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井控工艺技术四川石油井控培训中心
内容? 第一章 井控慨念及川渝油气田井控技术现 状 ? 第二章 一级井控技术 ? 第三章 二级井控技术 ? 第四章 三级井控技术 ? 第五章 井控技术有关标准和规定 ? 附1：井喷典型案例 ? 附2：钻井现场井控工作中的常见问题第一章 井控慨念及川渝油气田 井控技术现状第一节 术语解释 ? 1.井控技术：对油气井压力的控制技术，实 施该技术以实现平衡钻井，它包括井控工 艺和井控装置技术。 ? 2.平衡钻井：用井内钻井液静液柱压力平衡 地层压力进行的钻井作业。 ? 3.钻井液静液柱压力：是由钻井液自身重量 产生的压力，其大小取决于钻井液密度和 垂直高度。? 4.地层压力：地层孔隙内流体（油、气、水） 所具有的压力，也称地层孔隙压力。 ? 5.井底压力：井口压力和井内压力作用在井 底的总压力。 ? 6.井底压差：井底压力与地层压力之差值。 ? 7.一级井控：在钻井过程中始终保持井底压 力略大于地层压力以实现平衡钻井。 ? 8.二级井控：一级井控失败发生溢流、井涌 后，对油气井压力的再次控制，其主要内 容包括溢流的发现、关井及用压井的方式 重新建立井内压力平衡。? 9.三级井控：对井喷、井喷失控及失控着火 事故的处理。 ? 10.溢流：当井下压力关系失去平衡，表现 为地层压力大于井底压力时，地层流体进 入井筒内的现象。 ? 11.井涌：井涌是井喷的一种轻微表现形式， 指井内钻井液涌出喇叭口或至转盘面上的 情形，是溢流发展到一定程度的表现形式。? 12.井喷：地层流体（油、气、水）无控制 地流入井筒并喷出地面，习惯上指井内流 体喷至转盘面以上一定高度或通过放喷管 线放喷的情形。或从高压层无控制地流入 低压层的现象。前者也叫“地面井喷”， 后者被称作“地下井喷”。 ? 13.井喷失控：发生井喷后，因井控设备损 坏或其它原因失去了对油气喷流的控制。 ? 14.失控着火：井喷失控后，高压油气喷流 因雷击、喷出的砂石撞击井架或其它火源 引起的着火。第二节 井喷的危害 ? 在石油天然气勘探开发中，地层流体（油、 气、水）一旦失去控制，就会导致井喷和 井喷失控，使井下情况复杂化，无法进行 正常的钻井作业，甚至毁坏钻井设备，破 坏油气资源，污染自然环境并危及钻井人 员和油气井的安全。井喷后，特别是钻井 液喷空后的压井，对油气产层可能造成严 重污染和损害。因此，油气井井喷就是事 故，井喷失控或着火是油气勘探开发中性 质最为恶劣、损失难以估计的灾难性事故。 井喷的危害主要表现在：? 一、井喷极易导致失控着火 ? 井喷极易导致失控着火，危及钻井人员的 安全、毁坏钻机设备、大量耗费油气资源、 报废油气井。 ? 川渝油气田1957年到1981年的25年间严重井 喷失控48井次，其中着火31井次，烧毁钻机 18台，仅33口井放空天然气就有48亿多立方 米，加上抢险费用等平均每年损失约0.47亿 元（不完全统计，以当时物价折算），给国 家财产和天然气资源造成了令人痛心的损失 （见表1―1、1―2、1―3）。
? 表1―1 川渝油气田严重井喷及失控着火井损失 统计烧毁钻 机 (台) 33口井放空天 然气 (亿m3) 16口井的抢 险费用 (万元) 喷空 钻井液 (万元)57年～ 81年严重井喷 失控井次着火 井次伤亡 人数报废井 (口)损失不完全 统计48311815848.9614105.1998.4平均损失1.92 次/年1.24 次/年0.72 台/年6 人/年1.48 亿m3/口0.56 口/年65.7 万元/口40 万元/年表1―2 几口典型井喷失控井放空天然气量和 储量对比井 号 山8井 桐8井储量（亿立方 米）2.52 15累计放空量 （亿立方米）0.5鹿3井 鹿7井双9井 卧57井 合4井 东20井6.89 2.863.34 1.54 2.90 2.402.60.2 1.3表1―3 1985年～1998年国内陆地油气严重井喷、 井喷失控和着火井损失统计严重井喷、 着火井 统计 井喷失控 （井次 井 项目 ） （井次） 烧毁或 直接经济 倒塌井 报废进 死伤人 报废 报废井 报废钻具 损失 架 尺 员 （m） （口） 钻机 （万 （m） （台） （人） （台） 元）损失 不 完 全 统 计31201537137913359.73347153.55备注不含着火 井含井架烧毁或 报废 之外死17人不含放空 油气二、井喷后压井对产层造成损害? 井喷后，尤其是井筒钻井液喷空后，油气 产层的能量会因油气的大量喷失而下降， 在井筒周围形成所谓压降漏斗。压井时， 为尽快在井筒内形成能平衡地层压力的液 柱，常使用“超重压井液”。这种情况下， 压井液必然会沿裂缝渗入产层，致使加重 材料等固相物质堵塞油气通道。若产层裂 缝欠发育，特别是孔隙型油气储层，如砂 岩油气储层，造成损害更大。? 龙１井进入须二砂岩气层，放喷测试时在 井口压力0.5兆帕下产气28.9万米3。后用高 出钻井液密度25％的压井液压井并恢复钻 进,第二次测试在井口压力4.6兆帕下产气 13.05万米3。后继续钻至完井井深时，替 出钻井液后不再喷，经排液仍建立不起测 试条件，只好下尾管对须二射孔试油，经 两次酸化恢复到井口压力为7.2兆帕时，产 气3.64万米3。类似例子足以说明钻井液喷 空后压井、反复放喷测试后压井对产层的 严重伤害。三、失控着火打乱正常的生产秩序? 失控、着火会打乱正常的生产秩序。一口井发生 井喷，尤其是失控着火，其影响不仅波及整个油 气田和其它相关单位，也会惊动省、市地方政府、 公安、消防、环保部门，甚至惊动国务院。 ? 处理一口失控着火井，油气田会动员足够的人 力、物力以保证抢险工作的需要。各级生产指挥 系统抢险期间，其工作重点都转移到失控着火井。 这显然会打乱正常的生产格局，影响该油气田的 勘探开发进程。
四、造成井下复杂和环境污染? 井喷常会给钻井造成复杂的井下事故，给自然环 境造成不同程度的污染。如上世纪八十年代初我 局文9井井深三千米，发现溢流量达1.7立方米仍 继续钻进。当溢流量增至18.7立方米，出现严重 井涌又处理不当，造成喷后卡钻。处理卡钻事故 又损失掉3个月。又如龙4井，钻至井深6006米， 准备起钻下套管。起钻中由于对溢流判断失误、 处理失策，在继续起钻中溢流量达11.5立方米， 关井立管压力达35兆帕，而被迫放喷后卡钻、经 倒扣、套铣、测钻处理，损失约6个钻机月。? 井喷发生后，喷出井口的钻井液和油气流， 尤其是含硫化氢的油气流，对井场及周围 的环境大气都会造成污染，直接危害周围 居民的身心健康、污染水质、妨碍农作物、 经济林木的生长。特别是“12.23”罗家16H 井井喷造成死亡243人惨痛损失。
第三节 川渝油气田井控特点? 川渝油气田裂缝性碳酸盐岩油气藏与均质 泥页岩和砂岩油气藏相比，有许多不同的 特点和复杂情况，也给井控提出了特殊要 求，了解这些特点和要求是搞好井控工作 的基础。? 一、碳酸盐岩地层压力难以准确预报 ? 裂缝性碳酸盐岩油气藏由于裂缝发育程度 与构造应力等因素有关，其沉积、压实的 规律性较均质泥页岩和砂岩地层差，目前 用于均质泥页岩和砂岩地层的地层压力检 测与预报方法不适用于裂缝性碳酸盐岩地 层。因其地层各种压力规律性差，难以建 立准确的压力剖面，从而增加了溢流和井 喷发生的机率。? 据统计，川渝油气田地层压力梯度超过0.01667兆 帕/米的气田占总数的53.8％、最高达0.02255兆 帕/米。地层岩相变化大，裂缝、孔洞发育不均质， 含气构造纵向上压力梯度不等的产层一般是2～3 个，有的多达6～8个。另外，不同构造同一产层 的压力梯度不同，同一构造同一产层的压力梯度 也不一定相同。如卧88井和卧111井在同一井场， 但同一产层Tc2在卧88井，压力梯度等于静水压 力梯度，而在卧111井却大于0.01765兆帕/米，两 井水平位移仅有10多米。由于地下各种压力规律 性差，给钻井设计和制定井控工艺技术措施、以 及钻井作业都带来困难。
? 二、天然气含硫化氢对井控装置性能要求高 ? 含硫天然气的理化特性，要求井控装备配套齐全、 控制速度快、抗腐蚀性强、承压能力高。 ? 天然气溢流不会象原油、盐水溢流那样，凭自重 平衡相当一部分地层压力。若钻井液被全部顶出 井筒后，地层压力几乎全部表现在井口上，这就 要求井控装置的配套工作压力在条件许可下等于 地层压力。天然气溢流随钻井液往井筒上方运移 时，要滑脱、膨胀，因而在短时间内会很快转为 井喷。据101口井统计，间隔时间在10分钟内的 占31.7（见表1―4）。高压高产地层其来势更猛， 这就要求井控装置能监测溢流发生，迅速控制井 口，控制方式主要应为液动或气动。? 表1―4 101口井溢流到井喷间隔时间统计间隔时间（分）井喷次数所占百分比（％）&103231.710～30 &303130.73837.6? 川渝油气田已发现的气田80％含硫(H2S)量 大于20毫克／立方米、含量大于1克／立方 米的占1/3、最高达492克／立方米。硫化 氢造成的氢脆破坏，往往使井下管柱突然 断落、地面管汇和仪表爆破、井口装置破 坏，导致严重的井喷失控或着火事故。天 然气含硫化氢要求井控装置及其密封件具 有特殊的抗腐蚀性能，要求严格控制钻井 液的硫化氢含量和PH值，给予钻井人员以 防毒安全保护。一旦发现溢流早期显示， 必须及早排除，缩短钻具在硫化氢钻井液 中的浸泡时间。? 三、深井、高温带来的复杂问题多 ? 产层埋藏深、地温梯度高、井深带来的复 杂问题多、井控难度大。 ? 地温梯度高是四川地层的一大特点，如川 南地温梯度达1℃／41.5米，关基井地温高 达220℃。地温高则钻井液性能不易维持稳 定，处理钻井液频繁给控制井底压差和维 持井壁稳定都带来困难。地温高也要求井 控装置的密封件、橡胶件具有良好的抗老 化能力和持久的抗高温钻井液性能。? 川渝油气田每年完成井的平均井深在2900 米左右。井深、目前使用的套管程序不可 避免会造成裸眼井段长，钻井周期长，也 就会带来一些复杂的井控问题。深井钻遇 复杂地层多，当钻遇大裂缝、溶洞时，易 发生难以有效处理的漏失；若地层裂缝发 育，渗透性极好，在井壁泥饼加厚的情况 下，因欠平衡又易发生压差卡钻。如再发 生井喷，情况更会恶化。由于井深，当钻 头泥包时起钻抽吸也容易将地层流体吸入 井筒，导致溢流井喷。? 四、天然气井压力控制难度大 ? 气井与油井相比，在压力控制上主要不同点： ? 1.天然气密度仅为原油千分之零点七，井口压力 高； ? 2.可压缩、膨胀，易滑脱、窜漏，对井控装置 的密封和承压能力要求高； ? 3.油气产层对压力特别敏感，喷漏易转换，井 喷快，来势猛； ? 4.燃点低，易燃易爆； ? 5.