第6节常规压井技术
常规压井技术是指管柱在井底的常规压井法,简称井底常压法压井。主要包括一次循环法、二次循环法和边循环边加重法等。
6.1 溢流控制原理
若井内压力受到控制便不会形成溢流、井涌。发生溢流迅速关井是井控的第一步，也是最重要的一步。即便把井安全关住了，控制也是暂时的。没有排除油气侵，井液密度不能平衡地层压力，不可能实现开井恢复生产。
6.1.1 井底常压法压井原理
井底常压法压井是一种保持井底压力保持恒定并始终等于或略大于地层压力，而排出井内受油气侵修(压)井液的压井方法。
6.1.1.1 压井的概念
压井是井下作业施工过程中最常见最基本的作业环节，往往是实施其他作业的前提。压井是将一定量的符合性能要求的修(压)液泵入井内利用其液柱压力平衡地层压力的过程，或者说是利用专门的井控设备和技术向井内注入一定密度和性能的修(压)井液建立井内压力平衡的过程。
压井的成败会直接影响到后续施工作业。正确地确定地层压力，正确地选用符合性能要求的修(压)井液，制定合理的施工方案，动用有效的井控装备是压井作业的关键。
6.1.1.2 井底常压法原理
井底常压法的基本原理是在实施压井过程中始终保持井底压力与地层压力的平衡，不使新的地层流体流入井内，同时又不使控制压力过高，危及地层与设备。
6.1.1.3 井底常压法的优点
井底常压法计算简单，操作方便，容易在现场实现。井底常压法的优点可以概括为：
1.它是一个通用的方法，包括大多数作为特殊情况的现有方法。
2.能处理井涌时遇到的各种情况。
3.简单而易为油田井下作业人员使用。
4.包括了现用方法所忽略的一些情况。
5.适用于油田井下作业且为实践所证明。
井底常压法是排除油气侵的一种合乎逻辑的概念。通过一步一步的程序，在压井过程中即使遇到偶然的复杂情况，也能使你正确地操作泵和控制节流压力。
6.1.2 “U”形管原理
要正确实施井底常压法压井，就必须充分了解井底压力、油(立)管压力和套管压力之间的关系。而能够描述三者关系的最好方法就是U形管原理。
若把井的循环系统想象成一个“U”形管，油管看成“U”形管的一条腿，而把环空看成是另一条腿。“U”形管的基本原理是“U”形管底部是一个平衡点，此处的压力只能有一个值，这个压力可以通过分析任意一条腿的压力而获得。
6.1.2.1.井底压力
1.在静止状态下
井底压力等于油管或环空静液柱压力，如图6-la所示。
图6-la：关井求地层压力 6-1b:循环时油管压力的确定
2.在静止关井条件下
井底压力等于关井油管压力加上油管静液柱压力。还等于关井套管压力加上环空静液柱压力。
3.在动态条件下
井底压力是环空静液柱压力、环空和节流管线压力损失和套管压力的总和。或油管静液柱压力与油管压力之和减去油管内的循环损失，如图6-lb所示。
“U”形管的一个重要的概念是套管与油管压力紧密相关，改变套管或节流阀压力可以控制井底压力，影响油管压力使之产生同样大小的变化。
6.1.2.2 “U”形管压井原理
压井是以“U”型管原理为依据，利用地面节流产生的回压和井内液柱压力所形成的井底压力来平衡地层压力。下面是一口井中的各种压力。
在压井过程中，始终保持井底压力略大于地层压力。以不变的压井排量向井内注入压井液，随着压井液的增加，节流压力逐渐减小，当压井液返出井口时，节流压力降为零，重新建立了井内压力平衡。
压井循环时井内压力的平衡关系
1.油管内:
P p=P b=P T-P cd+P md (6-1)
2.环空内:
P p=P b=P bp+P ma+P a (6-2)
式中：P T-循环时油管总压力，MPa。
P cd-油管内循环压力降，MPa。
P md-油管内静液压力，MPa。
P p-地层压力，MPa。
P bp-环空流动阻力，MPa。
P b-井底压力，MPa。
P ma-环空静液压力，MPa。
P a-关井套压，MPa。
因：
P T-P cd+P md=P d+P md+P bp=P a+P ma+P bp
(6-3)
与关井状态压力平衡关系相比，作用于井底的压力只多了环空流动阻力P bp，因P bp不大，又是增加井底压力，压井时有利于平衡地层压力，可忽略不计。则:
P T-P cd+P md≈P d+P md=P a+P ma=P p (6-4)
循环压井时，要保持井底压力不变，且略大于地层压力，就可以通过控制循环立管总压力P T实现，而循环立管总压力又是通过调节节流阀的开启程度控制。可见压井循环时的立管总压力仍可作为判断井底压力的压力计使用。压井时，要保持压井排量不变，P d才不变，才能实现作用于井底的压力不变。
随着压井液在环空的上返，节流压力逐渐减小，压井液返出井口，节流压力消失，循环立管总压力P T变为用压井液循环的压力。
6.1.3 压井方法的选择
压井方法选择是否正确是影响压井成败的重要因素，现场常用的压井方法包括二次循环法(司钻法)、一次循环法(等待加重法、工程师法)、边循环边加重法，在特殊情况下还使用立管压力法、体积法，低节流压力法等等。溢流状态、井内管柱的深度、规范及其管柱内是否通畅等作为压井方法选择的主要依据。如果压井方法选择不当、计算不准确，可能会造成井涌、井喷或井漏，都会损害产层。
6.1.3.1 循环法
循环法是将密度合适的压井液泵入井内并进行循环，侵入井内油、气、水被压井液替出井筒达到压井之目的。单一敞开井口循环压井很难建立起井筒-地层系统的压力平衡，往往需要在井口附加一定的回压，利用回压和压井液液柱压力来平衡地层压力，抑制地层流体流向井内。
循环法压井法包括正、反循环压井法，关键是确定合理的压井液的密度和控制适当的回压。一次循环法、二次循环法和循环加重法都是循环压井法的特例。
1.反循环压井法
是将压井液从油、套环形空间泵入井内，由管柱内循环排除溢流的压井方法。反循环压井多用在压力高、气油比大的油气井中。
反循环压井时，压井液是从截面积大、流速低的管柱与套管环形空间流向截面积小、流速高的管柱内，从一开始就产生较大的井底回压。对于压力高、气油比大的井，采用反循环压井法不仅易成功，而且压井后，即使油层有轻微损害，也可借助于投产时井本身的高压、大产量来解除。相反，如果对低压井采用反循环压井法，会产生较大的井底回压，易造成产层损害，甚至出现压漏地层的现象。反循环压井有排除液流时间短，地面压井液增量少，较高的压力局限在管柱内部等优点。
2.正循环压井
是将压井液从管柱内泵入井内，由环形空间循环排除溢流的压井方法。正循环压井则适用于低压和产量较大的油井。
在排量一定的条件下，当压井液从管柱内泵入时，压井液的下行流速快，沿程摩阻损失大，压降也大，对井底产生的回压相对较小。所以，对于低压井，采用正循环压井法不仅能达到压井目的，还能避免压漏地层。
3.实施正反循环压井应具备以下两个条件
⑴能安全压井。
⑵在不超过套管与井口设备许用压力条件下能循环排除溢流。
6.1.3.2 灌注法
灌注法是向井筒内灌注一段压井液，利用井筒液柱压力平衡地层压力的压井方法。此方法多用在压力不高、工作简单、时间短的施工作业上。
特点是压井液与油气层不直接接触，作业后很快投产，可基本消除对产层的损害。
6.1.4 压井作业中的技术要求与注意事项
压井工艺比较简单，但是施工比较繁琐，应当十分谨慎，否则，不仅压井不成，还会给油气层带来损害。正确确定压井方式、严格按照压井工序操作、保持和调配好压井液性能、及时录取各项资料是压井成功的重要条件。
6.1.4.1 保持压井液密度
由于油层中天然气的影响，压井过程中可能会发生压井液气侵，使压井液密度降低，导致井内液柱在井底产生的回压下降，当井底压力降至低于地层压力后，便会发生二次污染。因此，为了防止二次污染，必须在一定时间内将井内已气侵的压井液全部替出，以保持井内液柱在井底产生的回压，将井压住。
6.1.4.2 控制出口
保证进口排量大于出口溢流量，采用高压憋压方式压井，让井内的含气井液逐步被压井液所代替。控制进出口井液密度差小于0.02g/cm3。
6.1.4.3 防止压漏地层及压井液注入油层
如在压井过程中发现井口压力很低或者有下降的趋势，同时又发生压井液泵入量多排出量少的现象，就说明井有漏失。特别是对一些地层吸水能力很强，压井开始时泵压很高，排量又大，很容易压漏地层，结果使压井液大量进入油层。如果井已压住，仍旧继续不停地往井内高压挤入压井液，也会使压井液进入油气层。所以，在压井过程中，正确判断井是否被压住是一项重要工作。
井被压住的特征主要有以下几点:
1.进口与出口压力近于相等。
2.进口排量等于出口排量。
3.进口密度约等于出口密度。
4.出口无气泡，停泵后井口无溢流。
6.1.4.4 防止井喷
在压井过程中，井口泵压平稳，泵入量和井口返出量大致相同，进出口密度几乎不变，返出流体无气泡。关井30min后井口无溢流，井筒内没有异常声音，这些都是判断井是否压住的方法。
如果出现以下情况则是井喷的预兆:
1.进口排量小，出口排量大，出口流体中气泡增多。
2.进口密度大，出口密度小，密度有不断下降的趋势。
3.出口喷势逐渐增加。
4.停泵、关井后井口压力增高。
如遇上述现象，应立即循环和调整压井液性能(如提高密度等)，及时采取必要的防喷措施，保证安全。
6.1.4.5 压井施工中应注意的事项
无论采用何种方法压井都要注意以下问题:
1.根据设计要求，配制符合要求的压井液。对一般无明显漏失层的井，配制液量通常为井筒容积的1.5～2倍。
2.压井进口管线必须试压达到预计泵压的1.2～1.5倍，不刺不漏。高压和放喷管线须用钢质管线，禁止使用弯头、软管及低压管线，并固定牢固。
3.循环压井时，水龙头(或活动弯头)、水龙带应拴保险绳。
4.压井前，对气油比较大或压力较高的井，应先用油嘴控制排气，再用清水压井循环除气，然后再用密度高的压井液压井。
5.进出口压井液性能、排量要一致。要求进出口密度差小于0.02g/cm3，要尽量加大泵的排量(不低于O.5m3/min)循环，吸入管线要装过滤器。当遇漏失量超过井筒容积1.2倍仍不返的漏失时，应停止施工，请示有关部门，采取有效措施。
图6-3：井底压力恢复对关井油压影响 图6-2：关井壮态压力示意图 6.压井中途一般不宜停泵，适当控制排量，保证既不漏又不被气侵。待进出口井液性能一致时方可停泵。若停泵后，发现仍有外溢或有喷势时，应再循外排气，或采用关井稳定的方法，使井内气体分离，然后开井放空检查效果。
7.压井时最高泵压不得超过油层吸水启动压力。为保护油层，避免压井时间过长，必须连续施工，减少压井液对油层污染。
