井控问题

2024-10-30

井控问题（精选7篇）

井控问题篇1

近年来我国经济飞速发展，在这飞速发展背后油田的开采就做出了卓越的贡献，在社会主义全面建设的不断推进下，安全问题越来越成为人们所关注的重点，特别是在各大企业生产中所存在的安全问题甚至能影响一个企业的兴衰。在这一点上，政府为了减少各企业在生产过程中出现的安全事故，还提出了“以人为本、积极井控”等观念，这就要求着企业在进行井下作业时必须积极做好井控工作，做好井控工作就意味着企业可以由被动防御转变为主动控制。所以，做好井控工作不仅仅可以提高井下作业的安全性，同时还可以提高企业的生产效率从而达到双赢的局面。因此，要想做好井下作业企业就必须对井下作业可能出现的意外情况有充分的认识以及深入的了解，在出现溢流现象需要第一时间分析溢流现象出现的原因，然后采取有效措施来应对以排除井下作业的安全隐患，从而保证了井下作业的安全性。

一、井下作业主要存在的井控问题

1. 井控意识不到位，企业配备的井控装备不齐全

大部分的开采都在郊区或者偏远地区，由此导致油田的开采环境比较恶劣。所以，大多数参与油田开采的工人都是一些偏远地区素质较低的农民工，而这些农民工大多对井下作业的了解并不深刻，由此导致了这些农民工对井下作业井控的了解不到位，对井下作业的安全性没有充分的认识，在生产过程中很容易忽略了安全问题，最终导致了意外事故的发生概率。更有甚者，有些不法企业为了将利益最大化，甚至不惜在井下作业井控装备上偷工减料，对工人苛刻，在安全设备上大大节约成本使井控装备不齐全。又或者是没有及时更新井控装备导致井控装备的自动化很少，井控设备完全低于国家规定标准。比如一些企业在实际作业维修中，依然使用手动来调节防喷器，甚至连最基础的井控配置都没有达到国家规定的井控要求。然而这种现状的普遍存在使着井下作业的安全系数大大降低。在大部分企业中，高层管理人士责任心的缺乏导致其对井控问题的不重视，同时会使工人对井下作业突发情况演习的不重视，甚至出现在演习刚刚开始就只为了做个形式而匆匆收工。

2. 高层管理人士没有到位

开采企业的企业员工往往不在少数，因此常常出现许多人竞争着去管理一个位置的情况，这样就会造成这些人的工作重复性并且工作效率并不高，没有主动性把责任你推我我推你的后果。一旦出现一些突发情况或者意外事故就没有人出来承担责任，甚至互相推卸本来应当承担的责任，出现了多人管理但却无人负责的尴尬局面。一些重要的工作岗位企业却没有划清分界线归谁管理，这就会导致该工作岗位长期处于混乱的状态并且无人管理，在这样的混乱无章的管理模式下，相信企业就是有想把井下作业井控问题做到位的这份决心，也没有办法做到位。另外，许多企业在一些井控设计方面是走旁门左道将一些审核程序“偷工减料”，完全没有规范化去设计井控工作，这样就会造成井控工作很难取得有效的成果，大大增加了井下作业的危险性。

3. 井控管理责任不明确

一些单位井控管理责任不明确，落实井控管理规定不到位；设计审批程序不规范、设计本身存在问题。

经过对井控过程进行分析后可知，井控是油田生产一项基础工作，要想取得积极效果，就要认真落实井控管理规定，严格审批程序和设计程序，保证设计质量。但是从目前的井控过程来看，许多单位并未建立明确的井控管理责任，井控管理规定执行也存在问题，设计审批程序也不规范，这一问题必须得到解决。

4. 现场突发事故应急处理能力差

从HSE管理规定来看，油气田生产中应建立完善的应急预案，并进行应急演练，保证井下作业井控过程准确有效。但是从实际井控过程来看，许多油田生产过程中的应急预案完整度不够，井控演练也仅仅是形式，一点遇到突发事故，难以第一时间进行有效的事故处理，导致事故处理效果不理想。

二、井下作业井控问题的解决

井控年终目标，树立企业井下作业井控问题的解决方向。企业应该根据实际情况提出合理可实现的目标，做好井控工作防范溢流情况的出现从而将井涌、井喷等危险事故扼杀在摇篮中。

1. 落实《井控培训合格证》制度

监督、专业技术人员、从事修井作业地质、工程、施工、井控设计人员、现场作业人员、井控车间生产管理人员、现场服务人员等必须参加井控培训并取得井控证培训合格证。没有取得井控培训合格证的管理和技术人员无权指挥生产，操作人员不得上岗操作。落实坐岗制度，井下作业生产过程中专人坐岗，发现溢流立即报警，严格遵循“发现溢流立即关井、疑似溢流关井观察、确定溢流立即上报”的管理原则。

2. 加强企业井控设备的检修、试压、安装制度

井控设备按规定时间检修、试压，必须由专业的井控车间负责，井控车间试压设备管理、操作应有专人负责，并明确岗位职责。作业队使用的井控设备在作业前必须进行密封性试压，达到检修周期后送井控车间进行检修和试压。作业队应定岗、定人、定时对井控设备、工具进行管理、检查、操作和维护保养，并认真填写保养和检查记录。作业队应按规定安装与井口、入井钻具配套的防喷器。

3. 落实防喷演习制度，加强应急演练

作业队根据不同工况，至少进行一次防喷演习，制定起下管柱作业、空井、旋转作业、起下大直径管柱（工具）等4种作业时发生井涌、溢流等的应急处置。防喷演习应按处置预案制定的程序进行。空井、旋转作业应在2分钟之内控制住井口；起下管柱作业应在3分钟之内控制住井口；起下大直径管柱（工具）应在5分钟之内控制住井口。如达不到上述要求，必须重新安排演习，直到合格为止。每次防喷演习后要做好井控演练记录，认真总结和讲评。

4. 严格执行井控隐患整改消项制度

各单位或部门发现的隐患，均应登记备案，并限期整改消项。井控隐患消项实行责任制，有隐患所在单位限期治理。列入治理的井控隐患，必须建立完备的监控措施。对发现的隐患进行整改消项时实行“四定”的原则，即定方案、定措施、定责任人、定完成时间。每次检查出的问题检查部门和受检单位均应记录在《问题整改汇总记录》中。

5. 切实做好规范化的井控技术学习

加大井控培训力度，不能局限于2年1次的换证培训，各单位应该自行组织进行换证期间的井控培训，增强员工的井控意识，明确各岗位井控职责，巩固井控知识，提高现场施工人员的井控操作技能和应急处理能力。脚踏实地的实行井控工作，加大井控工作的执行力度。不断更新井控设备，做好井控设备的维修、配备以及检查工作。将井控演习切实的达到真实情况发生的效果。加强对员工井控意识的培养，争取让每一个员工都能有较强的井控意识。

