S-X6井溢流处理及压井施工浅析

张国海，贺志荣

1.中国石油长城钻探长庆石油工程监督公司 （陕西 榆林 124010）

2.中国石油长庆油田分公司工程技术管理部 （陕西 西安 710018）

井喷是危害极大的钻井事故，井喷失控会造成巨大的经济损失，使钻井成本增加，油气资源损失和受到破坏，严重污染环境，危害人身安全等[1]。溢流是指当地层压力大于井筒压力时，地层中的流体不断流进井筒推动井内钻井液外溢的现象。溢流如发现不及时，会造成井涌，如果井涌情况控制不得当，则极易造成井喷。所以，溢流的发现和控制是钻井过程中一个极其重要的环节。发现溢流后，应立即关井，并马上进行压井作业，在井筒内建立钻井液液注压力来平衡地层压力，以此来控制溢流情况的进一步恶化。通过对S-X6井溢流伴漏失的处理，总结出了一些处理此类情况的经验得失，对同类井有一定借鉴意义。

S-X6井是部署在陕西省榆林市榆阳区孟家湾乡的一口开发井，井型为常规定向井。是丛式井井组中的第6口井，设计井深3 191.67m，完钻层位马家沟第6层、第6小层。该井于2013年7月3日开钻，套管结构：表套311.2mm×400m+技套244.5mm×400m，2013年 7月 16日打开气层，井深 2 492m，监督住井，2013年 7月 26日完钻，完钻井深3 191.67m，完钻层位马家沟。

S-X6井在2013年 7月 26日 17：34完钻循环过程中发生溢流，钻井监督立即要求关井观察，钻井液入口密度为1.18g/cm3，出口密度为1.12g/cm3，全烃值 80×104mg/L,套压 1.12MPa，立压 1MPa。 现场储备40m3密度1.20g/cm3重浆、重晶石30t、石灰石40t。17：40钻井监督向建设方和监督部汇报险情。18：40建设方和监督部到达现场研究处理方案，18：00至 18：50套压由 1.12MPa升至 2.9MPa立压1MPa，决定节流循环压井。

1 溢流处理过程

1）驻井监督上报井上溢流情况后，由监督部和甲方工程组成员组成的井控应急领导小组立即赶往现场，根据现场实际情况共同协商决定继续关井观察，同时做好有毒有害气体监测。2013年7月26日22：10组织压井，根据井筒压力情况计算压井液数据，配置140m3密度1.25g/cm3的加重钻井液，开泵泵压为1.2MPa，套压为2MPa，进行节流循环压井。节流循环至2013年7月27日凌晨2：30，入口密度为 1.25g/cm3，出口密度为 1.25g/cm3，无气体溢出，套压为0。但由于井队更换水龙头由任被刺坏的密封圈。待密封圈更换完毕后，再次关井观察，4：30套压上升到2.5MPa时，出现井漏现象，漏失量7m3/h，节流循环泄压，在重浆中加入堵漏剂，为防止井漏进一步恶化，出现更大险情，决定节流循环泄压，第1次压井失败。

2）2013年7月27日16：30配备加重泥浆密度为1.28g/cm3并适量加入堵漏材料，于17：00开始节流循环压井，节流套压 1.5～2MPa，立压 0～3.5MPa，排量0.9m3/min，在配浆罐中配置密度为1.28g/cm3，开始入口密度为1.28g/cm3，循环至21：00，出口密度为1.21g/cm3，全烃值不降，保持在90×104mg/L以上的，无有毒有害气体，判断第2次压井失败。

3）2013年7月28日井控应急领导小组对现场工作重新研究，制定压井方案。坐岗检查无漏失，决定继续加重浆，加随钻堵漏剂节流循环压井，泥浆密度提至1.32g/cm3，于0：30开始节流压井，始终保持入口密度为1.32g/cm3，共配液300m3。节流套压2MPa，立压 4.5MPa，循环至 4：00 出口密度为 1.18～1.20g/cm3，除气后为 1.30g/cm3，继续循环至 5：30 出口密度不变,总烃值始终不降,仍然保持90×104mg/L,无有毒有害气体，判断第3次压井失败。

