川渝东部地区复杂条件下的井控关技术

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1、中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井川渝东部地区复杂条件下的井控技术川渝东部地区复杂条件下的井控技术 讲座提纲 1.1.川渝东部地区概况川渝东部地区概况 2.2.地质与工程特征地质与工程特征 3.3.二级井控技术二级井控技术 4.4.溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理 5.5.气井喷漏同存的处理技术气井喷漏同存的处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田罗家16H井罗家2井塔中823井辽河油田辽河油田前车之鉴前车之鉴,后世之师后世之师中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井辽河油田辽河油田前车之鉴前车之鉴,后世之师后世之师2003.12.232003.12.23罗家

2、罗家16H16H井井243person243persondieddied中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井辽河油田前车之鉴前车之鉴,后世之师后世之师中石化清溪中石化清溪1 1井天然气有控放喷抢险现场井天然气有控放喷抢险现场中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井川渝东部地区复杂条件下的井控技术川渝东部地区复杂条件下的井控技术 讲座提纲 1.1.川渝东部地区概况川渝东部地区概况 2.2.川渝东部地区地质与工程特征川渝东部地区地质与工程特征 3.3.二级井控技术二级井控技术 4.4.溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理 5.5.气井喷漏同存的处理技术气井喷漏同存的处理

3、技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井第一部分：川渝东部地区概况第一部分：川渝东部地区概况 川渝东部地区是中国最复杂的钻井地区之川渝东部地区是中国最复杂的钻井地区之一，天然气资源丰富。该地区地质、钻井、试一，天然气资源丰富。该地区地质、钻井、试修工程难度大。高陡地质构造，地貌和地覆都修工程难度大。高陡地质构造，地貌和地覆都十分复杂。气井特点：高温、高压、高含硫、十分复杂。气井特点：高温、高压、高含硫、高产。钻井工程特征：喷、漏、垮、斜、卡等高产。钻井工程特征：喷、漏、垮、斜、卡等复杂情况极为突出。试修工程特征：油管和套复杂情况极为突出。试修工程特征：油管和套管受腐蚀严重，地层挤毁套管

4、时有发生。管受腐蚀严重，地层挤毁套管时有发生。中国石化江汉油田中国石化江汉油田川渝东部地区复杂条件下的井控技术川渝东部地区复杂条件下的井控技术 讲座提纲 1.1.川渝东部地区概况川渝东部地区概况 2.2.地质与工程特征地质与工程特征 3.3.二级井控关键技术二级井控关键技术 4.4.溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理 5.5.气井喷漏同存的处理技术气井喷漏同存的处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征1 1、地层特点、地层特点：川渝东部地区川渝东部地区钻井涉及的地层主要为白垩系剑钻井涉及的地层主要为白垩系剑门关组门关组

5、二叠系长兴组。以海相三叠系飞仙关组及二叠系长兴组。以海相三叠系飞仙关组及二叠系长兴组为目的层的井一般完钻深度（垂深）二叠系长兴组为目的层的井一般完钻深度（垂深）6500650069506950米。白垩系剑门关组三叠系须家河组米。白垩系剑门关组三叠系须家河组近近50005000米厚的泥岩、泥质砂岩及煤层极易垮塌。三米厚的泥岩、泥质砂岩及煤层极易垮塌。三叠系雷口坡、嘉陵江组中的石膏、盐岩塑性地层与叠系雷口坡、嘉陵江组中的石膏、盐岩塑性地层与云岩、灰岩组合，构造形变、滑脱、地层破碎，盐云岩、灰岩组合，构造形变、滑脱、地层破碎，盐岩溶蚀、裂缝溶洞，导致井下缩径、垮塌，井漏严岩溶蚀、裂缝溶洞，导致井下缩

6、径、垮塌，井漏严重等。重等。第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井2 2、构造及地貌特征、构造及地貌特征 川渝东部地区地质构造为高陡构造。由于构造川渝东部地区地质构造为高陡构造。由于构造受力复杂，构造组系复杂，致使地面及地腹断层、受力复杂，构造组系复杂，致使地面及地腹断层、裂缝发育、褶皱强烈，甚至倒转。其特点概括为：裂缝发育、褶皱强烈，甚至倒转。其特点概括为：地面正向构造多为高耸的大山，沟深坡陡，相地面正向构造多为高耸的大山，沟深坡陡，相对高差对高差50

7、0500米米10001000米；米；背斜褶皱强烈，两翼陡峭，一般为不对称背斜背斜褶皱强烈，两翼陡峭，一般为不对称背斜，地层倾角大，一般为，地层倾角大，一般为15154040度，有的可达度，有的可达60608080度，甚至直立倒转，地层厚度一般存在异常；度，甚至直立倒转，地层厚度一般存在异常；浅层中层受力作用强烈，断层、裂缝发育，浅层中层受力作用强烈，断层、裂缝发育，地层较破碎。地层较破碎。第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田地层特征地层特征第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田第二部分第二部分 地质与工程特征地质

8、与工程特征地貌特征地貌特征第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井3 3、地层主要压力带划分、地层主要压力带划分 川渝东部地区地层压力系统在纵向压力剖面上川渝东部地区地层压力系统在纵向压力剖面上可划分为三个主要压力带：可划分为三个主要压力带：地表漏失带，压力系数小于静水柱压力。剖地表漏失带，压力系数小于静水柱压力。剖面上地质层位从剑门关组下沙溪庙组；面上地质层位从剑门关组下沙溪庙组；压力异常过渡带，压力系数一般压力异常过渡带，压力系数一般1.00 1.00 之之间，该带地层压力变化较大，纵、横向上压力系统间，该带地层压力变化较大，纵、横向上压力