8.若压井失败，必须分析原因，不得盲目加大或降低压井液密度。
6.2 关井油(立)管压力和关井最大允许套管压力
6.2.1 关井油(立)管压力的确定
关井油(立)压力是计算地层压力(P p )和压井液密度(ρm1)的重要依据，因此准确录取关井油(立)管压力(P d )是十分重要的。
6.2.1.1 管柱中未装单流阀时油(立)管压力的确定
1.关井状态下井内的压力平衡关系如图6-2所示。
⑴油管内：
P p =P b =P d +10-3
ρm gh (6-6)
⑵环空内:
P p =P b =P a +10-3ρm g(H-h w )+10-3ρw gh w (6-7)
式中：P p -地层压力，MPa 。
P b -井底压力，MPa 。
P d -关井油(立)管压力，MPa 。
ρm -原井液密度，g/cm 3。
H-井的垂直深度，m 。
P a -关井套管压力，MPa 。
h w -溢流高度，m 。
ρw -溢流密度，g/cm 3。
2.影响准确录取关井油(立)管压力(P d )的因素
主要影响准确录取关井油(立)管压力(P d )的因素包括压力稳定时间和
圈闭压力等。
关井后，井内压力达到平衡需要一定的时间，若地层的渗透性比较好，
大概需要10-15min 。井筒周围地层压力恢复到原始地层压力的情况如图6-3
所示。只有待地层压力恢复到原始地层压力、井内压力达到平衡，才能录
取此时的关井油(立)管压力。
圈闭压力是指从油管压力表及套管压力表上记录到的超过平衡地层压力的关井压力值。产生圈闭压力的原因或是关井先于停泵，圈闭了一部分泵的能量。或是气体在关井状态下滑
脱上升(主要原因)。检圈闭压力的方法是每次从节流阀放出40-80L井液，若油(立)管压力和套管压力均有下降，证明有圈闭压力存，继续节流放出井液直到油(立)管压力不再下降时记录到的油(立)管压力才是真实的油(立)管压力。若油(立)管压力没有变化，压力有所增加，证明没有圈闭压力。
6.2.1.2 管柱中装单流阀时油(立)管压力的确定
1.不循环法
不知道压井泵速及该泵速下的循环压力(P ci)时。缓慢启动泵，向管柱内注入少量井液，观察油(立)管压力和套管压力的变化。当套管压力超过关井套管压力0.5-1MPa时(说明管柱回压阀被顶开)停泵，记录此时的油(立)管压力P d1和套管压力P a1。
若△P a=P a1-P a。则：
P d=P d1-△P a (6-8)
式中: △P a-套压升高值，MPa。
P a1-停泵时记录的套管压力，MPa。
P a-关井套管压力，MPa。
P d-关井油(立)管压，MPa。
P d1-停泵时记录的油管压力，MPa。
2.循环法
知道压井泵速及该泵速下的循环压力(P ci)时。缓慢开泵，同时迅速打开节流阀及节流阀上游的平板阀，调节节流阀，使套管压力等于关井套管压力。当排量达到选定的压井排量时，保持压井排量不变，调节节流阀，使套管压力恰好等于关井套管压力，记录此时的循环油(立)管压力，停泵，关节流阀及上游的平板阀。
则关井油(立)管压力：
P d=P T-P ci
(6-9)
式中：P d-关井油(立)管压力，MPa。
P T-测量的油管压力，MPa。
P ci-压井排量循环时的油(立)管压力，MPa。P ci及压井排量可从预先记录的资料中查出。
6.2.2 关井最大允许套管压力的计算
关井允许最大套管压力是在不破坏防喷设备、套管或地层条件下一口井所能承受的最大压力。为确保地面设备、套管和地层三方面的安全，必须控制关井套压不大于最大允许关井套压。最大允许关井套压应是井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许的关井套压值中的最小值。
6.2.2.1 井口装置额定工作压力
防喷设备的工作压力一般是按预测的最高地面压力选择的。预计的最高地面压力是已知的或估计的最大地层压力减去气柱(气柱高度为下一层套管深度到地面的全长)压力。
假若没有压力数据，可以假定一个正常的地层压力梯度，则预测的最高地面压力=地层压力×系数。
系数=1-(0.018×深度)÷304.8
[例6-1]已知某井3048米处的地层压力39.302MPa。求预测的最高地面压力？防喷器额定工作压力？
解：预测的最高地面压力=地层压力×(1-(0.018×深度)÷304.8)=39.302×0.82=32.227MPa
防喷器额定工作压力=35MPa(大于预测值，选择高一压力级别)
所希望的防喷器工作压力,应大于计算值并符合防喷器额定值要求。目前常用的防喷器压力级别有14、21、35、70、105、140MPa六种。
6.2.2.2 套管抗内压强度
套管抗内压强度又称为抗内压屈服强度，它的大小取决于套管外径、壁厚与材料。一般情况下要求允许关井最大套管压力不能超过套管抗内压强度的80%。
套管抗内压强度=1.75×最小屈服强度×壁厚÷外径
[例6-2]已知某井套管外径244.5毫米，钢级J55，单位质量59.95kg/m。求套管抗内压强度。
解：(查表)套管壁厚=10.03毫米，最小屈服强度379.225MPa。则
套管抗内压强度=1.75×最小屈服强度×壁厚÷外径=1.75×379.225×10.03÷244.5=27.22MPa
套管抗内压强度公式计算出的是所谓理论值，不包括安全系数或由于套管磨损降低预测工作压力所应作的调整系数，也不包括使额定压力增加的张力效应。有H2S气体存在时套管强度会大大降低。H2S会引起套管严重脆裂。高强度钢在大张力与低温下特别容易损坏。对卡瓦、大钳、套管卡瓦所造成的应力集中部位H2S特别有害。
6.2.2.3 地层破漏压力
地层所能承受的关井压力取决于破裂梯度、深度以及该深度的静液压力。套管鞋通常是裸眼井段最薄弱的部分。一般用破裂试验来测量压力梯度。
ρf=ρm+P l/10-3gH f
(6-10)
式中：ρf-破裂压力当量密度，g/cm3。
P l-漏失压力，MPa。
ρm-井液密度，g/cm3。
图
6-4：最大允许关井套压 H f -套管鞋或薄弱地层深度，m 。
6.2.2.4 最大允许关井套管压力
P amax =10-3
(ρf -ρm )gH f
(6-11)
式中：P amax -最大允许关井套管压力，MPa 。
ρf -破裂压力当量密度，g/cm 3。
ρm -井液密度，g/cm 3。
H f -最薄弱地层深度，m 。
[例6-3]某井套管鞋深1067m ，破裂压力梯度1.71g/cm 3，井液密度1.27g/cm 3，环空压力损失0.345MPa 。求关井节流时最大允许关井套管压力。
解：由式P amax =10-3(ρf -ρm )gH f =10-3×(1.71-1.27)×9.81×1067=4.606MPa
则节流循环时最大允许关井套管压力P amax =4.606-0.345=4.216MPa
当气侵发生在套管鞋上部时，对最大允许套管压力的限制可以放宽。气体可以减少作用在地层上的静液压力，减少的量取决于气泡长度。气泡的长度是很难确定的，因此在这种条件下最大允许套管压力的计算值只是一种估计值。
现场最大允许套管压力求取时，可把地层试漏当量密度(即地层破裂的当量密度)、破漏压力两点连成直线(如图6-4所示)，不同的井液密度与该线垂直相交就可以求出相应的最大允许套管压力。
6.3.压井基本数据计算
6.3.1 溢流的判断
发生溢流后，侵入井内的地层流体是单纯的油、气、水？还是它们的混合体？这需要进行判断。地层流体侵入环空后，因其密度小于井液密度，使环空的液柱压力小于管柱内的液柱压力，造成关井时套管压力大于油(立)管压力。如果侵入环空的地层流体的体积相同，地层流体的密度越小，则环空的液柱压力越小，关井时的油(立)管压力与套管压力之差值越大，因此根据此差值的大小即可判断溢流的种类。
由U 型管原理可得关系式：()d a f Df Dd P P h G G -=-，整理变形则：
()f
d a Dd f D h P P G G --= （6-12） 式中:G Df -地层流体液柱压力梯度，MPa/m 。
G Dd —钻井液液柱压力梯度，MPa/m 。
h f —地层流体在环空所占高度, m 。
P a -关井时套管压力，MPa ：
P d -关井时立管压力，MPa 。
H f -油、气、水等地层液体侵入高度m 。其中：a f V V h ∆=
△V-钻井液池钻井液增量，m 3。
V a -溢流所在位置环空容积，m 3。
可以根据（6-12）式计算可初步判断地层流体的种类。一般天然气
G Df =0.00108-0.00451MPa/m 。天然气与石油(盐水的混合物)G Df =0.00451-0.00903MPa/m 。盐水G Df =0.00903-0.01128MPa/m 。
6.3.2 压井液密度计算
压井液密度的确定应以最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定。
6.3.2.1 密度附加
ρm1=102P d /H+ρe (6-13)
式中：ρm1-压井液的密度，g/cm 3。
P d -关井油(立)管压力，MPa 。
H-油层中部井深，m 。
ρe -附加密度，g/cm 3。
密度附加值的取值范围：油水井为0.05~0.1g/cm 3；气井为0.07~0.15g/cm 3。
【例6-4】已知地层压力19MPa ，射孔段垂深1700 m ，求压井液密度。
解:ρm1=102P d /H+ρe =(102×19)/1700+(0.05~0.10)=1.19~1.24g/cm 3
6.3.2.2 压力附加
ρm1=102(P p +P)/H (6-14)
式中：ρm1-压井液的密度，g/cm 3。
P p -静压或目前地层压力，MPa 。
P-附加压力，MPa 。
H-油层中部深度，m 。
压力附加值的取值范围：油水井为1.5-3.5MPa ；气井为3.0-5.0MPa 。
【例6-5】已知地层压力19MPa ，射孔段垂深1700 m ，关井油压为2.5MPa,求压井液密度。 解: ρm1=102(P p +P)/H=102(19+2.5)/1700=1.23g/cm 3
6.3.2.3 压井液密度附加原则
具体选择附加值时，应考虑地层孔隙压力、油气水层的埋藏深度、井液密度、井控装置配套水平等。压井液密度附加原则：
1.对油气层造成的伤害程度最低。
