A19井井控应急处理与压井技术的选择

边 杰， 和鹏飞， 袁则名， 侯冠中， 刘国振， 万 祥

[1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452； 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452]

A19井井控应急处理与压井技术的选择

边 杰1， 和鹏飞1， 袁则名1， 侯冠中2， 刘国振1， 万 祥1

[1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452； 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452]

渤海油田A19井为一口生产井，该井在管柱传输平衡射孔(TCP)作业后上提管柱的过程中发生了井喷。喷势迅速扩大，无法实现抢接顶驱实施常规井控作业，现场通过关闭剪切闸板防喷器实现了封井。封井后从地质因素和完井工艺因素分析井喷原因，充分考虑井内状况，通过对比法选择压井方式，最终优选置换法进行压井作业。细化方案后对于置换法压井过程中的具体实施过程和操作过程中做了详细说明，为后续类似情况做技术储备和指导。

井喷；置换法；压井；渤海油田

0 引 言

井喷事故是油气开发过程中最为严重的事故，处理不当将直接影响人员、设备完整和环境保护。海洋石油开发过程中具有不同于陆地开发的独特性，作业平台孤立于大海中，出现井喷事故以后的影响远远大于陆地[1—4]。渤海油田开发过程中渤中片区上部主要目的层位于明化镇，局部存在浅层气，下部地层目的层主要在沙河街地层，局部在东二段存在异常微高压，具有一定的井喷风险。渤海油田A19井曾发生井喷事故。本文分析了井喷发生的原因，介绍了压井技术的选择和实际压井操作的过程，以期为类似事故的处理提供借鉴。

1 作业背景

1.1 地质情况

A19井是一口生产井。DST测试和FMT资料表明，油田压力梯度为0.992MPa/100m，温度梯度为3.57℃/100m，属正常压力、温度系统。A19井动用的明化镇组地层压力预测为13.6MPa(垂深1415m)，馆陶组地层压力预测为14.5MPa(垂深1508m)。

1.2 工程概况

井口防喷器组合为下闸板防喷器(346.1mm，70MPa)+钻井四通(346.1mm，70MPa)+上闸板防喷器(346.1mm，70MPa)+剪切闸板防喷器(346.1mm，70MPa)+环形防喷器(346.1mm， 35MPa)。

井身结构为一开444.5mm井眼至450m，下入φ339.7mm套管[K55钢级、61ppf(1ppf≈1.488kg/m)、BTC扣型]至447.6m，二开311.15mm井眼至1831m，下入φ244.5mm(N80钢级、40ppf、BTC扣型)至1825.5m。

完井方式采用套管射孔+优质筛管砾石充填防砂+绕丝筛管砾石充填防砂完井，射孔段为1324.8～1754.9m，总长为430.1m，气层与油层垂直厚度比值为30m∶14.2m。

2 井喷事故的发生与处理

A19井射孔作业结束，为了防止射孔后地层出砂造成卡枪，计划将射孔管柱上提，错开射孔段后进行压井作业。缓慢上提管柱2.4m时，钻杆内喷出大量完井液完全覆盖司钻房玻璃窗，遮挡司钻视线，无法实现下放管柱座卡瓦接顶驱。快速上提钻具，准备利用二层台摄像头观察接顶驱，当再次上提管柱15.76m时，钻杆内持续喷出大量完井液及大量气体至二层台，声音刺耳，无法实现抢接顶驱实施常规有效井控作业。立即关闭上闸板防喷器及剪切闸板防喷器，剪断井内钻具，封井成功，剪切钻具前钻杆内已无液体，环空溢流量7m3，套压逐渐上涨至11.17MPa。

3 井喷发生原因分析

3.1 主要原因

井喷发生的主要原因如下：

(1) 气层能量充足： 计算井底压差0.62MPa时，气体瞬间流量相当于1.2m3/s，瞬间产气量大。

(2) 渗透率较高： 气层地层流通性较好，最高达到139mD，流体流动空间大，当井筒静液柱压力低于地层压力时，地层压力极易快速传播至井筒内。

江西铜业集团的德兴铜矿对含硫废石采用微生物浸出—溶剂萃取—电积方法，每年回收硫精矿1 000 t，铜9.2 t，金33.4 kg，产值达1 300多万元，铜、金和银的回收率分别为86.60%、62.32%和65.09%[26]；大冶有色公司丰山铜矿对尾矿采用重选—浮选—磁选—重选联合工艺再选，得到铜精矿、铁精矿、硫精矿，其品位分别为Cu 20.5%、TFe 55.61%和S 43.61% [27]。