9、系统复杂。层位为嘉二飞仙关组。复杂。层位为嘉二飞仙关组。高压异常带，地层压力系数一般大于，最高高压异常带，地层压力系数一般大于，最高压力系数达，层位为二叠系石炭系。压力系数达，层位为二叠系石炭系。第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井、钻井工程六大难题、钻井工程六大难题 钻井速度低，周期长，钻井成本高；钻井速度低，周期长，钻井成本高；井漏问题十分突出；井漏问题十分突出；井眼轨迹难以控制，钻井中靶难度大；井眼轨迹难以控制，钻井中靶难度大；井眼垮塌、缩径严重；井眼垮塌、缩径严重；面临各种性质卡钻风险；面临各种性质卡钻风险；高含硫、高压力、井下喷漏

10、同存，井控风险和高含硫、高压力、井下喷漏同存，井控风险和难度极大。难度极大。第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井 5 5、主要井控风险和难度、主要井控风险和难度 钻井地质情况复杂，采用目前的套管结构难以封隔复杂钻井地质情况复杂，采用目前的套管结构难以封隔复杂层段和多压力系统，长裸眼多压力系统高低压地层交替出现层段和多压力系统，长裸眼多压力系统高低压地层交替出现，井下喷漏同存。通常油气层套管，也是技术套管。，井下喷漏同存。通常油气层套管，也是技术套管。碳酸岩盐裂缝性气藏地层压力变化规律性不强碳酸岩盐裂缝性气藏地层压力变化规律性不强,压力预压力

11、预测的精度不高，更谈不上预测破裂压力。同一构造同一层位测的精度不高，更谈不上预测破裂压力。同一构造同一层位不同地理位置的地层压力梯度变化很大。不同地理位置的地层压力梯度变化很大。高含硫、高压力、大产量气井居多。三叠系二叠系以高含硫、高压力、大产量气井居多。三叠系二叠系以下地层下地层,尤其是飞仙关、长兴组地层鲕滩储层高含尤其是飞仙关、长兴组地层鲕滩储层高含2 2。井喷。井喷和井喷失控事故及重大险情时有发生。和井喷失控事故及重大险情时有发生。第二部分第二部分 地质与工程特征地质与工程特征中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井川渝东部地区复杂条件下的井控技术川渝东部地区复杂条件下的井控技术 讲

12、座提纲 1.1.川渝东部地区概况川渝东部地区概况 2.2.地质情况与工程特征地质情况与工程特征 3.3.二级井控技术二级井控技术 4.4.溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理 5.5.气井喷漏同存的处理技术气井喷漏同存的处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井 泰来泰来2井（井（重庆市忠县拔山镇）重庆市忠县拔山镇）2012年2月20日13:35，钻至井深，显示井段，厚度。层位为长兴组。岩性为灰色硅质灰岩，钻时由134min/m99min/m。全烃由，H2S为0ppm。钻井液密度由1.96 g/cm31.86 g/cm3，粘度由90s115s，无色米粒气泡占槽面30，

13、缓冲罐槽面20cm，点火可燃，火焰呈亮黄色。总池体积由3。录井现场解释为气层。循环一个迟到时间，全烃值恢复基值。22日21:00钻进至井深，进入吴家坪14m中完。循环至23日2:00，其中2月22日14:30-24:00钻井液性能调整，进口钻井液密度3，出口密度由1.96 g/cm33，全烃值维持在0.4-0.5%。2:00至4:30短起下10柱（短起下井段），耗时。4:35 6:11循环，钻头位置，排量1.4 m3/min，泵压，其中5:30钻井坐岗记录显示液面上涨1.1 m3，5:40出现后效显示，6:11气测全烃值，无色米粒气泡占槽面40，缓冲罐槽面上涨，钻井液出口密度由1.93 g/c

14、m3 1.60 g/cm3，粘度由98s 103s，池体积增加1.52 m3。6:16停泵关防喷器。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井 泰来泰来2井（井（重庆市忠县拔山镇）重庆市忠县拔山镇）6:25单凡尔开泵，排量8L/s，节流阀全开循环排污，进口泥浆密度3，出口泥浆密度3，点火成功，橘黄色火焰高6 8m，立压0MPa，套压由不断上升。7:30套压升至9.69MPa,7:48套压升至，7:55停泵关井，关井套压34MPa。7:55 9:45关井观察，立压0 MPa（钻具内有止回阀），套压。2月23日至6月10日开始填井侧钻，处理时间107天，

15、报废进尺1580m，埋钻具。原因分析：原因分析：一是钻遇气层，2月22日出口密度调整至3，未恢复到停泵压稳值1.96 g/cm3，可能造成井底欠压。二是钻井液处理幅度较大，密度短时间内难以循环均匀，井筒内钻井液平均密度可能低于出口钻井液密度1.92 g/cm3，使井底欠压加剧。三是短起下钻未及时灌浆。我个人认为，关井后压井处置错误，是造成这次事故的主要原因我个人认为，关井后压井处置错误，是造成这次事故的主要原因第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井 发生溢流关井后发生溢流关井后 钻井工程师需要了解的主要钻井资料钻井工程师需要了解的主要钻井资料 1

16、 1、当时井深当时井深及钻头井深位置；及钻头井深位置；2 2、关井套压和立压（需要求取）关井套压和立压（需要求取）；3 3、钻井液密度钻井液密度及溢流量；及溢流量；4 4、慢泵速数据（井深、钻井液密度、泵量及对应的泵压）；慢泵速数据（井深、钻井液密度、泵量及对应的泵压）；5 5、上一层套管上一层套管最小抗内压强度最小抗内压强度及及下深；下深；6、井口防喷器组压力级别井口防喷器组压力级别(一般大于一般大于上一层套管上一层套管最小抗内压强度最小抗内压强度）;7 7、井内钻具内、外容积情况（井内钻具内、外容积情况（m m3 3/100m)/100m)。第三部分第三部分 二级井控关键技术二级井控关键技

