高压气井井控风险分析与认识<br/>——以川西北地区SY001-X9井为例

高压气井井控风险分析与认识
——以川西北地区SY001-X9井为例

2023-01-05李先烽和鹏飞宋峙潮

石油工业技术监督 2022年12期

李先烽，和鹏飞，宋峙潮

1.四川宝石花鑫盛油气运营服务有限公司(四川成都 610500)

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300452)

川西北地区地质分层中存在多个气层，雷口坡组以下地层含硫化氢。纵向上呈现出多压力系统的特点，且裂缝发育，发生井筒溢流与漏失的可能性较大，常出现上喷下漏或上漏下喷的复杂情况。因此该地区井身结构设计多以五开、六开井身结构为主，同时钻井过程中尝试采用多种钻井工艺施工以提高钻井效率，但也增加了井控安全的不确定性因素，再加上施工人员的井控安全意识淡薄，导致该地区钻井施工过程中井控险情屡次出现。为此，对该地区SY001-X9井钻井施工不同工况下的3次险情进行分析，为后续钻井施工提供井控安全管理经验[1-2]。

1 基本情况

SY001-X9井是川西北气矿所属滚动评价井、开发井，位于卢家漕构造上二叠统底界构造高点附近，井型为大斜度井。设计井深8 240 m，垂深7 376 m，目的层栖霞组，实际完钻井深8 365 m。设计为五开井身结构，留有备用套管一层，该地区钻井施工难点在四开钻井施工，需穿过雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、吴家坪组、茅口组，共计6组地层，且以上地层勘探早期都曾为目的层进行过开采，裂缝发育，油气资源富集。地质设计中提示四开地层压力系数从1.67～2.0均有分布，成为该井井控风险最大的施工阶段。

2 井控险情分析

钻井设计中虽然已经提示了雷口坡组～茅口组安全密度窗口窄，易出现喷漏同存的风险。但该井由于按设计钻井液密度钻遇异常压力地层、施工人员井控安全意识不强及未按井控措施执行等原因，造成本井四开至完钻过程中仍然发生了3起溢流井控险情。

2.1 第一次（钻进过程中）溢流险情及分析

1）2020年9 月26日11:21使用密度1.93 g/cm3，漏斗黏度52 s有机盐聚磺钻井液钻进至井深6 380.21 m，地层：长兴组，发现液面上涨0.3 m3，出口流量由14.2%上升至23.8%。

发现溢流后现场立即组织关井，观察套压由0上升至0.4 MPa。随后采用密度1.96 g/cm3压井液经液气分离器控压循环，套压由0.4 MPa上升至4.1 MPa后逐渐降低至0.8 MPa，循环调整钻井液出入口密度均匀至1.96 g/cm3，液气分离器出口点火焰高0.5～1.0 m。循环两周后，停泵观察出口断流。开井，循环钻井液，液面恢复正常[3-4]。

2）2020年9 月26日18:44复合钻进至6 390.17 m，再次发现液面累计上涨0.4 m（330 min），出口流量无变化；循环观察15 min，液面上涨0.4 m3；立即组织关井，观察压力期间套压从0上升至7.1 MPa，发生井控险情。

立即采用控压循环排气，出口点火焰高4.0～7.0 m，如图1所示。由于火焰高度持续不降，决定继续加重钻井液密度至1.99 g/cm3，套压逐渐由9.8 MPa降至0.5 MPa，出口火焰高4.0～8.0 m不降。

图1 控压排气现场图

3）由于火焰高度持续不降，又处于重大节假日期间，决定降密度释放地层压力。9月27日08:00经液气分离器控压循环排气，释放地层能量。共计释放地层压力12天，火焰高度仍无明显变化，释放地层压力无效。

循环钻井液密度逐渐加重至2.16 g/cm3，加重后地层发生漏失，注堵漏浆承压堵漏7次，经液气分离器控压循环排气，出口焰高2.0～4.0 m，无明显效果。

经多次采用堵漏钻井液无明显效果后，且出现漏喷同存的复杂情况，决定起钻至上层套管鞋，注水泥堵漏压井。钻塞后，继续出现漏失，又进行了3次高失水堵漏、1次水泥堵漏，后调整钻井液密度至2.07 g/cm3恢复钻进[5-6]。

此次溢流井控险情主要是由于钻遇异常高压地层，油气层孔隙度高、发育良好，比设计压力系数预测高0.27；再次恢复钻进过程中现场作业人员收到溢流汇报后，未立即关井，而继续循环观察，导致气体快速上升运移，最终造成高套压井控险情的发生。其次，泄压过程中火焰无明显减弱，现场又未准确求取立压，导致压井过程中发生漏失，最终出现喷漏同存的局面，增加了后续处理的难度。因此，溢流发生后第一时间停泵关井、然后求取到准确的关井立压，仍是溢流处置的关键步骤，否则将会造成后续处置的复杂化。