6. 制定合理的应急预案，成立专业的应急抢险队伍

结合井下作业施工的实际情况，识别出潜在的主要风险，对可能发生的突发井喷失控事件进行研究，制定完善合理的应急预案。通过有效的应急行动，提高作业公司突发井喷失控事件的处置能力，有效预防、控制井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，最大程度地预防和减少井喷失控事件及造成的损害，保护职工生命财产安全。组织成立专门的应急抢险队伍，进行专业化的培训，熟练操作应急抢险工具用具，针对各种突发状况，模拟实战进行应急抢险演练。确保在发生井喷险情时，能够快速反应，迅速集结，能够运用专业的知识技能排除险情，守住井控工作的最后一道防线。保障职工的生命及企业的财产安全，为油区安全生产保驾护航。

井喷、井涌事故会对员工的人身安全以及企业的发展造成巨大威胁。油、气井井喷是作业施工过程中的重大责任事故,只要预防准备工作充分、措施得当、及时组织抢险加以控制是可以避免的,但是由于预防措施不当,补救工作不及时,往往会造成严重井喷或无控制井喷,轻者可导致油、气资源浪费、造成环境污染、地层压力下降、生产能力降低,重者可导致全井报废或对整个油、气田的严重破坏,给国家财产和人民的生命安全带来重大损失.如2003年震惊中外的重庆开县“12.23”特大井喷事故,造成243人死亡,4000多人中毒,10万人连夜疏散,直接经济损失6432.31万元.因此，企业要想达到企业利益与工人安全的双丰收，上下各级必须将井控工作放在首位，认真做好井控管理工作，踏实做好井下作业的各项井控工作，加强对员工强调井下作业井控工作的重要性。组织好对员工的井控培训工作。落实完善各项井控制度，确保井控工作万无一失。

摘要：对油田开采出现的溢流或者井涌甚至井喷情况所有原油开采公司都在想方设法进行防范与控制,并制定了有效可行的应急措施以应对溢流的加剧化程度,工人在井下作业时需要时刻警惕,留心观察井下的时实情况和做好井控工作,来防止溢流事故的出现甚至加剧化,从而确保了工人在井下作业的安全性。本文笔者总结了以往油田井下作业各种情况的经验,根据井下作业实际情况发现了井下作业存在的种种问题,最终提出井下作业井控问题及解决的途径。

关键词：井下作业,井控问题,解决

参考文献

[1]梁爱国,姚团军,康有福,廖幸.高硫化氢井低伤害修井与防护工艺[J].油气田地面工程,2011(08).

[2]王加明.消项圈闭在井下作业安全管理中的应用[J].安全,2011(08).

[3]王俊亮,王占永,王继春.降低井下作业综合返工率的途径和方法[J].石油工业技术监督,2011(06).

[4]刘小林,师明霞.油田井下作业监督管理新模式见成效[J].中国石油和化工标准与质量,2011(06).

井控问题篇2

要全面了解企业废弃井、长停井的数量, 封井措施采取的情况 (包括采取永久封井措施的、井口装置齐全的、井口装置不全的、无井口装置的) 。

2总结推广各单位好的做法

通过检查, 总结出以下几方面好的做法可以进行推广:

(1) 井控制度、台账齐全。基层单位对停产井管理规定落实到位, 认真执行规定, 做好停产井的巡查监护等工作, 分级分类建立停产井台帐和巡检记录, 是做好废弃井、长停井井控管理工作的基础。

(2) 巡回检查到位, 记录详细。各单位在废弃井、长停井的管理上, 做到勤巡视检查, 及时发现问题, 及时上报处理, 是预防井喷失控事故的关键。

(3) 各单位扎实开展长停井井控演练等活动, 加强全员废弃井、长停井井控安全意识, 提高处置废弃井、长停井突发紧急事件的能力, 是减少废弃井、长停井井喷失控事故损失的有力保障。

(4) 采取多种方式实行占压告知管理, 开展普法安全宣传。尽管被占压的停产内, 巡视有困难, 采取封井措施难度更大。

第三, 一些常年废弃井因周边环境变化大、基层管理操作人员多次更换等原因造成找不到井口, 难以定位和实施具体管理。

(2) 一些实施套管帽等临时封井措施的长停井随时有被不法分子切割锯开破坏盗油的风险, 一些井口压力可能会突然升高的长停井一旦被破坏, 采取有效井控措施的技术手段很有限。再者, 很多采取临时封井措施 (如封盲板) 的井, 如果封井装置因长期腐蚀或配件老化造成泄漏的风险普遍存在。

(3) 一些长停井处在开发区或工厂的范围内, 其进井路、井场都被圈占, 涉及征地、拆迁补偿等经济纠纷, 实施封井措施工作难度大。

(4) 新钻 (侧钻) 、压裂、酸化、新改注水等井的周围1km、注汽井周围200米范围内的同层井, 包括长停井、废弃井除了在地质、工艺设计上要特别关注外, 采油生产单位还要专门实地确认采取足够的防控措施。

(5) 废弃井、长停井台帐, 巡检记录需要按照相关规定进一步规范。实行废弃井、长停井的分级、分类管理, 台帐分别统计, 不同风险类型 (水泥塞、封井器、套管

(4) 完善临时封井措施, 加大巡查力度, 及时发现问题, 及时妥善处理。有计划的对长期停产井采取长期可靠的封井措施。

(5) 认真落实好井控工作例会制度、井控 (生产井、长停井、废弃井) 定期演练制度。

(6) 鉴于井口装置不全和无井口装置的长停井的大量存在, 各单位和相关部门要高度重视, 采取切实可行的安全防范措施, 制定周密的整改计划, 落实治理方案和资金, 严防外溢和井喷事故。

试压与油井井控安全篇3

石油在工业生产中是一种重要的燃料动力资源, 还是重要的化工原料。具有优越的物理、化学性质。是促进经济和实现工业现代化的重要物质基础。现代化工业对于石油的依赖, 如同人体离不开血液一样。因此, 石油被称为“工业血液”。

时常“显露峥嵘”

然而石油的作为能源的燃爆特性决定了他在勘采、储运过程中不会“甘于平淡”, 常常在人们忽视他的时候“显露峥嵘”, 使“工业血液”中掺进了一丝人血的色泽。

2010年4月20日, 墨西哥湾漏油事件, 又称英国石油漏油事故或深水地平线漏油事件, 英国石油公司所属一个名为“深水地平线”的外海钻油平台故障并爆炸, 发生持续近三个月的大量原油泄漏事件, 是和平时期 (全球) 最大规模的原油泄漏事件, 同时导致了11名工作人员死亡及17人受伤。有消息称, 该事件起因为防喷阀上的全封闭防喷器闸板发生故障, 而管理人员因为利益驱使, 忽视油井安全未及时封闭油井、违规操作所致。