(3) 储层埋深浅： 射孔段顶界1324.8m(垂深1202.1m)，流体涌出井口所需时间短。

(4) 钻杆无控制手段： 射孔后，钻杆为敞开状态，井涌发生，必须抢接考克或者抢接顶驱。

(5) 技术风险有利有弊： 射孔后如果直接采用立即循环压井可能造成砂埋射孔枪；而如果选择射孔后将射孔枪提出射孔段，可能会造成井涌失控。

3.2 次要原因

井喷发生的次要原因如下：

(1) 射孔枪的负压效果： 射孔后，累计灌入2.9m3(井下射孔枪内容积约2.84m3)；钻杆与环空在负压阀处连通，假设钻杆与环空内液面下降幅度相同，计算液面下降117.7m(相当于1.18MPa液柱压力，造成近0.55MPa负压，致使井底气体进入井筒更加严重)。

(2) 气体进入井筒造成液柱压力降低： 气体进入井筒后，井口为敞开状态，气体为非均匀侵入、气柱式膨胀，造成井底压力在流体自动外溢前过早失去平衡。

4 压井技术选择

4.1 压井技术的选择

井喷发生后，采用剪切闸板防喷器将井内钻具剪断实现了关井。这种情况下，没有循环通道，无法实施常规压井方法压井，也无法实施强行下钻法进行压井。硬顶法和置换法是在不能建立正常循环时实现井控的两种非常规压井方法[5—10]。硬顶法(也称为压回法)是将井内气体和受污染的钻井液反推回地层，要求地层应具有大吸入量，同时压井液用量大、设备能力要求高。若不具备这些条件，就应考虑采用置换法压井。置换法压井(也称为顶部压井法)是除去到达井口气体的一种井控方法，该方法是在保持井底压力于安全范围内高于地层压力以确保气体不再继续侵入井眼的条件下，分次向井内泵入适量压井液，并等待压井液和气体在井筒内充分置换后，再放掉适量气体，直至排出井眼中全部气体为止。

鉴于本井剪断钻具前钻杆内钻井液已喷空，关井后侵入井眼的气体会集聚在井眼的上部，造成套压逐渐上升，直至井底压力与地层压力相平衡，现场决定先采用置换法逐次进行井口排气，达到压井的目的后对落鱼进行打捞，之后再下入钻具进行正循环常规压井。

4.2 压井液密度的确定

本井为油田开发井网加密调整井，在该井的周边存在较多已生产井。根据钻前压力预测明化镇组地层压力预测为13.6MPa(垂深1415m)，计算地层压力系数在0.98g/cm3。根据周边井作业经验1.03g/cm3完井液可实现一级井控状态。因此首先采用1.03g/cm3密度压井液进行置换法压井。

5 压井施工过程

成功关井后，制订现场置换法压井施工程序，梳理压井流程图，做压井准备。对地面管线试压，配置压井液。用顶驱连接一根φ139.7mm钻杆+钻杆考克(打开)+φ139.7mm短钻杆至剪切闸板以上，并关闭万能防喷器，监测剪切闸板与万能之间的压力。

5.1 压井施工程序

压井的施工程序为： (1)用固井泵小排量挤入压井液，记录泵压、泵入量；(2)静止观察15min，等待气体置换至井口；(3)通过阻流管汇缓慢放喷，利用针型阀控制放喷速度，记录套压；(4)放喷见液体返出后，关闭针型阀，停止放喷；(5)重复上述动作，继续置换压井。

5.2 压井操作过程

压井操作过程可以为两次压井及后期处理。

5.2.1第一次压井

第一轮压井： 固井泵打背压11.17MPa(与套压一致)，打开压井液动阀；固井泵泵入1.03g/cm3完井液10m3，排量5.3L/s；观察泵压由11.17MPa下降至10MPa，监测钻杆压力1.38MPa；挤注结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，通过控制阻流管汇液动针型阀开度调整放喷速度，观察返出为气体，5min后见液体返出，套压维持10.00MPa不变，立即关闭液动针型阀。

第二轮压井： 固井泵泵入1.03g/cm3完井液50m3，排量8L/s；观察泵压由10.20MPa下降至7.93MPa，监测钻杆压力1.38MPa上升至2.76MPa；挤注结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，起初观察返出为气体，10min后见液体返出，套压由7.93MPa下降至7.58MPa，立即关闭液动针型阀；将钻杆压力放至1.72MPa。