四川地区碳酸盐岩气藏多数含酸性气体（如： H2S、CO2等）；腐蚀性大，人体易中毒。第四节 川渝碳酸盐岩裂缝性高压油气田井控 技术现状 ? 我局自“六五”开展平衡钻井及井控技术 科技攻关以来，随着钻井技术总体水平的 提高，井控工作取得了长足进步和显著的 技术经济效益，尤其是在复杂地质条件下 钻高压油气井，有较强的井控技术优势， 已形成了一套具有裂缝性碳酸盐岩高压油 气藏特点的平衡钻井及井控技术。? 一、以二级井控为重点的井控工艺技术 ? 平衡钻井首先应解决的是地层压力的检测 和预报，根据预测地层压力梯度选择合理 的钻井液密度。由于裂缝性碳酸盐岩地层 压力的检测和预报，至今还无一套成熟的、 可供现场使用的方法。因此，在川渝进行 平衡钻井，工程设计中确定地层压力参数， 对于开发井来说是根据同构造邻近已钻井 的资料；对于探井来说只有依靠邻近构造 邻近井的资料。? 但因裂缝性碳酸盐岩地层岩性不均质、裂 缝发育程度不同，邻近构造邻近井和同一 构造邻近井的压力剖面资料也并不可靠。 在这种条件下，川渝的井控工艺技术是在 尽力搞好一级井控的前提下，以二级井控 为重点。川渝二级井控工艺技术的核心内 容主要是：及时发现溢流显示（三类十五 种），按“四? 七”动作迅速控制井口，再 借助井控设备，泵入经调整、加重的钻井 液，在始终维持井底压力大于地层压力的 情况下循环排除溢流。为使井队搞好一级 和二级井控，我局制订了完整的井控技术 措施。二、有较强的井控和处理失控着火的能力 ? 近十年来，川渝油气田的天然气产量呈现 逐年大幅度提高态势，自94年天然气突破 70亿立方米，2004年又突破产量100亿立 方米。成为我国天然气年产量第一个达到 100亿立方米的油气田，川渝油田的钻井人 员能在复杂的地质条件下实现天然气年产 量的历史性突破，证明已掌握了一套对付 高压地层流体的平衡钻井及井控技术。? ? 一九九一年，主要由川渝油气田组建的 中国灭火队赴科威特布尔甘油田，依靠自 己的技术力量和国产设备，扑灭了由科方 指定的10口油井大火。 ? ? “八五”期间，川渝油气田还先后派出 灭火抢险人员，带着技术和经验或同时携 带设备，协助兄弟油田处理了新疆克75井、 华北霸33井、滇黔桂陆参1井、地矿部西北 局沙15井、玉门隆5井等井的失控着火事故。 对这几口复杂失控着火井的成功处理，显 示了川渝油气田灭火抢险的实力。? 三、有一套完善的井控管理制度和技术标 准 ? 这套较健全和行之有效的管理制度和技术 标准，将行业标准《钻井井控技术规程》 和集团公司的九项管理制度所阐述的技术 准则与川渝高压含硫气井钻井作业的特殊 性相结合，贯穿在各级管理、井控作业、 设备配套与维修保养各个环节，保证了我 局井控工作能有序地运行。? 这套制度除制订的《钻井井控规定实施规则》及 《含硫油气井安全钻井推荐作法》、《钻井井控 技术规程》、《钻井井控装置组合配套、安装调 试与维护》、《含硫油气井井控装置配套、安装 和使用规范》等有关技术标准外，各钻井公司还 结合本地区的具体情况制订出了操作性更强的井 控技术文件。如东部钻探公司制订的《井控安全 三级责任制》、《钻井（试油）队井控技术规 定》、《井控工作安全检查100条》、《井控管 汇的验收、安装、维护规定》等；西部钻探公司 制订的《钻开油气层验收、审批制度》等八项管 理制度、《井控装备使用管理规定》、《钻井井 控技术规定实施细则》、《井控工作指南》、 《井控安全生产三级责任制》等规章制度和技术 标准，强化了各钻井公司的井控管理工作。? 四、建设了一支专业化的井控队伍、完善了井控 管理体系 ? 这支专业化的井控队伍由井控技术服务中心、井 控培训中心、井控装置质检中心、油气井灭火公 司、井控公司和井控监督组成。 ? 钻探公司都各建有井控车间。井控车间的主要职 责是负责按钻井工程设计和有关标准对各类油气 井进行井控装置及工具的配套；指导、监督和协 助井控装置的现场安装、调试和试压；对每套井 控设备编号、建档、记录运行情况；负责回库设 备的检查、维修、试压及出库设备的送井和定期 巡回检查等方面的工作。 ? 川渝油气田完善了以井控工作分级责任制为主的 井控管理体系，也健全了井控安全监督网络。目 前各钻井队都配备了以井控安全为主要职责的安 全监督协助和监督井队按钻井工程设计的要求做 好井控工作，严格执行井控相关规定和标准。? 思 考 题 ? 1.井喷的危害有哪些？ ? 2.平衡钻井是指在钻进过程中始终保持钻井液静 液柱压力 地层压力。 ? （1）略小于 （2）等于 （3）略大于 ? 3.井底压差是指 之间的差值。 ? （1）井筒液柱压力与地层压力 （2）井底压力 与地层压力 ? 4.四川碳酸盐岩裂缝性高压油气藏，其地层压力 分布的主要特点是：纵向上 ；横向 上 。第二章 一级井控技术? 井控技术是油气井压力控制技术的简称。 井控技术可根据不同的阶段划分为一级井 控技术（初级井控技术）、二级井控技术 和三级井控技术。一级井控技术是指在钻 进过程中始终保持钻井液静液柱压力略大 于地层压力钻进（即平衡钻井）。? 搞好一级井控的基础，是要准确地知道不同井深 地层孔隙压力（即地层压力），在此基础上附加 安全压力值，以确定相应的钻井液密度，提供适 宜井底压力来进行平衡，且防止井下裸眼层段出 现井漏。因此，在钻井设计及施工阶段，均要依 据收集的地质资料（包括岩性、各种压力数据等） 及最新检测的地层压力及破裂压力数据有针对性 地设计、调整钻井液密度和井身结构。此外，还 应针对溢流原因制定相应的防范措施，作好油气 层钻开前的各项准备工作，以保证一级井控技术 的顺利实施。第一节 地层压力的预报及检测? 一、地下压力对井控工作的影响 ? 井控技术就是对油气井压力的控制技术，控制油 气井的压力实际上就是控制地层压力。 ? 压力概念 压力也称压强，其定义是单位面积上所受的力。即： P=F/A （2―1） 式中：P――压力； A――面积； F――作用在面积A上的力。? 静液压力 静液压力是由液体自身重量产生的压力。静液压力的 大小取决于液体密度和液体的垂直高度，而与液体的断面 形状无关。 静液压力的计算公式为： Ph = 0.0098ρH （2―2） 式中：Ph――静液压力，兆帕； ρ――液体的密度，克/立方厘米； H――液体垂直高度，米。 静液压力正比于液体的垂直高度，垂直高度增加，静液压力 就增大。因此，常把单位高度或深度增加的压力值叫做压 力梯度，压力梯度也可表示静液压力的大小。其计算公式 为： Ph = Gh H 式中：Gh――静液压力梯度，兆帕/米。? 地层压力 正常地层压力等于从地表到地下该地层 处的地层水静液压力。即： PP = Ph = 0.0098ρH 地层压力梯度为：GP = Gh = 0.0098ρ 式中：PP――地层压力，兆帕； GP――地层压力梯度，兆帕/米； ρ――地层水密度，克/立方厘米； H――地层深度，米。
? 在钻井中遇到的地层压力可分为三类，即 正常地层压力、异常高压和异常低压。正 常地层压力梯度为0.5兆帕/米， 当地层压力梯度大于正常地层压力梯度时 称为异常高压，反之称为异常低压。 ? 地层压力的大小，也可用当量钻井液密度 来表示。地层压力越高，当量钻井液密度 越高。所以当量钻井液密度就是平衡地层 压力所需的钻井液密度。即 ? PP = 0.0098ρm H ? ρm = 102PP / H? 1.与井控相关的主要地下压力 ? ? 地层中存在着各种压力状态，其中包括 常见的地层静液柱压力Ｐh、地层上覆岩层 压力Ｐo、基岩应力σ、地层孔隙压力Ｐp及 地层破裂压力Ｐf等。这些压力大小主要与 地层埋藏深度、地层岩性、地质构造状况、 孔隙度及地层孔隙中流体类型（油、气、 水）有关。各种压力都有其相对应的压力 梯度值Ｇ，它们反映了地层每单位深度压 力的变化值，一般表现为增加的正值。也 可以将各种压力换算成为相应的当量钻井 液密度值。? 地下压力中，与井控工作密切相关的是地 层静液压力、地层压力及地层破裂压力三 个值，它们是油气井压力控制的主要对象， 关系到钻井作业中溢流、井喷、井塌、井 涌、卡钻等复杂事故的发生，直接影响平 衡钻井技术的实施。地层压力是指地层孔 隙中流体所具有的压力值，正常的地层压 力条件下，它等于从地表到地下该地层处 的地层静水柱压力，一般变化范围在：Ｇp ＝Ｇh＝0.5兆帕/米。? 不符合地层压力正常变化趋势的压力现象， 称为压力异常，它包括异常高压和异常低 压两种情况，前者地层压力大于静液压力， 而后者则相反，小于静液压力。在实际钻 井工作中，直接带来工程上井控问题的常 常是异常高压情况，因此，对于异常高压， 有必要了解它们形成的原因与机理。? 2.异常高压的形成 ? 一般形成异常高压的条件应具备：①有相 应的地层流体储存空间；②有低渗透或不 渗透的围珊圈闭层；③有相应的上覆岩层 压力。圈闭层的作用是阻隔地层流体与外 界连通，使流体能量得不到释放而保持高 的压力状态。垂直方向上圈闭层指大段的 致密页岩、盐岩、硬石膏、石膏、白云岩 等地层；水平方向的圈闭限制则常见有断 层、折皱、盐丘、尖灭等地质构造。? 异常高压的成因是多方面的，主要有以下 几种： ? （1）泥页岩形成过程中的圈闭及沉积物的 连续快速沉积 ? （2）构造作用 地壳的下降、折皱、断裂等地质构造运 动，使地层所受到的各向压力增加，在圈 闭条件下，岩石孔隙中的流体必然因为受 压而导致异常高压的产生。? （3）水热增压作用 圈闭条件下的地层，其孔隙中流体的压 力会随温度的升高而增大，而与外界连通 的开启地层系统却不会出现同样的情形。 许多异常高压地层往往伴随有异常高温的 现象。一般而言，地温梯度ＧT在0.5℃／ 30米，而异常高压地层的地温梯度却在1～ 5.5℃／30米的范围内变化，比正常值大得 多。二、地层压力的预报及检测 ? 搞好平衡钻井技术的前提，是要了解所钻 构造的不同地层压力系数。目前，依据异 常高压地层欠压实理论发展起来的地层压 力预报及检测方法，呈现多种多样的形式， 而按照钻井的不同阶段来划分，可以划分 为以下三类。1.钻前预报? 即是在一口井钻探之前，主要根据同构造的邻井 实钻资料及地震方法所取得的压力资料来预测该 口井不同地层段的压力系数。这两种方法分别称 为邻井资料对比分析法及地震层速度法。对于预 探井主要依靠地震层速度法，同时尽量采用邻近 构造资料。但采用邻井资料法的同时，仍必须在 实钻过程中注意地层构造的复杂多样性，切实搞 好以地层压力为主的随钻跟踪监测，及时分析变 化情况，相应调节使用钻井液的密度值。四川地 区裂缝性碳酸盐岩高压油气藏地层，因为地层压 力高，规律性差的特点，尤其需要在钻探过程中 注意这个问题。2.随钻检测? 在一口井的钻探过程中，可以采用钻井参数法及 钻井液录井法等方式来检测获取井下地层的压力 系数。钻井过程中的压力随钻检测非常重要，它 直接给现场工作人员提供了井眼地层的压力变化 数据。在诸多的检测方法中，因为各种钻井参数 的变化直观而容易获取，所以钻井参数压力检测 法更适宜在现场使用。不过这种方法检测原理是 建立在岩石随埋藏深度增加而逐渐压实基础上的， 因而只适用于可压实的砂泥页岩地层。而裂缝性 灰岩因不遵循压实效应，故该方法不适用于它。 下面简要地对这些方法的检测原理进行介绍。? （1）机械钻速法 ? 地层压力Ｐp↑―→井底压差△Ｐ↓―→机械 钻速Ｖm↑ 检测Ｐp变化运用钻时快慢变化判断地层压力的增 加，该方法直观、简单易行。但是，使用 时，需要注意它的局限性，因为钻时增快 也可能是其它因素引致的。现场上可以将 此方法作为检测地层压力变化的辅助手段 运用，与其它检测方法一起进行综合判断。? 2）ｄ（ｄc）指数法 ? 从本质上讲，仍可将ｄ（ｄc）指数法归类到机械 钻速法中，但相比之下，ｄ（ｄc）指数法深化了， 它通过一个计算得到的特征参数――钻压指数ｄ （或在ｄ基础上修正的指数ｄc）的变化来反映地 层压力的改变。 ? 特征指数ｄ表明了地层对于钻压的敏感程度，它 可以由标准化钻速方程的简化形式：Ｖm＝ｎ （Ｐ/Ｄ）d来推导计算，具体的计算式为： ? ? ｄ＝Ｌｇ（0.0547Ｖm/ｎ）/Ｌｇ （0.0684P/D）
