2002新851井抢险压井封井施工.doc

新 851 井抢险压井封井施工新 851 井隶属新星公司西南石油局新场气田开发有限责任公司，位于四川省德阳新镇五郎村，是近年在勘探领域内具有重要发现意义的一口高压、高产天然气井，该井的投产为当地经济发展作出了重要贡献由于多种原因，该井在持续生产 15 个月中先后发生了井下套管破裂、油管断落等复杂情况，井下近80MPa 的高压天然气随时可能无控窜至地表、酿成重大灾害中石化集团公司领导及时了解到该井险情并予以高度重视，从保护人民生命财产、保护油气资源的高度出发，果断决定对该井实施压井、封井，以消除重大安全隐患在中石化集团公司牟书令副总经理及抢险领导小组的周密组织、指挥下，中石化专家组与新星公司西北局、中石油四川局、四川省及德阳市等多位领导、专家一道，积极投入、密切配合，细致分析该井险情、讨论具体对策措施、审定封井方案设计并参与现场施工2 月 25 日由川局井控中心实施压井封井成功，胜利完成抢险任务新 851 井的压井封井施工，其风险和难度在国内外都是极为少见的，无疑是石油天然气工程中又成功范例该井在钻井、完井等方面的经验教训，对目前川东和南方海相项目各井的施工同样有着重要的指导意义这里仅将压井封井施工的概况介绍给大家，以供借鉴。

1 新 851 井基本情况1.1 基本数据1.1.1 地理位置：四川省德阳新镇五郎村一组1.1.2 开钻日期: 2000 年 1 月 5 日1.1.3 完钻日期: 2000 年 10 月 22 日1.1.4 设计井深: 4650.00m1.1.5 完钻井深: 4870.00m1.1.6 目的层位: 三叠系上统须家河组二段1.1.7 产量：2000 年 11 月 1 日替喷测试，获无阻流量 157.4104m3/d，投产后根据采出气量和压力资料重新计算无阻流量为 279.29104m3/d，2001 年 1 月 12 日计算无阻流量达 325.9104m3/d1.1.8 气分析资料井筒内天然气：CH 4平均 97，CO 2 1.21.3，相对密度 0.5868井筒内水：总矿化度 440.7ppm；cl -4.56ppm，水中硫化物 4mg/l1.1.9 投产动态2000 年 11 月 2 日投产日输气 40104m3/d，井口压力 61.2MPa；日输气83104m3/d，井口压力 55.6MPa；2002 年 2 月 10 日按压井准备要求，加大输气量至 100.3104m3/d，井口压力 53.06MPa。

至封井前 1 年零 6 个月共产气 2.36亿方1.1.10 地层压力该井完钻时可平衡地层压力的泥浆密度为 1.71g/cm3，原始地层压力80.45Mpa根据推算，关井井口压力可能达到 66MPa 左右，到 2002 年 2 月累计采气 2 亿多立方米，地层压力仅降 1.28MPa当前地层压力计算为 79.17MPa，推算关井井口压力可达到 65.00MPa1.2 井身结构1.2.1 钻头及套管程序（图 1）图 1 新 851 井 井身结构示意图1.2.2 油套管规范及强度数据（见 表 1）表 1 油、套管规范及数据表套 管 程 序 钢 级 壁 厚 抗拉 (t) 抗内压(MPa) 抗挤(MPa)表层套管 20″ J55× 12.7 414.1 16.9 5.4技术套管 13-3/8″J55× 10.92 269.9 21.7 10.8N80× 11.05（ 0～910m） 374.2 44.5 26.8技术套管 9-5/8″P110× 11.05（910～2854m） 501.7 60 31.1油层套管 7″ ※ HP13Gr110× 11.51 447.2 85.91 74.32衬管 5″ P110× 7.52 176 78.6 61.0油管 2-7/8″ HP13Gr110× 5.51 62.85 97.5 88.3※7”油层套管（HP13Gr110× 11.51mm）的普通接箍抗内压强度为 85.91MPa，加强型接箍抗内压强度为 85.91MPa。

1.3 固井质量 (见 表 2)表 2 固井质量检查表CBL 测井声幅值 (井段 m)套管尺寸(mm)水泥返高(m)水泥塞长(m) 15 1525 2530 30评价表 层  508 地 面 21.7 未 测 技 术套 管（1） 339.7 地 面 68205505705906056306656957357859509601020550570590605630665695735785820865880920950960990820865880920990100501010051010中良 技 术套 管（2） 244.5地 面59.7509910714116817923025326431332334218111900203821302340242224542549257226862736279728052844171717952130234024222454254925722686273622972805141168200230162717171795181119002038991071792002532643133233421627优良生产套管 177.8地 面71.75012030004490192519702200237519702200120192523753000优合格13-3/8″套管固井质量，经声幅测井检测评价为“良好” ，但固井后环空窜气，点火火焰高 0.5m 左右，微风可吹熄；9-5/8″固井质量较差，不合格井段占 47，固井后环空窜气，点火火焰高 24m，时有时无；7″套管固井质量：0 1925m 差、19252375m 中等良好、23753000m 差、30004490m 优，固井后环空窜气，压力达 15MPa（完井替喷前更换压力表，之后观察压力达 30MPa） 。

