徐深8-平1井讲义.ppt

大庆徐深8-平1井 天然气地面泄漏压井封堵,2010,1 基本数据 2 发生经过和原因分析 3 压井封堵施工 4 结论与认识,1 基本数据,1.1 基本情况 徐深8-平1井位于黑龙江省大庆市肇州县兴城镇王麻子屯西南0.5公里处井场位于农田内，地势较平缓，井口距离村屯大约230m 构造位置位于松辽盆地东南断陷区徐家围子断陷带兴城鼻状构造上 开发主要目的层为白垩系下白垩统营城组一段火山岩储层徐深8井区气井气水纵向上呈上气下水的分布特征压力系数1.04－1.15，储层压力39.1MPa 徐家围子地区深层天然气储层类型比较丰富，在深层不同层位存在致密砂岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩及变质岩风化壳等五大类储层目前已在徐深气田获工业气流井多口 徐深8-平1井,,,,,徐深8-平1井,,,1.1 基本情况 施工单位：大庆钻探工程公司钻井一公司70150队 地理位置：黑龙江省大庆市肇州县兴城镇王麻子屯西南0.5km 构造位置：松辽盆地东南断陷区徐家围子断陷兴城鼻状构造 井别 ：开发井，井型：水平井 开钻日期：2008年06月02日 完钻日期：2009年02月19日 完井日期：2009年04月10日 设计井深：4742.62米，实际井深：4748.00米 实际垂直井深：3701.78米 钻井目的：开发营城组一段组1号层火山岩气层。

完钻层位：营城组，完井方法：尾管封隔器完井液填充,1.2 地质分层,1.3 井身结构 Φ444.5mm×302.32m Φ339.7mm×301.68m Φ311.2mm×3665.00m Φ244.5mm×3663.04m Φ215.9mm×4748.00m Φ139.7mm×3101.10～4658.00m 2009年6月压裂试气，地层压力39.1MPa，日产天然气87×104m3 井内为试油管柱：Ф88.9mm油管+水力锚（1.08m）+插入密封短节（2.10m），下部为Φ139.7mm尾管+封隔器挂封于上层Φ244.5mm技术套管内，并在Φ215.9mm井眼水平井段下入5只裸眼封隔器1.4 井身结构示意图,1.5 井身质量,全井井斜变化表,a、全井最大井斜角：90.52 ° / 4625.00 m ，方位角：179° b、造斜点井深：3057m，完钻井深4748m(垂深3701.78m) C、水平位移1309.78 m，水平段长度938m1.6 邻井实测静压数据,,1.7 套管强度,,1.8 完井管柱,,1 基本数据 2 发生经过和原因分析 3 压井封堵施工 4 结论与认识,徐深8-平1井 完井作业 井口装置,2008年10月3日使用215.9mm钻头，密度为1.14～1.17g/cm3钻井液第三次开钻。

水平段钻进过程中，在4256m、4353m、和4393m三处漏失严重，累计漏失钻井液1115m3，其中4353m处漏失量达到471m3 三开完钻后, Φ139.7mm尾管下深4658m，悬挂器座挂位置为3105.89m，完井液密度1.15～1.18g/cm3采用裸眼封隔器完井，未固井完井工具采用贝克公司分级分段压裂完井工具2.1 三开钻井情况,2 发生经过,2009年6月2日～7月18日，进行压裂增产作业6月17日、24日和26日分别在4658～4553.75m、4182.08～4058.47m、4058.47～3946.27m、3946.27～3799.9m分四段压裂，在钻井漏失量最大的水平井段采用封隔器分隔，不作为压裂目的段在各层施工过程中，油管压力在22.4～55.1MPa之间 压裂后用17.46mm油嘴试气，日产气87×104m3井内有88.9mm油管323根及压裂工具，井口油压28.14MPa，套压3.88MPa，井口为KQS105/78型采气树井筒内压井液密度1.10g/cm32.2 压裂测试作业,试气结束后需起出压裂管柱，换生产管柱在压井过程中发现漏失量较大，无法进行压井作业，决定进行不压井带压换管柱。

