从典型井喷案例谈一次循环法压井工艺

张桂林

(中石化胜利石油工程有限公司，山东东营 257000)

油气井钻井过程中，由于对地层压力预测不够准确等原因，难免会发生溢流与井喷等井下故障，如果处理不当，往往会造成填井重钻、井眼报废等严重后果[1-6]。因此，采取合理的压井方法至关重要。在发生溢流后，只要钻具水眼畅通、能够正常循环，就可以应用一次循环法(即工程师法、等待加重法)压井工艺。应用该工艺压井时，直接从钻具内注入压井液，将井眼环空中受油气污染的钻井液顶替排出，压井液返至井口后压井结束。该压井作业在一个循环周内完成，具有压井时间短、见效快的优点[1-4]。但是，近年来国内多口油井在发生井喷后，采用一次循环法压井工艺压井时，因对井内压力平衡问题认识不到位、套压控制不当、压井排量不合理等原因，导致压井不成功，虽然采取其他压井措施进行了补救，但造成了巨大的浪费[5-7]。因此，以元坝272-1H井和清溪1井压井作业为例，分析了其一次循环法压井失败的原因，并以井内压力平衡控制为基础，给出了环空仍然有钻井液和环空喷空2种情况下的一次循环法压井工艺，以提高该压井方法的可操作性，实现快速压井并恢复正常钻井施工。

1 一次循环法压井中存在的主要问题

一次循环法压井方法是最基本、最常用的压井方法，但实际应用中却存在一些问题。例如:元坝272-1H井在固井替浆过程中发生溢流后，采用一次循环法压井2次均未成功，后采用了平推法压井才取得成功[5]；清溪1井发生溢流关井后，初期应用一次循环法压井2次基本取得成功，但在循环排气时因憋泵而停泵观察，再次开泵循环时环空液面上升，经多次开泵循环，井眼情况持续恶化，被迫放喷点火，后因环空喷空，先后组织了3次抢险压井，最后注水泥封井弃井。上述2口井在溢流和井喷后，都是在井眼内钻井液可循环状态下进行压井，但都未成功。究其原因，主要是对井内压力平衡问题认识不清、套压控制不当和压井排量不合理，一次循环法压井工艺的可操作性也比较差。

1.1 对井内压力平衡问题认识不清

元坝272-1H井固井前钻井液密度为2.18 kg/L，井内压力处于平衡状态，表明地层压力系数不高于2.18。发生溢流后，采用密度为2.38和2.40 kg/L的压井液2次节流循环压井后，套压降至0，立压为4 MPa，表明此时井内压井液可以平衡地层压力，应继续循环排气，并适当提高压井液密度。但是，现场压井时却采取了关井观察2 h的方案，结果套压升至13 MPa，立压升至12 MPa，导致一次循环法压井失败。最终采用平推法压井，挤注密度为1.90 kg/L的水泥浆15 m3并全部推入套管重叠段，压井成功。

清溪1井发生溢流时钻井液密度为1.60 kg/L，关井套压升至20.00 MPa后发生井漏，再次溢流关井时套压最高升至4.15 MPa，据此分析地层压力系数应低于1.70[3]。该井在环空喷空后，关井套压升至56.40 MPa并且继续升高，打开5条放喷管线放喷后，套压仅为2.00～5.00 MPa，这表明此时井眼内存在大于50.00 MPa的气体流动阻力仍作用于井底。但由于未对井下压力平衡状况进行详细分析，采用了密度为2.05～2.20 kg/L的压井液压井，发生了井漏，漏失了大量压井液，压井失败最终注水泥封井弃井。

1.2 套压控制不当

压井作业中，要尽量使井底压力与地层压力相平衡，而井底压力等于环空液柱压力、环空流动阻力与套压之和。因此，在压井液密度、排量已经确定的情况下，随着环空中压井液不断上返，液柱压力逐渐增大，套压应该逐渐降低，直至降为0。但在元坝272-1H井和清溪1井的压井过程中，并未这样控制套压。

在元坝272-1H井2次循环压井中，都按高套压进行控制，控制套压上限分别为50和55 MPa，2次压井注入的压井液体积均超过循环段井眼容积。因控制套压太高制约了环空中压井液上返，并因井底压力过高而造成井漏，压井液既有上返也有漏失，因而套压降低幅度有限，压井未能成功。第2次循环压井结束时，套压为12 MPa，但停泵后套压为0，说明压井作业中对套压的控制是不合理的。该井采用一次循环法压井工艺本来可以成功控制溢流，第2次压井后套压已经降至0，且能够起出5柱钻杆至井深3 935.00 m，再关井采用平推法压井成功，就说明了这个问题。