在中国, 石油事故也时有发生, 仅2003年12月23日重庆市开县发生的一起天然气井特大井喷事故, 就导致了243人死亡及特大环境污染事故。事后调查显示, 该事故起因为防喷工具配用不当、未按规范施工及管理不完善所致。

由此可见, 石油这种“工业血液”, 同时也是“危险血液”, 稍不留意, 就可能带来灭顶之灾。所以对于石油的勘采、储运, 必须引起足够的重视, 要慎之又慎。

在井控安全方面, 业内人士做了很多的努力。制定了完善的操作规范、健全的安防制度, 配备了各种安防设备, 并研发了多种先进的检测手段:如利用体积传感器监测地层压力, 或利用气测录井分析判断油气层的同时, 利用接单根气预防井涌、井喷事故的发生。然而相对有限的检测手段在面对油井复杂多变的地层和钻采工况时, 往往会显得力不从心。于是以各型防喷器及节流管汇为主的井控设备就成了井控安全必不可少的最后屏障。井控设备的使用大大减少了事故的发生, 但是近些年, 防喷器失效, 特别是修井作业过程中因修井用井口防喷器故障未及时发现引发的井控安全事故正在逐步上升。井控安全不容乐观。

井控安全离不开试压

谈及井控安全, 自然离不开试压。所谓试压, 就是对井口装备、地面设施的耐压能力进行测试的过程。包括井口试压、地面管汇试压、套管试压等。

在射开油层、安装试油的防喷井口装置时, 要检验井口密封性能, 就必须对井口装置进行试压;在进行压裂施工时需要对管汇及接头部位的密封性能进行检测试压;在试修作业中对封井器和采油树反复拆装时, 也需要对井口装置及采油树进行试压;可以说, 试压对于井控安全有着重大的意义。

目前常规的现场井口试压方法主要是直接法、提拉法和封隔器法。

其中, 直接法适用于井筒能够承压的新井、用桥塞或注水泥塞封隔了产层的井等。该方法是将泵压设备接在压井管汇或井口闸门上, 然后从地面向井内注水或其他介质后加压, 从而达到试压的目的, 应用较多。

而提拉法是用钻杆或油管连接与井口套管尺寸相匹配的皮碗, 下至距井口1~2根套管内的本体上, 然后在钻具与套管环空内灌满水, 关闭半封封井器后上提, 使环空中的水压增大, 达到对井口装置试压的目的, 该法目前比较常用。

封隔器试压法则需下封隔器或桥塞临时封隔井口套管, 然后用压裂车或其他泵压设备直接向被试压部位打压的方法对井口试压。该方法可以避免井下承压, 但因工艺复杂, 费用较高, 而在试修作业中采用较少。

此外, 由四川石油管理局川西钻探公司申请并获得国家实用新型专利的“油管试压阀”在封井器和采油树的试压作业中应用较多。该阀下端连接直管挂, 上端连接油管短接, 利用上部由封井闸板、下部由特殊四通与直管挂的座封形成的空间憋压试压, 克服了试压时全井筒承压及车载作业机提升负荷难的问题。由东营市天亿石油工具制造有限公司申请并同样获得国家实用新型专利的井口防喷器快速试压装置是一种简便、快捷、方便的试压装置。该装置将防喷器主体、全封闸板总成和半封闸板总成优化组合, 简化了防喷器现场试压的繁琐工序, 利用单向单流阀结构, 能够在试压结束泄完压力后, 自动将井内的余压释放掉, 防止在拆装试压装置过程中产生冲击或飞出, 这样使试压装置密封性能更好, 使产品密封性能等各方面更加稳定、使用更加安全。

油井试压车最为常用

基于上述试压方法的完善和发展, 试压装置得以不断推陈出新。以下仅以最常用的油井试压车为例加以介绍。相对于普遍采用但安全系数低、运行能耗高、数据精确低、劳动强度大、工作效率低及井场污染高的“灌液泵+手动泵”和“水泥车+罐车”的试压方式, 新研制的试压车, 以汽车越野底盘为基础, 将水罐、液压泵、低压灌注泵和高压水泵集成在同一系统中, 辅以自动化控制技术, 可以快速、便捷、精确、安全的进行试压工作。

由于新技术采用了自动控制系统, 实现了低压灌注、试压、稳压、泄压等工序的全过程自动控制。从而避免了人为因素的影响, 使压力上限值得到精确控制。解决了原人工控制时, 压力波动大, 易造成井压失控、瞬时升高, 引发井喷、泄漏等事故, 导致人身伤害、财产损失及环境污染的安全隐患。

目前常用的油井试压车有胜利高原试压车、辽河油田环利试压车、四川海普试压车和中油牌试压车等。在技术方面, 也是各擅胜场, 现择其一、二, 介绍如下:

胜利高原试压泵车是胜利油田高原石油装备有限责任公司自主研发的新型车载试压设备, 主要由二类汽车底盘、液压系统、高压水泵、低压灌注射流泵、高低压管汇、水罐和PLC自动控制等装置组成。通过在二类汽车底盘加装专用装置可满足油水井防喷器试压、完井管柱试压、封隔器坐封打压和作业过程管柱试压等施工作业要求。

该车通过底盘变速箱取力器取力驱动液压源驱动高压水泵, 完成灌注和试压。流程的切换通过操作高低压管路阀门实现, PLC自动控制系统完成试压过程的自动控制和数据的记录打印。具有精确试压、提高效率降低成本、安全便捷、一机二用;管线对接方便, 操作简易, 劳动强度低;自带水罐, 施工设备少, 设备利用率高, 保证连续试压作业;PLC自动控制装置位于驾驶室内, 实现压力数据的采集、显示、存储和曲线打印的特点。

西南石油局第四代移动试压车由该局下属的油田工程服务公司西南石油机械厂制造, 在质量和性能上比其前几代产品有大幅度提升, 是在前三代移动检测系统的基础上, 进行的再开发和优化改良, 具有减震能力增强、试压范围增大的特点, 更加贴近用户的使用要求, 能够更好满足井控作业的多种需求。