? （3）页岩密度法? ? 一般随埋藏深度增加得到压实的页岩地层， 其孔隙度将逐渐减小而密度递增。但因为 异常高压妨碍压实的缘故，使高压页岩地 层较正常压实的地层疏松，密度低偏离了 正常增加变化趋势，这便是页岩密度法检 测异常高压地层的基本原理。
? 钻井过程中检测地层压力的另外一类主要 方法是测井，它们具体可划分为电阻率、 声波时差、密度测井等。因为欠压实的异 常高压地层在电测中，其电阻率、声波时 差、密度等值均会偏离反映正常压实状况 的该测井值的正常变化趋势线，利用这些 偏离曲线，即可检测划分出异常高压地层， 并且也可以据此计算地层压力大小。具体 可参见相关书籍。? 3.钻后检测 ? 即以中途测试、测井及完井试油等作业对 已钻完地层进行地层压力检测。第二节 地层破裂压力? 地层破裂压力是钻井工程中的一个重要参 数。使某一井深处出露地层发生破裂时的 压力值称为该地层的破裂压力，一般用符 号Ｐf表示。地层被压裂后，会出现井漏、 卡钻、地下井喷、或又喷又漏等复杂井下 事故。因此，准确地掌握地层破裂压力值， 对于钻井工程的设计、钻进、下套管和固 井、关井、压井作业等工序，都是非常必 要的。? 实际钻井过程中，一旦遇到异常高压地层， 就必须提高钻井液密度以保证井底压力能 平衡高的地层压力。但是由于井内压力不 能超过套管鞋以下较浅层段相对薄弱的地 层破裂压力，所以上层套管下入深度确定 后，下面的钻井液密度必须有一个最大的 限定值〔ρm〕，我们称之为实际使用钻井 液的最大允许值。具体应用中对〔ρm〕有 以下的规定： 表层套管以下：〔ρm〕＝ρf－0.06 技术套管以下：〔ρm〕＝ρf－0.12? 两式中的ρf分别代表两个套管鞋附近薄弱地 层破裂压力的当量钻井液密度，或表层套 管与技术套管、技术套管与油层套管之间 裸眼层段的最小地层破裂压力当量钻井液 密度。? 从避免井漏、保证井下安全这个角度考虑，套管 下入深度及程序与井下层段的地层压力Ｐp、地层 破裂压力Ｐf之间的关系应如图2－7所示，保持理 论上的平衡。图中横轴为各种压力的当量钻井液 密度ρ，纵轴代表井深Ｈ。当表层套管下至井深Ｈ 1时，从图中可以看到：不出现井漏的安全钻井井 段可延续到井深Ｈ2处，该井深即是下面技术套管 的下入深度。若想将裸眼井段延长至井深Ｈ4处， 则表层套管也必须相应延长，下至井深Ｈ3，否则 裸眼井段必然出现不喷则漏的情形，是不安全的 （Ｈ1～Ｈ3井段漏，或Ｈ2～Ｈ4井段喷）。
? 影响地层破裂压力的因素很多，它与地层 中的上覆岩层压力、地层压力、岩性、地 层年代及埋藏深度都有关系。对于可压实 地层而言，埋藏深度越大，其破裂压力越 高。 ? 确定地层破裂压力的方法，同地层压力一 样，包括预报和检测两部分。目前地层破 裂压力预报与检测的形式有许多，下面简 要介绍常用的几种方法。? 一、地层破裂压力的预报 ? 对地层破裂压力的预报是建立在实验验证 基础上的。要计算地层破裂压力Ｐf，必须 先预测出与它密切相关的地层Ｐo及Ｐp值 的大小。又因为每种方法所设定的模式不 同，其计算方法也不一样，常见的方法除 较早时期提出来的休伯特和威利斯法 （1957年）、马休斯和凯利法（1967年） 及伊顿法（1969年）以外，还有较新的计 算公式。二、地层破裂压力的检测? 现场实际测定地层破裂压力，一般采用“液压实 验法”。在钻井过程中，每下一层套管固井钻穿 水泥塞后，必须进行一次液压实验，以取得准确 的破裂压力原始资料，防止下部裸眼地层出现喷 或漏的情况。同时，在钻过较低的破裂压力地层 之后，也应定期进行液压实验（可测试套管鞋以 下的第一个砂层，因为砂岩层的破裂压力梯度常 常比页岩地层要低，同时它也更靠近套管鞋位 置）。 ? 现场液压实验有两个目的：检查注水泥质量和实 测地层破裂压力。由此液压实验的方式相应有以 下几种：? 1.套管鞋处试压 ? 固完井后，钻穿水泥塞，再续钻1～2米裸 眼进行试压。这种方式主要目的是检查固 井质量（水泥与管鞋及地层的胶结情况）。 井底所测压力要达到预期的地层破裂压力 值。? 2.实测第一个砂层的地层破裂压力 ? 在套管鞋以下第一个砂岩地层进行液压实验。进 行这种试压时，下部地层一定要判断准确，不能 漏试。 ? 液压实验的方法： ? （1）循环调节、稳定钻井液性能之后，将钻头提 至套管鞋内，关闭防喷器； ? （2）用低泵速小排量向井内泵注钻井液，准确记 录各个时间点的注入量及对应立压值； ? （3）作出立管压力与泵入量的变化关系曲线，并 从图上确定各个压力值。? 典型的液压实验的立管压力――注入量之 间的关系曲线如图2－8所示。从图中可以 看到：一开始，立压变化几乎与注入量成 一直线关系，这说明井下尚无漏失现象。 但从ＰL点发生转折，呈曲线变化形式，表 明此时地层的骨架颗粒开始分离，钻井液 已开始漏失了（但漏速小于泵速）。此后 压力仍继续上升，至最大峰值ＰR后下降 （漏速大于泵速），此时停泵，压力趋于 平稳，趋于平缓的压力为ＰPRo。
? ? ? ? ?几个压力转折点中： ＰL――漏失压力； ＰR――断裂压力； ＰPRo――传播压力。 （4）找出漏失压力后，即可求出地层破裂 压力值： Ｐf＝ＰL＋0.0098ρmＨ ? 继而可求出地层破裂压力的当量钻井液密 度ρf： ? ρf＝ρm＋ＰL／0.0098Ｈ? 如前所述，此ρf即是我们确定下部地层实际允许 使用的钻井液最大密度〔ρm〕的依据。进行液压 实验时应注意： ? ①液压大小不能超过井口装置及套管抗内压所能 承受的压力值，否则可提高试压钻井液密度。 ? ②因为是井口加压试验，在井深Ｈ处的压力梯度 ＧH为：ＧH＝0.0098ρm＋ＰL/Ｈ，当Ｈ增大时， ＧH下降，故套管鞋处承受的压力梯度远大于下 部深处地层的承压梯度。如果以后采用套管鞋处 的压力梯度的当量钻井液密度钻进，深部地层不 一定能保证承受此压力。? ③在直井与定向井中对同一地层作的液压试验所 得到的数据不能互用。 ? ④液压实验法一般适用于砂泥（页）岩为主的地 区。 ? ⑤当套管鞋以下第一层为脆性岩层时，只对其做 极限压力试验，而不作破裂压力试验，因脆性岩 层做破压试验时在其开裂前变形量很小，一旦被 压裂则承压能力会下降。极限试验压力要根据下 部地层钻进将采用的最大钻井液密度及溢流发生 后关井和压井时，对该地层承压能力的要求决定。 其试验方法与破压试验一样，但只试到极限压力 为止。? 对于川渝裂缝性灰岩地层，破裂压力值与裂缝发 育程度有关，裂缝越发育其破裂压力值越低。川 渝地区套管鞋都选在相对致密的地层，因而被压 裂产生漏失的地层往往不是在套管鞋处，而是在 套管鞋以下的薄弱地层。因此，川渝往往以地层 承压能力检验取代地层破裂压力试验。 ? 所谓地层承压能力检验，就是在钻开高压油气层 前，用钻开高压油气层的钻井液循环，观察上部 裸眼地层是否能承受钻开高压油气层钻井液液柱 压力；或按照下部井段钻井设计最高钻井液密度 值，对裸眼地层进行承压能力检验。若发生漏失， 则应堵漏后再钻开高压油气层。 ? 地层承压能力检验也可以采用分段（即每钻进 100～300米）试压的方法进行。第三节 井控对钻井设计的要求? 油气井压力控制贯穿一口井作业的全过程， 直接与井喷、井塌、井漏、卡钻等复杂事 故的发生，以及提高机械钻速和发现、保 护油气层紧密相关。因而作为工程安全技 术它是钻井工程设计的重要组成部分，是 实现平衡钻井和有效实施井控作业的必要 保证。特别是对于四川深井、高压、高含 硫气藏更是放在高度重视的位置。? 钻井工程设计作为指导钻井施工的依据，其中， 井控部分为满足现场安全钻井需要，要求设计中 必须包括为实现一次井控所需的地层压力及破裂 压力数据、油气水漏显示、钻井液当量密度、合 理的井身结构；保证能有效实施二级井控所需的 配套井控装置、高密度钻井液和加重剂、防喷防 毒防火技术措施、防止油气层损害要求、完井井 口装置等基本内容，从而为现场施工单位提供可 执行、可操作的技术手段和措施。满足这些要求 的依据是由甲方提供的地层压力剖面、浅气层资 料和钻调整井时所需的注水后分层压力动态变化 资料等。? 上述有关井控设计的内容分别列于钻井工 程设计中的“地层孔隙压力与破裂压力分 析”、“井身结构”、“油气井控制”和 “油气层保护”等标题下。一、地层的孔隙压力及破裂压力分析? 地层孔隙压力预告由一口井的地质设计提 供，主要来源于开钻前的地震预测解释资 料（利用地震波传播速度与地层孔隙压力 之间的关系，这对于无钻井资料可提供的 新探区极为重要。）和邻构造或本构造邻 近已钻井的实钻资料（dc指数曲线、钻井 液密度、井史报告），及其地层测试资料 （如中途测试、完井测试和电测井中的导 电率、电阻率、层段传播时间、密度测井、 孔隙度测井）等的综合分析。? 地层破裂压力是井下裸露地层承受水力压 裂的能力。它限制了所用钻井液密度的最 高值或井涌关井时的最大套压，它与井漏 直接相关联，并涉及压差卡钻、产层损害、 诱发井喷等可能情况的发生。地层破裂压 力是设计一口井井身结构时必须考虑的一 项重要参数，对于钻井、完井、增产措施 及二次采油都是非常重要的。二、井身结构设计? 还必须满足井控技术的要求： ? （1）杜绝长段裸眼井段不下技术套管，造成打开 油气层前后出现塌、漏、喷、卡等复杂情况，为 全井顺利钻进创造条件； ? （2）避免同一裸眼井段内有两个以上压力梯度相 差悬殊的油气水层，以有效的保护油气层，使不 同压力梯度的油气层不受钻井液污染、损害； ? （3）含硫化氢和二氧化碳地区的套管设计，其材 质选择除考虑强度条件外，还应考虑抗硫化氢和 二氧化碳腐蚀的能力；? （4）下套管过程中，井内钻井液液柱压力与地层 压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故； ? （5）天然气井各层套管固井时，原则上水泥浆都 应尽量返至地面； ? （6）套管鞋处裸露地层不会被钻下部地层时的钻 井液液柱压裂，也不会因溢流关井或压井作业而 被压裂。 ? 井身结构设计图（图2―10）包括井深、地层层 位、地层压力当量钻井液密度曲线（注：四川地 区缺地层破裂压力当量钻井液密度曲线）、钻井 液当量密度曲线、套管层次及尺寸和下入深度等。