4）2013年7月28日5：30继续加重浆，将泥浆性能提升至1.35g/cm3，于6：00开始压井，循环过程始终保持入口泥浆性能1.35g/cm3，共配置加重浆300m3，节流套压为 2MPa，立压为 6MPa，当循环至10：00出口密度为1.22～1.24g/cm3，当除气后密度为1.34g/cm3，继续循环至13：00，出口泥浆性能能不变，总烃值始终不降，保持90×104mg/L不变，无有毒有害气体，判断第4次压井失败。

5）2013年7月28日13：00经井控应急小组讨论决定继续加重，保持入口密度为1.38g/cm3，13：30开始压井，循环时加随钻堵漏剂，共配液300m3，节流套压为2MPa，立压为6MPa，循环至17：00出口泥浆密度为1.26～1.28g/cm3，除气后为1.37g/cm3继续循环至20：00，泥浆性能能不变，总烃值始终不降，保持90×104mg/L不变，无有毒有害气体，判断第5次压井失败。

6）2013年7月28日20：00经讨论继续加重泥浆，循环时加随钻堵漏剂，节流循环保持入口密度为1.40g/cm3，节流套压为 1.5MPa，立压 6.5MPa，节流循环至22：00发现漏失，漏速20m3/h，采取降柴油机转速，降套压为 1MPa，立压 3.5MPa，漏速为 10m3/h，节流循环至 23：00，出口泥浆密度为 1.32～1.34g/cm3，除气后密度为1.38g/cm3，总烃值90×104mg/L以上，无有毒有害气体，漏速下降为5m3/h，继续节流循环至2013年7月29日6：00，出口泥浆性能不变，总烃值始终不变，保持90×104mg/L不变，无有毒有害气体，漏速保持5m3/h，判断第6次压井失败。

7）经井控应急小组讨论认为：经过六次压井，压井重浆密度从1.25g/cm3逐步调整至1.40g/cm3，未能将井底气层压住，井底气层压力异常高压。在第6次压井过程中出现井漏，判断为刘家沟组漏失。泥浆比重1.40g/cm3已达到地层承压极限压力，不能继续加重。一旦出现大量漏失，井口势必将失控。经井控应急领导小组讨论决定注水泥填井。

2013年7月29日11：30准备打水泥填井时发现卡钻，决定强行固井。11：44开始打水泥前置液0.5m3，11：45 注水泥，11：47 工作压力为 2MPa，11：49为 2MPa，11：51 为 5.5MPa，11：52 为 4MPa，11：53 为3.8MPa，11：56 为 2MPa ，12：00 排量 1m3/min，工作压力2MPa，12：34开始顶替，顶替量18m3。固井水泥42.7m3， 最大泥浆密度 1.92g/cm3， 最低 1.85g/cm3。12：45 固井结束，封固井段 2 466～3 191m。 13：00 开始倒扣悬重42t，发现钻具突然解卡，但因钻杆扣已经基本倒开，剩余钻具落井，为降低损失决定重新对扣。13：45对扣成功，上提悬重增加108t，现场判断解卡成功。14：00至16：00起钻25柱循环替出上部水泥浆。 全烃值由40×104mg/L降至10×104mg/L，至19：00 全烃值又升至 50×104mg/L。22：00 全烃值升至80×104mg/L，入口泥浆密度为1.42g/cm3,出口密度为1.35～1.38g/cm3,22：30 关井观察 20min 套压 0MPa,立压0MPa.经协商无回压节流循环，循环至2013年7月30日6：30,在此期间每隔20min开井活动钻具（避免发生卡钻）,入口泥浆密度保持为1.40g/cm3,出口密度为 1.33～1.34g/cm3,2013年 7月 30日 6：30关井观察20min套压0MPa,立压0MPa。7：30开井循环，入口密度为1.40g/cm3，出口密度为1.34g/cm3,全烃值80×104mg/L，现场判定固井封堵失败。第7次压井失败。

