清溪1井可控溢流事件总结报告
一、基本情况
清溪1井是中石化川东北探区的一口预探井。由胜利石油管理局70158钻井队承钻，2006年1月11日开钻，2006年12月17日4:00四开，12月20日钻至井深4285.38m时发生溢流,泥浆比重1.60g/cm3。在各级领导、专家、参战单位的共同努力下，先后经过三次抢险施工，于2007年1月3日压井封井成功。抢险过程中，没有任何人员伤亡，也没有造成当地空气、水质污染。各次开钻的钻头尺寸、套管下入深度参见表1，井身结构参见表2。
表1 清溪1井井身结构
开钻次数 | 井段 （m） | 钻头尺寸(mm) | 套管尺寸(mm) | 套管下深 （m） | 水泥返高（m） |
导管 | Φ508 | 15.16 | 地面 | ||
一开 | -601.43 | Φ406.4 | Φ339.7 | 600.64 | 地面 |
二开 | -3070.00 | Φ316.5 | Φ273.1 | 3067.79 | 地面 |
三开 | -4261.77 | Φ241.3 | Φ193.7 | 2913.96-4260.97 | 2913.96 |
四开 | -4285.38 | Φ165.1 |
二、溢流发生的经过及处理
（一）溢流发生
１、发生溢流关井（20日2:18－2:22）
２００６年12月20日2:15 Φ165.1ｍｍ钻头钻至井深4285m遇快钻时，由81min/m增快到46min/m。 2:18 钻达井深4285.38m，（0.38m只用3min），立即停钻循环观察，2:18-2:22（4min）溢流1.5m3，泵压由15.7MPa下降至14.3MPa（此时排量1.06m3/min，钻井液密度1.60g/cm3，粘度50s）。随即停泵关井，2:33(11min)套压升至20MPa。
２、溢流量增大（2:34-2:44)
12月20日 2:34（1min）套压下降到2MPa，随即节流循环，排量0.15m3/min，但钻井 液返 出 量大于泵入量，2:44 （10min）溢流量增大。2:46关井，至3:20套压最大上升至4.15MPa，判定地层发生漏失。(地破当量泥浆密度1.92g/cm３，关井时当量密度2.06g/cm3）。
（二）堵漏、循环压井
１、泵入堵漏泥浆（ 6:15- 13:30）
12月20日6:15- 6:47，泵入密度1.60g/cm3的堵漏泥浆18.4 m3，6:55-11:10替入1.80g/cm3的钻井液35m3，排量０.58m3/ min，立压由2.17MPa降至0，套压由11.5MPa升到16.84MPa。其间并通过液气分离器节流循环点火，火焰高度由10－20m减弱至6－15m，桔红色。11:20 –13:30分4次向环空反挤1.80g/cm3钻井液10m3，套压升至19MPa。
２、节流循环压井(14:35 －21:00)
12月20日14:35－15:53用1.80g/cm3钻井液节流循环压井。排量0.52m3/min，套压由20.4MPa下降到9.6MPa，立压由0.3MPa升到12.2MPa。
15:53 －16:14 井口不返钻井液，分析判断发生漏失，泵入泵入总量64m3。
20:35－21:20泵入1.70 g/cm3堵漏浆20.0m3，排量0.47 m3/ min ，套压由15.1 MPa下降到5.3MPa，立压12.2－2.9MPa，火焰高8－10m，21:00井口见钻井液返出，漏失钻井液15.0m3。
３、节流循环加重压井(21:20－23:50 )
12月20日21:20－23:50用密度1.70g/cm3钻井液建立循环， 排量 0.75m3/min， 立压 10.8MPa，套压0.6MPa，循环观察一周后，气侵严重，火未熄灭。然后边节流循环边加重(混重浆)，钻井液入口密 度1.73g/cm3，出口密度1.54－1.64g/cm3。期间共泵入钻井液137m3。
（三）情况复杂化
１、１2月20日23:50－21日15:40继续节流循环加重压井，进口密度1.76g/cm3，出口1.73 g/cm3，粘度60s，排量0.93m3/min，经过液气分离器节流循环，火焰3－5m。
２、12月21日15:40泵压突然由13.6MPa升至19.0MPa，停泵（2min）后开泵基本正常，继续压井。
３、16:33泵压由10.5MPa上升到17.1 MPa。溢流量2m3，停泵关节流阀，16:35 套压上升至35MPa，立压 6.5MPa；16:43套压41MPa，立压10.4MPa；16:45套压下降至 34.9MPa，立压8MPa。
（四）引流放喷