2.性能应满足本井、本区块地质要求。
3.固相杂质小于0.1%，粘度适中，进出口性能一致。 6.3.3 油管内容积、环空容积及压井液量计算 6.3.3.1 油管内容积
V 1=A 1L
(6-15)
式中: V 1-油管内容积，m 3
。
A 1-油管内容积系数，m 3
/m 。 L-油管长度，m 。
6.3.3.2 环空容积
V 2=A 2L
(6-16)
式中: V 2-环空容积，m 3
。
A 2-环空容积系数，m 3
/m 。 L-对应油管的环空井段长度，m 。
6.3.3.3 井眼总容积
V=V 1+V 2
(6-17)
所需压井液量一般取总容积的1.5-2倍。 6.3.3.4 所需加重剂用量
()()
2121ρρρρρ--=
V W c
(6-18)
式中：W c -所需加重剂的重量，t 。
ρ-原浆密度，g/cm 3
。 ρ1-加重剂密度，g/cm 3。 ρ2-欲配制的压井液密度，g/cm 3
。
V-需要加重的原浆体积，m 3
。
6.3.4 注入压井液时间计算 6.3.4.1 注满油管内容积的时间
注满油管内容积的时间，即压井液从井口到达井底所需时间t 1：
k
Q V t 6010131=
(6-19)
式中：t 1-注满油管内容积所需时间，mim 。 Q k -压井排量，L/s 。 6.3.4.2 注满环空内容积的时间
注满环形空间时间，即压井液从井底到达地面的时间t 2:
k
Q V t 6010232=
(6-20)
式中：t 2-注满环空容积所需时间，min 。 则压井液注入的总时间
t=t 1+t 2
(6-21)
通常为了降低泵、井口装置、节流管汇等设备的负荷，压井时用低排量施工。通常压井排量取修井作业循环时排量的1/3-1/2。井下作业时，每班开始作业前要用选定的压井排量循环，并记录下泵冲数、循环压力，作为压井作业依据。如果改变油管结构、井液性能发生变化、更换修井泵的缸套等，都要再次测定压井排量下的泵压。 6.3.5 压井循环时油(立)管压力计算 6.3.5.1 初始循环油(立)管压力
P Ti =P d +P ci
(6-22)
式中：P Ti -初始循环油(立)管压力，MPa 。
P d -关井油(立)管压力，MPa 。 P ci -压井排量下的循环压力，MPa 。
6.3.5.2 终了循环油(立)管压力
P Tf =ρm1/ρm
×P ci
(6-23)
式中：P Tf -终了循环油(立)管压力，MPa 。
ρm -原井液密度。g/cm 3
。 ρm1-压井液密度，g/cm 3。
6.3.6 最大允许关井套压计算
P amax =(G f -G m )H f
(6-24)
式中：P amax-最大允许关井套压，MPa。
G f-套管鞋处地层破裂压力梯度，MPa/m。
G m-原井液压力梯度，MPa/m。
H f-套管鞋处漏层垂深，m。
任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置的额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许的关井套压三者中的最小值。一般情况下地层通常是最薄弱的。
6.4 二次循环法
二次循环法又称司钻压井法，是通过两次循环分两步完成压井施工作业的一种最基本的简单实用的常规压井方法。
6.4.1 二次循环法压井原理
6.4.1.1 二次循环法压井原理
二次循环法分两次循环完成压井作业。第一循环周用原井液将油气侵循环出井眼，循环结束时关井套压等于关井油(立)压。第二循环周用压井液替换原井液，重浆下行过程保持套压不变，重浆上行返出井口循环结束时套压为零。
6.4.1.2 二次循环法的特点
循环法压井过程中井底压力是液柱压力、地面压力和摩阻综合作用的结果。正、反循环时摩擦阻力的方向相反，通常环空容积是管柱内容积的4-5倍，因摩阻与流速的二次方成正比，则管内摩阻将是环空摩阻的16-25倍。
1.二次循环法的适用条件
正循环的适用条件：
⑴当溢流已经在环空，且气体溢流接近井底(比如封隔器下面的气体)。
⑵当管柱下面有喷嘴或其他小孔眼时，这会引起大的管内摩阻或堵孔。
⑶管柱中有回压阀的井。
反循环的适用条件：
⑴溢流已经在油管内(如反循环冲砂时发生溢流)。
⑵溢流需要从油管内排出或要快速排除的(如钻杆测试流体含H2S、CO2等)。
⑶对井口和套管密封性有怀疑时(如很老的井)。
2.二次循环法的优缺点
正循环的优缺点：
⑴优点是地面压力低。环空摩阻有利于平衡开底压力，溢流和污染物处于环空等。
⑵缺点是排除溢流慢。套管比油管、钻杆的抗内压强度低，节流控制不好会引起压漏地层、压破套管等。
反循环的优缺点：
⑴优点具有排除溢流快。溢流和污染物处于油管柱内。油管、钻杆的抗内压强度比套管高。套管压力较低等。
⑵缺点是地面压力高。忽略环空摩阻而安全系数不足时会引起开底欠平衡。如果环空有气体必须用高泵速排除。
6.4.2 二次循环法压井法操作
6.4.2.1 第一循环周排溢流
1.缓慢启动泵，打开节流阀，然后缓慢提高排量并调节节流阀，使套压始终保持关井时套压不变,这一操作不超过5min。
2.当排量达到选定的压井排量(Q k)，并维持排量不变，调节节流阀，使油(立)管压力保持初始循环时的油(立)管压力(P Ti)在整个循环周内不变，保持井底压力不变并大于地层压力，允许地层流体膨胀，通常会造成套管压力的显著增加，直至受污染的井液全部排出。
注意，调节节流阀时，因压力传递有一个迟滞现象，从节流阀到油(立)管压力表有一个过程，不可调节过头，导致井底压力不稳。如果实在掌握不准，宁可使油(立)管压力稍高一点，无论如何，不能让地层流体继续侵入。
3.环空受污染井液排出后，应停泵，关节流阀，此时关井套管压力应等于关井油(立)管压力
6.4.2.2 第二循环周重建井内压力平衡
1.缓慢启动泵，打开节流阀，在控制套压不变的情况下，逐渐提高排量至选定的压井排量(Q k),这一操作不超过5min。
2.当排量达到选定的压井排量时，开始向井内替入压井液。在压井液从井口到达井底的这段时间内，调节节流阀使套压始终保持关井套压不变。油(立)管压力由初始循环油(立)管压力(P Ti)降至压井液到达井底时的终了循环压力(P Tf)。
3.继续循环，压井液从环空上返，此时，调节节流阀，保持终了油(立)管压力(P Tf)不变，直到压井液返出地面，停泵，关节流阀，检查油(立)管压力和套管压力，如果两者均为零，说明压井成功。
6.4.3 油管压力变化规律
6.4.3.1 第一循环周
在(0-t1)时间内，立管压力保持不变，即P Ti=P d+P ci。
6.4.3.2 第二循环周
当压井液由井口到达井底，即(t1-t2)这段时间内，由于管柱内的压井液不断增多，液柱压力逐渐增大，关井油(立)管压力则逐渐下降，当压井液到达井底时，压井液液柱压力与地层压力平衡，则关井油(立)管压力(P d)等于零，油(立)管压力则由初始循环压力(P Ti)降为终了循环压力(P Tf),压井液从环空上返直到地面，即(t2-t3)这段时间内，油(立)管压力保持终
图6-6: 司钻压井法(气体溢流)立管压力
与套管压力变化曲线图
了循环压力(P Tf )不变。 6.4.4 套压变化趋势
套管压力的变化比较复杂，在压井过程中，环形空间的井底压力等于套管压力、压井液柱压力和溢流液柱(或气柱)压力之和。当环形空间压井液柱高度和溢流柱高度发生变化时，必然引起套管压力的变化。溢流的种类不同，引起的套管压力变化也不同。 6.4.4.1 当溢流为油、水时
1.在第一循环周内，溢流由井底向井口上返的过程，即(0-t 1)这段时间内，由于溢流体积不发生变化，套管压力则保持关井套管压力不变。当溢流从井口返出时，环空的液柱压力逐渐增大，套管压力逐渐减小。溢流排完后，停泵，关井，此时，关井套管压力应等于关井油(立)管压力。
2.在第二循环周内，压井液由井口到达井底的过程，即(t 1-t 2)这段时间内，环空内液柱压力没有发生变化，套管压力保持关井套管压力不变。
压井液在上返过程，即(t 2-t 3)这段时间内，随着压井液返高的增加，液柱压力逐渐增大，套管压力则逐渐下降，压井液到达井口时，套管压力下降为零。 6.4.4.2 若溢流为天然气
1.第一循环周的(0-t a )这段时间内，天然气在环形空间上返，其上部液柱压力逐渐减小，天然气体积就会不断膨胀，因而使环空液柱压力更加减少，套管压力则逐渐增大。当天然气顶端到达井口时，套管压力达到最大值。
在天然气从井口排出的(t a -t 1)这段时间内，环空的液柱高度增加，套管压力下降。当天然气排完后，停泵，关井，关井套管压力应等于关井油(立)管压力。
值得注意的是，在第一个循环周内，当天然气顶上返至接近井口时，其体积迅速膨胀，套管压力迅速升高，这是正常现象，在这重要时刻，如果套管压力仍在允许压力以内，不要开大节流阀降压，仍应控制立管压力不变，否则会造成井底压力减小，使地层流体再次侵入井内，导致压井失败。
2.在第二个循环周内，因为天然气气侵已经排除，套压的变化与油、水溢流变化相同。
二次循环法整个压井作业中，立管压力和套压典型变化曲线如图6-6所示。为保证压井作业的安全，须计算压井过程中最大套压和套管鞋处所承受的最大压力值，以避免井口压力超过最大允许套压值和压漏地层。
若溢流为天然气，则最大套压出现在溢流顶面到达井口时。
2
4
)(2max w
w b
b s s p w m p w m p a G h Z T Z T P P HG P P HG P P +--±--=
(6-25)
式中：Pamax-最大套压，MPa 。
P w -气柱重量所产生的压力，MPa 。 T s 、T b -井口、井底天然气温度，K 。 Z s 、Z b -井口、井底天然压缩系数。
h w -井底天然气溢流高度，m 。 G m -原钻井液柱静液压力梯度，MPa/m 。 天然气重量在井底产生的压力梯度GW 。
b
b p W Z T SP G 3.29=
(6-26)
式中：S-天然气重量与同体积空气重量之比，与天然气组分有关，一般取0.6左右。 套管鞋处地层所受最大压力发生在天然气溢流顶面到达套管鞋处时。
[]
2
4
)()(2
max m
w b
b h h p w m p
w m p h G h Z T Z T P P hG
H P P G h H P P +---±
---=
6-27)
式中：P hmax -套管鞋处地层所受最大压力，MPa 。 h-套管鞋井深，m 。