8）2013 年 7月 30日 8：30关井观察套压在0.3～1.5MPa 之间，观察至 10：30 进行节流循环，入口泥浆密度为1.41g/cm3，出口密度为1.20g/cm3，泵压9MPa，套压 0.3～1.0MPa，全烃值 3×104～6×104mg/L 经现场井控应急小组决定实施第2次固井填井封堵，为安全起见决定埋入钻具500m，节流循环至17：13打开封井器下入8根钻杆至2 466m，关井节流循环，泵压 9MPa，套压 0.2MPa，循环至 21：00 开井循环，入口泥浆密度为1.41g/cm3，出口密度逐渐升至1.40g/cm3，已达到进出口密度平衡，经现场井控应急小组决定，将井中全部钻具起出，下入光钻杆进行固井封堵，23：20起钻至 2013年 7月 31日 6：00全部起钻完毕，10：35下入钻杆86柱，开泵循环，入口密度为 1.41g/cm3，出口密度为 1.40g/cm3，11：35 开始注水泥作业，注入前置液 4m3，工作压力2MPa，排量1m3/min， 水泥浆密度为 1.89g/cm3，12：03 注水泥完毕， 注入水泥 20m3（35t），12：25 替浆完毕， 替量24m3。起钻26柱关井，封固井段1 966～2 466m。关井后8h内套压一直为零，判断第2次水泥封堵成功。第8次压井成功，险情排除。

本井是此井组的第6口井，前5口井完钻都没有出现复杂情况，但由于地层发育的原因，该井在马五6层位变薄，同样的垂深上实际已经打开了马五7层，并且此地层出现了异常高压，井上人员配置的钻井液密度不能达到平衡马五7地层压力的要求，造成了本次溢流情况的发生。

2 压井施工作业

2.1 多次压井失败原因分析

1）本井下部层位异常高压，后经测算地层压力达到41MPa，而上部刘家沟层位，承压能力又较低，发生溢流时，已有轻微漏失，如此情况下给压井施工带来了很大难度。

2）首次压井已基本成功，但由于更换水龙头由任密封圈，耽误了时间，钻井液没有得到充分的循环，地层流体侵入井筒污染泥浆，被污染的钻井液未得到及时处理，进而造成第二次压井失败。

3）自第三次压井到第六次压井已配置并泵入超过1 000m3钻井液，正常情况下井内受污染的钻井液应该已被处理干净，但由于此井又漏又涌，压井施工中井口回压极难控制 （节流管汇节流阀控制），地层流体持续侵入，全烃值居高不下，导致压井失败。

4）带钻头注水泥固井后起钻，产生抽吸作用，造成地层气体上窜或固井水泥受泥浆污染，造成第一次固井失败。

2.2 压井成功原因分析

1）本井下部马五7层位异常高压，上部刘家沟又有轻微漏失，在这种复杂的井筒环境中，井队人员能及早的发现溢流并且驻井监督能够及时下达正确的指令，是没有发生较大井控事故的关键。

2）井队发生溢流情况后，甲方项目组和监督部人员立即奔赴现场，与井队人员协同组织压井作业。驻井监督协调各方起着串联作用，加之对井上情况的了解，为井控应急小组提出了不少合理化建议，加上井队人员平时对设备保养到位，地面井控设备灵敏可靠，坐岗人员工作认真，及时发现全烃值升高，果断关井，控制了地层流体的侵入，为下一步的压井施工作业留有了足够的空间，虽多次压井失败，但始终没造成失控。

3）在第一次打水泥封堵失败后，井控应急小组成员立即认真总结经验，认识到第一次打水泥封堵失败主要是由于带钻头打入水泥起钻时有抽吸作用，造成封固失败。在总结失败原因后立即采取应对措施，及时调整钻具结构，使得第二次打水泥封堵作业成功。

4）驻井监督在本次压井过程中，严格监督各个工种岗位，严格执行井控应急领导小组制定的施工方案，收集第一手数据并反馈给现场决策人，及时调整压井参数，即便是压井液密度达到地层承压能力极限时，也没有造成严重的漏失，避免造成井喷失控的严重后果。

