﻿ 从典型井喷案例谈一次循环法压井工艺

Discussion on the Engineer's Well Killing Method in Typical Blowout Cases
ZHANG Guilin
Sinopec Shengli Oilfield Service Corporation, Dongying, Shandong, 257000, China
Abstract: The engineer's method(waiting for weighting method) is a conventional well killing method.Failed attempts to kill the well in a blowout situation is frequently observed when there has been improper control of casing pressure in the field.Taking the well killing operations in Well Yuanba 272-1H and Well Qingxi 1 as examples, the analysis demonstrates that insufficient understanding on pressure balance inside the hole, improper control of casing pressure, and unreasonable killing flow rate are the main reasons in failed killing when using the engineer's method.By taking the control of pressure balance inside the hole as a reference, this paper presents two cases which utilize a killing parameters calculation method and the killing process of the engineer's method.In the two cases, the annulus is partially filled and fully emptied with drilling fluid, respectively. Such killing process has been successfully applied in controlling the blowout of Well HF203 successfully.The research and field applications suggest that inside hole pressure balance-based engineer's method can bring about the rapid control of overflow and a blowout under normal fluid circulation.
Key words: blowout     overflow     the engineer's method     killing well     pressure balance     standpipe pressure     casing pressure

1 一次循环法压井中存在的主要问题

1.1 对井内压力平衡问题认识不清

1.2 套压控制不当

1.3 压井排量不合理

1.4 一次循环法压井工艺可操作性差

2 一次循环法压井工艺

2.1 环空仍然有钻井液的情况

 图 1 关井期间U形管原理示意 Fig.1 The principle of U tube during shut-in

 (1)

 (2)

2.1.1 主要压井参数的计算

1) 录取关井立压。关井立压pd是压井参数计算的源头数据，应根据钻具组合中是否装有回压阀，分别采取不同的录取方法，详见文献[1-3]。

2) 计算地层压力。地层压力是确定合理压井液密度的主要依据，计算公式为：

 (3)

3) 确定压井液密度。以计算出的地层压力当量密度为基础，增加一个密度附加值，即为压井液密度，计算公式为：

 (4)

4) 计算压井立压。一次循环法压井曲线见图 2(图 2中：pTi为初始总立压，MPa；pTf为终了总立压，MPa)。由图 2可知：0—t1时间段内，压井液到达钻头，立压由pTi降至pTft1t4时间段内，压井液由井底返至井口，立压保持pTf不变[1-3]

 图 2 一次循环法(工程师法)压井曲线 Fig.2 Killing curve of the engineer's method

PTiPTf的计算公式分别为：

 (5)
 (6)

5) 确定压井套压。压井液到达钻头时的套压峰值和溢流顶面到达井口时的套压峰值，其计算公式较为复杂[1-3]，可以将压井套压计算值作为压井作业的参考，也可根据防喷器额定压力、套管抗内压强度与地层漏失压力进行控制[8-11]

6) 确定压井液用量。压井液用量按照钻柱内容积、井眼环空容积和地面循环系统容积确定，一般取总容积的1.5~2.0倍[1-3]

7) 计算压井时间。压井时间包括钻柱内及井眼环空中注满压井液所需时间，根据压井排量和井内容积确定，压井液排量一般取正常钻进时钻井液排量的1/3~1/2[1-3, 8-11]

2.1.2 压井工艺

1) 开始压井前，应清楚套压达到最高值的时间(即图 2中的t2)，做好调节节流阀控制套压的准备。

2) 开始压井后，根据立压变化控制节流阀，但应考虑压力传递的滞后问题，根据井深进行延迟控制。

3) 压井过程中，时刻注意立压及套压的变化。压井初始阶段，立压会逐步降低，当压井液由井底返至井口时，立压保持不变；套压逐步升高转为快速降低，压井液返出井口后套压降至接近0。

4) 继续循环排气，测量返出的压井液密度，如果接近注入的压井液密度，说明注入排量与返出流量相等，压井结束。

2.2 环空喷空后的情况

 图 3 井眼环空喷空后关井期间U形管原理示意 Fig.3 The principle of U tube during shut-in after the well is fully emptied