在清溪1井第1次抢险压井中，套压始终控制在12 MPa，压井液开始进入环空时被高速气流雾化，随后因压井液密度高、排量大而发生井漏，环空中无法形成有效液柱，从而无法建立井内压力平衡，压井失败；在第2次抢险压井中，未根据环空中压井液上返高度来控制套压，仍然发生井漏，压井再次失败。该井抢险压井时井眼环空已喷空，在这种情况下压井，理应根据环空液面升高高度降低套压，防止发生井漏，使液柱稳定升至井口。在2次压井作业中，都没有考虑液面升高与套压变化的关系，忽视井漏问题，导致压井失败。

1.3 压井排量不合理

清溪1井压井作业时采用了2.0～2.6 m3/min的大排量，违背了低泵速小排量压井的基本原则[1-3，8]。压井开始后，井内气体仍高速喷出，受高速气流的影响，大排量注入的高密度压井液在井眼环空中的上返阻力大，加上套压控制不当，井底压力过高而造成井漏，压井液大量漏失而不能在环空形成液柱，无法建立井内压力平衡，导致压井失败。

1.4 一次循环法压井工艺可操作性差

一次循环法压井工艺通过控制立压来进行，虽然理论上正确但操作难度很大，一直存在着耗费时间长、材料消耗大甚至造成压井失败的问题。分析认为，主要原因为：1) 立压表与节流阀之间的距离长，压力反应滞后问题无法解决，难以实现较准确的操作；2) 在溢流关井后等待压井时间长，侵入井眼的气体量将会不断增加，从而增加了压井难度；3) 不能控制注入排量与排出流量相等(气体集中段排出后)，压井作业中溢流或漏失难以避免；4) 不能闭环循环压井，增加了压井液用量，排出的原钻井液与受污染钻井液增加了地面与储罐占用。

2 一次循环法压井工艺

现有井控标准中，没有可操作性强的一次循环法压井工艺，不能规范压井作业，并且标准自身也存在一些问题[8-11]。为此，以井内压力平衡为基础，提出了环空仍然有钻井液和环空喷空2种情况下的一次循环法压井工艺。

2.1 环空仍然有钻井液的情况

发生溢流关井，环空仍然有钻井液时，依据U形管原理进行压井设计与计算，见图1。

图1 关井期间U形管原理示意Fig.1 The principle of U tube during shut-in

关井时井内压力平衡关系为：

pp=pb=pd+pmd=pa+pma

(1)

循环时井内压力平衡关系为：

pp=pb=pcd+pmd-pld-plb=pma+paj+pla(2)

式中：pp为地层压力，MPa；pb为井底压力，MPa；pd为关井立压，MPa；pmd为钻柱内静液柱压力，MPa；pa为关井套压，MPa；pma为环空内静液柱压力，MPa；pcd为循环时的立压，MPa；pcd=pc+pd；pc为正常(开井)循环时的立压，MPa；pld为钻柱内循环压耗，MPa；plb为钻头水眼循环压耗，MPa；pla为环空循环压耗，MPa；paj为节流压力(井口回压)，MPa。

2.1.1 主要压井参数的计算

根据油气井所处区域或溢流关井数据确定溢流类型后，需计算主要压井参数，并制定压井方案。

1) 录取关井立压。关井立压pd是压井参数计算的源头数据，应根据钻具组合中是否装有回压阀，分别采取不同的录取方法，详见文献[1-3]。

2) 计算地层压力。地层压力是确定合理压井液密度的主要依据，计算公式为：

pp=pd+pmd

(3)

3) 确定压井液密度。以计算出的地层压力当量密度为基础，增加一个密度附加值，即为压井液密度，计算公式为：

(4)

式中：ρe为钻井液密度附加值，油水井一般取0.05～0.10 kg/L，气井一般取0.07～0.15 kg/L[1-3，8-10];H为井深，m;ρmk为压井液密度，kg/L。

4) 计算压井立压。一次循环法压井曲线见图2(图2中：pTi为初始总立压，MPa；pTf为终了总立压，MPa)。由图2可知：0—t1时间段内，压井液到达钻头，立压由pTi降至pTf；t1—t4时间段内，压井液由井底返至井口，立压保持pTf不变[1-3]。

图2 一次循环法(工程师法)压井曲线Fig.2 Killing curve of the engineer’s method

PTi和PTf的计算公式分别为：

pTi=pd+pci

(5)

pTf=pciρmk/ρm

(6)