3 技术难点分析

3.1 低渗漏气井井控技术难点

低渗漏气井井控技术难点是由其地层特点决定的，随着漏入地层的钻井液量增多，表现出地层压力不断升高和压井循环正常后停泵一段时间又会出现溢流的情况，导致了“井漏、溢流、加重钻井液、井漏、井涌”又漏又涌恶性循环风险的存在。这就需要井队在平时钻进过程中如果发现漏失要立即封堵，避免以后在井下复杂情况的处理中难上加难。如果此类情况已经发生，用水泥或其他封堵能力强的材料堵住漏层也不失为一种经济有效的方法，否则想用常规井控方法来建立井内压力平衡，不但要消耗大量的材料和时间，而且难以成功。

3.2 压井过程中对井口回压的控制

低渗漏气井在压井施工中，如何控制气体在井筒内向上滑脱是难点。由于气体的膨胀和滑脱特性，一旦发生气侵，井底压力将不断减低，井控风险随之增大，严重时可导致井喷失控[2]。在节流压井过程中有效的控制节流阀的开关，可以减缓气体在井筒内向上滑脱效应，从而能够更好保证的井口和井下的安全。在节流压井施工中，控制井口回压值是工作中的重点，如果井口回压过低，地层流体会进入井筒污染泥浆，如果井口回压过高，会将地层压漏，使本来就复杂的井下情况变得更加复杂。但是，如何确定在压井过程中的回压值，采用多大的回压既有利于安全，又有利于施工。就井口回压对气体膨胀的抑制作用进行分析，并对压井过程中回压值的确定进行了探讨。

图1为不同回压条件下气体沿井筒上升过程中你将池体积增量变化情况（气体膨胀越大，泥浆池增量就越大）。可以看出：增大井口回压，能有效的抑制气体体积膨胀。保持其他条件不变，溢流1m3后，假设井底恒压且保持平衡，则井口未采取节流措施时（井口回压为0），受侵钻井液上返过程中的井口最大溢流量为6.18m3；井口回压为3MPa时，井口最大溢流量减小到2.25m3；井口回压为6MPa时，井口最大溢流量减小到1.48m3。井口回压增大到一定值后，其对气体的膨胀抑制作业明显减弱，综合考虑各种因素，建议在施工中的回压值控制在2～5MPa[3]。

4 认识与总结

1）地质人员在卡层时一定要仔细认真，不能一味的依赖邻井数据来判断本井井下情况。

2）当钻入井下情况复杂的地层时，要实时做好预防准备，时刻保持钻机设备的良好运转，做好一切可能发生井下事故的应急预案。

3）当钻遇高压地层发生溢流后，提高钻井液密度压井，而将地层压漏，造成钻井液失返。在这种情况下，应该大致了解漏层位置，起至漏层以上注入堵漏钻井液堵漏，再在溢流层位以上注水泥塞或加重浆，将溢、漏层分隔开来。先堵漏，再控制溢流，但这样做也会造成水泥浆被溢流顶至钻头以上，很可能造成卡钻[4]。如果还控制不住，则考虑下套管固井来实施压井措施。

4）井控预案和防喷演练是搞好井控安全的重要工作，不同工况下都要进行防喷演习，使施工队伍在出现井控险情时能做出正确判断[5]。

5）在处理气井溢流情况并对其循环压井时，采用一定的控制回压，能有效地抑制气体膨胀和滑脱，控制因气体膨胀带来的井底压力降低幅度，从而抑制了气体的进一步侵入，降低井控风险。井口回压增大到一定值后，其对气体膨胀的抑制作用减弱，应按现场实际情况考虑，把循环压井的回压值控制在合理范围内。

[1]周金葵，李效新．钻井工程[M]．北京：石油工业出版社，2007．

[2]张桂林．清溪1井溢流压井分析[J]．石油钻探技术，2009，37（6）：6-10．

[3]杨鹏，马季，顾晓敏，等．注水井不压井带压作业技术完善与推广[J]．内蒙古石油化工，2011（12）：110-111．

[4]蒋希文．钻井事故与复杂问题[M]．北京：石油工业出版社，2001．

[5]李相方．提高深探井勘探效果与减少事故的井控方式[J]．石油钻探技术，2003，31（4）：1-3．