石油 钻井 井队 现场压制

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1、新场气田新851井抢险压井封井施工主讲：程常修1基本情况2难度及风险3压井封井设计4压井封井准备5压井封井施工6井口窜漏检查7压井封井基本经验1基本情况1.1基本数据地理位置：四川德阳德新镇五郎村一组开钻日期：2000年1月5日完钻日期：2000年10月22日设计井深：4650.00m完钻井深：4870.00m目的层位：三叠系上统须家河组二段施工单位：新场气田公司新场气田区域构造位置图1.2井身结构26″×94.51m20″×91.48m16″×1119.00m133/8″×1010.62m121/4″×2860.00m95/8″×2854.75m81/2″×

2、4550.51m7″×4544.53m57/8″×4870.00m5″×4506.56-870.00m新851井井身结构示意图2000年11月1日替喷测试，获无阻流量151.4×104m3/d。11月2日正式投产输气，在井口套压61.2MPa状态下输气40×104m3/d。经一年的生产和压井封井前的降压输气情况，重新求得该井的无阻流量为314.27×104m3/d。1.3新851井气产量1.4井口隐患的发现2001年11月1日整改采气平台闸阀时，井内传来一声异响，油套压突然持平，初步分析井内油管在井口附近出现短路或者脱落。为了保护井口和井内套管，采取降低井口压

3、力和加大输气量的办法，输气量从每天40×104m3增加到65×104m3，2002年1月6日，产气量进一步加大为80×104m3。2002年2月10日，为降低井口压力，给下步压井创造有利条件，将输气量提高到103×104m3/d，井口压力降至53MPa，环空压力降至4MPa。1.5井下异常情况分析11月1日在完井替喷作业结束后，在“天窗”放空管线尚未接好的情况下，发现7″套管也发生破裂，7″×95/8″环空压力达到47MPa，该压力已超过95/8″套管抗内压强度（该套管上段钢级N80，抗内压强度为44.5MPa，允许抗内压35.6MPa）。听到井口“砰”的一声

4、,7″×95/8″环空和95/8″×133/8″环空压力同时变为16MPa。而此前95/8″×133/8″环空压力为零。分析认为95/8″套管也破裂。因7″×9-5/8″环空和9-5/8″×13-3/8″环空已完全窜通。立即从井口开环空泄压，并抢接一条放喷管线进行放喷点火。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0.31×104m3/d。2002年1月25日，环空产量增涨明显加快，产量约为600m3/d。1月26日增至每天900m3。至2月25日压井施工之前，环空输气量已高达8.2×104m3/d。1基本情况2

5、难度及风险3压井封井设计4压井封井准备5压井封井施工6井口窜漏检查7压井封井基本经验2难度及风险2.1压井封井的必要性井内油管脱落已经无法按原来的常规方式正常生产。油管脱落4天后，环空气产量和产水量呈上升趋势，环空温度、井口套管头开始逐渐发热、温度升高。环空串气通道正在继续刺大，情况继续恶化，险情在日益加重，井口已处于非常危险状态。由于Φ177.8mm和Φ244.5mm套管都已经发生破损，使得环空控制能力实际受到339.7mm套管抗内压强度的局限，并直接危及339.7mm套管的安全。而339.7mm套管下深只有1010m，承压能力很低，抗内压强度为21MPa，

6、允许的抗内压强度仅为16.8MPa。一旦环空压力超过此值时，就会造成套管的崩毁，而最外层的508mm套管更是不堪一击。一旦出现套管崩毁的情况，必将出现井口甚至井场周围地带失控的场面，数百万立方米的天然气将无控制地从地表喷出，从而造成特大恶性安全事故。不但会造成气田的破坏，国家油气资源的巨大浪费，而且对人民的生命财产和环境保护都将造成不可估量的损失。2002年1月30日，新场公司邀请西南石油局、四川石油管理局有关领导、专家对该井的生产异常情况进行研究，认为：该井已经存在很大的安全隐患，如井口失控发生意外，后果将不堪设想，必须尽快进行压井，应立即组织进行压井准备。

7、要顺利完成此次压井作业，必须安排具有井控能力强，有高压高产井压井经验，能够制定现场操作性强的压井方案，并能够进行安全压井作业，有特别能战斗的设计和施工队伍。会议决定，由四川石油管理局承担此项工作，完成压井设计和施工工作。2.2压井封井的难度因井内油管脱落，井内是空井，无循环通道，不能按正常程序压井。由于油管掉在井内，且在井内是弯曲的，油管内仍为高压天然气，在压井过程中，油管内压缩天然气易反弹，给压井造成很大危害，因此，该井比一般的空井压井更加困难。该井压力高、产能大，无阻流量高达314.27×104m3/d。该井输气83×104m3/d时，井口压力55.8MP

8、a，输气量提高到103×104m3/d