17、术中国石化江汉油田中国石化江汉油田一、常规压井施工一、常规压井施工 所谓常规压井，是指在井不漏、钻具在井底，采取正循环方式重建井内压力平衡的压井方法。一般是指司钻法、工程师法、边循环边加重进行压井作业。除此类以外的方式方法基本上属于特殊压井。常规压井方法应注意哪些主要问题和方法呢？第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田1、压井液密度确定的依据。发生溢流必须首先实施关井，求取相对准确的立压数据，计算地层压力及当量密度和压井液密度，绝不能采取不关井不求压就边循环边加重的错误做法。还必须计算其它压井所有参数。2、关井时间的确定。通常需要关井到求取立压的时间应达到1

18、525分钟，关井后必须观察和记录立压和套压的变化，并作曲线分析。便于发现关井过程是否发生井漏，便于选择压井方法。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田3、压井泥浆量的准备。在井不漏的情况，一般准备有效压井泥浆量是井筒容积的倍，便于应对压井过程发生一般性中小井漏和控制压力波动出现平衡点滞后的严重油气侵现象。严重井漏例外。4、常规压井应遵从的基本原则。井内液柱压力加上控制的回压应略大于地层压力。特别注意，当其重泥浆到达钻头位置时，不要认为井内的液柱压力就已经略大于地层压力，就可以随意调大节流阀开度降低井口回压。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江

19、汉油田中国石化江汉油田5、正常压井，力求做到压井作业过程正、反都要计量。保持进出泥浆量相对一致，也便于发现压井的压力控制是否合理。若泵入量小于返出量说明控制压力偏低，环空液柱压力加上控制回压没有平衡地层压力，没有截断地层溢流，压井成功时间严重滞后，甚至出现压不住井。若泵入量大于返出量，在控制立压不升高反而下降，说明已发生井漏。这时应根据漏速大小及时调整压井和堵漏的方式。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田6、压力控制非常关键。压井的排量和施工立压曲线一旦确定，压井从头到尾必须始终坚持调节节流阀的开度，只要套压（即回压）不超过最高允许井口关井压力值，都要让立

20、压变化维持施工立压曲线趋势。如果压井过程中因天然气到达井口附近，出现井口高套压（接近允许最大井口压力），则降低压井排量、调大节流阀适当降低井口套压，让平衡点后移，延长压井周期。因此，在施工之前，钻井工程师、技术员应该根据计算的压井参数作出压井施工曲线，并填写压井施工清单。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田司钻法压井立、套压压力变化曲线司钻法压井立、套压压力变化曲线初始立管压力P PTITI套压终了立管压力P PcfcftT1T2T3第三部分第三部分 二级井控关键技术二级井控关键技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田工程师法压井立、套压压力变化曲线工程师法压

21、井立、套压压力变化曲线初始立管压力P PTITI终了立管压力P Pcfcf套压tT1T2第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田7、高压、高产油气井，往往压井周期偏长，按计算的压井周期到了，但油气侵泥浆源源不断出来，是因为这类井压井过程由于压力控制不稳定，压井初始阶段不能迅速截断地层流体而致。这时就需要继续控制一定回压循环排除油气侵泥浆直至结束。8、不管采取那种压井方法，尤其是正循环方式压井，配制压井液都应保持干净，在施工之前应制定预防和应变措施。否则，将会发生泵不上水、节流阀堵塞、钻具水眼堵塞等。一旦这类堵塞出现不仅会延长压井周期，而且会增大压井难度和井控风

22、险。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田二、常规压井过程中容易出现的错误：二、常规压井过程中容易出现的错误：压力控制以套压为依据，结果是套压越来越大，立压越压力控制以套压为依据，结果是套压越来越大，立压越来越小来越小;套管压力接近或超过套管压力接近或超过允许的最大关井压力允许的最大关井压力（以（以套管鞋处套管鞋处地层抗破裂的井口最高控制压力值）时，就进行放喷地层抗破裂的井口最高控制压力值）时，就进行放喷;不求取立压，随意确定不求取立压，随意确定压井钻井液密度大小压井钻井液密度大小;关井后长时间不进行压井作业关井后长时间不进行压井作业;压井排量时大时小，控制

23、的立管压力没有随着调整。压井排量时大时小，控制的立管压力没有随着调整。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田三、碳酸盐岩地层，气井最高允许关井压力确定三、碳酸盐岩地层，气井最高允许关井压力确定 正常情况下最高允许关井压力值是以井口装置额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%、地层破裂压力三者中最小值来确定。一般情况，地层破裂压力最薄弱，需要作地层一般情况，地层破裂压力最薄弱，需要作地层破裂压力试验。破裂压力试验。但是，由于碳酸盐岩地层破裂压力规律性差，不仅有些地层难以压裂，而且有的地层压裂后，裂缝不易自动闭合，钻进中发生井漏非常频繁且严重，堵漏难度大。但为了

24、防止关井压力过高造成井喷失控，尤其防止将地表层蹩裂。针对碳酸盐岩地层特性，在川渝地区我们对井口最高允针对碳酸盐岩地层特性，在川渝地区我们对井口最高允许关井压力分两种情况进行确定：许关井压力分两种情况进行确定：第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田 第一种情况：套管下得较浅（第一种情况：套管下得较浅（1000m1000m以内）的井，以内）的井，井口最高允许关井井口最高允许关井压力（套压）的确定必须考虑地（表）层破裂问题。目前我们都进行了压力（套压）的确定必须考虑地（表）层破裂问题。目前我们都进行了地层破裂压力试验。地层破裂压力试验。通过计算套管鞋处地层抗破裂的