三、油气井压力控制? 井控设计除要求搞好平衡钻井设计外，还 需作好一次井控失败后恢复控制的装备、 物资及技术准备。 ? 1.井控装置配套 井控装置及专用工具的配套按行业标准 SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装 调试与维护》执行。? 2.完井井口装置 ? 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳的含量 及完井后最大关井压力值，初步选择完井 井口装置的型号、压力等级和尺寸系列， 并根据增产措施（压裂、酸化）和后期注 水、修井的需要进行调整。? 3.钻井液及其加重材料储备 ? 根据所钻井的地层岩性矿物组分，选择钻井液类 型。为了在必要时能及时、有效地排除溢流，顺 利地进行压井作业和处理井漏，设计中应明确提 出井队在钻开油气层前必须储备足够的钻井液及 加重材料。根据现场经验，储备钻井液量为井筒 容积的1～2倍，其密度大于在用钻井液密度0.1～ 0.3克/立方厘米；对于具有良好加重能力和后勤 供应保障的钻井队，储备量可酌情减少，强调必 须对储备钻井液作定期循环处理。加重材料储备 量应达到处理钻井液时的一次加量或使在用钻井 液密度提高0.3克/立方厘米以上。 ? ?? 4.防喷防硫防火安全措施 ? ? 针对四川高压、高产、高含硫气井钻探 的特点，在安全生产方面应作好“三防” 工作。按照企业标准《钻井井控规定实施 规则》和行业标准SY5087《含硫油气井安 全钻井推荐作法》的规定，作好钻开油气 层前的准备和检查验收、油气层钻井过程 中的井控作业、溢流的处理和压井作业、 防火防硫化氢安全措施等。四、油气层保护? 就井控方面来说，损害油气层的因素有： ? （1）钻井液固相颗粒侵入：在压差作用下，钻井 液中的固相颗粒进入产层，堵塞孔道，使渗透率 下降。 ? （2）钻井液虑液侵入：钻井液中的虑液侵入可使 产层中的粘土膨胀、分散和形成微粒运移。粘土 膨胀使产层孔道缩小，微粒运移使产层喉道堵塞。 ? （3）钻穿产层、起下钻时造成的损害：压力波动 破坏井壁表面的泥饼或已形成的桥堵表面。 ? （4）井喷：无论是地下或地面井喷，都是对油气 生产能力的最大破坏。第四节 溢流发生的原因与井内压力 平衡关系的维护? 一、溢流发生的原因 ? 钻井过程中，一旦井下压力关系失去平衡，表现 为地层压力大于井底压力时，井下就会出现溢流。 所谓溢流，其泛义是指地层中流体进入井筒的现 象，有时也把进入井筒的地层流体（溢流物）简 称作溢流。搞好平衡钻井工作，就能很好地对溢 流加以预防。 ? ? 发生溢流的根本原因是由于地层压力大于井底 压力。钻井中发生这样的情形，其因素是多种多 样的，它们出现于钻井的设计至完钻的各个阶段， 主要可归纳于以下几个方面：? 1.地层压力预报不准确，设计钻井液密度偏 低 ? 特别是在新探区钻井，由于缺乏详细、准 确的地层压力资料，给钻井的设计和施工 带来井控方面的困难。即使在老探区钻井， 有时由于地层压力规律性差，要掌握准确 的地层压力资料也是不容易的（比如碳酸 盐岩裂缝性高压油气藏类型），这样“摸 索”式钻井，自然容易因井底压力失衡而 导致溢流发生。? 2.井内钻井液液柱高度降低，导致钻井液液 柱压力下降 ? 一般造成这种情形的原因有：井下出现大 的井漏（压裂地层或钻遇裂缝型或溶洞型 地层），钻井液循环中断，液面不在井口； 起钻中未灌钻井液或未按规定及时灌满钻 井液等。? 3.起钻抽汲作用，造成诱喷 由于钻具在井内的上下运动导致的井内 液压变化，称之为压力激动现象。它包括 压力增加和减少两种形式。下钻时压力激 动使井底压力升高，将升高的井底压力称 为激动压力；反之，起钻时抽汲使井底压 力降低，将降低的井底压力称为抽汲压力。? 起下钻与之相伴随的压力激动现象，其过程虽然 短暂，但对井控的危害却不小：激动压力过大 （比如下钻或下套管过快时）会压漏地层；而抽 汲压力过大，将造成地层流体严重侵污钻井液及 诱发井喷。起钻过程中容易出现溢流，它占据了 现场溢流的很大部分。据研究，影响起下钻中压 力波动大小的主要原因有起下钻速度、钻井液的 流变指数和稠度系数，以及钻具与环空的间隙等。 因此，现场起下钻时，一定要注意控制起下钻速 度，当环空间隙很小（如钻头泥包时），起下钻 速度尤其要放慢。? 4.井内钻井液密度降低，导致钻井液液柱压 力下降 钻开油气水层时，由于地层流体以多种 方式侵入井筒，造成钻井液密度ρm下降， 由此减少了井下的液柱压力，这是引发井 下失衡的主要方式之一。
二、井内压力平衡关系的维护? 维持井内压力平衡关系，即保持井底压力 略大于地层压力的平衡状态，是平衡钻井 的核心内容。略大于地层压力的那部分井 底压力,称为“井底安全附加压力”，用符 号Ｐe表示，它相当于平衡钻井中最基本的 安全系数，可以减轻动态压力等变化情况 出现的不平衡。在钻井工程中它的应用， 更多是以其当量钻井液密度ρe出现的，相 应地被称作“安全附加压力当量钻井液密 度”。? 一般作用于井内的压力，由井口回压和钻 井液液柱重量压力组成，在钻井的不同工 况下，它们是变化的。如果将钻具内外的 液流通道看作一个“Ｕ”形管，如图2―11 所示，则井底压力Ｐb为： ? Ｐb＝Ｐa＋Ｐma＝Ｐd＋Ｐmd ? 由于是处于同一个压力系统内，环空、钻 具内液柱压力不同（如环空受到污染）时， 井口两个压力：套管压力Ｐa和立管压力Ｐ d也有差异。在不同的钻井工况，井底压力 Ｐb的具体变化如下：
? 正常静止时：Ｐa＝Ｐb＝０ Ｐb＝Ｐma＝Ｐmd ＝Ｐm ? 钻进时：Ｐb＝Ｐm＋Ｐca 起钻时：Ｐb＝Ｐm－Ｐsb－Ｐdp 下钻时：Ｐb＝Ｐm＋Ｐsw ? 划眼时：Ｐb＝Ｐm＋Ｐsw＋Ｐca ? ? 式中：Ｐm――钻井液柱静液压力； ? ? Ｐca――环空流动压耗； ? ? Ｐsb――起钻抽汲压力； ? ? Ｐdp――起钻时液面降低而减小的压力； ? ? Ｐsw――下钻激动压力。图2-5 井内循环压力损失? 比较以上式子，可以看到：在下钻和划眼 状态，井底承受的压力Ｐb较大，但因为划 眼时钻具下放速度慢，Ｐsw较小，故相同 条件下的井底压力以下钻工况为大（井漏 常常出现于下钻过程中，也证明了这一 点）；反之，起钻操作中，井底压力变得 最小。要防止压裂地层，钻井工作中除了 配合合理的套管程序之外，下钻（尤其下 套管）过程要注意放低钻具下放速度；而 要保证实施平衡钻井技术，避免出现溢流， 则应该以起钻工况作为基准，选取井底安 全附加压力Ｐe来维护井眼和地层之间的压 力平衡关系，即：? ? ? ? ?Ｐb＝Ｐm－Ｐsb－Ｐdp＝Ｐp ? 变换该式，有： ? Ｐm＝Ｐp＋Ｐsb＋Ｐdp＝Ｐp＋Ｐe ? 或者：ρm＝ρp＋ρe ? 式（2―16）说明了克服按规定速度起 钻时的抽汲及起钻按规定灌钻井液前所产 生的井底压力损失的钻井液密度的确定标 准，这仅仅是井筒钻井液密度的最小值表 达式。? 根据计算，按规定速度起钻时抽汲压力的 当量钻井液密度一般在0.03～0.13克/立方 厘米范围内，但综合考虑了钻井液气浸、 地层压力预报误差等相关因素之后，对附 加压力的当量钻井液密度的取值作出了以 下规定： ? 油井：ρe＝0.05～0.10克/立方厘米或Pe＝ 1.5～3.5兆帕 ? 气井：ρe＝0.07～0.15克/立方厘米或Pe＝ 3.0～5.0兆帕? 井底安全附加压力Ｐe采用其当量钻井液密度ρe 表示，一则直观，二则现场易用，操作性强，尤 其是一定的ρe值，会随钻井深度的增加，其对应 的井底附加压力Ｐe也逐渐增大，满足了井愈深、 其安全系数愈大的工程要求。但需要注意的是： 对较大的ρe值，或较大深度的井，其井底附加压 力Ｐe要作相应的限制，可采用压力值来直接附加。 ? 井眼和地层间的压力平衡关系的维护，不仅体现 于井下失去平衡以前（即一次井控），而且在出 现溢流、井喷等井控问题后，仍然需要借助于各 种装备、工艺方法来平衡地层压力制止溢流。第五节 钻开油气层前的准备工作? 为确保油气层钻进各项井控工作落到实处， 消除不安全因素，防止井喷事故的发生， 安全、高效开发油气田，在钻开油气层之 前，钻井队应做好人员思想、组织、物资 器材和技术措施等方面的准备工作，经自 检自查后，按检查、验收、审批程序，由 钻井公司组织有关单位按《钻开油气层检 查验收证书》中的要求逐项查验，对查出 的问题要求井队限期整改，直至验收合格 才允许钻开油气层。? 一、人员思想、组织准备 ? 井控工作重点在基层，关键在班组，要害在岗位。 发现溢流、控制井口须立足于钻井队，特别是生 产班组，井队人员应具有强烈的井控防喷意识， 加强岗位培训、练兵。 ? 1.严格执行集团公司“井控操作合格证”制度， 凡直接指挥钻井队现场生产的领导干部、钻井队 正付队长、钻井工程师、钻井技师、大班司钻、 正付司钻、井架工、安全监督等，必须经过井控 培训和定期轮训，持证上岗。未取得井控操作合 格证的钻井领导干部无权指挥生产、工人不得上 岗操作。除此之外，还应坚持平时的井控和防硫 安全知识以及集团公司、局、钻井公司有关井控 规定的组织学习，钻井队其它操作人员的井控培 训由钻井队负责。? 2.建立、建全以班组为单位的井控岗位责任 制，并张贴于值班室内；坚持井队干部在 生产作业区24小时轮流值班制度，检查各 岗位执行情况，发现问题立即纠正整改， 试压、演习、溢流井喷、井下复杂等特殊 情况，必须在场组织协助司钻尽快处理； 对于钻井液出口处和循环池液面，应定专 人“座岗”连续24小时观察溢流显示。? 3.组织作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤 和空井发生溢流的四种工况，定期按溢流 关井操作程序要求进行防喷演习。各生产 班组每月不少于一次不同工况的防喷演习。 钻进作业和空井状态应在3分钟内控制住井 口，起下钻作业状态应在5分钟内控制住井 口，不断提高钻井队伍的井控应变能力。 在二开后的各次开钻前、特殊作业（取芯、 测试、固井、完井作业等）前，都应进行 防喷演习，达到合格要求。组织全队职工 进行防火及防硫化氢演习，检查落实各方 面安全预防工作。? 