12月21日 20:05-21:37试图继续节流压井，因节流阀、平板阀刺坏，无法实施。套压由37.6MPa上升到56.4MPa，立压12.3MPa，22:23－ 23:40先后打开三条防喷管线同时放喷，套压降至4－5MPa 。火焰高35－50m 。（套压超过套管抗内压强度安全值（41MPa），节流控制困难）
原因分析:
1、地层压力不清楚，无法准确确定压井泥浆密度。
2、压井过程中可能将地层蹩开,与气层沟通更好，产气更大。
3、由于点火口火焰多次被泥浆喷灭，没有连续节流压井，造成套压持续上升，超过套管的抗内压强度，被迫放喷。
4、在喷漏同存的情况下难以有效地节流压井;
5、受套管抗内压强度的限制，不能在高压下关井；
6、地面节流管汇在高速流体冲刺下损坏，无法有效控制。
三、压井封井的主要过程
（一）第一次抢险压井
1、组织准备：成立了以何厚生常务副指挥为组长的抢险压井、封井领导小组，下设技术保障组、现场指挥组、安全保障组。现场指挥组又成立了由14个施工小组组成的现场压井组织机构。 胜利油田、中原油田、西南局、江汉油田及附近施工的五支钻井队和参加川气东送建设工程的有关单位，在指挥部的统一组织、协调、指挥下，全面投入了抢险工作。
2、技术方案：
１）、用200m3密度为2.0－2.05 g/cm3的重浆压井，在高速气流下建立环空液柱。
２）、注堵漏浆60m3，再用1.85 g/cm3钻井液压井并建立循环。
３）、如果井口不见液面，则从环空反灌入1.85 g/cm3钻井液。
４)、建立循环后，调整密度至压稳。
５)、因喷漏同存，无法建立循环采取注水泥封井。
3、实施过程：
12月24日1:20－3:30向钻杆内注入2.05 g/cm3压井液249.8m3，平均排量1.92m3/min，立压30－40MPa，套压12MPa。压井实施期间钻井液从放喷管线以雾状返出，套压、立压维持不变。3:30停止压井，然后试关井，计划反挤压井液后再挤水泥浆，但是套压在4min内快速上升至42MPa。被迫打开放喷管线放喷，3:35点火，火焰高达25－45m，6:30两条管线放喷，套压6－7MPa，8:00四条管线放喷点火，套压4MPa，第一次压井失败。
4、原因分析：
1）、压力高、产气量大，钻井液雾化，难以有效建立液柱；
2）、由于水泥头的承压能力低,限制排量，不得不降低排量在2m3/min以内运行；
3）、节流阀经长期冲蚀后无法有效节流，套压控制到12MPa后不能继续增长；
4）、夜间施工，在试关井套压上升得非常快的情况下，放弃了反挤泥浆的施工。
（二）第二次抢险压井
1、准备工作：在充分总结分析上次压井不成功原因的基础上，本次压井进行了更加充分的准备。成立了以曹耀峰指挥为组长，何生厚常务副指挥为副组长的抢险压井领导小组，进一步加强了技术力量，从四川石油管理局、西南石油局、西北分公司、河南油田、胜利石油管理局请了一批专家，反复分析讨论细化施工方案。决定先用清水建立液柱或减压，然后用重浆压井。
2、施工过程
１）、注清水： 2006年12月27日15:27－17:45正注清水332m3，立压在5min后控制在41.8MPa到48MPa之间，套压在由3.5MPa上升至39.8MPa。
２）、注泥浆：
（１）17:45－19:27正注2.20 g/cm3的压井液260m3，排量稳定在2.5m3 /min左右，立压37－46 MPa ，套压由30降至23.5 MPa。
（２）19:27－20:14考虑到可能发生漏失排量由2.6m3 /min降至1m3 /min，套压由23.5MPa下降至16MPa后又逐渐上升到32.5MPa。
（３）20:14－20:18排量由1m3 /min又上调至2.9m3 /min。20:18套压迅速上升至37MPa，同时，测试管汇与放喷管线油管连接处刺漏，测试流程放喷管线出口甩开，为安全起见，停止压井作业，打开5条放喷管线放喷并点火，火焰高20－30m，火焰呈橘黄色。第二次压井作业未获成功。
3、原因分析：
1）、高速流体对设备冲蚀严重，与节流管汇串接的测试管汇出问题；
２）、在减小排量时因节流阀刺坏无法控制较高套压；
３）、夜间施工，场地小、地形复杂、存在不安全隐患。
（三）第三次抢险压井封井
1、指导思想：以治喷为主、兼顾防漏、方案严密、准备充分、预案完善、组织有力、充分利用有利条件、确保一次封井成功为指导思想。
2、技术路线：组织两组大型压裂车组和两组固井设备，充分发挥排量、总注入量、压井液密度、注入压力等四大优势，确保连续施工。先正注清水，形成雾柱和水柱，紧跟高密度压井液，形成压井液液柱，适时从环空反注重浆，最后全井注水泥彻底封井。
3、施工过程