25、井口最高控制压力值以后，在确定通过计算套管鞋处地层抗破裂的井口最高控制压力值以后，在确定气井井口最大允许关井压力值时，还必须按套管鞋以上地层抗破裂的井气井井口最大允许关井压力值时，还必须按套管鞋以上地层抗破裂的井口最高控制压力值和井控装置额定工作压力、套管最小抗内压强度的口最高控制压力值和井控装置额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%80%三者中取最小值。三者中取最小值。第二种情况：技术套管下得较深（在第二种情况：技术套管下得较深（在1000m1000m以下）的井，以下）的井，对碳酸盐岩对碳酸盐岩地层可以不考虑地层破裂压力问题。正常情况下，最高允许关井压力取地层可以不考虑地层破裂压力问题。正

26、常情况下，最高允许关井压力取值按井控装备额定工作压力、值按井控装备额定工作压力、套管最小抗内压强度的套管最小抗内压强度的80%80%两者中最小者两者中最小者取值。取值。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田四、有钻具回压阀情况下关井，正确求取立压四、有钻具回压阀情况下关井，正确求取立压 为了防止钻具内失控，钻进的钻具下部安装有回压阀，发生溢流关井后不能直接读出立管压力值，立压值又是计算地层压力和压井液密度必须的依据，这种情况下怎样求关井立压？下面介绍两种方法。方法一：方法一：在环形空间阻流器（节流阀）关闭的情况下,缓慢启动钻井泵并用1/61/4钻进排量继续泵

27、入,当其泵压有一突然升高后顶开钻具回压阀时泵压会出现下降再上升趋势;这是留心观察套压,当其套压略有升高时停泵;此时读出立压和套压值。如套压升高到关井套压以上某个值（如升高了Ma），那么则从立压值中减去这个增加的套压值（Ma）便得到所求的关井立压值。采用这种方法一定要严格控制泵入排量，严防把井蹩漏。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田方法二：方法二：已事先设计或直接取得压井排量下的循环流动阻力（根据低泵速试验数据计算）；缓慢开启阻流器和启动钻井泵，用1/41/设计压井排量循环，保持套压等于关井套压；再逐步使泵速达到压井所需泵速，而调节阻流器保持套压不变；读下

28、此时的立压值，将此立压值减去事先确定的循环流动阻力，余下的压力值就是关井立管压力。上述操作还有如下问题，应同时给以重视：确定关井观察立压（含关井到求立压）时间也很重要。过去有个别井对发生溢流关井观察立压的时间不够，有关井3、5分钟就开始循环加重提密度的现象，更为严重的还有不关井求压力就进行循环加重。不把地层压力搞准确，压井液密度不是偏低就是偏高，很难将井内搞平稳，密度越提越高甚至最终出现井下又喷又漏的局面。究其原因来说，一方面没有掌握发生溢流关井观察时间的长短，另一方面担心关井后发生卡钻，不能权衡风险损益主次关系。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田国内外

29、通常采用关井时间应达到1525分钟。对储层条件好，钻速明显加快，有蹩跳钻，泵压有升或降，烃类含量明显加大，高压大产量地层，关井15分钟就能反映出地层真实压力。对储层显示不好，如低渗透，高压低产，储层能量不足等特性，则应适当延长关井观察时间到25分钟也能反映出地层真实压力。因此关井观察立压和关井到求立压的时间必须满足，计算地层压力与压井液密度才更准确。即使1525分钟观察时间还不能反映不出稳定的地层压力，可适当附加一个压力值p进行压井。气井如果关井时间过长易形成圈闭压力，计算地层压力与压井液密度偏高容易压漏地层。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田目前钻井现

30、场井口压力表量程一般都是与井口装置压力等级相匹配，量程较大，误差也大。我们建议在主防喷管线上增安一个可控制的小量程压力表，便于对低压力进行校核。在关井求立压的时间内不应活动钻具，在关井有压力和压井作业过程中能否活动钻具必须执行相关井控技术规定和标准。以保护井口防喷器为主，将预防卡钻放在次要位置，正确权衡风险损益与利弊。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田五、气窜速度检测，确定钻井安全作业时间五、气窜速度检测，确定钻井安全作业时间 钻井现场检测气窜速度是为了气层钻井作业确定是否具备安全起下钻条件提供依据，消除盲目性和不安全性因素。气井钻井液密度的安全附加值虽

31、然采用了e，但随着钻遇大气量井和高效水平井越来越多，当其钻遇储层条件好的地层，钻进和循环工况下有环空循环阻力作用于井底，井内看似平稳，待停泵后环空循环阻力自动消逝，气侵（地层中的气体与井眼内钻井液发生置换）可能会非常严重。当侵入井筒的天然气量增多，滑脱上升到达一定的高度井口就会出现明显溢流。如果溢流发生在起下钻工况，尤其钻具较少的情况，压井就较为被动。因此，钻井现场在气层中钻进和钻遇新的油气显示及高压气层提密度后正式起钻之前，应进行静止和短程起下钻观察一段时间后再下钻到储层循环观察，检测后效气侵的程度和气窜速度。如果不注重对气窜速度的检测，将会出现以下后果：掌握不了安全起下钻作业时间，不能进行

32、安全决策；起下钻及辅助作业过程可能会发生溢流、井涌；不能评价井内压力相对平稳程度；耽误钻井时间，延长钻井周期。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田检测气窜速度的实用计算公式：检测气窜速度的实用计算公式：V V 气气 =3600Q(T=3600Q(T1 1 T T2 2)/(V)/(V*T T3 3)（1 1）迟到时间）迟到时间T1T1，是指钻具在储层位置循环时，钻井液从钻头位置，是指钻具在储层位置循环时，钻井液从钻头位置上返到井口所需时间上返到井口所需时间S S；（2 2）气侵最先来临时间）气侵最先来临时间T2T2，从开泵循环起到检测发现有烃值、钻井，从开