T h -套管鞋处天然气溢流温度，K 。 Z h -套管鞋处天然气压缩系数。
从上述两公式可看出，欠平衡越严重，溢流量越大，则P amax 和P hmax 越大。因而，避免压井过程中产生过高套压和压漏地层的重要措施，是尽早发现溢流显示与征兆，迅速正确地按关井程序控制井口。
【例6-6】某井在3200m 处发生溢流，关井后测得数据如下：测量井深3200m ，垂直井深3200m 。作业工具直径116mm,2⅞"油管(外径73.03mm ，内径59mm)。生产套管外径139.7mm ，内径124.3mm ，下深3200m 。井液密度1.25g/cm 3
。溢流前用排量5L/s(10stks/min)循环时，P ci =3.8MPa ，作业井泵允许泵压16.8MPa 。地层破裂压力测试时井液密度为1.20g/cm 3
，地面压力为12.33MPa 。溢流关井10 min 后，井内与地层之间压力趋于平衡。测得关井立管压力P d =5MPa ，关井套压P a =6.5MPa ，井液池增量△V=1.5m 3
。试计算压井所需数据，并填写压井施工单，叙述压井步骤。
解：计算压井所需数据。
⑴确定溢流类型，选取安全附加值。
查表得，油管与井眼环空每米容积为7.94L/m ；油管每米内容积为2.7L/m 。 溢流在环空的高度:h w =1.5×1000÷7.94=189(m)
ρw=ρm-(P a-P d)/(10-3gh w)=1.25-(6.5-5)/(10-3×9.81×189)=0.44(g/cm3)
根据溢流密度判定，本井发生的是气体溢流，按SY/T6426规定气层附加密度为
0.07~0.15g/cm3，本井取ρe=O.10g/cm3。
⑵计算地层压力
P p=0.0098ρm H+P d=0.0098×1.25×3200+5=44.2(MPa)
⑶计算压井钻井液密度
ρm1=102P p/H+ρe=(102×44.2)/3200+0.10=1.51(g/cm3)
⑷算管柱内容积、环空容积及加重井液量
管柱内容积:V d=2.7×3200=8640(L)
环空容积: V a=7.94×3200=25408(L)
井眼系总容积: V=V a+V d=8640+25408=34048(L)
按1.5倍的体积储备加重井液，即应把约52m3的井液加重到1.51g/cm3，准备压井。
⑸计算压井时间
注满管柱内容积所需的时间: t d=V d/(60Q k)=8640÷60÷5=29(min)
注满环形空间所需时间: t a=V a/(60Q k)=25408÷60÷5=85(min)
完成一个循环周的总时间: t=t d+t a=29+85=114(min)
⑹计算压井时的立管压力
初始循环油(立)管压力: P Ti=P d+P ci=5+3.8=8.8(MPa)
终了循环油(立)管压力: P Tf=P ciρm1/ρm=3.8×l.51÷1.25=4.6(MPa)
⑺计算最大允许关井套压
P amax=(G f-G m)H f=(0.0156-0.0098×1.25)×3200=10.72(MPa)
⑵填写压井施工单，绘出立管压力控制进度表(如表6-1所示)。
表6-1: 井下作业压井施工单
井号:____________ 日期:____年__月__日施工单
位:____________
1.提前记录的数据:
井眼尺寸___________mm; 油层中部垂深/测深__3200__m; 套管尺寸__139.7__mm; 套管垂深/测深__3200__m;
油管容积系数__2.7__L/m; 环空容积系数__7.94__L/m;压井排量__5__L/s或泵速__10__stroke/min下的泵压__3.8__MPa;
2.关井时记录的数据:
关井时间______年______月______日______时______分；关井油(立)管压力__5__MPa; 关井套管压力__6.5__MPa;
井液密度__1.25__g/cm3; 井液池增量__1.5__m3;
3.确定初始循环油(立)管压力P Ti及终了循环油(立)管压力P Tf：
P Ti=P d+P ci=__5__+__3.8___=__8.8__ MPa
P Tf=P ci×(ρml/ρm)=__3.8__×(__1.51__/__1.25__)=__4.6__MPa
4.确定压井液密度：
ρml=ρm+P d/(10-3gH)+ρe=__1.25__+__5__/(__0.00981__×__3200__)+__0.10__=__1.51__g/cm3
5.确定压井时间：
油管内容积__8640__L; 从井口到井底__288__冲__29__分钟;
环空容积__25408__L; 从井底到井口__847__冲__85__分钟； 6.油套管压力控制进度曲线：
⑶压井施工。
第一步用ρm =1.25g/cm 3
的原井液循环，排除井内溢流。
缓慢开泵，迅速打开节流阀，调节节流阀使套压保持6.5MPa 不变。泵排量逐渐达到5L/s 时，保持排量不变，调节节流阀使立管压力等于初始循环油(立)管压力为8.8MPa 。继续保持压井排量5L/s 不变，调节节流阀，使油(立)管压力保持8.8MPa 不变。泵入井液114min ，溢流全部排完，停泵，关井，则套压与油(立)压应相等，都等于关井时的油(立)管压力5MPa
第二步将52m 3
井液加重到1.51g/cm 3
后，向井内打入加重井液，重建井内压力平衡。在压井过程中，始终保持井底压力助略大于地层压力，并保持井底压力不变。
缓慢开泵，迅速打开节流阀，调节节流阀使套压保持5MPa 不变。泵排量逐渐达到5L/s 时，保持不变。此时油(立)管压力接近8.8MPa 。加重井液从井口到作业工具水眼这段时间内，即注入加重井液29min 内，调节节流阀，使套管压力保持5MPa 不变。或者按压井施工单那样控制油(立)管压力。注入加重井液29min 后，油(立)管压力从8.8MPa 下降到4.6MPa 。加重井液返出作业工具水眼进入环空，调节节流阀，控制油(立)管压力等于终了循环油(立)管压力4.6MPa 不变，直到加重井液返出井口，停泵关井，此时油(立)压、套压为零，则说明压井成功。开井循环，调整井液性能，恢复正常作业。
6.5 一次循环法压井
6.5.1 一次循环法原理及其特点 6.5.1.1 一次循环法的原理
一次循环法又称工程师压井法、等候加重法，是发现溢流迅速关井，计算各种压井数据将配制好压井液直接泵入井内，在一个循环周内将溢流排除并压住井。 6.5.1.2 一次循环法的特点
一次循环法压井时间短，井口装置承压小，对地层施加的压力小。但是，在压井时，要求现场加重材料必须充足，具备快速加重能力，从关井到恢复井内循环时间长。
冲数(stks)或时间(min)
油套管压
力（PMa)
100
200 300
400
10 5 8.8 4.6
图6-7 立管压力控制进度曲线
6.5.1.3 绘制压井控制曲线
根据关井录取到的资料计算压井所需数据，绘制一个油(立)管压力控制进度曲线(如图6-7所示)。即在方格纸上连接初始油(立)管压力、零泵冲与最终油(立)管压力、从井口至井底的泵冲这两点成一直线，即给出了维持井底常压所需的油(立)管压力。从第二点向右水平延伸连接最终油(立)管压力、总循环泵冲这两点成一直线，即从井底至地面的循环过程中保持最终油(立)
管压力不变。如果没有泵冲数计数器，可以也使用时间增量做图。
有时候，现场常用从初始油(立)管压力开始，连续减去每100冲时压力降，至最终油(立)管压力的做图法，控制油(立)管压力进度。
立管压力差=初始油(立)管压力-最终油(立)管压力 压力降/100冲=立管压力差÷井口至井底的泵冲数×100 6.5.2 一次循环法的操作步骤
1.依设备条件和井内情况选定压井排量，一般为正常钻进排量的⅓-½。
2.选用压井泵速，开始泵入压井液，初始油(立)管压力 P Ti =P d +ΔP ci (压井时低排量循环的摩阻)。
3.在压井液到达井底之前，油管内原井液被压井液顶替，油(立)管压力随之减少。同时环空的气体循环上升，不断膨胀，套压也在不断变化。为了保持压井循环过程中井底压力不变，需找出压井液到达井底之前的油(立)管压力变化规律，如图6-8所示。油(立)管压力随时间(或总的泵冲数)应成直线减少，从开始循环时的P Ti =P d +ΔP ci ，降至井底时的P Tf =ΔP ci 。在施工时按照上述图表调节节流阀，使油(立)管压力等于图上查得的数值，以实现井底压力不变。
4.当压井液进入环空后，为了保持井底压力不变，应调节节流阀，使油(立)管压力不变，即P d =ΔP ci 。压井液刚进入环空时，因气体膨胀有限，套压下降。而当气体接近地面时气体膨胀加剧，套压升高。气体到达井口，套压最大，之后，随气体从井口排出，套压急剧下降。
5.气体全部排出。由于气体的滑脱井内仍留有部分原井液，此时套压P a =h d (G Dd1-G Dd )(h d
为轻井液在环空中所占高度)。为了保持井底压力不变，油(立)管压力应保持不变(P d =ΔP ci )。将原井液全部替出，套压为零，压井结束。 6.5.3 油管压力变化规律
一次循环法压井作业中，油(立)压典型变化曲线如图6-8所示。
6.5.3.1 压(修)井液下行
图6-8: 工程师井法（气体溢流）
立压与套压变化曲线
图6-9: 工程师压井法套压变化曲线
在(0-t 1)时间内，油(立)管压力随泵冲或时间由初始循环油(立)管压力(P Ti )逐渐降至最终油(立)管力压(P Tf )。 6.5.3.2 压(修)井液上行
在(t 1-t 4)时间内，保持最终油(立)管力压(P Tf )不变。 6.5.4 套压变化趋势
一次循环法压井作业中，套压典型变化曲线如图6-9所示。在压井过程中，套压的变化和侵入的流体性质有关。 6.5.4.1 若侵入的流体是盐水或原油
1.则在压井液到达井底，即0-t 1这段时间内，套压保持不变。压井液在环形空间上返，即t 1-t 0这段时间内，套压逐渐下降。
2.溢流顶部上返到井口的过程，即t 0-t 3这段时间内，由于溢流排出，压井液返高增加，压井液液柱压力增大，故套压逐渐下降。
3.t 3-t 4这段时间为排出环空的原井液的时间，随着压井液返高的增加，套压仍是逐渐下降，当压井液返到地面时，套压则降为零。 6.5.