式中：pci为压井排量下的循环压力，MPa；ρm为钻井液密度，kg/L。

5) 确定压井套压。压井液到达钻头时的套压峰值和溢流顶面到达井口时的套压峰值，其计算公式较为复杂[1-3]，可以将压井套压计算值作为压井作业的参考，也可根据防喷器额定压力、套管抗内压强度与地层漏失压力进行控制[8-11]。

6) 确定压井液用量。压井液用量按照钻柱内容积、井眼环空容积和地面循环系统容积确定，一般取总容积的1.5～2.0倍[1-3]。

7) 计算压井时间。压井时间包括钻柱内及井眼环空中注满压井液所需时间，根据压井排量和井内容积确定，压井液排量一般取正常钻进时钻井液排量的1/3～1/2[1-3，8-11]。

2.1.2 压井工艺

1) 开始压井前，应清楚套压达到最高值的时间(即图2中的t2)，做好调节节流阀控制套压的准备。

2) 开始压井后，根据立压变化控制节流阀，但应考虑压力传递的滞后问题，根据井深进行延迟控制。

3) 压井过程中，时刻注意立压及套压的变化。压井初始阶段，立压会逐步降低，当压井液由井底返至井口时，立压保持不变；套压逐步升高转为快速降低，压井液返出井口后套压降至接近0。

4) 继续循环排气，测量返出的压井液密度，如果接近注入的压井液密度，说明注入排量与返出流量相等，压井结束。

对于高压气井溢流压井，存在气体窜槽影响顶替效率的现象，可以通过适当延长循环排气时间的方法来解决。但是，应严防井漏，在确保不漏失的前提下排出气体，建立井内压力平衡。

2.2 环空喷空后的情况

井眼环空喷空后，环空充满高压气体，钻具内仍然充满钻井液，清溪1井抢险压井即为这种状况。由于环空已没有液柱压力(忽略气柱压力)，套压达到最高(接近地层压力)。根据井内连通状况，仍然依据U形管原理进行分析，见图3。

图3 井眼环空喷空后关井期间U形管原理示意Fig.3 The principle of U tube during shut-in after the well is fully emptied

关井时井内压力平衡关系为：

pp=pb=pd+pmd=pa

(7)

开始循环时井内压力平衡关系为：

pp=pb=pcd+pmd-pld-plb=paj+pla′(8)

式中：pla′为环空循环压耗，MPa。

在环空喷空情况下，若忽略气柱压力，则关井情况下套压pa与地层压力pp基本相等。压井时环空存在气体流动摩擦阻力(即环空循环压耗)pla′，立压与套压的变化与环空有钻井液的状况一致。关井立压录取、地层压力、压井液密度、压井液用量、压井立压和压井时间的计算与环空仍然有钻井液的情况下计算方法相同，但压井套压的控制方法则并不相同。典型压井曲线见图4和图5。

图5 井眼喷空后不同压差下的压井曲线Fig.5 Killing curves under different pressure differences after the well is fully emptied

2.2.1 压井套压的合理控制

井眼环空喷空后，因为环空全为气体，这与环空仍然有钻井液时气体返出井口的过程类似。不同的是，压井开始时套压最高，在压井过程中套压逐渐降低，直至降至0。压井过程中套压随着液柱上返的变化情况见图6。

图6 压井过程中套压随着液柱上返的变化过程Fig.6 Variation of casing pressure with the upward return of liquid column during killing process

井眼喷空情况下，一次循环法压井作业时套压控制分2种情况：1)条件允许，可以全关井(节流阀全关闭)；2)条件不允许，不能全关井，只能部分关井(节流阀不全关闭)。这2种情况下压井，开始压井时套压最高，之后不应再高于该套压值。合理控制套压，既要防止液柱受污染发生混掺、窜槽等而影响液柱压力，又要防止发生漏失而无法形成有效液柱。

1) 全关井情况下的压井。压井前，油气井处于全关井状态，地层气体不能进入井眼。开始压井后，钻井液与压井液从钻头进入环形空间上返并逐步形成液柱，套管压力逐步降低，气体仍不能进入井眼。如图4所示，在0—t1时间段内，压井液到达钻头后，钻柱内原钻井液进入环空，套压由pa降至pa1；在t1—t2时间段内，压井液进入环空并返至井口，套压由pa1降至0。两个阶段内套压都是稳定降低的，但第2阶段降低幅度更大，井眼处于受控状态，气体不能进入井眼。