33、泵循环起到检测发现有烃值、钻井液密度、粘度变化止的时间液密度、粘度变化止的时间S S；（3 3）停泵静止时间）停泵静止时间T3T3，从前次停泵到本次开泵所需时间，从前次停泵到本次开泵所需时间S S；（4 4）V V气表示气窜速度气表示气窜速度m/hm/h，Q Q是循环排量是循环排量L/SL/S，V V是井眼环间容积是井眼环间容积L/mL/m气体从储层顶部井深滑脱上升到井口的时间计算公式：气体从储层顶部井深滑脱上升到井口的时间计算公式：T T气气 =H/V=H/V气气T T气是指气体从储层顶部井深滑脱上升窜到井口的相对时间气是指气体从储层顶部井深滑脱上升窜到井口的相对时间h h，H H是储是储层

34、顶部井深层顶部井深m m，V V气表示气窜速度气表示气窜速度m/hm/h。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田 为了安全起下钻作业（包括电测及其它辅助作业在内），我们经过多井现场试验检测认为：在完成这个作业的时间周期内需要控制气窜高度不超过储层顶部井深的1/31/2是安全的，前提条件是起钻必须按井控相关规定灌好钻井液。实际上是需要控制安全作业时间问题。所以这里我们推荐起下钻作业（包括电测及其它辅助作业在内）控制时间的安全系数取2倍，这个安全系数是经过实践获得的较为可靠的安全值。井浅、储层能量大及特殊情况等安全系数则取大值，井深、储层能量低等安全系数则取小值

35、。比如说：气体从气层顶部窜到井口的相对时间为80小时，整个安全起下钻周期（包括电测及其它辅助作业时间在内）必须控制在4026小时以内。如果不能在这个时间内完成起下钻作业（包括电测及其它辅助作业时间在内），就应该适当提高钻井液密度来满足钻井安全作业所需要的时间。因此，钻井现场检测气窜速度的作用非常重要。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田六、便捷求取循环压耗，实现正确快速压井作业六、便捷求取循环压耗，实现正确快速压井作业 测定低泵速泵压，是在低于钻进时正常排量的某一个排量下测定的（一般为正常钻进排量的1/41/2）。通常在压井时不推荐使用大排量。因为：(1)

36、压井时可能超过泵额定压力值；(2)如果节流阀堵塞会产生大的压力波动；(3)循环加重混合加重剂的速度不可能很快。作低泵速试验是为了给快速组织压井提供直接准确的压井参数。如果利用水力学理论计算压井循环压耗，既复杂、误差较大、耗时又长，而依据作低泵速试验求取循环压耗既直接准确又快速。发生溢流、井涌和井喷，不管采用哪种方法压井之前都必须计算压井参数。下面阐述便捷求取循环压耗与压井初始立管总压力、终了循环压力两组压井参数的关系和意义。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田根据压井理论：根据压井理论：初始立管总压力初始立管总压力:PTi=Pd+Pci+Pe:PTi=Pd

37、+Pci+PePTi-初始立管总压力 MPaPd-关井立管压力 MPaPci-初始循环流动阻力MPaPe-安全附加压力 MPaPcf 终了循环压力MPa终了循环压力：终了循环压力：Pcf=Pcf=PciPci*2/12/11 原钻井液密度g/cm32 压井液密度g/cm3Pci 初始循环流动阻力MPa第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田 关键在于求Pci了，当钻井液性能不变，钻具结构不变，井眼结构大致不变的情况下，泵压和排量的函数关系式P=KQ2（式中的P表示原钻井液循环流动阻力，Q表示排量，K表示钻井液流动系数），根据该函数关系式并通过低泵速试验，K值很

38、容易计算出来。由于压井初始阶段井内是原钻井液，压井液的初始流动系数就是原钻井液流动系数，因此K值保持不变。所以，采用压井排量计算初始循环流动阻力Pci的公式为：Pci=KQ2iPci=KQ2iPci初始循环流动阻力MPa Qi压井排量L/S K 压井初始流动系数，无因次，它与钻井液性能、钻具结构、井眼结构等因素有关。当其钻井现场需要采用已经测得的低泵速排量进行压井时，初始循环流动阻力PciPci就是就是已测得低泵速的泵压，计算初始立管总压力和终了循环压力更为方便快捷。第三部分第三部分 二级井控技术二级井控技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井川渝东部地区复杂条件下的井控技术川渝东部地

39、区复杂条件下的井控技术 讲座提纲 1.1.川渝东部地区概况川渝东部地区概况 2.2.川渝东部地区地质与工程特征川渝东部地区地质与工程特征 3.3.二级井控技术二级井控技术 4.4.溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理 5.5.气井喷漏同存的处理技术气井喷漏同存的处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理 气井溢流关井后情况类型划分气井溢流关井后情况类型划分在川渝地区，气井溢流关井后通常有以下几种溢流类型：（1）关井套压为零，立压为零，钻具接近井底。（2）关井套压不为零，立压为零，钻具接近井底。（3）关井套压和立

40、压都不为零，钻具接近井底，关井过程没有发生井漏。（4）关井套压和立压都不为零，钻具不在井底，关井中没有发生井漏。（5）关井立压和套压都不为零，套管下深超过1000米，钻具不在井底，关井中发生井漏。（6）关井立压和套压都不为零，套管下深较浅（在1000米以内），钻具不在井底，关井中发生井漏。（7）关井立压和套压都不为零，套管下深较浅（在1000米以内），钻具接近在井底，关井中发生井漏。（8）空井溢流，井口有压力。中国石化江汉油田中国石化江汉油田1 1、关井套压为零，立压为零，钻具接近井底。、关井套压为零，立压为零，钻具接近井底。天然气溢流关井后立套压均为零，井内钻井液静液柱压力能够平衡地层压力，