 (7)

 (8)

 图 4 井眼喷空后一次循环法压井基本曲线 Fig.4 Basic killing curve of the engineer's method after the well is fully emptied
 图 5 井眼喷空后不同压差下的压井曲线 Fig.5 Killing curves under different pressure differences after the well is fully emptied
2.2.1 压井套压的合理控制

 图 6 压井过程中套压随着液柱上返的变化过程 Fig.6 Variation of casing pressure with the upward return of liquid column during killing process

1) 全关井情况下的压井。压井前，油气井处于全关井状态，地层气体不能进入井眼。开始压井后，钻井液与压井液从钻头进入环形空间上返并逐步形成液柱，套管压力逐步降低，气体仍不能进入井眼。如图 4所示，在0—t1时间段内，压井液到达钻头后，钻柱内原钻井液进入环空，套压由pa降至pa1；在t1t2时间段内，压井液进入环空并返至井口，套压由pa1降至0。两个阶段内套压都是稳定降低的，但第2阶段降低幅度更大，井眼处于受控状态，气体不能进入井眼。

2) 部分关井情况下的压井。在这种情况下，地层压力高于允许关井套压，其差值为Δpa，因而需要在环空中形成一定高度的压井液柱，与套压一起来平衡地层压力pp，即Δpa+pa=pp。压井前，关小节流阀开度使套压达到最大允许压力，此时地层中的气体继续进入井眼并喷出地面。开始压井后，保持最大允许关井套压直到环空液柱压力达到Δpa后，开始逐步增大节流阀开度来降低套压，其压井曲线如图 5所示。如果套压与地层压力的差值较小，钻柱内的钻井液进入环空后能在较短时间内形成液柱，即能达到压力平衡，然后套压开始降低，见图 5(a)；如果套压与地层压力的差值较大，钻井液与压井液进入环空后需在较长时间内形成较高液柱后才能达到压力平衡，然后套管压力开始降低，见图 5(b)

2.2.2 压井工艺 2.2.2.1 全关井情况下的压井

1) 压井前，应清楚压井液到达井底的时间t1和套压降至的压力值pa1(见图 4)，做好调节节流阀控制套压的准备。

2) 压井开始后保持排量稳定，在0—t1时间段内调节节流阀控制立压和套压的变化，应考虑压力传递滞后的问题。

3) 压井液到达钻柱底部后，立压从pTi降至pTf，此后保持不变，套压由pa降至pa1

4) 在t1t2时间段内，压井液进入环空并返至井口。根据时间与压井液上返高度控制套压逐步降低，直至压井液返出井口，套压降至0。该过程中立压基本不变。

5) 继续循环排气，观察压井液返出情况，测量返出压井液的密度，如果接近注入压井液的密度，注入排量与返出流量相等，则压井结束。

2.2.2.2 部分关井情况下的压井

1) 压井前，应清楚井内压力达到平衡所需的时间，即图 5(a)中的t1图 5(b)中的t2，做好调节节流阀控制套压的准备。

2) 压井开始后保持排量稳定，根据立压和套压的变化调节节流阀，应考虑压力传递滞后的问题。

3) 压井液到达钻柱底部后，立压从pTi降至pTf，此后保持不变；在钻井液与压井液进入环空形成的液柱压力达到Δpa之前，套压保持最大且不变(见图 5)。当环空内液柱压力达到Δpa时，理论上井内压力达到平衡状态，但因在此之前不能全关井，气体一直处于进入井眼混入压井液的状态，该时间可适当延长。延长的时间难以准确计算，可根据井内压力、喷出速度、井眼深度等实际情况考虑，以确保井内压力达到平衡。

4) 井内压力达到平衡后，可认为地层气体不再侵入井内。控制套压逐步降低，直至压井液返出井口，套压降至0。该过程中立压基本不变。

5) 继续循环排气，观察压井液返出情况，测量返出压井液的密度，如果接近注入压井液的密度，注入排量与返出流量相等，则压井结束。

3 应用实例

4 结论与建议

1) 一次循环法压井方法是常规压井方法，只要钻具接近井底且能够循环，就可应用该方法压井，但在实际应用中，存在因控制套压过高而造成井漏的问题，易导致压井失败。

2) 高压气井发生溢流后出现井眼环空喷空时，在应用一次循环法压井作业中，只要采取合理的控制方法，实现随着液柱升高套压逐渐降低的目的，就能够防止气体继续进入井眼并能防止压井液漏失，从而实现快速压井成功。