钻井井控技术探讨篇4

关键词：井控技术,水合物,浅层气,安全性

随着我国科学技术的不断进步, 钻井井控技术也取得了较快的发展。但面临的问题依然非常严峻。众所周知石油钻井工艺是一项风险大、技术含量高、挑战性强的工程。有些低层构造比较特殊, 更使得钻井面临存在浅层气、天然气水合物、地基不稳定、地层破裂压力低等诸多问题。井控是保证钻井安全的重中之重, 与常规钻井相比, 这些地方的井控在工艺和设备上有更严格的特殊要求。所以, 针对出现的技术难点, 必须制定相应的解决措施, 确保井控作业的安全性。

1 钻井井控技术难点

1.1 节流管线长, 造成压力损失

我们知道在整个钻井过程中, 节流管线必须保证一定的长度, 这就导致了在压井循环时出现摩擦压力损失。节流管线内产生的压力损失, 加上地层破裂压力梯度低, 使得在压井时, 容易在开泵时造成薄弱地层破裂。如果气体充当了溢流体, 那么气体在进入或排出管线时, 体积迅速发生变化, 使得环空压力和节流管线内压力也迅速发生变化, 这时只能通过调节节流阀来增加套压, 保持压力稳定。但事实上, 对于操作者来说, 要想突然间做到迅速、精确的调节节流阀, 明显是有难度的。

1.2 天然气水合物

在钻井过程中, 由于压力高、温度低, 极易产生天然气水合物, 堵塞隔水管、连接器、防喷器和节流管线, 给井控作业带来一定的风险。所以, 在井控作业的各个环节, 都要考虑到天然气水合物可能产生的影响, 尽量避免事故的发生。

1.3 浅层气

浅层气主要是指地表以下1000米内的气体。这些气体产生的压力一般都比较高, 且随着下潜的距离增加, 井底压力和气体的潜在流量都是不断增加的。一旦发生事故造成浅层气井喷, 就会使气体迅速向上膨胀、扩展, 造成的影响非常大, 影响的范围非常广。

1.4 破裂压力与孔隙压力安全窗口窄

不同地方和深度的岩石密度不同, 所以当地层的深度相等时, 上面覆盖的岩石密度较小, 产生的地层表面压力就越低, 造成的破裂压力就越低。所以, 上面受到的破裂压力要远大于底层受到的破裂压力。这也就使得破裂压力与孔隙压力安全窗口窄, 造成隔水管钻井液安全增量、允许的最大关井套压和井涌余量随水深的增加而降低。越往下, 地层越疏松, 钻井井壁的稳定性也就越差, 使得井控作业难度不断加大, 甚至会导致井漏等事故的发生。

1.5 防喷器内圈闭气

防喷器内圈闭气是在处理气体溢流时, 在防喷器内残存的气体。在钻井井控技术工艺上, 圈闭气的压力是不可忽视的, 因为节流管线很长, 且圈闭气的压力大小与节流线内的静液柱压力相等。如果在压井结束后, 直接打开防喷器, 就会导致气体迅速在隔水管内膨胀, 造成井喷, 甚至会造成隔水管破裂。随着深度的增加压力增高, 产生的危害就会越大。

2 井控中几种主要难点的对策

2.1 天然气水合物的处理

解决天然气水合物带来的困扰, 必须实行预防和处理手段并行的办法。

重在预防, 主要有以下几点:

(1) 当钻水合物地层时, 最好采用无隔水管钻井方式;

(2) 在进行井控作业前, 通过井场灾害调查, 对浅层水合物部分进行评价, 在进行井位选择时, 应尽量避免水合物区;

(3) 在平时, 定期对BOP进行水合物抑制剂注射, 防止产生水合物;

(4) 采用合成油基泥浆和油基泥浆进行钻井操作, 这类泥浆含水量低、盐度高, 所以一般情况下不会产生水合物。在合成基泥浆不允许使用的场合, 可以用高盐度的水基泥浆代替;

(5) 针对不同场合, 采用不同的钻井工艺, 对施工设备进行改良等。

天然气水合物一旦产生将很难除去, 主要有以下四种方法解决:

(1) 加热法。在压力一定的情况下, 可以加入一定的循环热流体, 不断增高水合物周围的温度, 当温度比平衡温度还要高时, 水合物就会慢慢溶解;

(2) 机械法。就是采用一些机械力强力破坏水合物, 比如施工设备生成水合物时, 可以使用ROV将其除去;

(3) 化学方法。利用化学反应的原理, 注入水合物抑制剂, 使水合物与抑制剂直接接触, 慢慢溶解;

(4) 减压法。当温度一定的时候, 可以通过降低水合物表面压力, 使其小于水合物的平衡压力的方法, 将天然气水合物逐渐溶解。

2.2 浅层气的处理

浅层气的问题若处理不当, 就会造成井喷, 后果不堪设想。所以, 当在井控作业时遇到浅层气, 必须采取合理的措施进行处理。

(1) 井控作业无隔水管时, 要保证钻井液的密度小于压裂梯度。若存在浅层气, 则在保证地层不被破坏的情况下, 最大排量注入压井液压井。若这样仍不能压住井, 必须停止作业, 将工作平台移到安全区域。

(2) 井控作业有隔水管时, 隔水管主要起到导流的作用, 为钻井流体提供了一个环形回流空间。目前, 大多数钻井平台的导流系统都是将天然气引向下风, 减少火灾发生的几率, 但这种情况仅仅满足于小气量、低压的情况。当浅层气数量较大时, 也要采用加大钻井液的方法来压井。在保证地层不被破坏的情况下, 最大排量注入压井液压井。若这样仍不能压住井, 必须停止作业, 将工作平台移到安全区域。

(3) 钻领眼注意事项。在浅地层可以通过钻领眼的方法对其进行评价, 能够一定程度上规避浅层气风险。如果在钻领眼时遇到浅层气, 就需要最大排量注入压井液平衡压力, 如果气流仍然得不到控制, 就必须停止作业, 将工作平台移到安全区域, 待浅层气释放完毕后, 再回到井位继续作业。

2.3 防喷器内圈闭气的处理

压井结束后, 关闭的防喷器内残存了一部分气体, 这些压力较大的气体就是圈闭气。圈闭气的压力与节流管线内的静液柱压力相等, 并且随着钻井深度的增加而增大。处理圈闭气的方法主要有:

(1) 关闭下面的防喷器闸板, 隔离下部井眼;

(2) 从压井线一端注入压井液, 并且从节流线返出, 直到节流线和压井线内都充满压井液为止;

(3) 关闭压井线阀门, 使用油气分离器使节流线泄压;

(4) 打开环形防喷器, 同时关闭分流器, 通过压井液不断循环排除剩余气体;