第三轮压井： 固井泵泵入1.03g/cm3完井液10m3，排量5.3L/s；观察泵压由7.58MPa下降至7.32MPa，监测钻杆压力1.38MPa上升至2.07MPa；挤注结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，起初观察返出为气体，5min后见液体返出，套压由7.32MPa下降至6.26MPa，立即关闭液动针型阀。

第四轮压井： 固井泵泵入1.03g/cm3完井液20m3，排量8L/s；观察泵压由7.12MPa下降至6.92MPa，监测钻杆压力2.07MPa上升至3.45MPa；挤注结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，起初观察返出为气体，5min后见液体返出，套压由6.92MPa下降至4.48MPa，立即关闭液动针型阀；将钻杆压力放至1.03MPa。

第五轮压井： 固井泵泵入1.03g/cm3完井液20m3，排量8L/s；观察泵压由5.89MPa下降至5.38MPa，监测钻杆压力2.76MPa上升至4.00MPa；正挤结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，起初观察返出为气体，5min后见液体返出，套压由5.38MPa下降至4.48MPa，立即关闭液动针型阀；将钻杆压力放至1.03MPa。

总结上述数据，如表1所示。

表1 第一次压井施工数据

5.2.2第一次压井作业分析

第一次压井过程中，累计泵入2倍井筒容积的压井液，关井压力仍维持在较高水平，分析认为井筒内存在较大漏失，根据本平台此前所完成两口井地层漏失情况推断，本井底层亦可能存在2m3左右的漏失，压井液进入地层，同时所选用压井液以渤海油田常用完井射孔后工作液为主体，该完井工作体系也不具备与钻井液一样的砂岩封堵效果，因此漏失不能形成有效的液柱导致第一次压井失败。第一压井失败后，为应对压井过程中的井漏，压井液体系改为具有暂堵效果的简易保护储层钻井液(PRD)，该体系钻井液在砂岩段可形成暂堵泥饼，泥饼承压能力试验结果在20MPa左右，在渤海油田疏松砂岩水平段中大规模使用。按照压井程序，继续用置换法进行第二次压井，同时考虑进入井筒后的压井液在出现气侵后仍能保证一定的液柱压力，因此提高压井液密度至1.07g/cm3，理论不气侵时同垂深(1415m)下比1.03g/cm3压井液高0.41MPa的压力差，完全在PRD钻井液暂堵泥饼的承压范围内。

5.2.3第二次压井

第一轮压井： 固井泵泵入1.07g/cm3简易PRD完井液65m3，排量5.3～8L/s；观察泵压由4.37MPa上升至9.58MPa，监测钻杆压力1.03MPa上升至2.76MPa；挤注结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，起初观察返出为气体，20min后见液体返出，套压由9.53MPa下降至4.65MPa，立即关闭液动针型阀。

第二轮压井： 固井泵泵入1.07g/cm3简易PRD完井液4.6m3，排量2.65L/s；观察泵压由4.65MPa上升至8.49MPa，监测钻杆压力2.76MPa上升至3.03MPa；挤注结束后，观察15min，使气体置换，套压由8.49MPa下降至7.80MPa；缓慢放喷，观察返出为气体，套压由7.80MPa下降至2.73MPa，关闭液动针型阀。

第三轮压井： 固井泵泵入1.07g/cm3简易PRD完井液3.66m3，排量1.32L/s；观察泵压由2.73MPa上升至3.80MPa，监测钻杆压力2.76MPa上升至3.86MPa；正挤结束后，观察15min，使气体置换；缓慢放喷，观察返出为气体，套压由3.86MPa下降至0，立即关闭液动针型阀，钻杆压力降为0，压井成功。

总结上述数据如表2所示。

表2 第二次压井施工数据

5.2.4后期处理

(1) 打开两侧钻井四通，用固井泵从压井管汇灌入1.07g/cm3完井液处置钻井四通以上圈闭气体，完井液从阻流侧返出，初始漏速为1.5m3/h，逐渐降至0.2m3/h。停泵关闭液动阀，观察井口30min，压力始终为0，打开防喷器组，灌满井筒，观察井口液面返出较多气泡。