2.2 第二次（低泵冲试验过程中）溢流险情及分析

1）2020年11 月29日21:40下钻至井底（井深6 438 m），11月30日06:45精细控压循环排后效、处理钻井液（钻井液密度由2.13 g/cm3降至2.07 g/cm3），07:07做低泵冲试验，坐岗工发现液面上涨5.2 m3并汇报，07:23恢复原排量后发现立压下降2 MPa，录井人员汇报立压降低、液面异常。倒换阀门使用精细控压设备循环，排量一致，立压仍下降2 MPa。立即组织关井，观察套压由3.2 MPa快速上升至11.2 MPa。发生第二次井控险情，如图2所示。

图2 第二次溢流现场图

2）发生险情后，由于关井套压增长较快，气体运移上升至上部井段，决定采用“控压循环排气+多次环空反推压井液”的方案进行，反推压井液密度2.35 g/cm3的有机盐聚磺钻井液。

3）由于环空反推压井液过程中，地层发生漏失，决定控压起钻至4 354 m，再次进行正挤返推。然而起钻遇阻，采用倒划眼（未开泵）+控压起钻至井深4 354 m，控压0～2.8 MPa，期间间断多次反挤钻井液密度2.35 g/cm3的有机盐聚磺钻井液。

4）环空反推堵漏钻井液1次；采用精细控压反推密度2.15 g/cm3、浓度45%的堵漏钻井液40.0 m3进入环空。

5）压裂车正挤高失水堵漏钻井液1次；为避免钻杆水眼堵塞，采用压裂车正挤密度1.90 g/cm3、浓度44%的高失水堵漏钻井液30.0 m3进入井筒，堵漏成功。

6）控压循环、划眼、短程起下钻循环排后效；起钻更换钻具组合，下钻钻塞；分段控压划眼、循环排气。然后精细控压循环处理钻井液，提密度至2.15 g/cm3，立压17.4～19.3MPa，套压0.5～1.2 MPa，排量1 560 L/min，焰高0.5～5.0 m，气体流量0～650.0 m3/h，恢复正常。

此次溢流井控险情主要原因是当班人员处置不当，溢流发现后未立即关井导致。司钻、钻井技术负责人收到坐岗工发现溢流5.2 m3及录井工发现立压异常下降2 MPa后，均未立即关井，反而恢复原排量倒换阀门至精细控压流程循环验证，加速侵入气体上升运移，违反了发现溢流立即关井的井控要求。其次循环降低钻井液密度0.06 g/cm（3井底压力降低约3.7 MPa）后，未停泵静止观察出口断流情况，违反相关井控规定。再次，由于做低泵冲试验的原因，同等排量时精细控压人员监测到出、入口流量相差3～4 L/s，认为是低泵冲排量变化引起，未汇报也未验证，无井控安全意识，错失了最佳关井时间。

另外该井地质设计中对长兴组-吴家坪组压力系数预测为1.80，实钻使用密度分别为1.93、2.07 g/cm3钻进长兴组发生气侵，地质预测压力系数低，导致现场施工人员思想麻痹，忽视了钻进过程中的异常高压风险，是此次险情的间接原因。

2.3 第三次（控压下套管过程中）溢流险情及分析

1）2021年8 月9日14:20使用127 mm（5＂）钻杆送Φ168.28 mm套管至井深4 181 m，为避免裸眼段发生井漏，按固井设计要求进行精细控压循环降密度，控压2.0 MPa，4 181 m上部井段密度由2.14 g/cm3下降至2.05 g/cm3，下部井段井浆密度仍保持2.14 g/cm3。8月10日05:20控压下钻送套管至井深6 584 m；05:24精细控压人员发现液面上涨，出口流量由13 L/s上升至21 L/s，立即汇报，并迅速关井。观察套压由3.0 MPa上升至8.0 MPa，液面上涨2.6 m3。第三次井控险情出现。

2）出现险情后立即组织“反推压井液降低套压+抢下套管+快速固井”方案。

前期分两次反推环空密度2.14 g/cm3压井液共计80.0 m3，降套压至0.4 MPa；开井，控压（2.0～3.0 MPa）环空循环、抢下钻杆送套管至井底（7605.00 m）；坐挂、丢手完成后立即组织固井正注快干水泥浆16.0 m3；后快速控压（2.0～3.0 MPa）起钻至悬挂点以上400 m，关井观察，套压1.3 MPa上升至3.1 MPa，气层未被全部封住；后下钻在喇叭口位置（5 700 m）正注缓凝水泥浆40.0 m3，侯凝、恢复正常。

此次溢流井控险情主要原因是中途控压循环降低密度后井底压力不能平衡地层压力，导致地层气体进入井筒引发溢流。该井在川渝地区第一次采取“钻具下放期间通过下钻激动压力补充井底压力，在静止期间通过精细控压补压控制井底压力”的思路操作[7-8]。在理想状态下，下钻激动压力恒定，则能起到补充压力的作用，但实际上激动压力由于钻井液的黏滞作用以及下放速度的不均匀，导致激动压力是非恒定的且呈波动状态，因此井底压力也呈波动状态，形成井底压差导致井底压力失衡；其次目前激动压力计算模型与现场实测数据存在一定误差范围，无法准确得到下钻全过程的激动压力值；再次，控压过程为手动设置调节，作业人员长时间重复操作，可能由于岗位间沟通不畅、人员疏忽、操作错误等原因都将严重影响控压效果，间接导致井控险情的发生[9-10]。