41、钻井液密度大于地层当量密度，溢流的原因可能是岩屑气或气侵引起，通过循环排气即可恢复钻进。正式起钻之前，通过短程起下钻检查抽吸导致的气侵后效情况，主要以气窜速度确定安全起下钻作业时间。推荐：浅气层、大产量气层、含H2S气层气窜速度为30m/h；深井、小产量气层气窜速度为50m/h。当其气窜速度满足不了安全起下钻作业时间，采取适当循环加重提高密度把气窜速度降到安全范围。每次提高密度。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田2 2、关井套压不为零，立压为零，钻具接近井底。、关井套压不为零，立压为零，钻具接近井底。天然气溢流，关井套压不为零

42、，立压为零，钻具接近井底。说明井内钻井液静液柱压力刚好平衡地层压力，钻井液密度接近地层压力当量密度，通过循环排气后，适当循环加重提高密度，钻井液密度增加值控制在.15g/cm3以内,后恢复生产。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田3 3、关井套压和立压都不为零，钻具接近井底，关井过程、关井套压和立压都不为零，钻具接近井底，关井过程中没有发生井漏。中没有发生井漏。天然气溢流关井后立套压均不为零，说明钻井液密度偏低，井内液柱压力小于地层压力。需要根据关井1525分钟求取到准确立套压数据后，计算压井密度。如果压井钻井液能够一次性迅速准

43、备到位，可以采取工程师法压井作业。如果没有重泥浆或准备重泥浆时间较长，可采用司钻法先排出溢流后再进行压井作业，避免长时间关井后天然气滑脱上升后过高的套压压漏地层或损坏井口设备。也可采取边控压循环边加重钻井液。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田4 4、关井套压和立压都不为零，钻具不在井底，关井过程、关井套压和立压都不为零，钻具不在井底，关井过程没有发生井漏。没有发生井漏。当在起下钻，井内钻具较少时发生溢流，首先应根据溢流的情况果断决定是抢下钻具还是立即关井，其次是关井后立即卡好钻具死卡，防止由于钻具重量过轻被上顶损坏井口。处理方

44、法：第一，采取注入超重泥浆与控压循环相结合消除井口压力，再分段下钻控压循环排出全部气侵污染泥浆；第二，采用置换法压井或直接采用压回法。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田5 5、关井立压和套压都不为零，套管下深超过、关井立压和套压都不为零，套管下深超过10001000米，钻米，钻具接近井底，关井中发生井漏。具接近井底，关井中发生井漏。（1）溢流关井后立套压均不为0，套压上升到某一值后突然下降后缓慢上升或基本不变的处理方法此时说明地层已被压漏，但漏速不会太大。如果压井泥浆充足，可以暂不考虑堵漏，压了井再视其漏速情况确定是否需要堵漏

45、。如果压井泥浆只能满足一个井筒容积的量，在压井液前面考虑注入一段低浓度堵漏液。（2）溢流关井后立套压均不为0，套压上升到某一值后突然下降后又迅速上升，此时说明地层已被压漏，漏速会很大。针对这类情况，压井应考虑先注入堵漏液再注入压井泥浆。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田6 6、关井立压和套压都不为零，套管下深超过、关井立压和套压都不为零，套管下深超过10001000米，钻米，钻具在不井底，发生井漏后再出现溢流井涌。具在不井底，发生井漏后再出现溢流井涌。这类情况情况关键要控制井口出现高压力，关井时间越长，关井压力越高，井筒钻井液

46、漏得越多。井漏以后，首先要按规定采取吊灌钻井液，维持井内动液面高度，维持井漏趋势，阻止天然气进入井筒，同时抓紧时间配制堵漏泥浆快速堵漏，提高漏层承压能力，建立井内压力平衡，防止溢流井涌。一旦井漏后发生溢流井涌，关键要采取措施控制井口出现高压力，即采取置换法泄气挤注钻井液的办法不让井口压力升高，同时抓紧时间配制堵漏泥浆快速堵漏，提高漏层承压能力，建立井内压力平衡，严防井喷。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田7 7、关井立压和套压都不为零，套管下深很浅（小于等于、关井立压和套压都不为零，套管下深很浅（小于等于10001000米），

47、钻具在不井底，关井中发生井漏。米），钻具在不井底，关井中发生井漏。每一层套管下入之后都要计算井口关井最高控制压力，发生溢流关井压力不能超过井口关井最高控制压力。针对套管下入较浅，严防将套管鞋附近地层蹩裂导致井喷失控。当其关井压力达到井口最高控制压力时，必须采取置换法，卸压放气，挤注泥浆，消除井口高压力。否则，后果难以预料。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田8 8、空井溢流、空井溢流空井溢流通常应采用置换法压井。置换法压井，是利用关井使井底压力平衡地层压力，阻止天然气继续进入井筒，同时也利用关井使已经进入井筒的天然气滑脱上升到井

48、口，在利用压井液置换出井筒内的天然气，实现井内压力持久平衡。其适用条件：井内钻井液没有喷空，空井或少量钻具，井口装置能控制一定压力，不容易将天然气压回储层。一般来讲，由于起钻发生强烈抽吸，或灌泥浆不够不及时，长时间电测井内静止时间过长气侵严重引起的严重溢流和井涌、井喷，适合此方法压井。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田置换法压井施工步骤和要点：置换法压井施工步骤和要点：1、发现溢流、井涌或井喷后，应立即关井观察、记录井口压力变化和检查溢流量。关井后井口压力变化规律一般为：开始阶段压力急剧上升达到某一值Pai（这个阶段的时间对于