4.2 若溢流为天然气时
1.在压井液由地面到达井底的过程，即0-t 1这段时间内，天然气在环空上升，体积膨胀，环空液柱高度减少，压力下降，套压则逐渐升高。
2.在t 1-t 0段时间内，压井液在环空上返，压液液柱压力增大，套压应逐渐下降，但与此同时，天然气在环空上升，体积膨胀，又会使液柱压力降低，引起套压增加。可见，在这段时间内，套压的变化受着以上两个因素的制约，若前者大于后者，则套压呈下降趋势，若后者大于前者，则套压呈上升趋势，若两者相等，则套压不变。在这段时间内，套压的变化规律，多数情况是压井液在环空开始上升时，套压稍有下降，而后又迅速升高，最后天然气顶到达井口时t 0，套压上升到最大值。
3.t 0-t 3这段时间是天然气由井口排出的过程，随着天然气的排出，套压迅速下降。
4.t 3-t 4这段时间是排出原井液的过程，最后压井液到达地面，套压则降为零。
应知应会知识要点
通过本章学习培训应了解一次循环压井法、二次循环压井法特点。熟悉井底常压法原理和“U ”形管原理。掌握关井油(立)管压力的确定和计算关井最大允许套管压力；掌握一次循环法压井法操作步骤；熟练掌握反循环一次循环压井法的计算及操作步骤。
控压钻井技术规程 一、打开油气层前准备 1、打开油气层前要进行控压技术交底（交底容:地质、工程、钻井液和井控装备、控压措施等方面）；技术交底由钻井监督和地质监督组织，预测地层硫化氢含量高地层压力异常井有有项目部井控专家组织,井队、录井、泥浆、控压、定向井及井控专家等相关人员参加，可以在钻开油气层验收时进行。交底要以本井钻井、地质设计和本井实际情况为依据，全面分析可能存在的井控风险，制定有针对性的技术措施和应急预案，并形成本井控压钻井作业指令书由井队遵照执行。如油田有新的规定,按油田规定执行。 2、由项目经理部依据设计确定钻开油气层的密度。 3、对井控装备、硫化氢检测与防护、泥浆材料、重浆及除硫剂的储备、人员配备、井控专家到井情况、应急预案及演练、钻开油气层提出问题的整改情况等进行全面检查合格后，方可打开油气层。 4、根据邻井实钻情况，预测油气显示层位井深，在钻开显示层前要预先在钻井液中加入2%的除硫剂进行预处理，并维持出口钻井液的PH值为11以上，现场除硫剂储备不少于5吨（以设计为准），新浆补充须符合钻井时的PH值和除硫剂的含量； 5、根据钻井井控实施细则或钻井设计的相关规定，现场确保储备比重1.40g/cm3以上重浆有效量80m3以上，石灰石储备100吨以上（以设计为准）。 6、强化泥浆和录井坐岗监测制度，无论任何作业工况，钻井班
都必须落实专人24小时坐岗，观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，确保第一时间发现溢流，迅速准确关井，并按汇报程序汇报。 7、奥系目的层作业，钻具必须带两只浮阀（MWD接头前和出套管鞋安装），起钻前必须在井底充分循环(一周半以上)进出口钻井液密度差不超过0.02g/cm3正常后方可进行起钻作业，油气层以上300m严格控制起钻速度，起钻必须按起出钻具体积（闭排）的1.5倍挤灌井浆。地质录井队人员和泥浆坐岗人员必须依次记录灌入量，并核对与起出钻具体积是否相符，同时要观察灌钻井液的间隙中出口管是否断流等情况。 8、钻进中若遇到钻速突然加快、放空、气测及油气水显示异常等情况，立即停钻观察，泥浆工和录井队加强液面的监测。如出现井漏失返，立即吊灌起钻(吊灌量是起出钻具体积的1.5～2倍)，起到套管鞋，关井观察，泥浆工和录井核对好灌入量。 二、常规控压钻井技术措施 1、打开油气层关井观察15分钟后，如果套压≤5 MPa，直接进行常规控压作业，井口控压值≤5 MPa；若井口套压＞5MPa，可请示提高钻井液密度，利用工程师法节流循环压井，降低井口压力，最终井口控压值≤5MPa，液面基本稳定，进行常规控压钻进。 2、控压循环或钻进期间在钻井液中及时增加除硫剂含量，保持钻井液的PH值为11以上，维护钻井液性能；井口控压不大于5MPa 以微过平衡方式继续控压钻进，出口点火，专人监测空气中H2S含量。如果钻井液中H2S含量在一个迟到时间大于20PPm时，立即进行关
注水井带压作业技术规范 井下作业分公司
前言 ----------------------------------------------------------- 2 1范围------------------------------- ------------------------------ 3 2规范性引用文件------------------------------------------------ 3 3选井条件------------------------------------------------------ 3 4设备要求------------------------------------------------------ 3 5施工设计------------------------------------------------------ 4 6施工工艺------------------------------------------------------ 4 7安全与质量控制------------------------------------------------ 9 8资料录取----------------------------------------------------- 10
油水井带压作业技术规范 1范围 本标准规定了采用不压井作业装置进行油水井带压作业的选井条件、施工工艺、与质量与安全控制及资料录取。 本标准适用于井口压力小于35MPa注水井带压作业施工。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY/T 5053.1-2000地面防喷器及控制装置防喷器 SY/T 5053.2-2001地面防喷器及控制装置控制装置 SY/T 5587.5-2004常规修井作业规程第5部分：井下作业井筒准备 SY/T 6058-2004自升式井架起放作业规程 SY/T 6408-2004钻井和修井井架、底座的检查、维护、修理与使用 SY/T 6610含硫化氢油气井井下作业推荐作法 SY/T 6690-2008井下作业井控技术规程 Q/SY 69井下作业资料录取项目规范 3选井条件 3.1注水井常规作业可采用不压井作业完成。 3.2井口四通、油管悬挂器和顶丝应齐全可用。 3.3井下状况清楚，套管无问题。 3.4井口压力小于35MPa的注水井。 4设备要求 4.1车载式井架 4.1.1井架高度不低于30m。 4.1.2井深小于1500m的井，提升能力不低于300kN； 1500m〜3500m的井，提升能力不低于 500kN；大于3500m的井，提升能力不低于650kN。 4.2不压井作业装置 4.2.1不压井作业装置由带压起下系统和井口控制系统组成。
深水钻井的难点及关键技术 随着油气资源的持续开采,陆地未勘探的领域越来越少,油气开发难度越来越大。占地球面积70%以上的海洋有着丰富的油气资源,油气开发重点正逐步由陆地转向海洋,并走向深海。目前,国外钻井水深已达3000m以上,而我国海上油气生产一直在水深不足500m的浅海区进行,我国南海拥有丰富的油气资源,但这一海域水深在500~2000m,我国目前还不具备在这样水深海域进行油气勘探和生产的技术。周边国家每年从南沙海域生产石油达5000X104t以上，相当于我国大庆油田的年产量，这种严峻的形势迫使必须加快我国南海等海域的深水油气勘探开发。石油工业没有关于“深水”的预先定义。“深水”的定义随时间、区域和专业在不断变化。随着科技的进步和石油工业的发展，“深水”的定义也在不断发展。据2002年在巴西召开的世界石油大会报道，油气勘探开发通常按水深加以区别：水深400m以内为常规水深400m-1500m为深水，超过1500m为超深水。但深度不是唯一的着眼点，只要越过大陆架，典型的深水问题就会出现。 一、深水钻井的难点 与陆地和浅水钻井相比,深水钻井有着更为复杂的海况条件,面临着更多的难题,主要表现在以下几个方面。 1、不稳定的海床 由于滑坡形成的快速沉积，浊流沉积，陆坡上松软的、未胶结
的沉积物形成了厚、松软、高含水、未胶结的地层。这种地层由于沉积速度、压实方式以及含水量的不同，所以它们的活性很大，给导管井段的作业带来了很大困难。河水和海水携带细小的沉积物离海岸越来越远，这些沉积物由于缺乏上部压实作用，所以胶结性差。在某些地区，常表现为易于膨胀和分散性高，这将会导致过量的固相或细颗粒分散在钻井液中。 2、较低的破裂压力梯度 对于相同沉积厚度的地层来说，随着水深的增加，地层的破裂压力梯度在降低，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄，容易发生井漏等复杂情况。在深水钻井作业中，将套管鞋深度尽可能设置得深的努力往往由于孔隙压力梯度与破裂压力梯度之间狭小的作业窗口而放弃。结果，深水区域的井所需的套管柱层数，常比有着相同钻进深度的浅水区域的井或陆上的井多。有的井甚至没有可用的套管而没有达到最终的钻井目的。 3、气体水合物的危害 气体水合物是气体（甲烷、天然气、CO、N等）和水在一 22定条件（高温、高压）下形成的类似于冰物质。气体水合物在深水钻井作业中常常会遇到，通常在超过250m水深的海域都会形成水合物,一旦形成很难去除。气体水合物是一种潜在的危害,生成时结冰堵塞管汇,气化时生成大量气体,生成或气化过程都伴有热效应。在海洋深水钻井作业中，由于同时存在低温、高压、水、天然气这些必要条件，气体