(5) 关闭环形防喷器, 通过压井液将节流线内的海水和气体排除。

3 结论

尽管钻井井控技术仍然面临着诸多的难点, 但通过本文的分析, 已经提出主要难点的解决措施, 对其它的难点也提出了相应的解决策略。对于天然气水合物的处理, 要采取预防和处理并行的手段, 具体问题具体分析。对浅层气的处理和防喷器内圈闭气的处理, 也具体针对几种特殊情况提出了相应的解决方案。另外, 要想更好的完成钻井井控作业, 还要注意以下几点:

(1) 钻井之前, 必须准确预测地层破裂压力和地层孔隙压力, 确定钻井液密度和井身结构。对浅层气出现的可能性做出准确分析和评价, 在选择井控井位时, 尽量避开浅层气位置, 减少浅层气伤害。

(2) 在施工过程中, 使用随钻测压和随钻测井等工具, 实时检测环空压力和地层的变化, 做到有溢流早发现、早控制。

井控安全管理工作探讨篇5

近年来随着石油企业深入化的发展, 国内外的学者虽然在钻井技术的研究方面取得了累累的硕果, 但是成熟的钻井工艺的形成还需要一个长期的过程, 在现阶段如何有效的处置好突发“井喷”事故在生产过程中仍然极为重要。近年来的井喷事故也越来越频繁的发生, 自2002年以来, 中国石油企业就发生了多起典型的井喷事故。

(一) 2002年5月1日, 滇黔桂石油勘探局钻探钻探二公司32960DG队 (ZJ15钻机) 承钻的南方勘探开发分公司取1井, 在取心起钻过程中发生强烈的喷井, 5月3日井喷成功的得到有效地控制, 此次事件没有造成人员的伤亡。

(二) 重庆市开县东北气矿“12·23”井喷事故

2003年12月23日晚22时15分, 中石油川东北气矿所属钻井队位于重庆市开县高桥镇晓阳村的“罗家16H”气井发生井喷, 所含高浓度硫化氢气体迅速扩散, 导致附近高桥镇、麻柳乡、正坝镇、天和乡4个乡镇被毒气污染, 受灾群众6万余人, 死亡234人。

(三) 中原油田“6·19”井喷事故

2005年6月19日中原油田在井下作业一处罪业二大队作业十四队在濮3-347井补孔, 在下电泵的过程中发生井喷着火事故, 此次事故给企业造成了41.7万元重大的经济损失, 但并无人员的伤亡。

(四) 重庆市开县东北气矿“3·25”井喷事故

2006年3月24日晚, 位于重庆市开县高桥镇的中石油四川石油管理局川东北气矿罗家2号井发生井喷, 现场操作人员立即进行点火泄压处理。

(五) 中原油田“5·14”井喷事故

2006年5月14日, 中原油田再次发生井喷, 天然气爆燃事故, 此次事故造成2人烧伤致死, 7人不同程度的烧伤。

(六) 2009年年5月, 四川省德阳市旌阳区的新场气田发生“井喷”事故, 在应急人员的科学处置决策下, 2006年和2009年发生的3起突发事件均得到了稳妥处理, 事故无一人死亡, 不仅保障了人民群众生命财产安全, 还为“井喷”事故的应急处理积累了宝贵的经验。

二、我国井控安全管理存在的缺陷

(一) 能源企业没有把井控的管理责任落实到位, 井控的管理规定不完善、不到位;同时设计的审批程序有待规范

(二) 企业员工对井喷事故的安全管理意识不强、试油井控装置的配备不够完善, 油田的井控安全管理整体水平较低, 导致井控的事故频频发生。

(三) 井控的装备设施相对落后, 不足以维持现场施工的需求。油田没有真正摒弃传统的工作方法, 部分油田修井作业用的防喷器还主要以传统的手动为主。部分的井控辅助设备 (井控配套的节流、井压管线等) 不达标, 同时井控的安装不规范、有关的设备不够齐全, 缺少设备的试压记录。

(四) 企业防井喷的工作和安全措施不到位, 不能及时有效地应对突发的井喷事故。

三、井控安全管理的应对措施

(一) 加强井控源头和细节的防范工作

早期的井控工作立足于井喷预兆阶段的控制能力、管理措施, 并不能从根本上杜绝井喷事故的发生。企业要高度重视井控的安全预防工作, 坚持“预防为主、防治结合”的原则, 建立井控安全风险评价、隐患排查治理等机制, 落实隐患治理责任, 将井控管理理念从“以控为主”向“以防为主”转变, 力求将各类事故消灭在萌芽状态。

1从源头加强对井控的防患和防范工作

造成井喷的主要原因是由于地层压力异常所致, 因此要根据地层压力的区域, 声波等因素, 制定施工井控的标准, 通过加强地质工艺方案把关, 规范方案设计分级审批制度, 突出地层资料解释分析, 明确防喷等级。

2从细节上落实隐患的排查工作。

企业单位要推行双向开工验收制度, 验收时由作业大队安全监督部门和生产管理区作业监督共同验收, 只要一方认为达不到开工条件, 均有权利责令施工单位停工整改。同时企业还要完善井控安全岗位责任制度, 将责任落实到施工单位的每一位员工, 按照“分级管理、分级治理”原则, 落实隐患治理责任。

(二) 加强企业员工井控的安全培训

在企业开展井控的安全培训, 同时采取专制和兼职教室相结合、理论和实践操作下面还结合的培训方法强化企业员工安全管理意识和提高井控的安全管理水平。

(三) 优化井控设备的配置

近年来很多企业的井控设备不达标, 给企业的生产带来很多隐患, 为有效的实施井控的安全管理工作, 企业要投入专项资金进行井控设备配套升级, 改善井控装备, 摒弃传统落后的操作模式来满足现场快速高效的生产需求。

结语

井控的安全管理工作不仅关系着企业的健康稳定的发展, 还关系着员工的生命安全, 以此企业一定要高度重视井控的安全管理和防范工作, 把井控的安全管理工作落实到位, 最大限度的降低井喷事故给企业带来的影响, 确保企业健康有序的发展。

参考文献

[1]浅谈井下作业的井控安全管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (07) .