3) 压井成功是指恢复到正常施工作业状态，封井弃井算不上压井成功。应研究不同情况下的压井方法，实现各种溢流、井喷都能一次压井成功，达到“科学压井，经济压井”的目的。

 [1] 孙振纯, 夏月泉, 徐明辉. 井控技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 1997: 132-133. SUN Zhenchun, XIA Yuequan, XU Minghui. Well control method[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1997: 132-133. [2] 集团公司井控培训教材编写组. 钻井井控工艺技术[M]. 东营: 石油大学出版社, 2008: 107-120. Writing Group of Sinopec Group Well Control Training Materials. Drilling well control technology[M]. Dongying: China University of Petroleum Press, 2008: 107-120. [3] 集团公司井控培训教材编写组. 钻井技术、管理人员井控技术[M]. 东营: 中国石油大学出版社, 2013: 88-113. Writing Group of Sinopec Group Well Control Training Materials. Drilling technology, management personnel well control technology[M]. Dongying: China University of Petroleum Press, 2013: 88-113. [4] 中国石油化工集团公司石油工程管理部. 井喷事故案例汇编[M]. 北京: 中国石化出版社, 2010. Sinopec Petroleum Engineering Management Department. A compilation of blowout cases[M]. Beijing: China Petrochemical Press, 2010. [5] 中国石油化工集团公司安全监管局. 井控安全警示录[M]. 北京: 中国石化出版社, 2014. Sinopec Safety Regulatory Authority. Well control safety warning[M]. Beijing: China Petrochemical Press, 2014. [6] 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. ZHANG Guilin. Analysis of kick killing in Well Qingxi-1[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2009, 37(6): 6-10. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2009.06.002 [7] 张桂林, 董明键. HF203井井喷及强行下钻压井方法[J]. 石油钻探技术, 2011, 39(3): 72-76. ZHANG Guilin, DONG Mingjian. Well HF203 blowout and unconventional killing method[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2011, 39(3): 72-76. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2011.03.013 [8] GB/T 31033-2014石油天然气钻井井控技术规范[S]. GB/T 31033-2014 Specification for well control technology[S]. [9] SY/T 6426-2005钻井井控技术规程[S]. SY/T 6426-2005 Specification for well control technology of oil & gas drilling[S]. [10] SY/T 5974-2014钻井井场、设备、作业安全技术规程[S]. SY/T 5974-2014 Code for safety technology of drilling wellsite, equipment and operation[S]. [11] 张桂林, 陈志宁. 现行钻井井控标准存在的问题分析及修订建议[J]. 石油钻探技术, 2014, 42(1): 7-13. ZHANG Guilin, CHEN Zhining. Problems analysis and proposed amendments for current drilling well control standards[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2014, 42(1): 7-13. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2014.01.002 [12] 张桂林. 土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术[J]. 石油钻探技术, 2010, 38(6): 37-41. ZHANG Guilin. Application of managed pressure drilling technology in Azores Area, Turkmenistan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2010, 38(6): 37-41. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2010.06.009 [13] 张桂林. "液量稳定"控压钻井方法[J]. 石油钻探技术, 2013, 41(4): 54-58. ZHANG Guilin. "liquid volume stable"managed pressure drilling method[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2013, 41(4): 54-58. DOI:10.3969/j.issn.1001-0890.2013.04.012 [14] 张桂林. 土库曼斯坦阿姆河右岸B区块钻井关键技术[J]. 石油钻探技术, 2015, 43(6): 1-6. ZHANG Guilin. Key drilling technologies in the Block B at the right bank of Amu Darya, Turkmenistan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(6): 1-6.

#### 文章信息

ZHANG Guilin

Discussion on the Engineer's Well Killing Method in Typical Blowout Cases

Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(6): 33-38.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.2018131