井控工艺技术试题库 1基本概念 (2) 2地层压力预测和检测 (3) 3井控设计 (3) 4 溢流的原因、检测和预防 (4) 5关井程序 (5) 6气侵对井内压力压力的影响 (5) 7溢流控制原理 (6) 8常规压井法 (7) 9非常规井控技术 (7) 10特殊控制与操作 (9) 11完井期间井控技术 (11) 12井控失控后的处理 (13) 13其它内容 (14)
1基本概念 1.1 井控？ 答：井控是实施油气井压力控制的简称。 1.2 井侵？ 答：当地层空隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体（油、气、水）将侵入井内的现象。 1.3 溢流？ 答：井侵发生后，井口返出的钻井液量大于泵入液量，停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称为溢流。 1.4 井涌？ 答：溢流进一步发展，钻井液涌出井口的现象称为井涌。 1.5 井喷？ 答：地层流体(油、气、水)无控制地流入井内并喷出地面的现象称为井喷。根据井喷流体喷出位置的不同，井喷分为地面井喷和地下井喷。 (1)地面井喷:井喷流体经井筒喷出地面的现象，称为地面井喷。 (2)地下井喷:井喷流体经井筒流人其他低压地层的现象，称为地下井喷。 1.6 井喷失控？ 答：井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象称为井喷失控。 1.7 井控的三个阶段 答：根据井控内容和控制地层压力程度的不同，井控作业通常分为三个阶段或三级，即一级井控、二级井控和三级井控： 一级井控:是指正常钻进和钻进高压油气层时，利用井内钻井液柱压力控制地层压力的方法，即无溢流产生的井控技术。 二级井控:是指溢流或井喷发生后，通过实施关井与压井，重新建立井内压力平衡的工艺技术。 三级井控:井喷失控后，重新恢复对井口控制的井控技术。 1.8 井控工作中的“三早”？ 答：井控工作中的“三早”就是早发现，早关井，早处理： 早发现:溢流被发现得越早，就越便于关井控制，因此也越安全。国内现场一般将溢流量控制在1～2 m3之内。
作业常用工序操作技术要求
1、开工准备 ⑴开工前现场必须建30cm×10cm×20cm(底宽×顶宽×高)，面积不小于10m×10m油管土围子和面积不小于9m×3m抽油杆土围子； ⑵现场必须有密封脂； ⑶井架安装达到标准要求； ⑷抽油机正确让位固定可靠，按规定安装好驴头套； ⑸清点送到现场的油管、抽油杆的数量并做好记录； ⑹新井装上井口后，应准确计算油补距; (7)防喷防火设备齐全良好; (8)井场标准化摆放。 2、新井替浆 ⑴准确计算管柱长度，复探至人工井底两次，误差不超过0.2m 为合格； ⑵用不少于井筒容积1.5倍的修井液替出井内全部泥浆，并洗井干净； ⑶用清水对套管试压15.0MPa，30min不降0.5MPa为合格。 (4)井口安装齐全、标准，试压25MPa不刺不漏,10min不降合格。 3、洗、压井 ⑴根据井口压力，选择合适密度的压（洗井）井液，计算压井液密度时选择的安全系数为1.05～1.10，做到“压而不死、活而不喷”； ⑵循环压井时直到进出口压井液密度相同时为合格; ⑶控制出口排量与进口排量相同; ⑷条件允许时尽量采用反循环压井方式压井;
⑸发现漏失层要采取堵漏措施; ⑹压（洗）井液清洁、配伍，不伤害油气井。 4、起原井： ⑴起出原井管柱时要详细检查，对井下工具描述，并做好记录，排放整齐； ⑵起原井前要详细了解井内管柱结构，有封隔器的要按照封隔器解封方法进行解封，有泄油器的要根据泄油器使用要求打开泄油器; ⑶起悬挂器时要有专人观察大钩悬重，判断管柱是否卡钻、脱扣。 5、冲砂 ⑴冲砂时不许带大直径工具； ⑵冲砂至设计要求的深度，回探落实深度误不小于0.5m为合格； ⑶冲砂液要干净、清洁，冲砂后要充分洗井至至返出液中无砂为止。 ⑷冲砂及其它施工油管下入顺序要按时强度递增的原则，不允许混序下入。 ⑸冲开砂埋层前要明确地层压力，选择好冲砂液，做好防喷工作。 ⑹冲砂过程中提升设备发生故障要保持循环。循环设备发生故障时要及时提出冲砂管柱。 6、混汽水排液 ⑴混排施工管柱不准带大工具下井，尾深完成油层上界10米; ⑵混排液加入1％的发泡剂; ⑶地层喷吐液量要不少3方/米。
A.循环泵压 B.循环立压 C.泵压循环 D.立压循环答案：B 12 .()是指连接油管头最上面的接头组件，由小四通、井口闸阀和节流阀等组成,是控制、调节气井生产和日常维护与管理的重要装置。 A.油管头 B.节流阀 C.安全阀 D.采气树答案：D 13 .()是指某深度地层井壁产生拉伸破坏时，井内该深度的液体压力。 A.地层压力 B.抽吸压力 C.地层破裂压力 D.岩石破裂压力答案：C 14 .()是指某深度地层井壁产生拉伸破坏时，井内该深度的液体压力。 A.地层压力 B.抽吸压力 C.地层破裂压力 D.激动压力答案：C 15 .()是指那些因钻井事故、井下作业、修井作业所造成掉入井筒中钻具、工具,在经清除或打捞过程仍然不能清理出井筒，阻碍正常钻进的井下落物。 A.落鱼 B.套管变形 C.压井 D.固井答案：A 16 .()是指生产或修井作业已经结束，但还没有采取永久性弃井作业的井。 A.生产井 B.报废井 C.长停井 D.注入井 答案：C 17 .()是指实施油气井压力控制及工况实时监测所需的一整套井口装置、井口控制装置、井口监测装置、专用工具及管汇等设备。 A.井控设备 B.钻井设备 C.井下工具 D.采气设备答案：A 18 .()是指危害严重，治理难度大，需要全部或者局部停产整顿，并经一定时间整改治理方能排除。正确答案应该是D,请重新选择 A.重大危险源 B.甲级危害 C.重大危害 D.重大隐患 答案：D 规格型号、环境条件、管理标准许可范围内的改变。 C.一般变更 D.重大变更 答案：C 20 .()是指油田企业在油气井勘探开发全过程的油气井、注水(气)井的控制与管理。 A.固控 B.井控 C.液控 D.气控 答案：B 21 .()是指在井底建立油气层与油气井井筒之间的连通渠道或连通方式。 A.修井 B.钻井 C.压井 D.完井 答案：D 22 .()是指注水、注聚合物、注蒸汽、注二氧化碳、注氮、注天然气等生产井。 A.生产井 B.报废井 C.长停井 D.注入井 答案：D 19.()是指现有设计参数、 A.同类替换 B.微小变更
天然气井带压修井作业技术应用实践 摘要：针对部分天然气井开采投产后单井产能低、下降快，常规修井作业 存在压井液漏失严重，液体返排困难，储层伤害严重等诸多难题，同时高昂的压 井材料及排液费用与开发作业降本增效不相符的客观实际，开展了针对性的天然 气井修井作业技术攻关，这其中气井带压修井作业技术一种先进的井下作业技术，通过不压井实现更换管柱，减少了占井周期和开发成本、最大限度减少了地层伤害，能确保气井产能不受影响，是延长气井生产时间、提高采收率的有效途径。 利用带压倒扣、切割等工艺，实现了气井双封分压及以上管柱、腐蚀 穿孔管柱、带喷砂器等复杂管柱的带压起钻作业，为气井带压修井作业积累 了经验。 关键词：天然气井；修井；带压作业 前言 对于高强度开发的天然气田来说，随着气田开发的进一步深入，气井检修越 来越频繁，常规的压井液压井作业方式不仅成本高，时间长，对储层伤害大，易 污染产层，气井也难以恢复到作业前产能。气井带压修井作业技术很好的解决了 这一难题，通过不压井实现更换管柱，不污染油气层，不排放污染物，可以稳定 单井日产量，缩短作业工期，有效延长气井生产时间，是降低作业综合成本的一 项重要手段［1］。近年来，通过应带压作业装置对作业难度较大的气井复杂管串 进行带压作业技术研究，积累了较为丰富的经验，取得了很好的应用效果。 1.带压作业技术概述 气井带压作业技术，是在井口有压力条件下，依靠液压缸、移动卡瓦和固定 卡瓦三者和特殊工具配合完成安全起下井内管柱、更换井口闸阀、井筒清理和 修理的一项修井新技术[2]。带作业的关键就是油管内压力控制和油套环空压力控 制技术。