小井眼钻井井控技术篇6

关键词：小井眼,钻井,井控技术

小井眼,顾名思义是相对于常规井眼尺寸偏小的井眼结构,不同的国家定义不尽相同,有的认为是完钻井眼小于常规完钻井眼215.9mm(8讓讈″)的井眼,还有的认为是环空间隙小于25.4mm(1″)的井眼,而目前一般是把小于152.4mm(6″)的井眼定义为小井眼。小井眼可降低钻井成本,并有利于环保,目前小井眼成为一项热门钻井技术,随之而来的是如何控制小井眼钻井过程中井控的问题。

1 井控技术基本要素

1.1 基本参数及计算

1.1.1 内容积及计算

内容积是指钻柱(或管柱)的容积。

式中V内—内容积m3;

D柱内—钻柱(或管柱)内径mm;

H柱—钻柱(或管柱)长度m。

1.1.2 环空容积及计算

环空容积是井眼(或套管)与钻具之间的容积。

式中V环—单位环空容积m3;

D井—井眼直径mm。

1.1.3 排替量及计算

排替量是井内管柱排替井内流体的体积。

(1)管柱水眼畅通时

式中V排—排替量m3;

D柱内—钻柱(或管柱)内直径mm。

(2)管柱水眼堵塞时

说明:此时的管柱排替量等于管柱的外容积。

1.1.4 井底压力及计算

井底压力是井内液柱压力与其他垂直方向压力的矢量和。由于井内钻井液柱压力同时作用于井壁和井底,因此作业工况不同时,井底压力是不一样的。

井眼静止:P井底=P静液柱

正常循环:P井底=P静液柱+P环空损失

提钻时:P井底=P静液柱-P抽吸

下钻时:P井底=P静液柱+P激动

循环油气侵时:P井底=P静液柱+P环空损失+P节流回压

环空压力损失:

式中PV—钻井液塑性黏度mPa.s;

ρ—钻井液密度g/cm3;

Q—泵排量L/s;

D井、D柱外—井眼直径、钻柱(或管柱)内直径cm。

1.1.5 钻井液上返速度

式中v—钻井液上返速度m/s。

1.2 基本原理

1.2.1“U”形管原理及效应

“U”形管原理是压力平衡的基本原理。钻井作业是以“U”形管原理为依据,在钻井施工中,保持井底压力等于或略大于地层压力,即近平衡压力钻井。

当“U”形管压力达到平衡后,管底为一个压力平衡点,此压力为一个定值,可以通过任意一侧的压力获得。以“U”形管原理可以分析钻井时井内的各种压力平衡关系。

1.2.2 激动压力和抽吸压力

当钻井液在井内流动时,与井壁及管壁产生摩擦阻力,其方向与钻井液流动方向是相反的。提钻时,钻井液会向下流动补充钻具提出产生的空隙,产生向上的阻力称为抽吸压力,可以减少钻井液柱对井底的压力,大的抽吸压力,会诱使地层流体进入井筒。下钻时,钻井液会向上流动被挤出井筒,此时产生的阻力方向向下,会给地层施加一个额外的激动压力,大的激动压力,会造成井漏。

从对底层增加的压力来看,激动压力为正值,抽吸压力为负值,影响这2个压力的因素主要包括:起下管柱的速度、钻井液黏度、钻井液静切力、钻井液密度、井眼和管柱之间的环形空隙。

2 小井眼钻井的井控技术

2.1 小井眼的井控特点

2.1.1 环空间隙小,对溢流更敏感

以克拉玛依油田红浅井区观察001井为例:二开钻头尺寸为152.4mm,钻具尺寸为127mm,对比常规钻井钻头尺寸215.9mm,假设钻井液密度为1.20g/cm3,溢流物为水,溢流量为1m3,由式(2)、(6)计算得出:

常规井眼:

小井眼:

由上述计算可以得出下面2个结论:(1)相同溢流量情况下,小井眼井底压力降低值是常规井眼的4倍左右;(2)相同排量下,小井眼的上返速度是常规井眼的4倍多。

由上述计算及结论可以看出,小井眼与常规井眼相比,单位环空容积小,在相同溢流量下,流体在环空中占的高度高,上返速度快,对溢流有很强的敏感性。从井控控制来看,流体在井筒中侵入高度越高,控制难度越大。因此相同地层情况在发生溢流时,小井眼井更难控制,更容易失控。

2.1.2 小井眼钻井起钻作业时更容易产生抽吸,造成溢流或井喷的可能性越大

小井眼由于环空间隙小,在相同条件下,相同钻具的排替量在小井眼环空占的比例高,单位时间内,钻井液补充的速度快,产生的向上的阻力,即抽吸压力就会大,更容易抽吸造成溢流甚至井喷。

影响抽吸压力的因素有起钻的速度、钻井液的切力和黏度、钻头泥包情况等,其中最主要的是起钻速度,起钻速度在0.1m/s时,产生的抽吸压力位1.357MPa,当量钻井液比重是0.03g/cm3;起钻速度在1.0m/s时,产生的抽吸压力位3.770MPa,当量钻井液比重是0.084g/cm3。因此,控制起钻速度,能最大限度的减少抽吸压力。

2.1.3 循环压力损失大

循环压力损失包括:地面管汇、钻柱内、钻头水眼和环空压力损失。

以克拉玛依油田红浅井区观察002井为例,二开钻头尺寸为152.4mm,钻具尺寸为127mm,对比常规钻井钻头尺寸215.9mm,假设钻井液密度为1.20g/cm3,塑性黏度26mPa.s,排量28L/s,由式(5)计算得出:

常规井眼环空压力损失:

小井眼环空压力损失:

由上述计算可以得出,相同条件下,小井眼环空压力损失比常规井眼环空压力损失大得多,超过60多倍。在小井眼中,环空压力损失可占到泵压的90%,甚至更多,而在常规井眼中,环空压力损失仅为泵压的10%左右。另有小井眼中钻柱的旋转对环空压降的影响也很大,随着钻柱的高速旋转,环空压降会显著增加。

环空压力损失越大,钻井过程中要平衡相同地层压力,需要的钻井液柱压力就会越小,钻井液的密度就会越小,当停止循环静止时,液柱压力则不能平衡地层压力;当液柱压力能平衡地层压力时,循环时,过大的循环压力损失,会导致井漏,先漏后喷,致使井控复杂。

2.2 小井眼溢流检测技术

常规钻井溢流检测主要是通过观测钻井液罐液面的增量。这种检测方法的灵敏度主要取决于液面报警仪和坐岗人员的责任心,一般要等到钻井液罐的增量达到2m3以上才能检测到井涌。

小井眼钻井溢流时,反应时间短,不能单纯依靠钻井液罐增量来检测溢流,必须应用新的方法来提高检测精度和灵敏度,可采用的主要方法有:(1)出入口流量实时监测溢流检测方法。在钻井液入井口和返出口上安装电磁流量计,实时记录入口、出口的流量,并绘成实时曲线,可从曲线的变化来及时发现溢流,灵敏度较高;(2)钻井液流出量、立管压力实测与预测对比检测方法。实时采集钻井液流出量和立管压力,记录实测值,利用井筒动态模型预测钻井液流出量和立管压力,将实测值与预测值进行对比,根据两者之间的偏差及时判断是否发生了溢流;(3)其它溢流检测方法。钻井液流量波测量方法;钻井泵压力波的往复传播时间测量方法,此方法是根据波在气体中的传播速度比在钻井液中慢,发生气侵时传播时间会急剧增加。