4.制定井场作业区内禁火措施，并严格执行。 ? 5.钻井队每周召开一次以井控安全为主的安 全会议，每日交接班、值班干部、司钻必 须布置井控工作任务，检查讲评本班井控 工作。? 二、物资、器材准备 ? 组织对钻井设备、材料和燃料储备，井控设备、 管汇的安装、试压情况，消防设备、电、气线路 安装，钻具质量，钻井液及加重材料等进行全面 检查，应符合设计要求并处于正常状态，发现问 题及时整改。 ? 1.检查井场钻井设备的布局是否符合防火要求， 是否考虑了当地季节风向、安放位置及距井口距 离等因素。强调发电房、锅炉房等应设置在当地 季节风的上风方向，发电房距井口30米以远，锅 炉房距井口50米以远。 ? 2.对钻具、方钻杆、水龙带和钻铤提升短节等全 部试泵一次；清洁柴油机排气管，无积碳、无破 漏，并配有冷却灭火装置。? 3.检查防喷器及其井控管汇安装连接与固定 是否符合要求。节流管汇、压井管汇及其 所有的连接闸阀、法兰、管线配件等的工 作压力必须与防喷器的额定工作压力相一 致，必须按标准安装，闸阀要挂牌编号。 放喷管线布局要考虑当地季节风向、居民 区、道路和各种设施等的具体情况，按设 计要求配齐管线并接出井口75米以远，管 线内径不得小于78毫米，转弯夹角应不小 于120度，每隔10～15米用水泥基墩加地脚 螺丝或地锚固定，悬空处需支撑牢固。? 并对井口装置进行一次试压；检查防喷器 控制系统储油量，储备压力是否符合规定， 电动及气动泵运转是否正常，控制阀、压 力表、气压和油压管线是否完好；钻井液 循环系统、净化系统、加重系统等保持运 转正常；配备方钻杆上、下旋塞及与钻具 尺寸相符的钻具止回阀；井场必须安装井 喷报警装置，调试正常，平时不得随意使 用。? 4.按消防规定配齐消防器材、工具和药剂 (包括泡沫灭火器、干粉灭火器、消防专用 铁铣和消防桶、消防砂等），并定岗、定 人学会操作，定期维护、保养，定期更换 失效药剂；电器设备、照明器具及输电线 路的安装，须符合安全规定和防火、防爆 要求；钻台上下、机泵房周围禁止堆放易 燃物品，钻台、机泵房下无积油。? 5.严格执行SY5087《含硫油气井安全钻井 推荐作法》所阐述的安全准则，防止硫化 氢气体溢出地层，最大限度地减少对井下 管材、工具和地面设备的损坏，避免人身 伤亡和环境污染。为防止井场大气含H2S对 人体毒害，应为生产班人员配齐防护器具， 另配一定数量的公用防护器具，并做到人 人会使用、会维护、会检查；? 钻台上下、振动筛、循环池等硫化氢易聚 集的场所，应配硫化氢监测仪及声响报警 系统，还须安装排风扇以驱散工作场所可 能弥漫的毒气；在井架、井场盛行风入口 处等地设置风向标，以便一旦发生硫化氢 溢出的紧急情况，指示钻井人员向上风方 向疏散。? 三、技术措施准备 ? 由井队技术干部向全队职工进行工程、地 质、钻井液和井控装置、井控工艺等方面 的技术交底，并针对如何防范、发现和控 制溢流提出具体要求。? 1.加强地层对比，及时提出可靠地质预报， 尤其是异常高压地层上部盖层的预报要力 求准确，采用dc指数、气测资料等对异常 地层压力进行随钻检测，综合分析对比资 料数据以提高地层压力监测的精度。在进 入油气层前50～100米将井内钻井液密度调 整至钻开油气层的设计值，按照下部井段 钻井设计最高钻井液密度值对裸眼地层进 行承压能力检验，发生井漏必须立即处理 妥当。? 2.在含硫地层钻进中钻井液的PH值要求控 制在9.5以上；加强对钻井液中硫化氢浓度 的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能， 保持钻井液中硫化氢浓度含量在50毫克/立 方米以下；注意改善钻井液的脱气性能， 坚持气浸钻井液须经良好排气才能重新注 入井内，严禁对气浸钻井液边钻进边加重。? 3.油气层钻进中钻头应使用大喷嘴，便于实 施压井和堵漏作业，对井漏极可能转化为 井喷，要予以高度重视，做好防漏、堵漏 准备工作。 ? 井漏的处理原则： ? （1）非目的层及油层套管固井前，钻进 中发生井漏，有条件应起钻完下光钻杆堵 漏。起钻、下钻和注水泥堵漏后都应反灌 钻井液平衡地层压力，防止井喷。 ? （2）油层套管固井后再钻开目的层的井， 钻进中发生井漏，应根据正循环漏速及反 灌钻井液时的漏速，再进行处理。? ①漏速大于20立方米/小时 ? a.停钻上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，作好 井控准备。 ? b.每20分钟反灌一次密度不低于井浆的钻井液， 每次灌注量为1立方米。 ? c.漏速较大的井，不允许正循环灌注钻井液，反 灌量一次不得超过15立方米；井漏后，未征得钻 井公司允许不得随意起钻。 ? d.在安全的情况下，要将钻头起至套管鞋内或安 全井段进行观察。 ? e.如漏层以上有油气层，则反灌的钻井液所形成 的液柱压力应大于上部油气层压力；如果液柱压 力与产层压力相差悬殊，有条件的井，井口第一 根钻具上要抢装好锥管挂并座入特殊四通关井。? ②漏速小于20立方米/小时 ? a.钻进中发生井漏应停钻、停泵观察，观察 时将钻头起至套管鞋内或安全井段。定时、 定量反灌钻井液（注入量同前），注意观 察井下变化。 ? b.如是单一漏层，根据静液柱压力求出平衡 地层压力的钻井液密度，调整好性能，进 行小流量循环均匀，起至套管鞋内观察一 个起下钻周期，再下入井底不漏时，才能 进行正常钻井作业。? 4.强调严格按设计确定钻井液密度，若实施 中发现与实际不相符合时应按审批程序及 时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急 情况，钻井队可先处理，再及时上报，针 对溢流发生原因，尽力做好油气层压力的 一级井控技术。 ? （1）每只钻头入井开始钻进前以及每日白 班开始钻进前，都要以正常流量的1/3～1/2 测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲数、 流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻 具组合发生较大变化时应重作上述低泵冲 试验。? （2）起钻前循环井内钻井液时间不得少于 一周半；短程起下钻的循环观察时间也应 达到一周半以上，进出口密度差不超过0.02 克/立方厘米。 ? （3）起钻中严格按规定每起出3～5柱钻杆 灌满钻井液一次，每起出1柱钻铤灌满钻井 液一次，并作好记录、及时校核单次和累 计灌入量与起出钻具体积是否一致，发现 异常情况应进行分析处理后，才能继续起 钻作业。? （4）钻头在油气层中和油气层顶部以上 300米井段内起钻速度不得超过0.5米/秒。 ? （5）下钻中钻具下放不能过快，刹制不能 太猛，钻井泵启动应平缓，排量应稳定， 不易太大，防止钻具遇卡蹩泵等。? 5.加强各种作业状态下的溢流显示监测，及时发 现溢流并迅速控制井口。根据溢流浸入后占据井 筒一定空间，使得循环池液面升高的这一特点， 着重加强对钻井液循环池液面的观察、记录，是 及时发现溢流的最直接和最有效的方法。为此， 在兼顾仪器、仪表监测各种溢流显示的基础上， 应在钻井液出口和循环池岗位上，着重在钻进中 观察钻井液返出流量、流势、气泡、气味、池液 面变化，并作定时记录；在起下钻中观察、记录、 校核起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出） 钻井液体积。除去计量不准、池中添加钻井液和 钻台跑钻井液的因素外，循环池中任何液面升、 降都是溢流或井漏的显示。? 6.坚持用短程起下钻检查发现溢流。在下述 几种情况下都应进行短程起下钻作业： 钻开油气生产层后每次起钻前；溢流压 井后起钻前；钻开油气层井漏堵漏后或尚 未完全堵住起钻前；钻进中曾发生严重油 气侵但未溢流起钻前；钻头在井底连续长 时间工作后中途需刮井壁时；需长时间停 止循环进行其它作业（电测、下套管、下 油管、中途测试等）起钻前。? 溢流应在1立方米内发现并报警。报警信号 为一声长鸣笛，关闭防喷器后信号为两声 短鸣笛，关井结束信号为三声短鸣笛。长 鸣笛时间15秒以上，短鸣笛时间2秒左右。 ? 发现溢流显示应在溢流量不超过2立方米 时按溢流关井操作程序迅速关井。 ? 7.任何钻井作业状态下发生溢流后关井，其 最大允许关井套压原则上不得超过井口装 置额定工作压力、套管抗内压强度(按80％ 计)和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三 者中的最小值。? 8.关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况， 分别采取相应的处理措施。 ? （1）关井立管压力为零时，此时井内钻井液的 静液柱压力能平衡地层压力，无需提高钻井液密 度。溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等 使钻井液静液柱压力降低所致。其处理方法如下： ? ①当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、 泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除侵污钻井液 即可。 ? ②当关井套压不为零时，应控制回压维持原钻 进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平 衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液 密度，然后恢复正常作业。 ?? （2）关井立管压力不为零时，可采用工程 师法、司钻法、边循环边加重法等常规压 井方法压井。 ? 9.天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。 在等候加重材料或在加重过程中，视情况 间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同 时用节流管汇控制回压，保持井底压力略 大于地层压力排放井口附近含气钻井液。 若等候时间长，则应及时实施司钻法压井 的第一步排除溢流，防止井口压力过高。? 10.溢流关井后，应根据计算的压井参数和本井的 具体条件，如溢流情况、钻井液和加重剂的储备 情况、加重能力、井壁稳定性、井口装置的额定 工作压力等，结合常规压井法的优缺点选择压井 方法。若为空井，则应根据溢流的严重程度，采 用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等进行 处理。 ? 11.