1.4 井下异常情况分析该井 2000 年 10 月 31 日替喷测试前，7"×9-5/8"环空压力 30MPa分析认为，由于 7"套管外 01925m 固井质量差，19252375m 固井质量中等良好，环空压力是由于 7"套管外的天然气窜入 7"×9-5/8"环空造成11 月 11 日替喷结束后，7"×9-5/8"环空压力达到 47MPa（已超过 9-5/8"套管抗内压强度，该套管上段钢级 N80，抗内压强度为 44.5MPa） ，听到井口“砰”的一声，7"×9-5/8"环空和 9-5/8"×13-3/8"环空压力同时变为 16 MPa而此前 9-5/8"×13-3/8"环空压力为零，表明 9-5/8"套管已破裂由于 9-5/8"套管抗内压强度上段比下段薄弱（上段钢级 N80，抗内压强度为 44.5 MPa；下段钢级 P110，抗内压强度为 60 MPa） ；9-5/8"套管顶部管外无压力平衡，承受压力最大、即 47MPa；顶部以下的套管有管外压力平衡，随着井深的增加，其平衡压力也在增加因此分析认为 9-5/8"套管破裂部位应在上部因 7"×9-5/8"环空和 9-5/8"×13-3/8"环空已完全窜通。

井队立即从环空卸压，并抢接一条防喷管线进行防喷点火该井于 2000 年 11 月 2 日投产，日输气 30×104m3/d，井口油压 58.38 MPa，套压 62.79MPa同年 11 月 13 日，日输气 4050 m3/d,井口油压5758MPa，套压 6061MPa日平均产水 3.0m3一直到 2001 年 11 月 21 日，生产正常，井口油套压及产水量稳定，7"×9-5/8"环空出气量稳定在0.3×104m3/d，无水2001 年 11 月 21 日 9:30，井内“轰”的一声响后，油压由57.0MPa↑59.5MPa，套压由 60.1MPa↓59.8MPa，二者基本接近，表明油管断落，7"套管已经成为采气通道同时，井筒内产水量由 3.0m3/d↓2.0m 3/d19:00 7"×9-5/8"环空气火焰略有增加，并伴有少量水2001 年 11 月 28 日，为保证井口安全，降低井口压力，增加采气量至6065×104m3/d，井口油压由 59.8MPa↓57.5MPa，井内产水量由 2.0m3/d↑3.0 m3/d2001 年 12 月 7 日 12:30，井筒内产气量突然下降，由 64×104 m3/d↓60.4×10 4m3/d，井口压力由 57.93MPa↓54.06MPa，13:40 井内大量出水，气流声变小，13:40 环空大量出水，火焰减少，气量估计由 0.3×104 m3/d↓0.01×10 4 m3/d，表现出与井内变化的一致性，排出 14.5 m3水后油套压逐步上升，由 54.06 MPa↑56.93 MPa，产水量减少。

2001 年 12 月 15 日，为准确测定环空产气量，改为计量输气在压力1.6MPa 下，环空产气 0.31×104 m3/d，产水 0.3 m3/d环空产气量和压力变化如下：表 3 环空气量和压力变化情况表时 间 环 空 压 力 MPa 环空产气量 ×104m3/d2001.12.15 1.6 0.312002.1.6 1.6 0.342002.1.10 1.6 0.342002.15 1.6 0.412002.20 1.6 0.462002.1.26 1.6 0.69222002.1.29 2.5* 0.83910.91882002.1.30 3.5 0.96041.01852002.1.31 4.5 1.07671.15082002.2.1 5.3 1.20281.31162002.2.3 6.2 1.532002.2.4 6.7 1.582002.2.5 7.2 1.702002.2.6 7.99 1.952002.2.7 8.4 2.152002.2.8 8.31 2.492002.2.9 7.53 1.982002.2.10 47.2** 1.322002.2.11 7.6 1.602002.2.12 7.52 1.852002.2.13 7.6 1.962002.2.14 7.92 1.962002.2.15 7.06 2.63※2002 年 1 月 29 日，对 9-5/8"×7"套管环空开始控制压力采气。

※※2002 年 2 月 10 日，为了减小套管刺损，人为地将环空压力控制到 7.2MPa2002 年 1 月 6 日将产气量提高到 8085 m3/d，井口压力由57.5↓56.0Mpa，产水量 6.0m3/d，这是由于产气量增大携带积液能力增强所致在调整产量时，环空气量随井口压力下降的同时也下降，7"套管内压力变小，说明 7"套管亦有漏失或破损2002 年 1 月 10 日，因 20"×13-3/8"环空滴液，从 13-3/8"与 9-5/8"环空排液 0.15 m3，内含大量泥浆此后，该环空产气量逐步上升，产水量也在增加2002 年 2 月 10 日，为降低井口压力，给下部压井创造有利条件，将输气量提高到 103×104 m3/d，井口压力降至 53MPa，环空压力降至 4 MPa统计发现，环空产气量和产水量呈不断上升趋势，且与 7"套管内所产气及水之和都是一个比较恒定的值，进一步证实 7"套管和 9-5/8"套管都有逐渐扩大的泄漏通道，并且很可能发生在上部2 施工难度及风险2.1 因井下油管断脱，无循环通道建立循环，不能按正常程序压井该井压力高、产能大，无阻流高达 279.29×104 m3/d。

此外，该井输气83×104 m3/d 时，井口压力 。