2.3 小井眼压井方法

由式(2)可知,小井眼环空体积小,对溢流敏感,从发生溢流到发现溢流的时间短,并且小井眼环空压力损失很大,可占到泵压的90%,因此小井眼压井一般不能采用常规压井方法,通常采用动态压井法。

2.3.1 动态压井法(动平衡压井法)

利用循环钻井液时产生的压力损失来控制地层压力。以克拉玛依油田红浅井区观察003井为例,二开钻头尺寸为152.4mm,钻具尺寸为127mm,钻井液密度为1.20g/cm3,塑性黏度26mPa·s,由式(5)计算得出:

(1)排量为24L/s时:

当量循环密度:ρ当=0.13H柱/g H柱=1.3(g/cm3)

(2)排量为28L/s时:

当量循环密度:ρ当=0.17H柱/g H柱=1.7(g/cm3)

由上述计算可以看出,通过改变排量,可以改变环空压力损失,从而控制小井眼的井底压力,进而控制溢流,而不需要加重钻井液。

2.3.2 动态压井的现场实施

(1)实时环空压力损失监测:钻井过程中,通过改变泵排量,记录下不同排量下的实测环空压力损失,以备动态压井时使用;(2)钻进溢流时控制:现场检测到发生溢流时,应立即增大循环排量,通过增大对井底的压力,来平衡地层压力,阻止地层流体进一步侵入井筒;在不停钻的情况下,可通过提高钻具的转速来增大环空压力损失来控制溢流。

2.3.3 动态压井法的优点

动态压井法与常规压井的等待加重法和司钻法相比有以下几个优点:不用加重钻井液;可以尽快地实施压井作业;可最大限度地减小套管鞋处的压力。

常规压井是利用节流套压(井口回压)来增大井底压力,井内任意深度处所受的压力等于该深度以上钻井液柱压力与井口套压之和。而动态压井时,由于环空压力损失是均匀作用在整个井壁上的,井壁上任意深度处所受的压力等于该深度以上钻井液柱压力与环空压降之和。因此,对裸眼井段而言,动态压井比常规压井对井壁产生的压力要小。

2.3.4 动态法压井应注意事项

(1)采用动态压井法时,取全地层压力预测值和不同排量下的环空压力损失。影响环空压力损失大小的因素包括:钻井液泵的功率、井径、井深、钻井液性能、钻柱直径等;(2)动态压井主要依靠环空压力损失来平衡地层压力,由于影响环空压力损失的因素较多,因此不容易控制、量化,可能容易压漏地层,从而造成井控的进一步复杂。

所以小井眼压井的方法,也应根据现场具体情况来确定。具体考虑的因素包括:压井过程中施加给井眼内薄弱地层的最大静压力;循环压力损失;井内薄弱地层处的破裂压力。

比较压井最大静液柱压力与循环压力损失之和与地层破裂压力之间的大小,以确定是否可以利用动态压井法压井。

2.4 小井眼钻井的井控技术措施

(1)合理设计井身结构,确保高的地层承压能力;(2)合理选用钻井液性能,满足近平衡压力钻井;(3)起钻时应做到连续灌浆或按井控实施细则规定灌浆;(4)严格控制起下钻速度,及时调整钻井液性能;(5)利用有效的溢流检测方法,及时发现溢流;(6)标准化安装井控装置,确保发生溢流或井喷时能迅速控制井口,能在最短时间内恢复井内压力平衡;(7)井场储备一定量加重钻井液和加重材料;(8)根据井深、钻具的不同,选择合适的循环排量。

3 结束语

小井眼由于其井眼尺寸小的特殊性,在钻井作业过程中,应区别于常规井井控进行处置,制定针对性的井控技术措施,尤其是提高溢流检测的及时性、准确性,早发现、早关井、早处置,做到“发现溢流,及时关井;疑似溢流,关井检查;预测溢流,关井循环”。

参考文献

[1]钻井手册(甲方)编写组.钻井手册(甲方)(上册)[M].北京:石油工业出版社,1990,59-144.

[2]石油天然气钻井井控编写组.石油天然气钻井井控[M].北京:石油工业出版社,2008,26-93.

[3]陈庭根,管志川.钻井工程理论与技术[M].东营:石油大学出版社.2000,142-165.

水平井井控压井技术篇7

一、压井原理

水平井压井是依据的“U”形管压力平衡原理。把地层——井眼系统看成一个压力系统, 如图1所示, 钻柱与环形空间视为连同的“U”形管, 其底部视为井底地层。在排溢流和压井循环过程中, 利用地面节流回压和井内流体的液柱压力所产生的井底压力来平衡地层压力, 在整个过程中始终保持井底压力始终略大于地层压力, 并保持不变。随着注入井内钻井液的增加, 节流压力逐渐减小, 压井液到达井口时, 节流压力降为零, 井眼与地层之间就建立了平衡。

(1) 关井静态时井眼系统的压力平衡关系

式中:Pd-----关井立管压力, Mpa;

Pmd-----钻柱内钻井液静液压力, Mpa;Pp-------地层压力, Mpa;

Pa--------关井立管压力, Mpa;

Pma-------环形空间静液柱压力, Mpa。 (2) 节流压井循环时井眼系统的压力平衡关系

式中:Pc----井眼系统的循环压耗, Mpa;

Pcd-----钻柱、钻头内循环压耗, Mpa;

Pca------环形空间循环压耗, Mpa。

从上两式中可以看出:关井静止与循环压井状态相比, 节流循环压井时作用于井底的压力只多环空流动阻力Pca, 通常Pca不大, 即使在最大排量下也不超过1.5 Mpa。实际上Pca使井底压力增加, 压井时有利于平衡地层压力, 在这个计算中可忽略不计。上式可简化为:

若泵速不变, Pcd也不变, 因此可以通过控制立管压力来控制井底压力不变, 实现排溢流和压井循环作业。

二、水平井压井计算

从以上的分析可以看出, 在压井过程中要实现井底压力略大于地层压力必须准确的控制立管压力。而影响立管压力的因素主要是Pd和Pc。

1、关井立管压力的确定Pd

1) 当钻柱中装有压力传递孔的钻具止回阀时, 可以直接从立管压力表上读出。

2) 当钻柱中装有不带压力传递孔的钻具止回阀时, 测定立管压力的方法有两种:不循环法和循环法。

a.不循环法

此种方法是在不知道压井泵速和该泵速下的循环压力时采用:

(1) 缓慢启动泵, 向钻具内泵入少量钻井液, 并观察立压及套压的变化;