(2) 对落鱼进行铅印打印、磨铣、打捞，捞获落鱼并成功解卡后，正循环一周，观察气全量和泥浆池液面稳定。

6 结 语

A19井成功实施了置换法压井，取得一定的经验。首先应急反应及时，从发生井喷到关闭剪切共用时3min，成功控制井口，后续处理措施得当，共用时31h压井成功。但在总结成功经验的同时，需要思考不足之处和改进方法。首先对于油层和气层共存的射孔段，要考虑分层射孔方案，避免油层和气层同时射开，防止层间干扰，对于长跨度射孔段，要考虑分层射孔的方式。对于气井和气油比高的油井射孔作业时，考虑在射孔管柱上加入压力开孔装置，在起钻至循环位置之前，保证钻杆内与环空隔绝，射孔后应立即循环并上下活动管柱。射孔前配管时，考虑循环或起钻的因素，避免拆甩单根及短钻杆，提前配长或错扣起钻至循环位置。发生井涌时，按照相关要求进行关井，尽可能抢接考克，以便更好地展开后续作业。

[1] 张兴全,李相方,李玉军,等.钻井井喷爆炸事故分析及对策[J].中国安全生产科学技术,2012,8(6)： 129.

Zhang Xing-quan, Li Xiang-fang, Li Yu-jun, et al. Analysis and countermeasures of blowout and explosion in drilling [J]. Journal of Safety Science and Technology, 2012,8(6)： 129.

[2] 张洪,王凯,曾宏.钻井井喷事故人因失误特征分析和对策[J].天然气工业,2010,30(8)： 98.

Zhang Hong, Wang Kai, Zeng Hong. Feature analysis and countermeasures of human error in drilling blowout incidents [J]. Natural Gas Industry, 2010,30(8)： 98.

[3] 任美鹏,李相方,刘书杰,等.钻井井喷关井期间井筒压力变化特征[J].中国石油大学学报自然科学版,2015(3)： 113.

Ren Mei-peng, Li Xiang-fang, Liu Shu-jie, et al. Characteristics of wellbore pressure change during shut-in after blowout [J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science) , 2015(3)： 113.

[4] 姚登川,叶佳杰,崔巍,等.基于事故树分析钻井井喷事故危险评价研究[J].钻采工艺,2015(5)： 12.

Yao Deng-chuan, Ye Jia-jie, Cui Wei, et al. Risk assessment study of drilling blow-out based on fault tree analysis [J]. Drilling & Production Technology, 2015(5)： 12.

[5] 孙振纯,夏月泉,徐明辉.井控技术[M].北京： 石油工业出版社,1997： 163-172.

Sun Zhen-chun, Xia Yue-quan, Xu Ming-hui. Well control technology [M]. Beijing： Petroleum Industry Press, 1997： 163-172.

[6] 集团公司井控培训教材编写组.钻井井控工艺技术[M].东营： 中国石油大学出版社,2008： 128-131.

Compilation Group of Well Control Training Materials. Drilling well control technology [M]. Dongying： China University of Petroleum Press, 2008： 128-131.

[7] Grace R D, Burton M R. Mud lubrication： a viable alternative in well control [C]. SPE, 1996： 35122.

[8] Robert D G. Blowout and well control handbook [M]. Burlington： Gulf Professional Publishing, 2003.

[9] 张桂林.置换法压井操作方法[J].石油钻探技术,2010,38(2)： 1.

Zhang Gui-lin. Operation method of killing well by replacement method [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2010,38(2)： 1.

[10] 马迎新,宋波,张国强.非常规井控技术在双602井的应用[J].石油钻探技术,2000,28(4)： 4.

Ma Ying-xin, Song Bo, Zhang Guo-qiang. Application of unconventional well control technology in Shuang 602 well [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2000,28(4)： 4.

ApplicationoftheLubricationWellKillingMethodinBohaiA19Well

BIAN Jie1, HE Peng-fei1, YUAN Ze-ming1, HOU Guan-zhong2, LIU Guo-zhen1, WAN Xiang1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China; 2.TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

BZ29-4-A19 well is a production well. After the tubing-conveyed perforation (TCP) balance job, blowout happened in the process of raising pipe string. Spray expanded rapidly, so that it is impossible to pick up top drive and implement conventional well control operation. The operators chose to close the shear ram blowout preventer and realized well shut-in, and then successfully implemented the lubrication well killing method to make the well out of danger. We introduce the basic situation of the well, the process of blowout and the process of lubrication well killing method.

blowout; lubrication; well killing; Bohai Oilfield

2017-03-08

边杰(1984—)，男，工程师，主要从事海洋石油钻井技术监督与管理工作。

TE921+.5

A

2095-7297(2017)03-0136-05