压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、 人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细 记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性 能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井 结束后，认真整理压井作业单。? ? ? ? ? ?? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?思 考 题 1.一口井钻井工程设计中，具体确定钻井液密度附加值时主要应考虑哪些因素？ 2.引发溢流主要有哪些原因？ 3.为什么下钻容易发生井漏、起钻容易发生井喷？ 4.哪些情况下应进行短程起下钻检查在其后的作业中是否会发生溢流？ 5.若井眼为倾斜的，则根据真实井深计算的井底钻井液液柱压力较实际井底钻井液液柱 压力 。 （1）偏大 （2）相等 （3）偏小 6.dc指数法检测异常高压地层是根据 。 （1）地层压力↑→井底压差↓→机械钻速↑→dc指数↓ （2）地层压力↑→井底压差↑→机械钻速↓→dc指数↑ 7.起钻中的抽汲压力其大小与起钻速度成 。 （1）正比 （2）反比 8.井控技术是指对油气井 技术，它可分为 井控、 井控和 井控三个阶段。 9.集团公司对油、气井所规定的钻井液密度附加值分别为：油井 g/cm3， 气井 g/cm3；或钻井液液柱压力附加值分别为：油井 MPa，气井 MPa。 10.起下钻过程中，为防止井内产生过大的抽汲或激动压力，应控制 速度；起钻 中，应每起出 柱钻杆或 柱钻铤，灌满钻井液一次。 11.防喷演习中，要求钻进作业和空井状态应在 min内控制住井口，起下钻作业状态 应在 min内控制住井口。第三章 二级井控技术? 一级井控是建立在准确预报地层压力基础 之上的，川渝油气田的主要目的层为碳酸 盐岩裂缝性气层，因该种地层不遵守压实 规律，目前很难准确预报碳酸盐岩地层的 地层压力，故川渝油气田井控工作的重点 是放在二级井控上。二级井控是一级井控 失败后对油气井压力的重新控制，其主要 任务是及时发现溢流、迅速控制井口、重 新建立井内钻井液液柱压力与地层压力的 平衡。第一节 溢流的发现? 一、及时发现溢流的重要性 ? 1.及时发现溢流并迅速控制井口是防止井喷的关 键 ? 在钻井的各种作业中，及时发现溢流，并迅速控 制井口是防止发生井喷的关键，也是二级井控技 术的关键。现场的井喷或失控着火大多是溢流发 现不及时或井口控制失误造成的。川渝油气田的 裂缝性碳酸盐岩气藏一般都是高压、高产，最高 的地层压力梯度达0.023兆帕/米，最高的日产量 达1千万立方米以上（无阻流量），而且由于天然 气密度小、可膨胀、易滑脱等物理特性，从溢流 到井喷的时间间隔短（如表1－4所示）。若发现 不及时或控制不正确， 就容易造成井喷，甚至失 控着火。? 2.及时发现溢流有利于减小关井套压和压井最高 套压，有利于关井及压井安全，使二级井控处于 主动。 ? 溢流的及时发现与否，直接关系到排除溢流、恢 复和重建井内压力平衡时能否处于主动。现以发 现溢流及时与否在工程师法压井中最大套压值的 变化，即可明显看出。为使计算简化，现设某井： 井深为3500m，152.4mm钻头，88.9mm钻杆。 用密度为1.70g/cm3的钻井液钻进。钻遇地层压 力当量钻井液密度为1.80g/cm3之气层，假若在 溢流分别在1、2、3、4和5m3的情况下关井，在 不考虑温度及天然气压缩系数影响下，用工程师 法压井，则五种不同溢流时的关井套压和压井时 的最高套压变化情况如图3―1所示。
二、溢流的发现? 地层流体进入井内，在地面会从各个方面 显示出来。通过落实“坐岗”监测岗位， 认真观察和监测这些显示，就能及时发现 溢流。 ? 在钻井的不同作业中，溢流的显示是不同 的，现分别介绍如下。 ? 1.钻进过程中溢流的发现? （1）循环池液面升高? 在钻进过程中，由于地层流体进入井内， 使钻井液返出量增多，循环池液面会逐渐 升高。这是发现溢流的一个可靠信号。 ? 为了能及时发现溢流，每台钻机均应有循 环池液面报警装置。并做好循环池液面的 观察记录。? （2）出口管钻井液流速增加 ? 在排量不变的情况下，地层流体进入井内后，钻 井液返出量增多，出口管的钻井液流速加快，若 为天然气溢流，天然气随钻井液上返并不断膨胀， 钻井液出口管流速也越来越大。在钻井液出口处 安装流速测量仪表，并落实坐岗制，可以及时发 现溢流显示。 ? （3）钻速加快或放空 ? 钻遇高压层时，由于地层孔隙度增加、井底压差 减小，钻速会加快。特别是地层压力等于或大于 井底压力时，钻速的增加非常显著。钻碳酸盐地 层时，如裂缝发育或有溶洞时，不仅钻速加快而 且还会出现放空和憋跳钻现象。司钻遇此现象， 应停钻观察是否发生了溢流。? （4）循环泵压下降 天然气进入井内后，随钻井液上返并不断膨胀， 环空内的钻井液量则减少，使环空内的钻井液液 柱压力小于钻柱内的钻井液液柱压力，而产生了 一个压差，由于压差的作用方向与流动阻力的方 向相反，故使泵压下降。 ? （5）钻井液中的显示 发生油气侵后，从井内返出的钻井液中可以发现 油花、油味或气泡、硫化氢味。钻井液性能也会 发生变化，如油侵入钻井液，会使钻井液密度和 粘度下降。天然气侵入钻井液则会使钻井液密度 下降、粘度增加。? 2.起下钻时溢流的发现 ? 起钻时溢流的发现，主要是检查灌入井内的钻井 液体积是否等于起出钻具的体积。如灌入的钻井 液体积小于起出钻具的体积，则说明有溢流发生。 ? 下钻时则是看井口返出的钻井液体积是否等于下 入钻具的体积。如返出的钻井液体积大于下入钻 具的体积，说明有溢流发生。 ? 起钻时做好灌入钻井液量的计量、记录和核校工 作，下钻时做好返出钻井液量的记录和校核工作， 就能做到及时发现溢流。? 3.井内钻井液静止时溢流的发现 ? 换钻头、电测或检修设备等作业，井内钻 井液静止时，要观察钻井液出口是否有钻 井液流出，循环池液面是否升高，如果有， 说明发生了溢流。? 川渝油气田根据碳酸盐岩裂缝性气藏的特 点和实践经验，将溢流显示归纳为三类十 五种： ? （1）钻进中的间接显示五种 ? ①憋跳钻； ? ②钻时突然加快或放空； ? ③悬重增加或减小； ? ④泵压下降或上升；? ? ⑤钻屑中方解石含量增多。? ? ? ? ? ? ? ? ?（2）直接显示九种? ①钻井液密度下降和粘度上升或下降； ②气泡增多； ③气测烃类或CO2含量升高； ④氯根含量增高； ⑤油味或Ｈ2Ｓ味很浓； ⑥出口处返出钻井液量增多或减少； ⑦起钻灌钻井液困难； ⑧下钻接单根或停止下放钻具时，出口处钻井液 仍外溢； ? ⑨非人为因素致使循环池液面变化。 ? （3）严重显示――井涌第二节 关井? 溢流是井喷的预兆，在确认井内已发生溢流后， 必须在3～5分钟时间内迅速控制住井口（关井）。 关井越早，侵入井内的地层流体越少，越容易处 理。 ? 发现溢流后迅速关井，有以下几点好处： ? （1）控制住井口，可以使井控工作处于主动，有 利于实现安全压井。 ? （2）制止地层流体继续进入井内。 ? （3）可保持井内有较多的钻井液，减小关井和压 井时的套管压力值。 ? （4）可以较准确地确定地层压力和压井液密度。一、关井方式? 经反复实践，川渝油气田摸索出一个介于“硬” 与“软”之间的“半软”关井方式。即：防喷器 的关闭是在节流阀处于适当开启（液动节流阀开 度为1/8～3/8、手动节流阀打开3～5圈）的情况 下进行。而且关闭防喷器要先关环形防喷器，后 关闸板防喷器。待防喷器关闭后，最后关节流阀 通道。适当打开节流阀的目的在于关井过程中， 使井口套压保持一定值，既可以减小液击影响， 降低井口压力，又可在很大程度上阻止地层流体 继续侵入井内。二、关井程序? 关井方式的确定为合理的关井规定了基本 的程序。虽然溢流和井喷发生时作业种类 很多，但基本上可归纳为四种，即：钻进、 起下钻杆、起下钻铤和空井（包括井内有 电缆的作业在内）。? 根据现代井控技术的要求和我们的实践， 为便于钻井现场操作人员掌握，我们把四 种不同作业的关井程序简称为“四? 七”动 作。
? （一）、转盘钻关井程序“四? 七”动作 ? 1 钻进中发生溢流时 ? （1）发出信号，停转盘，停泵。 ? （2）上提方钻杆。 ? （3）打开液动平板阀。 ? （4）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 ? （5）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录立管和套管压力以 及循环池钻井液增减量。? 2 起下钻杆中发生溢流时 ? （1）发出信号，停止起下钻作业。 ? （2）抢接钻具回压阀。 ? （3）打开液动平板阀。 ? （4）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 ? （5）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察，准确记录立管和套管压力以 及循环池钻井液增减量。? 3 起下钻铤中发生溢流时 ? （1）发出信号，停止起下钻作业，抢接钻具 回压阀（或防喷单根）。 ? （2）抢接钻杆。 ? （3）打开液动平板阀。 ? （4）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 ? （5）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录立管和套管压力以 及循环池钻井液增减量。? 4 空井发生溢流时 ? （1）发出信号。 ? （2）打开液动平板阀。 ? （3）关防喷器（先关环形防喷器，后关全封 闸板防喷器）。 ? （4）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （5）打开环形防喷器。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录套管压力以及循环 池钻井液增减量。 ? 注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在 发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。（二）、顶驱钻机关井程序“四? 七”动作? 1 钻进中发生溢流时 ? （1）发出信号。 ? （2）上提钻具，停顶驱，停泵。 ? （3）打开液动平板阀。 ? （4）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 ? （5）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录立管和套管压力以 及循环池钻井液增减量。? 2 起下钻杆中发生溢流时 ? （1）发出信号，停止起下钻作业。 ? （2）抢接钻具回压阀。 ? （3）打开液动平板阀。 ? （4）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 ? （5）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录立管和套管压力以 及循环池钻井液增减量。? 3 起下钻铤中发生溢流时 ? （1）发出信号，停止起下钻作业，抢接钻具 回压阀（或防喷单根）。 ? （2）抢接钻杆。 ? （3）打开液动平板阀。 ? （4）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 ? （5）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录立管和套管压力以 及循环池钻井液增减量。? 4 空井发生溢流时 ? （1）发出信号。 ? （2）打开液动平板阀。 ? （3）关防喷器（先关环形防喷器，后关全封 闸板防喷器）。 ? （4）先关节流阀（试关井），再关节流阀前 紧挨的手动平板阀。 ? （5）打开环形防喷器。 ? （6）迅速向队长或钻井技术员报告。 ? （7）认真观察、准确记录套管压力以及循环 池钻井液增减量。 ? 注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在 发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。? 三、“四? 七”动作岗位分工 ? 关井立足于班组，司钻负责指挥，各负 其责，协作配合，共同完成关井作业。 “四? 七”动作岗位分工见表3―2、表3―3、 表3―4、表3―5。钻井时防喷管线、放喷 管线、节流压井管汇的闸阀编号及开关状 态见下图。
表3―2 钻进中发生溢流时的控制控制程序 岗位分工 1.发出信号， 2.上提方钻 杆。 停转盘， 停泵。 发出长鸣 信号（连 续信号不 少于15秒 钟）；停 转盘；停 泵。 迅速赶到 远控台。 迅速赶到 钻台节控 箱。 迅速赶到 节流管汇。 上提方钻杆 至第一根钻 杆接头台阶 出转盘面以 上0.5米。 3.打开液动 平板阀。 在司控台上 打开液动平 板阀。 4.关防喷器（先关环 形防喷器，后关半 封闸板防喷器）。 在司控台上先关环 形防喷器，再关半 闭闸板防喷器；下 座钻具至吊卡上； 关防喷器后发出两 声短鸣信号。 5.先关节流阀（试关 井），再关节流阀前的 平板阀。 当井架工关闭节流阀、 内钳工关闭节流阀前的 平板阀后，在司控台打 开环形防喷器，必要时 指挥柴油司机倒车。 6.迅速向队长或 7.认真观察、准确记 钻井技术员报告。 录立、套压及循环 池钻井液增减量。 迅速向队长或钻 井技术员报告。 （司钻可指令记 录工报告。） 掌握试关井井口压 力变化情况，严防 意外发生。关井结 束后，发出三声短 鸣信号。司钻待令。副司钻需要时，在 需要时，在远控台 关防喷器。 远控台打开 液动平板阀。 待令。 待令。检查井口和节流管汇关 闭情况。 在节控箱处关闭节流阀 后，指令内钳工关闭节 流阀前的平板阀。 在井架工指令下关闭节 流阀前的平板阀。观察有无异常情 况。 观察并记录立压 变化等情况。 观察套压变化。继续观察有无异常 情况。 观察并记录立压变 化等情况。 继续观察套压变化。待令。井架工内钳工作好关闭节 流阀前的平 板阀的准备 工作。 负责井口及 钻台工作， 准备工具。观察液动平 板阀开启情 况。 负责钻台上 下联络。待令。外钳工迅速赶到 钻台。 迅速赶到 节流管汇。负责钻台上下联络。负责钻台上下联络。负责钻台上下联 络。 观察并记录套压 变化。或按司钻 指令向队长或钻 井技术员报告。必要时按指令用专 用扳手关方钻杆下 旋塞。 校核、记录循环池 钻井液增减量，认 真观察记录关井套 压（每5分钟记录一 次）。待令。 协助内钳工 作准备工作。待令。协助内钳工关闭节流阀 前的平板阀。记录工控制程序 岗位分工1.发出信号， 2.上提 3.打开液 4.关防喷器（先 方钻杆。 动平板阀。 关环形防喷器， 停转盘，停 泵。 后关半封闸板防 喷器）。5.先关节流阀（试 关井），再关节流 阀前的平板阀。6.迅速向队长 或钻井技术 员报告。7.认真观察、准 确记录立、套压 及循环池钻井液 增减量。场地工迅速赶到压 井管汇，作 好开关闸阀 准备。待令。待令。待令。待令。观察套压变 化。观察套压变化。柴油司机作倒车前准 备。待令。待令。待令。按司钻指令倒车。待令。待令。发电工立即打开探 配合井 照灯，必要 场作业 时断开井架、 供电。 震动筛、循 环系统及机 泵房等处照 明电源。待令。待令。待令。待令。待令。表3―3 起下钻杆中发生溢流时的控制控制程 序 岗位分工 1.发出信号，停 止起下钻作业。 2.抢接钻具止 回阀。 3.打开液动平板阀。 4.关防喷器（先关 环形防喷器，后 关半封闸板防喷 器） 在司控台上先关 环形防喷器，再 关半闭闸板防喷 器；下座钻具至 吊卡上；关防喷 器后发出两声短 鸣信号。 5.先关节流阀（试 关井），再关节流 阀前的平板阀。 6.迅速向队长或钻井 技术员报告。 7.认真观察、准 确记录立、套压 及循环池钻井液 增减量。发出长鸣信号 （连续信号不少 于15秒钟）；停 止起下钻作业。 司钻组织抢接钻具 止回阀；上提 钻具至钻杆接 头台肩离吊卡 20～50毫米。在司控台上打开液 动平板阀。当井架工关闭节流 阀、内钳工关闭节 流阀前的平板阀后， 在司控台打开环形 防喷器。必要时指 挥柴油司机倒车。迅速向队长或钻井 技术员报告。（司 钻可指令记录工报 告。）掌握试关井井口 压力变化情况， 严防意外发生。 关井结束后，发 出三声短鸣信号。副司钻准备钻具止回阀。 抢接钻具止回 阀；然后迅速 赶到远控台。 迅速从二层台下 到钻台。 抢接钻具止回 阀。需要时，在远控台 打开液动平板阀。需要时，在远控 台关防喷器。检查井口和节流管 汇关闭情况。观察有无异常情况。继续观察有无异 常情况。在节控箱待命。待命。井架工在节控箱处关闭节 流阀后，指令内钳 工关闭节流阀前的 平板阀。 在井架工指令下关 闭节流阀前的平板 阀。观察并记录立压变 化等情况。观察并记录立压 变化等情况。内钳工作抢接钻具止回 阀的准备。抢接钻具止回 阀。迅速赶到节流管汇， 并观察液动平板阀 开启情况。 负责钻台上下联络。待令。观察套压变化。继续观察套压变 化。外钳工作抢接钻具止回 阀的准备。抢接钻具止回 阀。负责钻台上下联 络。负责钻台上下联络。 负责钻台上下联络。必要时按指令用 专用扳手关方钻 杆下旋塞。控制程序 岗位分工1.发出信 号，停止 起下钻作 业。2.抢接钻具 止回阀。3.打开液动平板阀。 4.关防喷器（先 关环形防喷器， 后关半封闸板 防喷器）5.先关节流阀 （试关井），再 关节流阀前的平 板阀。6.迅速向队长或钻 井技术员报告。7.认真观察、 准确记录立、 套压及循环池 钻井液增减量。迅速赶到 节流管汇。 记录工协助内钳工 作准备工作。待令。待令。协助内钳工关闭 节流阀前的平板 阀。观察并记录套压变 化。或按司钻指令 向队长或钻井技术 员报告。校核、记录循 环池钻井液增 减量，认真观 察记录关井套 压（每5分钟 记录一次）。场地工迅速赶到 压井管汇， 作好开关 闸阀准备。待令。待令。待令。待令。观察套压变化。观察套压变化。柴油司机作倒车前 准备。 立即打开 探照灯， 必要时断 开井架、 震动筛、 循环系统 及机泵房 等处照明 电源。待令。待令。待令。按司钻指令倒车。 待令。待令。配合井场作 业供电。待令。待令。待令。待令。待令。发电工表3―4 起下钻铤中发生溢流时的控制控制程 序 岗位 分工 1.发出信号， 停止起下钻 作业，抢接 钻具止回阀 （或防喷单 根）。 发出长鸣信 号（连续信 号不少于15 秒钟）；抢 接钻具止回 阀（或防喷 单根）。 抢接钻具止 回阀。 副司钻 2.抢接钻 杆。 3.打开液 动平板阀。 4.关防喷器（先关环 形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。 5.先关节流阀（试关 井），再关节流阀前 的平板阀。 6.迅速向队长 或钻井技术员 报告。 7.认真观察、准确 记录立、套压及循 环池钻井液增减量。司钻组织抢接 在司控台 钻杆；下 上打开液 动平板阀。 放钻具至 钻杆接头 台肩离转 盘面0.5米。 负责猫头 操作，抢 接钻杆。 然后迅速 赶到远控 台。 负责二层 台操作。 抢接钻杆。 需要时， 在远控台 打开液动 平板阀。在司控台上先关环形 防喷器，再关半闭闸 板防喷器；扣吊卡， 座放钻具；关防喷器 后发出两声短鸣信号。当井架工关闭节流阀、 内钳工关闭节流阀前 的平板阀后，在司控 台打开环形防喷器。 必要时指挥柴油司机 倒车。 检查井口和节流管汇 关闭情况。迅速向队长或 钻井技术员报 告。（司钻可 指令记录工报 告。）掌握试关井井口压 力变化情况，严防 意外发生。关井结 束后，发出三声短 鸣信号。需要时，在远控台关 防喷器。观察有无异常 情况。继续观察有无异常 情况。准备钻杆。 井架工 抢接钻具止 回阀。 内钳工迅速从二 层台下到 节控箱。 迅速赶到 节流管汇， 并观察液 动平板阀 开启情况。 负责钻台 上下联络。待令。在节控箱处关闭节流 阀后，指令内钳工关 闭节流阀前的平板阀。 在井架工指令下关闭 节流阀前的平板阀。观察并记录立 观察并记录立压变 压变化等情况。 化等情况。 观察套压变化。 继续观察套压变化。待令。外钳工抢接钻具止 回阀。抢接钻杆。负责钻台上下联络。负责钻台上下联络。负责钻台上下 联络。必要时按指令用专 用扳手关方钻杆下 旋塞。控制程 序 岗位 分工1.发出信号， 停止起下钻 作业，抢接 钻具止回阀 （或防喷单 根）。2.抢接钻 杆。3.打开液 动平板阀。4.关防喷器（先关环 形防喷器，后关半封 闸板防喷器）。5.先关节流阀（试关 井），再关节流阀前 的平板阀。6.迅速向队长 或钻井技术员 报告。7.认真观察、准确 记录立、套压及循 环池钻井液增减量。迅速赶到节 流管汇。 记录工协助内钳 工作准备 工作。待令。待令。协助内钳工关闭节流 阀前的平板阀。观察并记录套 压变化。或按 司钻指令向队 长或钻井技术 员报告。校核、记录循环池 钻井液增减量，认 真观察记录关井套 压（每5分钟记录 一次）。场地工迅速赶到压 井管汇，作 好开关闸阀 准备。 