胡7—侧22井非常规压井技术探究

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1、胡7—侧22井非常规压井技术探究　　摘要：胡7-侧22井是中原油田部署在东濮凹陷西部斜坡带胡状构造胡10断块区的一口51/2套管开窗侧钻井，目的是评价、落实胡10块深层沙三下7～8层系产能。该区处于油田勘探开发后期，且周围注水井众多，地下注采紊乱，该井实钻过程中地层压力系数与设计出入较大，油气比高，钻井过程中出现严重油气侵、严重漏失现象，采用MTC材料堵漏后，由于一系列因素导致发生井涌，关井后采取分段强行下钻、节流压井、除气等措施，成功处理井控险情。摸索出一套钻具不在井底时非常规压井处理措施，对今后在该地区安全钻井施工具有一定的借鉴作用。关键词：开

2、窗侧钻；非常规压井；防漏；高油气比；井涌中图分类号：TB文献标识码：A文章编号：16723198（2013）110188021概述井控工作是钻井安全工作的重中之重，井涌、溢流时常发生，若不及时成功处理，轻则使井下情况复杂，造成井漏、井塌，重则会导致井喷、井喷失控，浪费油气资源，酿成火灾爆炸，设备损毁、人员伤亡等恶性事故。8胡7-侧22井是中原油田部署在东濮凹陷西部斜坡带胡状构造胡10断块区的一口51/2”套管开窗侧钻井，评价、落实胡10块深层沙三下7～8层系产能。设计井深2739米，完钻井深2726米，开窗点1900米，设计最高钻井液密度1.15g

3、/cm3。开窗段钻具组合：Φ118mm开窗铣锥+Φ889mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。裸眼井段钻具组合：Φ118mm钻头+Φ95mm单弯螺杆+Φ88.9mm无磁钻铤×1根+88.9mm加重钻杆×12根+Φ73mm钻杆。侧钻井井身结构见图1。图1井身结构示意图2井控工作难点2.1设计密度偏低依据邻井资料，预测胡7-侧22井所钻井段地层压力系数1.05，虽然地层压力系数较均匀，波动不大，但是设计密度与实际密度相差较大，设计最高密度1.15g/cm3，实际最高密度1.46g/cm3，在钻井过程中受到设计最高密度的限制，实际密度所形成的液柱压力难以

4、平衡地层压力，从而加大了溢流、井涌的风险。2.2注水井影响，造成地层压力紊乱，井漏、井涌风险大该井周围设计对应有7口正注水井，且注水压力最高达到15.6MPa，由于近期周边没有新井钻探，无法提供动态压力系数。在实钻过程中多次遇到井漏、油气井涌、地层出水等情况。2.38堵漏后发生井涌，压井处理时选择的压井液密度受到限制该井完钻后发生严重漏失，使用MTC材料堵漏后，起钻过程中发生井涌，由于堵漏材料候凝时间未到，准备选用压井液密度1.55g/cm3进行压井，担心再次发生井漏，最终选择1.50g/cm3钻井液密度进行上部压井，但是无法形成更高的液柱压力，加

5、大强行下钻时井喷的风险。2.4开井分段强行下钻存在井喷风险由于钻具不在井底，且27/8”钻具重量较轻，如果关上环形防喷器强行下钻，由于环形防喷器胶芯对钻具的挤压，下钻速度会受到明显影响。要想压井成功必须尽快下钻至井底，而在开井强行下钻过程中有井喷的风险。3井控技术措施3.1井控装置的配套、安装、试压该井按照钻井工程设计，选用35MPa井控装备，井口防喷器组从上至下依次是：FH18-35（环形防喷器）+2FZ18-35（双闸板防喷器）+FS18-35（四通）+35MPa51/2”套管头。配备35MPa手动节流、压井管汇、FKQ340-6远程控制台各1

6、套。安装ZYQ1200液气分离器1套，安装真空除气器1套，工作正常。长度75米放喷管线2条，固定牢靠。井控装备合格、严格按照规定进行试压，试压合格。3.2内防喷工具配备、加重材料储备情况8配备35MPa上下旋塞各1个（配齐旋塞扳手），带抢接装置的35MPa止回阀1个、备用35MPa旋塞1个；储备加重材料（重晶石）50吨。4井漏情况（1）钻进至2086米时，钻井液突然失返，此时钻井液密度为1.35g/cm3，堵漏后，从1000米处小排量分段循环，划眼至井底后再次发生漏失。（2）钻进至2188米，发生返水情况，钻井液密度由1.24g/cm3降至1.05

7、g/cm3，放水10方后，循环加重至1.27g/cm3后再次发生严重漏失。（3）完钻后短程起下钻至窗口，下钻到底后采用5l/s排量循环一小时，后效返至井口时再次发生严重漏失。5压井情况5.1井涌发生原因及事件经过该井完钻后短程起下钻时发生井漏，随后起钻电测，电测结束后，下入2000米Φ73mm光钻杆使用MTC堵漏材料进行堵漏，预计MTC塞面位置2000米，循环一小时后起钻，循环前井筒内钻井液密度1.38g/cm3，由于当时正值夏季，下起阵雨，雨势较大，井队泥浆罐没有及时遮盖，导致罐内钻井液密度由1.38g/cm3降至1.308g/cm3，循环替浆后

8、，钻井液液柱压力降低约1.6MPa，加之起钻过程产生的抽吸压力，井底压力降低不能平衡地层压力，导致起钻至1020米时发生严