49、渗透性好的储层需要1015分钟，对于渗透性差的地层 时间会长一些2025分钟）,然后就变成 缓慢上升；在井口压力曲线上出现拐点，其值为Pai。井口压力之所以出现这一变化规律,是因为溢流、井涌或井喷使井内钻井液排出,液柱压力降低，造成关井开始阶段井口压力急剧上升；当井口压力上升到Pai时,井底压力和地层压力之间出现了暂时的平衡；其后进入井筒的天然气继续滑脱缓慢上升，造成井口压力缓慢上升。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田置换法压井施工步骤和要点：置换法压井施工步骤和要点：2、确定关井压力允许控制的最高值和放气卸压所应控制的最低值

50、。关井允许控制的最高井口压力Pmax可取不大于井口装置的工作压力，以及与液柱压力形成的井筒压力不大于套管最小抗内压强度的80%和地层破裂压力三个中的最小值，若关井井口压力达到允许的最高值Pmax时，应放气卸压，卸压后的剩余压力应不低于井口应控制的最低压力值Pmin。井口最低控制压力应取拐点压力Pai，若因低于此值，井底压力就要小于地层压力，就要重新产生溢流。实际井口最低应控制压力，还应附加一个安全压力Pe，一般可取Pe=1Mpa,则Pmin=Pai+Pe。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田置换法压井施工步骤和要点：置换法压井施

51、工步骤和要点：3、关井至一定井口压力后（不一定要关至最高井口控制压力）就放气卸一定压力；放气后随即挤入一定量的压井泥浆。随着压井泥浆的挤入，液柱压力的增加，井口压力应随之降低。挤入压井泥浆量按下式计算 Vh*P V=-式中：V为应挤注压井泥浆量，L；Vh为井眼或环间每米容积，L/m.P为放气所卸井口压力，MPa；为挤注压井泥浆密度，g/cm3.第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田置换法压井施工步骤和要点：置换法压井施工步骤和要点：4、当累计挤入压井泥浆量等于溢流、井涌或井喷排出钻井液总量时，井口控制压力应降为Pe，进入井筒的天然

52、气被排出，井内压力恢复平衡，置换法压井即告结束。但要指出的是：置换法压井进行到一定程度后，置换的速度将变得十分缓慢；放气挤注压井泥浆间隔时间变得很长。它与钻具在井底的循环压井相比，排出溢流和建立井筒压力平衡较为缓慢。第四部分第四部分 溢流关井后几种类型井的处理溢流关井后几种类型井的处理中国石化江汉油田中国石化江汉油田塔中823井川渝东部地区复杂条件下的井控技术川渝东部地区复杂条件下的井控技术 讲座提纲 1.1.川渝东部地区概况川渝东部地区概况 2.2.川渝东部地区地质与工程特征川渝东部地区地质与工程特征 3.3.二级井控技术二级井控技术 4.4.溢流关井后几种类型井的处理方法溢流关井后几种类型

53、井的处理方法 5.5.气井喷漏同存的处理技术气井喷漏同存的处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田（一）“吊灌”技术 “吊灌”技术-是指在油气层中钻井和试修作业时，发生井漏以后，静液面不在井口，采取定时定量地向井内灌注钻井液，维持井内动压力相对平衡，防止井喷的一项井控技术。它是四川地区多年来普遍采用的一种技术。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田气层井漏后，钻井液静液面不在井口，井内液柱压力降低，容易造成井筒压力系统失去平衡。采取吊灌钻井液能够有效控制地层中的天然气进入井筒，即使天然气有一定程度进入井筒，也能有效控制其向上运行或者将天然气推

54、到漏层中去。采取“吊灌”技术也为堵漏准备和施工赢得十分宝贵的时间，是防止造成井喷险情的重要举措。如果不吊灌或少灌了钻井液，吊灌间隔时间太长，当井内液柱压力等于和低于地层压力，就会发生气窜、溢流、井涌；若过多地灌入大量钻井液，不仅造成钻井液消耗量大，维持时间短，堵漏施工准备跟不上，而且会发生气窜、溢流、井涌，会扩大险情增大处理难度。因此，需要合理地吊灌钻井液。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田井漏后吊灌泥浆井内液柱压力平衡变化示意图动液面静液面动压力第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田

55、制订的吊灌方案为：在静止观察情况下，每10min灌入钻井液1m3（若能调节小排量满足连续灌入最为理想，如果不能满足连续灌入，则分成3次灌入），争取始终维持井内动液面高度；确实需要和有条件进行起钻（或是将管柱起过漏 层，或是起钻下入专用管柱进行堵漏），则每起一个管柱灌入其 体积的23倍；下钻每10min灌入钻井液。灌入井内的钻井液或完井液密度尽量和原钻井液或完井液保持一致，便于掌握井内压力动态和喷漏同存的处置。这些做法虽是有成效的但不完善，现阶段我们还是一种经验性做法。为进一步提高“吊灌”技术水平，我们和塔里木油田也正在引进井漏动态液位检测仪，研究科学的吊灌方法。第五部分第五部分 气井喷漏同存处

56、理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田（二）置换法控制井口高压力（二）置换法控制井口高压力 气层井漏后一旦天然气进入井筒导致溢流、井涌，不宜将井口气层井漏后一旦天然气进入井筒导致溢流、井涌，不宜将井口压力关得过高。关井时间越长，井内钻井液漏失越多，井筒空得越压力关得过高。关井时间越长，井内钻井液漏失越多，井筒空得越多，井口关井压力越高，越容易发生井喷事故。关井后为了防止出多，井口关井压力越高，越容易发生井喷事故。关井后为了防止出现井口压力过高，应当及时采取置换法卸压（泄气）向井内挤注泥现井口压力过高，应当及时采取置换法卸压（泄气）向井内挤注泥浆，达到增加井筒液柱压力降低井口

