密度替液时，应参照井控细则相关规定进行观察、短程起下钻测后效，方可起钻 • 进一步完善、细化单井设计，重点井完钻后，设计人员到井现场收集地层井况信息，提高设计的准确性、指导性和可操作性，做到风险评估全面，应急预案措施指导到位；重新梳理设计审批流程，确保设计及时到位

11. 五、教训和防范措施 • 超深高压气井试油风险大，对固井质量要求高，应加大对固井技术的攻关力度，特别是小套管固井技术。小井眼通过挤水泥补救固井质量的方式效果一般较差，建议采用短回接套管的方式 • 建议使用分辨率更好的固井评价技术代替目前的CBL测井方式，加大固井质量判断的准确性，如斯伦贝谢套后成像固井评价技术（IBC）

12. IBC挠曲波 套后成像测井优点 CBL：低幅度，固井质量好 IBC：狭长窜槽，内有气体充填

13. 套后成像测井优点 CBL：高幅度，固井质量较差 IBC：无窜槽，封固质量好

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