9月18日～22日，油管内下入桥塞、拆采气树、安装防喷器及带压起下管柱防喷装置并试压下桥塞前油压28.5MPa，套压4.6MPa防喷器额定工作压力70MPa，带压起下管柱装置额定工作压力35MPa 9月23日起压裂管柱25日在起到第115根油管时，其接箍有结冰现象，起到195根时，有遇卡现象14：30左右，在起到第196根油管时，作业队发现距离该井800m处的一口水源井（徐4井附近的废弃水源井）有水溢出，立即停止施工进行观察在出水点不出水时，继续施工再起出2根油管后，又发现该处有溢流现象，遂停止起钻作业，进行周边情况检查2.3 险情发生,调查发现1～2km范围内地面有冒气点，老百姓家的水井也冒气逸出天然气中不含H2S，CO2含量占22%主要冒气处有3个，距离井口1000m左右 初步分析认为技术套管发生泄露，井内天然气窜至上部水层，通过水层窜到地面初步分析技术套管泄漏点在400～1200m井段发现地面窜漏后，停止起油管9月26日～27日，反注清水及压裂液共370m3压井，未成功随即将起出油管，然后进行带压抢下油管、测井找漏等作业 在下至第115根油管时有遇阻，井深约1115m后继续下至Φ139.7mm尾管悬挂器（3101.10m）之上相距2m时，试图插入密封短节，不能顺利插入。

后正循环开泵不通，发现油管柱底部堵塞为了建立压井循环通道，在Φ88.9mm油管3050m处进行射孔，射孔段长4m，井段3046～3050m，10孔/m，6mm/孔，其当量水眼直径为38mm油管内桥塞灰面深度3078.02m，成功沟通油套环形空间经现场勘察和综合井下情况分析，发生管外窜气的主要原因是：由于徐深8-平1井地层压力较高，产气量大，试油管柱压裂试气后，起出试油管柱准备下入生产管柱，当拔出插入密封头后，下部产层天然气即进入上部井筒，在起油管施工作业中，高压高产气流作用下，因套管破损，造成深层天然气窜入上部浅水层，致使浅水层压力上升，周围部分村民多处生活水井出现溢流现象，天然气随之窜出地表，最终在井场周边分别出现多处点火燃烧的情况，其中一处由于地表水窜出导致地面三台抽油机下陷沉没于水中2.4 原因分析,1 基本数据 2 发生经过和原因分析 3 压井封堵施工 4 结论与认识,3.1 第二、三次压井 9月28日采用密度1.10g/cm3及1.40g/cm3的压井液790m3压井，没有成功 10月1日进行第三次堵漏压井反注堵漏钻井液200m3后，正注堵漏浆和高密度钻井液1250m3由于管外地层窜漏严重、产量高、压力大，压井仍未成功。

3 压井封井施工,3.2 第四次压井（堵漏浆+高密度钻井液） 3.2.1 目的与思路 该方案的主体思路：采用注入大量的堵漏浆+高密度钻井 液，通过大排量向油管环间注入大量的堵漏泥浆，向油管内注 入大量的高密度钻井液，正反同时注入，通过堵漏泥浆降低窜 漏点的漏失速度，增加漏失通道的流动阻力，通过大量的高密 度钻井液迅速建立井筒有效液柱，以减缓流体（气体）上窜速 度，在保证施工安全的条件下，以期达到快速堵漏和建立有效 液柱压稳地层的目的3.2.2 施工准备 ○ 地面泥浆及堵漏泥浆准备：密度为1.50g/cm3钻井液500 m3，密度为1.70 g/cm3的钻井液500 m3，密度为1.10g/cm3复合堵漏泥浆200 m3 ○ 施工方式：按正反泵注方式，施工排量不小于3 m3/min；井口施工压力控制：油管内不高于60MPa，油套环间不高于25MPa ○ 按施工要求摆放好施工压裂车，连接和固定好地面高压管汇，并按规定进行管汇试压合格3.2.3 施工过程 10月1日向油管内分别正注ρ1.50 g/cm3和ρ1.70 g/cm3的钻井液各500 m3，排量2.8～3.2m3/min，施工油压48.0～52.0MPa；同时反注ρ1.10 g/cm3堵漏泥浆200m3和ρ1.10 g/cm3的钻井液70m3，排量3.0～4.0m3/min，施工套压12～6.1MPa。