57、压力之目的。但是，在井漏问浆，达到增加井筒液柱压力降低井口压力之目的。但是，在井漏问题未得到彻底解决的情形下这样做只是暂解井口之急。因此，气层题未得到彻底解决的情形下这样做只是暂解井口之急。因此，气层井漏后，不仅要采用吊灌技术，与此同时还必须尽快组织堵漏压井井漏后，不仅要采用吊灌技术，与此同时还必须尽快组织堵漏压井作业。作业。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田置换法卸压（泄气）向井内挤注钻井液有关计算：置换法卸压（泄气）向井内挤注钻井液有关计算：Vh Vh*pp V=-0.0098 0.0098*式中：V为应挤注钻井液量，L；Vh为井眼或

58、环间每米容积，L/m；p为放气所卸井口压力，MPa；为挤注钻井液密度，g/cm3.例如：某井在井眼用钻井液密度钻进气层发生井漏以后，井口关井套压已达6MPa，在作堵漏压井准备工作期间，不允许井口套压再上升且要求控制在24 MPa。采取置换法卸压（气）向井内挤注钻井液，每一次通过节流阀卸压（泄气）2MPa，需要挤注密度钻井液2550L。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田（三）正循环堵漏压井方式（三）正循环堵漏压井方式正循环堵漏压井，是指通过正循环方式将堵漏与压井有机结合在一起，进行间断或者连续施工，处置喷漏同存的一项工艺技术。可以将堵漏液放

59、置在最前面，也可以放置在中间位置（在其前面走一段轻泥浆便于建立液柱让堵漏泥浆到达漏层发挥作用），压井液走后面，最终实现井内压力平衡。此方法适合于钻具距离漏层位置较近，套管下入深浅不论，钻具水眼畅通或不易堵塞。在钻具安装有近钻头回压阀情况下，采用桥接复合堵漏材料配制堵漏浆液时，一定要选择配制浓度和比例不能太高。同时应加强堵漏浆液的净化。钻具上安装近钻头回压阀时，应在近钻头回压阀的上部相隔50150m处安装钻具旁通阀，为防止钻具流道被堵塞再开创一条正循环通道。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田（四）反循环堵漏压井技术（四）反循环堵漏压井技术

60、反循环堵漏压井，是指通过反循环方式将堵漏与压井有机结合在一起，进行连续施工，处置喷漏同存的又一项工艺技术。其适用条件和施工原则比正循环堵漏压井更为严格：具有完善的能实施反循环的井控装备系统；套管固井必须封隔地表和浅部疏松易漏破碎地层复杂带和煤层，套管下入深度在1000m以下，且固井质量良好；确认套管磨损与腐蚀不严重；井内钻具所在位置在漏层附近和漏层以下；保障反循环通道畅通。这些条件和施工原则必须同时具备，才能采用该工艺处理气井喷漏同存。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田反循环堵漏压井工艺流程示意图 下喷上漏-机理-反循环堵漏压井第五部分第

61、五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田它是利用放置在压井液前面的堵漏浆液，用反循环方式注入。首先封堵漏层提高漏层承压能力，然后在接近半个循环周内钻井液在环空迅速建立液柱截断溢流，达到又堵漏又压井之目的。通过在钻具之上安装的简易井口控制压力和回收压井液等井控装置，减小对地层过高的回压，避免关井正挤或反推容易将其它地层蹩漏的现象。尽管钻具内流动阻力稍大一些，增加了一些井底回压，但可迅速将堵漏液和压井液注入漏层及环空建立液柱，有利于排除溢流减少对压井液污染，减少蹩开其它低压层的机率。此方法与正循环方式相比较，反循环堵漏压井过程截断溢流迅速，漏失消耗量小，堵漏

62、压井成功率较高。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田（五）反推法堵漏压井技术（五）反推法堵漏压井技术 反推法堵漏压井，适用技术套管下得较深（井深1000m以下），钻头水眼偏小及钻具安放有近钻头回压阀不适合通过高浓度桥接堵漏材料，或钻具水眼堵塞无法建立反循环通道，或井内钻具较少或空井。上述情况都必须是地层能够被推进钻井液和堵漏液，具有完善的井控装备系统等条件。通过环空向地层（漏层）推注堵漏液和压井液，将井内的钻井液和天然气及部分堵漏压井液推进地层，实现全井筒装满压井液，最终建立井内压力平衡。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处

63、理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田（五）反推法堵漏压井技术（五）反推法堵漏压井技术 控制施工压力总原则：不能超过井口最高关井允许压力。有些控制施工压力总原则：不能超过井口最高关井允许压力。有些地层很容易推进堵漏压井液，井口施工压力不会很高，而有些地层地层很容易推进堵漏压井液，井口施工压力不会很高，而有些地层不容易推进堵漏压井液，井口便会出现高压力。因此，施工过程必不容易推进堵漏压井液，井口便会出现高压力。因此，施工过程必须随时掌握注入量和压力变化，根据压力高低对泵注排量进行调节，须随时掌握注入量和压力变化，根据压力高低对泵注排量进行调节，判断堵漏和压井的效果。采用反推法堵漏压井与其它处置方法相比判断堵漏和压井的效果。采用反推法堵漏压井与其它处置方法相比较，施工压力偏高，堵漏液和压井液消耗量较大，但它能够解决其较，施工压力偏高，堵漏液和压井液消耗量较大，但它能够解决其它方式难以解决的复杂。它方式难以解决的复杂。第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田反推法堵漏压井工艺流程示意图第五部分第五部分 气井喷漏同存处理技术气井喷漏同存处理技术中国石化江汉油田中国石化江汉油田谢谢!