(2) 当套压超过关井套压0.5---1 Mpa时, 说明钻具止回阀被顶开。此时停泵, 记录这时的立管压力和套管压力。则:

式中:△Pa-----套压升高值, Mpa;

Pa1-------停泵时记录的套压值, Mpa;

Pa--------关井套压, Mpa;

Pd--------关井立压, Mpa;

Pd1-------停泵时记录的立压值, Mpa。

b.循环法

在已知压井泵速和该泵速下的循环压立时采用:

(1) 缓慢启动泵, 同时迅速打开节流阀及上游的平板阀, 调节节流阀使套压等于关井套压。

(2) 当排量达到压井排量时, 调节节流阀使套压恰好等于关井套压, 记录循环立管压力PT, 停泵, 关节流阀及上游的平板阀。

(3) 计算关井立管压力

式中:PT----测量的循环立管总压力, Mpa;

Pci-----以压井排量循环时的立管压力 (动压力损失) , Mpa。

2、水平井压井基本数据的计算

1) 确定地层压力

式中:Pp------地层压力, Mpa;

ρm----没有被溢流污染的钻井液密度, g/m3;

H-------垂直井深, m。

2) 计算压井钻井液密度

(1) 根据地层压力确定压井钻井液密度

式中:ρm1----压井钻井液密度, g/m3。

(2) 根据关井立压确定压井钻井液密度

为了在压井过程中保持较小的循环立压, 附加钻井液密度可在压井结束后增加。

3) 填写压井施工单

根据手册查出每米钻柱内容积、环空容积、钻具排替量、井眼容积和已记录的数据, 计算出下列数据填写压井施工单。

a.注满钻柱内容积所需时间或冲数

式中:Td-----注满钻柱内容积所需时间或冲数, s (or strokes) ;

Vd-----钻具水眼每米容积或冲数, l/m (or strokes/m) ;

QK-----压井排量, l/s;

Hc------测量井深, m。

为了准确的控制井底压力, 在填写压井施工单时必须计算出压井钻井液到达造斜点和及稳斜点所需的时间或冲数。

b.注满环空所需时间或冲数

式中:Th------注满环空容积所需时间或冲数, s (or strokes) ;

Vh------环空每米容积或冲数, l/m (orstrokes/m) 。

c.注满钻柱内和环空容积所需时间或冲数

式中:T-------注满钻柱内和环空容积所需时间或冲数, s (or stroks) 。

d.加重钻井液量

式中:V------在用钻井液总量, l;

Vr-----在用地面钻井液体积, l。

加重钻井液量通常为在用钻井液总量的1.5----2倍。

e.求低泵速压耗 (动压力损失) Pci

(1) 实测法求低泵速压耗

压井排量一般选用正常钻井排量的1/3----1/2。作为防喷措施之一, 要求井队在钻进到可能的高压层之前, 每天早班用压井排量进行循环测试Pci。由于井径和实际井眼曲线的不规则性水平井的水平段在发生气侵时用小排量很难一次将气体驱除出来, 故一般应选用二次循环压井法。第一次循环在条件允许的情况下应选用尽可能大的排量排溢流, 这样有利于将水平段的气体排除。所以每次在测Pci时至少应增加4/5、3/5两个点的排量, 并把所测数据记录到班报表上。若引起流动阻力的因素改变, 应及时补测Pci。

(2) 利用正常钻进时的泵压与排量的关系求解Pci

式中:Pn------正常钻进时的泵压, Mpa;

Qn------正常钻进时的排量, l/s (or strokes/min) ;

Qci------低排量, l/s (or strokes/min) 。

f.初始循环立管压力和终了循环立管压力

井底压力可通过改变节流阀或井口压力的办法来控制。但是, 井底压力的变化是通过立管压力来监控的。为维持适当的井底压力, 就必须确定初始循环立管压力和终了循环立管压力。初始循环立管压力是循环开始时所需的压力, 终了循环立管压力是压井液通过钻头在环空上返时的压力, 在压井过程中这两个压力的控制对保持适当的井底压力是十分必要的。

(1) 初始循环立管压力PTi

(2) 终了循环立管压力PTf

g.造斜点和稳斜点循环立管压力

造斜点和稳斜点循环立管压力是指压井钻井液由井口通过钻具内到达造斜点和稳斜点时的立管压力。

(1) 压井钻井液到达造斜点时的循环立压PZ

A.造斜点动压力损失PZd

式中:HZ----造斜点测深, m;

HZC---总测深, m;

PZd-----造斜点动压力损失, Mpa。

B.造斜点剩余关井立压PZS

式中:PZS-----造斜点剩余关井立压, Mpa;

HZC---造斜点垂深, m。

(2) 压井钻井液到达稳斜点时的循环立压Pw

A.稳斜点动压力损失Pwd

式中:Pwd------稳斜点动压力损失, Mpa;

Hw-------稳斜点测深, m。

B.稳斜点剩余关井立压Pw S

式中:Pw S-----稳斜点剩余关井立压, Mpa;

Hw C---稳斜点垂深, m。

h.确定最大允许关井套压[Pa]

最大允许关井套压是指在不蹩坏防喷设备、套管和裸露地层的条件下一口井所能承受的最大井口压力。任何情况下关井, 其关井最大允许套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。井口装置额定工作压力、套管抗内压强度可从手册中查得。一般情况下, 地层是最薄弱的, 而套管鞋处的地层破裂压力为最小值。

式中:[Pa]------最大允许关井套压, Mpa;

Pf----------套管鞋处地层破裂压力, Mpa;

Hf---------套管鞋处破裂地层垂深, m。

三、水平井压井施工

由于井径和实际井眼曲线的不规则性决定了水平井的水平段在发生气侵时用小排量很难一次将气体驱除出来, 故一般应选用二次循环压井法。第一次循环用尽可能大的排量将溢流排除, 第二次循环就可用压井排量压井, 这样既可以把侵入井内的溢流排除, 又可以实现安全压井。

1、压井步骤

1) 准备压井所需数据:录取、查表与计算。

2) 填写压井施工单:将准备的数据填入压井施工单, 并绘出立管压力控制进度曲线, 作为控制节流阀的依据。

3) 压井

第一次循环:用原钻井液循环排溢流

a.缓慢开泵, 迅速打开节流阀及上游的平板阀, 调节节流阀使套压保持关井套压不变。一直保持达到选定的排量。

b.泵排量逐渐达到选定排量时, 保持排量不变, 调节节流阀使立管压力等于选定排量所对应的循环立管总压力。在整个循环周中保持不变。调节节流阀时应注意压力传递的滞后现象, 液柱压力传递速度大约300m/s。