１）、泵注清水：2007年1月3日，10:18以2.7－3.3m3/min排量正注清水35.1m3。逐次关闭其它放 喷 管 线，通过一条放喷管线节流放喷。控制套管压力排气建立水柱：至11:00共注入清水127m3，缓慢调节节流阀，逐步增加套压升至34MPa，立压控制在56MPa左右。
２）、注重泥浆：11:00－14:03向钻杆内泵注密度为2.20 g/cm3压井液400m3，排量1.8－2.95m3/min，立压控制在50－60MPa，套压由34MPa下降到15.5MPa。12:25点火口出雾状物，12:38喷出物以水为主，13:21放喷口连续返水，水量1m3/min，火焰熄灭，13:36放喷口返水量增大。
３）、反挤压井液：14:15－14:56反挤2.20g/cm3压井液113 m3，排量为2.6－2.8m3/min，套压在26MPa左右。
４）、注水泥浆封井： 16:33－16:35向环空挤入清水3m3，于16:36－17:59向环空反挤水泥浆144m3，套压为10－31.5MPa，17: 21－17:59同时正注水泥浆42m3，立压为14.3－28.5MPa，17:59－18:01同时正反注2m3清水，18:05关井憋压候凝。压井封井获得成功。
成功的原因分析：
在领导的直接指挥下，邀请国内同行业的领导和专家组成了专家组，对该井的实际情况和前期压井作业经验教训进行了认真的总结和深入的分析，制定《清溪1井压井封井施工方案》。树立以治喷为主、兼顾防漏、方案严密、准备充分、预案完善、组织有力、充分利用有利条件、确保一次封井成功的指导思想。正、反压井结合，主要压井泥浆密度2.20g/cm3。根据压井过程中井下漏失情况，使用两凝水泥浆封井。并吸取前阶段施工作业的经验教训，强化参数，提高设备能力，组织严密，准备充分，保证连续作业，取得了压井封井的成功。
四、认识和建议
１、关于地质、钻井设计方面
（１）、本井在钻井过程中，依据实钻地层变化情况，将原设计下 深 5222m（过龙潭组） 的 ф193.7mm 套管提前下至井深4260.97m（封过嘉陵江地层），为本次压井创造了条件。
（２）、地质设计中对地层层序、气藏类型方面预告与实际情况基本一致，但预测的三叠系地层压力与实际有差异。
（３）、设计使用的技术套管抗内压强度只有51.3MPa，本井关井套压高达56MPa（41.04 Mpa），控压能力受到限制，增大了风险。
２、关于井控设备配套、安装方面
（１）、本井井控设施按照设计要求进行配套、安装、试压，溢流及处理过程中严格执行技术标准、控制压力参数，保证了技术套管、四通、封井器主体及节流管汇的完整。
（２）、根据川气东送建设工程指挥部的要求，开钻前进行严格的检查验收，保证了井控设备完整、可靠。
（３）、井控设备抗损强度有限，特别是节流阀、五通、闸阀等多次被刺坏，使得现场频繁更换，给抢险和井控工作带来困难。
（４）、井控装备通用性较差，配件组织困难。
（５）、井控装备的配套标准还不适应川东北特殊的地层情况。
３、关于溢流发生后处理方面
（1）、在溢流发生后，能够迅速关井、及时控制井口是必要的，但由于井漏、钻具内止回阀等原因未能确定地层压力值，不利于后续节流压井。
（2）、在喷漏同存、安全密度窗口窄、多相流体、垂直管流等复杂条件下有效节流压井难度大，少有不慎就会前功尽弃。
（3）、溢流发生后甲方、钻井公司能在较短的时间内赶到现场进行处理，且措施得当。为后续处理创造了条件。
（4）、组合钻具通用性较差。
（5）、铁矿粉对井控设备的冲蚀强，危害大。
（6）、由于受地形的限制，放喷管汇的走向不合理，处理难度大。
（7）、点火难度大。
４、关于抢险施工方面
本次抢险施工的成功得益于：
（1）、强有力的领导、组织和高效的生产管理系统。
（2）、各位专家的认真分析、准确判断、精心策划、正确指挥和高度责任感。
（3）、地方各级政府高度重视，积极配合，为抢险创造条件。
（4）、各参战单位积极参与和援助。
（5）、全体抢险人员不怕苦、不怕累、不畏艰险，持续日夜苦战拼搏精神。
５、建议
（1）继续进行复杂地层、岩性、高压气层的地层压力预测、监测、检测方法研究，提高压力控制能力。
（2）继续开展井控技术理论的研究，尽快形成对垂直管流、多相流体、高压流体、复杂管流等的实用技术，充实到井控培训中。
（3）继续进行深井、超深井、高含腐蚀流体及复杂地质条件下钻井工艺技术研究，在装备、工具、仪器、材料、施工工艺(井身结构、特种管材)等方面适应和满足施工需求。
（4）针对四川勘探开发区域钻井施工面临的风险，应继续强化安全应急系统。
（5）建议成立专门处置机构，提高整个技术人员（包括监督）技术水平。
（6）组织专家编制处理规程，使现场及时关井处理。
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