1.1 气井带压修井作业难点 天然气井生产过程中很多采用不动管柱多层系立体开发的完井方式，多级封 隔器分层压裂管串、腐蚀穿孔管柱在现场较为常见。天然气开采过程中在井筒环 境下油管内、外壁的腐蚀普遍存在，当油管因腐蚀而穿孔时，桥塞坐封在穿孔位 置以下，此时天然气会从穿孔点进入油管，无法进行带压作业。主要的技术难点 有大直径工具串内径小、小直径油管桥塞无法通过工具串封堵、漏点确定难、漏 失管柱无法采用桥塞完全封堵等问题，因此复杂多个大直径工具管柱、腐蚀管柱、带喷砂器的管柱带压起钻难度较大。针对此类复杂管柱，研发了带压倒扣、带压 切割工艺技术,解决了现场作业技术难题。 1.2 带压作业装置 以常用的 S-9 型辅助式带压作业设备为例，该设备整体采用撬装式，总高 为 5.4m，适用1”~5”管径，设备灵活性强，安装方便快捷，主要由五部分组成：液压动力系统、防喷器系统、泄压/平衡系统、卡瓦系统、举升系统。 （1）液压动力系统：由液控操作台、蓄能器系统及高压联结软管等组成， 液控操作台实现对井口封井器的开关动作及升降油缸的上下运动，蓄能器系统 在作业机或液压泵出现故障时，靠储存能量实现液压快速关井，联结软管实现 远程控制液压缸和井控装备。 （2）防喷器系统：防喷器系统由一个环形防喷器和两个闸板防喷器组成， 在作业过程中控制井内环形空间的压力，其最大通径为 180mm，承受的最高工 作压力为 35MPa。 （3）泄压/平衡系统：两套闸板防喷器被泄压/平衡四通分隔，四通安装有 球阀和可调式节流阀，在作业中进行压力的平衡和放空。 （4）卡瓦系统：卡瓦系统包括两套防顶卡瓦和两套加压卡瓦，其卡瓦牙分 为 2 3/8、2 7/8和 3 l/2三种类型，用来控制管柱的起下，并和举升系统配合共 同进行带压作业。
第十二章小井眼钻井工艺 第一节小井眼定义和用途 一．小井眼定义 到目前为止，还没有一个统一的小井眼定义。美国阿莫科（Amoco）公司认为，不少于90％以上的井段是用直径小于177.8毫米（7英寸）的钻头钻成的井眼，或70％以上的井段直径小于152.4毫米（6英寸）的井称小井眼。我们认为只要能满足以下条件之一的就可称为小井眼： 1．一口井中90％井段是用直径小于177.8毫米（7英寸）的钻头钻成的井眼。 2．水平井水平段的井径小于200毫米（77／8英寸）的井眼。 3．在老井眼开窗侧钻、加深，井径小于177.8毫米（7英寸）的井眼。 4．井的最后一段井眼直径通常是从95.2～104.8毫米（33／4。～41／8英寸），从中可获得大量评价井的资料，可在该井眼内进行完井作业的井。 二．小井眼的用途和前景 经过石油工业几十年的共同努力，小井眼技术日臻完善，可在很多领域发挥效益。 1．钻早期勘探井和评价井：在浅海区域采用简易平台钻小井眼探井或评价井，进行早期地质勘探和评价，可以减少资金的投入。 2．钻开发井：对井深较浅、单井产量低的边际油田，采用小井眼可以节约开发投资，提高经济效益。 3．提高老油田的产量：利用小井眼钻井技术，重返老井进行加深、侧钻、钻大斜度或水平井，进行二次开采，使老井产量提高。 4．借助国际经验、技术优势，建立我国海洋石油钻井作业的小井眼体系，使小井眼技术在我国海洋石油钻井作业中逐步成熟和发展。 三．小井眼的局限性和难度 尽管小井眼具有广泛的用途，但还存在一定的局限性，主要有以下几方面： 1．某些技术还不过关，小井眼钻井中使用的硬件和软件还未能完全满足需求。 2．钻探深度受到限制，加深钻探时的技术难度更大。 3．井控困难。 4．井下事故和复杂情况不易处理。 第二节小井眼钻井设备 目前，我国海上现有钻井设备都能满足钻小井眼的要求。当前国际上适用于小井眼的钻机有石油钻机、矿业连续取心钻机、混合钻机和连续油管作业钻机等。这些钻机的共同特点是小而轻、结构简单紧凑、噪音小、操作人员少，多数采用顶部驱动或动力水龙头而不用转盘，还配有先进的数据采集系统、监控装置，提高了小井眼钻井速度和成功率。 一．套管程序 小井眼套管程序的确定，与常规井基本相同，只是套管直径相对减小。它主要根据地质目的、油层深度、地层特性、异常孔隙压力和可能发生的复杂情况，决定所采用套管的层数、直径大小和所下深度。此外，还根据不同海域的风浪大小和冰情，选用不同的隔水导管。常用的各层套管尺寸如下： 1．隔水导管：762毫米（30英寸）、609.6毫米（24英寸）、508毫米（20英寸）等。 2．技术套管：339.72毫米（133／8英寸）、244.47毫米（95／8英寸）、177.8毫米（7英寸）、168.27毫米（65／8英寸）等。
第6节常规压井技术 常规压井技术是指管柱在井底的常规压井法,简称井底常压法压井。主要包括一次循环法、二次循环法和边循环边加重法等。 6.1 溢流控制原理 若井内压力受到控制便不会形成溢流、井涌。发生溢流迅速关井是井控的第一步，也是最重要的一步。即便把井安全关住了，控制也是暂时的。没有排除油气侵，井液密度不能平衡地层压力，不可能实现开井恢复生产。 6.1.1 井底常压法压井原理 井底常压法压井是一种保持井底压力保持恒定并始终等于或略大于地层压力，而排出井内受油气侵修(压)井液的压井方法。 6.1.1.1 压井的概念 压井是井下作业施工过程中最常见最基本的作业环节，往往是实施其他作业的前提。压井是将一定量的符合性能要求的修(压)液泵入井内利用其液柱压力平衡地层压力的过程，或者说是利用专门的井控设备和技术向井内注入一定密度和性能的修(压)井液建立井内压力平衡的过程。 压井的成败会直接影响到后续施工作业。正确地确定地层压力，正确地选用符合性能要求的修(压)井液，制定合理的施工方案，动用有效的井控装备是压井作业的关键。 6.1.1.2 井底常压法原理 井底常压法的基本原理是在实施压井过程中始终保持井底压力与地层压力的平衡，不使新的地层流体流入井内，同时又不使控制压力过高，危及地层与设备。 6.1.1.3 井底常压法的优点 井底常压法计算简单，操作方便，容易在现场实现。井底常压法的优点可以概括为： 1.它是一个通用的方法，包括大多数作为特殊情况的现有方法。 2.能处理井涌时遇到的各种情况。 3.简单而易为油田井下作业人员使用。 4.包括了现用方法所忽略的一些情况。 5.适用于油田井下作业且为实践所证明。 井底常压法是排除油气侵的一种合乎逻辑的概念。通过一步一步的程序，在压井过程中即使遇到偶然的复杂情况，也能使你正确地操作泵和控制节流压力。 6.1.2 “U”形管原理 要正确实施井底常压法压井，就必须充分了解井底压力、油(立)管压力和套管压力之间的关系。而能够描述三者关系的最好方法就是U形管原理。
压井技术探讨及注意事项 【摘要】文章首先从阐述压井原理出发，讨论了两种压井方法：司钻法和工程师法，并对这两种方法的步骤进行归纳；然后文章介绍了以往压井作业过程中的错误做法：在关井的情况下活动钻具；关井后长时间不进行压井作业；畅开井口压井。最后文章针对福山油井的实际情况，提出了压井作业应注意的问题。 【关键词】压井技术安全注意事项 近年来，福山油田并没有受限于相当复杂的地质现实，而是选择对各种开采难题不断攻关，油田不回避“小”的实际情况，逐步在滚动发展过程中实现比较成功的自我积累，最终创造了福山油田当前油气并举、产业链条通畅的发展形式，勘探开发工作实现非常高的效益。这个过程中，不得不研究的一个领域便是压井技术，在油田的壮大过程中，压井技术功不可没，本文是一个总结也更是一个突破，期望为福山油田开发过程中的压井技术创新带来新思路。 一、压井原理 压井原理的依据可以简单地比方成我们常说的“U”原理，在压井过程中，地层压力是依靠阻力和压力来实现平衡的，其中的阻力是由于地面节流而产生的，压力是由钻井过程中形成的合力。压井过程的始终都会保持地层压力小于井底压力的状态，并且在整个过程中都会有一个恒定的井底压力。当操作中将加重钻井液打入井内时，由于压井排量的不变和钻井液的不断增加，将会产生一个逐渐减小的节流压力，最终会出现这样一种状态：井口溢出当初所加的钻井液时，节流压力已经显示为零的状态了，此时的平衡又重新建立在地层和井口之间。 二、压井方法 （一）司钻法压井 司钻法又称二次循环法，指的是当溢流发生时并且完成关井工作后，考虑先利用钻井液循环将溢流排出，然和再结合钻井液压井的方法进行联合操作。这种方法得以采用的硬件环境要求是边远井或者不能够及时供应加重剂的情况。但是这种方法却具有最大的先天优势，它比较容易掌握，并且最关键的是操作时间短。我们将司钻压井法的操作步骤概括如下：第一步，计算出压井操作所需要的真实数据，然后根据相关公式进行必需数据或者指标变量的计算。 第二步，根据原始数据以及所计算出来的数据，客观填写相应的施工单据，然后汇总制定出整体的控制进度，并且以此作为施工依据。 第三步，排除溢流，利用钻井液，在压力平衡得到重建后，实施正式的压井。 （二）工程师法压井 工程师法又称一次循环法，指的是当发生溢流时，要实现迅速的关井行为并记录重要的溢流数据，通过一些重要压井数据的计算，依据计算数据的结果进行相应施工单据的填写，然后利用加重钻井液，保证全部工作的实现是在在一个循环的框架内。工程师压井法的最大优势是装臵所承受的压力较小，带来的损耗或者风险也就相对较小，从而可能会产生客观的经济效益；但是该法也有一个不容忽视的弊端，就是从关井到再次循环的启动时间太长。工程师压井法的操作步骤可以概括为： 第一步，计算出压井操作所需要的真实数据，然后根据相关公式进行必需数据或者指标变量的计算，其实这一点与司钻压井法是相同的。 第二步，根据原始数据以及所计算出来的数据，客观填写相应的施工单据，要是要指出