2) 部分关井情况下的压井。在这种情况下，地层压力高于允许关井套压，其差值为Δpa，因而需要在环空中形成一定高度的压井液柱，与套压一起来平衡地层压力pp，即Δpa+pa=pp。压井前，关小节流阀开度使套压达到最大允许压力，此时地层中的气体继续进入井眼并喷出地面。开始压井后，保持最大允许关井套压直到环空液柱压力达到Δpa后，开始逐步增大节流阀开度来降低套压，其压井曲线如图5所示。如果套压与地层压力的差值较小，钻柱内的钻井液进入环空后能在较短时间内形成液柱，即能达到压力平衡，然后套压开始降低，见图5(a)；如果套压与地层压力的差值较大，钻井液与压井液进入环空后需在较长时间内形成较高液柱后才能达到压力平衡，然后套管压力开始降低，见图5(b)。

2.2.2 压井工艺2.2.2.1 全关井情况下的压井

1) 压井前，应清楚压井液到达井底的时间t1和套压降至的压力值pa1(见图4)，做好调节节流阀控制套压的准备。

2) 压井开始后保持排量稳定，在0—t1时间段内调节节流阀控制立压和套压的变化，应考虑压力传递滞后的问题。

3) 压井液到达钻柱底部后，立压从pTi降至pTf，此后保持不变，套压由pa降至pa1。

4) 在t1—t2时间段内，压井液进入环空并返至井口。根据时间与压井液上返高度控制套压逐步降低，直至压井液返出井口，套压降至0。该过程中立压基本不变。

5) 继续循环排气，观察压井液返出情况，测量返出压井液的密度，如果接近注入压井液的密度，注入排量与返出流量相等，则压井结束。

2.2.2.2 部分关井情况下的压井

1) 压井前，应清楚井内压力达到平衡所需的时间，即图5(a)中的t1和图5(b)中的t2，做好调节节流阀控制套压的准备。

2) 压井开始后保持排量稳定，根据立压和套压的变化调节节流阀，应考虑压力传递滞后的问题。

3) 压井液到达钻柱底部后，立压从pTi降至pTf，此后保持不变；在钻井液与压井液进入环空形成的液柱压力达到Δpa之前，套压保持最大且不变(见图5)。当环空内液柱压力达到Δpa时，理论上井内压力达到平衡状态，但因在此之前不能全关井，气体一直处于进入井眼混入压井液的状态，该时间可适当延长。延长的时间难以准确计算，可根据井内压力、喷出速度、井眼深度等实际情况考虑，以确保井内压力达到平衡。

4) 井内压力达到平衡后，可认为地层气体不再侵入井内。控制套压逐步降低，直至压井液返出井口，套压降至0。该过程中立压基本不变。

5) 继续循环排气，观察压井液返出情况，测量返出压井液的密度，如果接近注入压井液的密度，注入排量与返出流量相等，则压井结束。

井眼环空喷空情况下压井作业有几个问题需要注意：1)存在气体窜槽影响液柱质量的问题，可延长循环排气时间，直至井内压力达到平衡；2)控制立压不变与套压逐渐降低并不易实现，但只要压井液排量稳定、密度不变，基本能达到控制效果；3)严防井漏，在确保不漏失的前提下排出气体，建立井内压力平衡。

3 应用实例

川东北地区HF203井完钻井深6 191.00 m，采用尾管回接方式完井，回接筒下至井深3 622.84 m。该井尾管固井结束59 h后发生溢流，关井时井内钻具位于井深533.56 m处，关井后井口压力超过50 MPa。因钻具下深太浅不能直接循环压井，在关井放喷情况下强行下钻至井深3 517.77 m后，采用一次循环法压井。该井压井时环空已经喷空，并且地层压力高，不允许全关井。压井过程中，考虑喷出气体含水，控制最高套压20 MPa进行压井(未按最大允许套压控制)，用时2.75 h压井成功。该井详细压井过程见文献[4-5,7]。

建立井内压力平衡是井控技术的关键，井控技术不但可用于溢流压井，也可用于解决复杂压力条件下的平衡压力钻井问题。土库曼斯坦阿姆河地区钻井复杂问题的解决，就是井控技术成功应用的典范[12-14]。

4 结论与建议

1) 一次循环法压井方法是常规压井方法，只要钻具接近井底且能够循环，就可应用该方法压井，但在实际应用中，存在因控制套压过高而造成井漏的问题，易导致压井失败。

2) 高压气井发生溢流后出现井眼环空喷空时，在应用一次循环法压井作业中，只要采取合理的控制方法，实现随着液柱升高套压逐渐降低的目的，就能够防止气体继续进入井眼并能防止压井液漏失，从而实现快速压井成功。

3) 压井成功是指恢复到正常施工作业状态，封井弃井算不上压井成功。应研究不同情况下的压井方法，实现各种溢流、井喷都能一次压井成功，达到“科学压井，经济压井”的目的。