作倒车前准 备。 立即打开探 照灯，必要 时断开井架、 震动筛、循 环系统及机 泵房等处照 明电源。待令。待令。待令。待令。观察套压变化。 观察套压变化。柴油司 机待令。待令。待令。按司钻指令倒车。待令。待令。配合井场 作业供电。待令。待令。待令。待令。待令。发电工表3―5 空井发生溢流时的控制控制程序 岗位分工 1.发出信号。 2.打开液动 平板阀。 3.关防喷器（先 关环形防喷器， 后关全闭闸板 防喷器）。 在司控台上先 关环形防喷器， 再关全闭闸板 防喷器；关防 喷器后发出两 声短鸣信号。 需要时，在远 控台关防喷器。 待令。 4.先关节流阀 （试关井），再 关节流阀前的平 板阀。 指令井架工关闭 节流阀、内钳工 关闭节流阀前的 平板阀。 5.打开环形防喷器。 6.迅速向队长或 钻井技术员报 告。 迅速向队长或 钻井技术员报 告。（司钻可 指令记录工报 告。） 检查井口和节 流管汇关闭情 况。 观察并记录套 压变化等情况。 7.认真观察、准确 记录套压及循环池 钻井液增减量。 掌握试关井井口压 力变化情况，严防 意外发生。关井结 束后，发出三声短 鸣信号。 观察有无异常情况。司钻发出长鸣 信号（连 续信号不 少于15秒 钟）。 迅速赶到 远控台。 迅速赶到 钻台节控 箱。 迅速赶到 节流管汇。在司控台上 打开液动平 板阀。在司控台打开环形防喷 器；必要时指挥柴油司 机倒车。副司钻需要时，在 远控台打开 液动平板阀。 待令。待令。需要时，在远控台打开 环形防喷器。 观察并记录套压变化等 情况。井架工在节控箱处关闭 节流阀后，指令 内钳工关闭节流 阀前的平板阀。 在井架工指令下 关闭节流阀前的 平板阀。观察并记录套压变 化等情况。内钳工检查4#防喷 管线、节流 管汇和放喷 管线上的闸 阀开关状态 处于平常规 定状态。 负责井口及 钻台工作， 准备工具。作好关闭节流 阀前的平板阀 的准备工作。观察套压变化。继续观察套压 变化。继续观察套压变化。外钳工迅速赶到 钻台。负责钻台上下 联络。负责钻台上下联 络。负责钻台上下联络。负责钻台上下 联络。负责钻台上下联络。1.发出信 号。 控制程序 岗位分工2.打开液动 平板阀。3.关防喷器 （先关环形防 喷器，后关全 闭闸板防喷 器）。4.先关节流阀 （试关井）， 再关节流阀前 的平板阀。5.打开环形防喷器。6.迅速向队长 或钻井技术员 报告。7.认真观察、准确 记录套压及循环池 钻井液增减量。待令。 迅速赶到 协助内钳工 节流管汇。 作准备工作。 记录工协助内钳工关 闭节流阀前的 平板阀。待令。观察并记录套 压变化。或按 司钻指令向队 长或钻井技术 员报告。校核、记录循环池 钻井液增减量，认 真观察记录关井套 压（每5分钟记录 一次）。场地工待令。 迅速赶到 压井管汇， 作好开关 闸阀准备。待令。待令。待令。观察套压变化。 观察套压变化。柴油司机作倒车前 准备。 立即打开 探照灯， 必要时断 开井架、 震动筛、 循环系统 及机泵房 等处照明 电源。待令。待令。待令。按司钻指令倒车。待令。待令。配合井场作 业供电。待令。待令。待令。待令。待令。发电工? 四、关井套压的限制 ? 关井后的最高套压值原则上不能超过下面 三个极限中的最小值：井口装置的额定工 作压力、套管最小抗内压强度的80%和地 层破裂压力所允许的关井套压值。? 1.下深1000m以内的表层套管固井后，钻地 层5m～10m后对地层做破裂压力试验（若 套管鞋处为非泥页岩和砂岩地层，则做漏 失压力试验），再取其地层破裂压力（或 漏失压力）、井口装置额定工作压力和套 管抗内压强度的80%所允许关井套压三者 中的最小值作为最大允许关井套压值。? 2.技术套管固井后最大允许关井套压值的确定方 法： ? （1）技术套管下深在1000m以内和下深超过 1000m但套管鞋处为泥页岩或砂岩地层的，其固 井后最大允许关井套压值的确定同1； ? （2）技术套管下深超过1000m且套管鞋处为 碳酸盐岩地层，其最大允许关井套压值主要以井 口装置额定工作压力和套管抗内压强度80%所允 许关井套压两者中的最小值作为依据，其薄弱地 层的承压能力只作为参考。? 套管最小抗内压强度允许的关井套压是指溢流发 生后，不会引起套管破裂所允许的关井套压值。 根据套管最小抗内压强度计算允许关井套压的公 式为： ? ［Ｐa］＝Ｐt 80%－0.0098（ρm-1）ｈ ? 地层破裂压力允许的关井套压是指溢流发生后， 不会引起压漏地层所允许的关井套压值。根据裸 眼中易漏地层的破裂压力计算允许关井套压的公 式为： ? ［Ｐa］＝Ｐf －0.0098ρmｈ ? 除不能满足上述关井条件或发生其它意外情况需 要降压外，一般情况下严禁放喷。紧急情况下被 迫放喷时，若时间允许，放喷应请示钻井公司批 准。? 五、关井后的判断 ? 当发生油气进入而关井后，关井立管压力 和关井套管压力的显示有以下几种情况， 通过分析可判断是发生了溢流或油气侵： ? 1.若关井立管压力和套管压力均为零。这 种情况说明钻具内外的钻井液液柱压力均 能平衡地层压力，油气是通过油气侵进入 的，且油气侵不严重。可采取敞开井口 （防喷器）循环排除受侵污的钻井液的方 法处理，无需压井。? 2.关井立管压力为零，套管压力不为零。这种情 况说明钻具内的钻井液液柱压力能平衡地层压力， 油气仍是通过油气侵进入的，只是环空内的钻井 液受油气侵污严重。这时必须在防喷器关闭的情 况下，通过节流阀循环，排除环空内受侵污的钻 井液。循环时一定要通过调节节流阀的开启大小， 控制立管压力不变。循环一周后，停泵关井。套 管、立管压力均应为零。处理完毕根据实际情况 考虑是否有必要再将钻井液密度适当提高，然后 恢复正常钻进或起下钻作业。 ? 3.关井立管压力和套管压力均不为零。这种情况 说明钻具内外的钻井液液柱压力均不能平衡地层 压力，油气是通过溢流进入的，必须提高钻井液 密度进行压井。第三节 天然气溢流的特点? 由于天然气具有密度小、扩散性大、其体 积随压力和温度变化的特性，因此，天然 气侵入井内后，对井内压力的影响也具有 其特点。同时也给井控工作带来一定的复 杂性。掌握天然气溢流的特点，对搞好井 控工作是十分重要的。? 一、天然气侵入井内的方式 ? 1.在钻开气层的过程中，随着岩石的破碎，岩石 孔隙中的天然气被释放出来而侵入钻井液。侵入 钻井液中的天然气量与岩石的孔隙度、井径、机 械钻速和气层的厚度有直接关系。 ? 2.钻遇大裂缝或溶洞时，由于钻井液的密度比天 然气的密度大，产生重力置换，天然气被钻井液 从裂缝或溶洞中置换出来，进入井内。 ? 3.气层中的天然气会通过泥饼向井内扩散，侵入 钻井液。侵入井内的天然气量与钻开气层的表面 积、泥饼的质量等因素有关。一般通过泥饼侵入 井内的天然气量不大。但当泥饼受到破坏或停止 循环时间很长时，侵入量会增大。? 以上三种侵入方式，即使在井底压力大于 地层压力时，天然气也会侵入井内。 ? 4.井底压力小于地层压力并且产层渗透率较 好时，天然气会大量进入井内，这也可以 由起钻抽汲引起。井底的负压差越大、产 层渗透率越好，则天然气进入井内的速度 也就越快，而且很容易在井内积聚成气柱。? 二、天然气侵入井内后对钻井液液柱压力的影响 ? 天然气侵入钻井液后，常以微小的气泡形式混在 钻井液中，并随着钻井液循环在环空上升或因其 密度小在钻井液中滑脱上升。 ? 天然气在井底开始侵入后，受到的压力大，气泡 体积很小，对钻井液密度的影响也较小。在上升 过程中，由于受到的钻井液液柱压力逐渐减小， 气泡就逐渐膨胀，体积增大，如图3－2所示。单 位体积钻井液中的天然气体积增多，钻井液密度 则随着气泡的上升而逐渐减小。当气泡上升至接 近地面时，气泡体积膨胀到最大，而钻井液密度 降到最小。可见，气侵后井内钻井液密度是随井 深自下而上变小。图3－2 气泡上升情况? 由于气侵后井内钻井液密度减小，所以钻 井液液柱压力也随之减小。气侵后钻井液 液柱压力减小的近似计算公式为： ? △P≈[2.3（1－ａ）Ps/ａ]lg[（Ps＋ 0.0098ρm H）/Ps] ? 式中：Ps――地面压力，兆帕； ａ――地面气侵钻井液密度与气侵前 的钻井液密度之比值； H――计算井深，米。? 例3－1 已知：H＝4000m，ａ＝0.5，Ps ＝0.1MPa，ρm＝1.20g/cm3，试求气侵后 井内钻井液液柱压力的减小值（不考虑温 度和压缩系数的影响）。 ? 解：将已知数据代入公式（3－1）得：? ? △Ｐ≈0.61（MPa）? ? 例3－2 已知：H＝1000m，其他数据同例 3－1，试求气侵后井内钻井液液柱压力的 减小值。 ? 解：△Ｐ≈0.48（MPa）? 比较两例，当H＝4000m时，△Ｐ为原钻井 液液柱压力的1.2％，当H＝1000m时，△ Ｐ为原钻井液液柱压力的4％。当井深小于 10000m时，在严重气侵的情况下（a＝ 0.5），△Ｐ值一般不超过0.7MPa。 ? 通过上面的分析和计算，我们应建立以下 几个概念：? 1.气侵以气泡形式侵入钻井液后，环空气侵钻井 液的密度是不等的，是随井深自下而上变小。因 此，我们就不能用地面上测得的钻井液密度计算 环空的钻井液液柱压力或井底压力。 ? 2.钻井液气侵使钻井液密度下降，钻井液液柱压 力减小，但是钻井液液柱压力减小的值是有限的。 相对来说，气侵对浅井液柱压力的影响比深井大。 ? 3.由于气侵对钻井液液柱压力的影响不大，只 要我们能及时发现气侵，并采取除气措施，保证 泵入井的钻井液保持原来的密度，井喷的危险性 就不大。如果没有及时有效地除气，让气侵钻井 液再泵入井内，井底压力会进一步减小，气体就 会更多地侵入井内，最终会失去压力平衡而导致 井喷。? 三、井下积有气柱时对井底压力的影响 ? 在钻开气层的过程中，常常会由于各种 原因而长时间停止循环，使侵入井内的天 然气在井底聚集成气柱。同时因天然气的 密度比钻井液小，气柱会滑脱上升，或循 环时被钻井液推着上升。由于气柱不断上 升，气柱上面的钻井液液柱压力逐渐减小， 气柱体积膨胀，结果使井内总液柱高度减 小，井底压力减小。? 图3―3表明在井深3000m处，有0.26m3的天然气 柱上升膨胀对井底压力的影响情况。开始气柱在 井底的高度为10m，气柱上升到井深1500m时， 气柱体积变为0.52m3，高度变为20m；井底压力 由35.38MPa降到35.14MPa；当气柱上升至井深 750m处时，气柱体积变为1.03m3，高度变为 40m，井底压力降为34.91MPa，气柱继续上升膨 胀，井底压力继续下降，当气柱上升接近井口时， 气体体积变为7.62m3，高度变为293米，井底压 力降为31.94MPa。图3―3 气柱上升情况? 气柱在上升过程中，气柱上面的液柱压力逐渐减 小，当气柱上升到一定高度，气柱的膨胀力足以 克服气柱上面的液柱压力时，则会推动其上面