周边窜漏点及环空泄压出口返出情况：在向井内正反注入堵漏浆及重浆压井过程中，井场周围三处燃火点火势未见明显减小趋势，也无明显波动迹象，火势最大的主窜漏点水蒸汽大小有变化；停止向环空反注后套压维持在9.5～9.6MPa，后开环空节流阀泄压观察出口，先见纯气喷势较猛点火燃，渐见混气泥浆返出，后见大量混气水返出，能间断点火，至后期更见大量水返出3.2.4 施工效果分析 ○ Φ244.5mm套管破损点位置分析应为下油管柱时遇阻点，即井深1115m左右，但不排除存在多处破损的情况 ○ 可能同时存在多个漏失通道，即地表窜漏和井眼漏失超过1000m3的钻井液+堵漏浆压井，只有少部分通过环空和地表窜漏点返至地面，大量钻井液可能进入了低压易漏失的地层中3.2.4 施工效果分析 ○ 从施工过程中的油套压观察，油压在相同排量条件下（与之前的压井对比）明显增加了10～12MPa，但套压仅下降至最低6.1MPa再无变化，且各窜漏点火势无明显变化说明环空确实建立了一定液柱，但可能是非连续的液柱，未能压稳阻断气流，即仍存在连续的气相 ○ 大量的堵漏泥浆通过环空反注未能起到堵塞或减小漏失通道的作用大量高密度的钻井液进入井内后被高压高产能气流迅即雾化，井筒内难以建立足够的有效液柱抑制流体上窜，使压井施工未能取得预期效果。

3.3 第五次压井（凝胶+水泥） 3.3.1 目的与思路 该方案的主体思路：采用前置凝胶（1.5%凝胶）封堵液，利 用其高粘度的特性防止雾化快速阻隔气流上窜，降低漏失速度， 增加漏失通道的流动阻力，建立井筒足够的有效液柱，以减缓流 体（气体）上窜速度在保证施工安全、漏失通道畅通的前提 下，控制水泥浆稠化时间，快速稠化，达到快速封堵的目的3.3.2 施工准备 ○ 连接好水泥车、压裂车，接好向水泥车、压裂车供泥浆供 水、供胶液的管线60m3罐（每个罐带两个涡轮搅拌器）4个，配置 两台砂泵 ○准备120t油井水泥及相应配浆水15 m3过渡罐（带涡轮搅拌 器）采用低配高注水泥浆方式水泥试验：ρ1.98～2.00g/cm3， 100Bc稠化时间60～70分钟 ○配制泥浆和智能凝胶:配制密度分别为ρ1.80 g/cm3、ρ1.50 g/cm3泥浆各300 m3，；配制浓度为1.5%的智能凝胶240m3按正注方 式泵注智能凝胶，施工排量不小于3 m3/min、泵注水泥浆排量不小于 3 m3/min，准备好相应压裂车或配浆车3.3.3 施工工序,○计算顶替液，将正注水泥浆推至油管井深3300m；将反注水泥浆推至环空井深3100m。

正反注施工整个过程中，始终控制套压不大于25MPa ○水泥浆密度按70℃×40MPa、64min/100Bc稠化时间对应的密度1.95g/cm3配制 ○正注密度1.80g/cm3的重浆后压井见明显效果则立即进行正注快干水泥浆施工 ○正注封堵成功，则不再进行反注施工作业，若正注未见明显效果即转入反注施工程序 ○反注是否注凝胶或重浆，由现场指挥组根据正注效果决定3.3.4 施工要点,○成立各施工小组，明确分工，落实各岗位人员责任 ○施工前检查地面各高压管汇、设备、仪器等，确保高压管汇连接可靠，设备、仪器等工作正常 ○正反注水泥施工作业中，各施工工序必须衔接紧凑，各泵上水良好，施工排量达到设计要求，压力控制在要求范围内 ○正注施工替浆过程中，采用排量1m3/min向环空连续泵注泥浆，直至超过水泥浆稠化时间30min ○施工中安排专人观察记录各压力表、各窜漏点、点火区等变化情况，并做好记录 ○认真做好施工中可能出现的异常情况及应急措施3.3.5 施工注意事项,○ 注凝胶 10月2日23：56～10月3日0：59，先向油管内正注清水14m3，排量2.0m3/min；接着正注入凝胶液170m3、平均排量2.36m3/min；又注清水5m3。