压井堵漏技术在贝16区块的推广应用【摘要】 本文围绕压井堵漏技术在贝16区块的推广应用展开研究。首先从研究背景、研究目的和研究意义入手，引出主题。然后介绍压井堵漏 技术的概述，探讨贝16区块的地质特征，以及压井堵漏技术在该区块的应用案例。接着分析推广策略，并评估实施效果。最后总结压井堵 漏技术在贝16区块的推广应用意义，探讨未来发展方向。本文通过梳理相关理论，结合实际案例，旨在为类似地区的油气开采提供借鉴与 指导，推动技术的进步和应用。 【关键词】 压井堵漏技术、贝16区块、地质特征、应用案例、推广策略、实施效果评估、推广应用意义、未来发展方向、总结。 1. 引言 1.1 研究背景 贝16区块是一个潜在的油气资源丰富的地区，由于地质条件复杂、井口环境恶劣等因素的影响，导致区块内部存在着大量的井漏问题， 不仅影响了油气开采效率，还可能导致环境污染和安全事故的发生。 寻找一种有效的压井堵漏技术，成为解决贝16区块井漏问题的关键之一。
过去，传统的压井堵漏技术在贝16区块的应用效果并不理想，主要表现在堵漏效果不彻底、堵漏材料耐高温、耐高压能力不足等方面。需要针对贝16区块的地质特征和井口环境，研究并优化压井堵漏技术，以提高其在贝16区块的适用性和有效性。 本研究旨在通过对贝16区块地质特征的分析和对压井堵漏技术的改进，探讨压井堵漏技术在贝16区块的推广应用，为贝16区块的油气开采提供技术支持和保障。 1.2 研究目的 研究目的：本文旨在通过对压井堵漏技术在贝16区块的推广应用进行深入探讨，探讨该技术在油田开发中的作用和效果。具体目的包括：一是分析压井堵漏技术的基本原理和特点，为进一步研究提供理 论基础；二是通过对贝16区块地质特征的分析，探讨该区块油田的特点及存在的井漏问题；三是总结压井堵漏技术在贝16区块的应用案例，归纳出成功的经验和教训；四是探讨压井堵漏技术的推广策略，提出 科学合理的推广方案；五是评估压井堵漏技术的实施效果，从经济效益、环保效益等方面进行评估和分析。通过对以上目的的实现，进一 步明确压井堵漏技术在贝16区块的推广应用意义，为我国油田开发提供参考和借鉴。 1.3 研究意义 压井堵漏技术在石油勘探开发中具有重要的意义，其应用可以有 效地解决油井钻进过程中可能出现的漏失、压力异常等问题，提高油
浅析油田井下作业压井作业施工技术 摘要：井下作业施工一般是在井口敞开的情况下进行施工的。在作业过程中，当井口敞开后一旦液柱压力低于地层压力，势必造成井内流体无控制地喷出，即 有害于地层，又不利于施工。解决这个问题有两种方法，一是采用不压井不放喷 井口装置控制，可以使高压油气水井在作业时不喷；另一方法是采用设备从地面 往井里注入密度适当的流体，使井筒里的液柱在井底造成的回压与地层的压力相 平衡，恢复和重建压力平衡的作业（通常称为压井）。 关键词：压井液；密度；井眼 前言：压井就是将具有一定性能和数量的液体，泵入井内，并使其液柱压力 相对平衡于地层压力的过程。或者说压井是利用专门的井控设备和技术向井内注 入一定重度和性能的修井液，建立压力平衡的过程。压井方法选择得是否正确是 压井成败的重要因素，需确定以下因素：一是井内管柱的深度和规范；二是管柱 内阻塞或循环通道；三是实施压井工艺的井眼及地层特性，作为压井方法选择的 依据。如果压井方法选择不当、计算不准确，可能造成井涌、井喷或井漏，都会 损害产层。常用压井方法有灌注法、循环法和挤注法三种。 1、井下修井作业概述 井下作业修井技术，包括水力冲砂、落物打捞、修井检泵、套损修复及油水 井增产技术等，是油气田在勘探开发工程中重要的组成部分。进行修井作业的目 的为解除故障，恢复正常生产，或增产增注，提高生产能力。井下修井技术的种 类很多，需要根据情况选择最合适的作业工具和修井设备，才能高效完成井下修 井作业的施工。例如，对循环设备泥浆泵进行及时的维护保养工作，使得泥浆泵 能够正常运行，保持良好的循环效果。在进行井下作业时，要注意及时监测各种 仪器的数据，以便及时察觉并排除安全隐患，确保井下施工作业的安全。 2、井下修井作业原则
气井修井作业带压作业技术应用 摘要：带压作业技术在油田的应用中见到了较好效果，为此要不断提高认识，继续加大带压作业技术推广应用力度。但是该技术在应用过程中一定要注意细节 操作，严格遵守相关流程，确保该技术能够正确利用。希望在今后可以对该技术 进一步优化，让其变得更加完善，并且可以得到广泛使用。 关键词：气井；带压作业；修井作业；应用 前言：不压井技术作业具有常规作业不可替代的技术优势，最大限度保持产 层的原始状态、提高产能和采收率、降低作业成本、安全环保的独特的优势，对 实现转变经济发展方式，改进作业手段，走高效、低耗、零排放的可持续发展之路，具有重要的现实意义。 1、技术原理 带压作业技术是针对高压油水井，采用特殊装备带压密封安全起下，实现不 压井、不放喷密封作业。液压控制系统的主要功能是用来控制井口密封系统中各 种防喷器的开关相应控制过程的检测，由接箍探测器、负荷显示仪、简易小型液 控操作台、油箱防进水回路及各类液压管线等组成。附属配套技术包括油管堵塞器、双向阀、高压油水井冲砂工艺技术等。 2、气田带压作业技术简介及其关键技术 2.1技术简介 带压作业通常都是利用井控设备来将气井中的压力控制在一定范围内，而当 气井中压力很高，在施工过程中要解决油套内部的动态密封及防喷问题。作业范 围通常包括修井、完井、射孔、打捞、磨铣、压裂酸化、抢险及其他特殊作业等。 2.2关键技术 2.2.1油管内封堵
在气田中带压作业过程中一项关键的技术便是在油管内进行防喷堵塞操作， 而现阶段油管内的桥塞投送的方式通常分为钢丝投送和电缆投送这两种。在气井 带压修井作业中常常采用的是电缆投送的方式，首先使用专用的工具定位，然后 引爆投送工具内的燃料，这样便可以产生较高的温度和压力来给活塞提供动力。 在活塞运动过程中可以带动连杆运动，最后把连杆拉断，完成封堵。 2.2.2防喷控制系统 在带压作业过程中一套安全可靠的防喷控制系统是工作的基本保障，通常这 套系统包括工作防喷器、安全防喷器和手动卡瓦防喷器三个部分。 2.3施工过程 ①降压、压井：开井降压之后需要使用清水或者地层水压井，并且全部失 败;②泄压观察：油套管传统间断开观察泄压的状况，进行关井压力的测试，其 压力已经超过正常工作的范围内，但是利用降压的措施可以保证其压力处于最佳 的范围内，从而可以保证开采的安全性;③下钢丝桥塞（油管内堵）：下钢丝带 通井规通井的过程中，在油井中安装末端定位器装置，此时的油管末端已经深入 到489m的深度，然后就进行油管的封堵处理，使用的钢丝桥塞座到最后一根油 管的中间位置上，泄钢丝桥塞封堵油管就能够满足施工的需要;④带压起原井油管、探鱼顶：带压将原井油管取出来，此时的末端位置上使用的是厚油管公扣， 并且结构被抹平，原管柱的滑扣会直接下落到井内;⑤下油管对扣器筒对扣：两 次带压下油管带可以进行扣筒结构的对扣打捞，全部失败;⑥下可退式卡瓦打捞 筒对接油管：带压下特制可退式卡瓦能够保证油管的打捞成功，从而可以将堵塞 器直接打捞出来;⑦试生产（开井）间断开井生产。 3、现场应用情况及效果 3.1工作量完成情况 2020年以来，带压作业技术在某油田共计应用355口井，其中辽河油田施工330口。水井施工前后平均井口压力对比下降了1.3MPa，平均施工周期11.7天。 3.2关键技术
浅析油田井下作业压井作业施工技术 近年来，随着石油行业的高速发展，油田井下作业压井作业施工技术也得到了长足的 进步。压井作业是指在钻井作业中，为了控制井筒内的流体压力，防止井眼不稳定或井涌 等突发情况的发生而采取的一种技术手段。在石油钻井作业中，压井作业施工技术的高效 运用对于保证井下作业的安全、高效进行至关重要。 一、压井作业的类型 1. 井控压井 井控压井是指在井筒内发生了控制难度较大的井涌或井喷等情况时，为了减小井涌或 井喷造成的危害，保护井筒安全，需要采取的相应措施。井控压井施工技术需要根据井涌 或井喷的具体情况，采取相应的控制手段，及时减小井涌或井喷对井筒和设备的损害。 2. 循环压井 循环压井是指在钻井井口出现一定程度的漏失情况，此时需要通过井下设备将井眼内 的泥浆进行循环压入井下，在一定程度上减小井口处的漏失情况。循环压井施工技术需要 掌握良好的循环压井原理和操作技巧，确保循环压井的效果和安全。 3. 压平衡压井 压平衡压井是指在钻井作业中，为了保持井底压力的平衡，需要进行的一种压井作业。通过压平衡压井，可以有效地控制井底压力，保护井筒安全，并确保钻井作业的顺利进 行。 二、压井作业的施工过程 1. 预作业准备 在进行压井作业之前，需要进行充分的预作业准备工作。这包括对井上设备、井下设 备和作业环境进行检查和评估，确保所有设备的完好和安全可靠。同时需要对压井作业的 具体情况进行详细的分析和方案设计，明确作业流程和安全措施。 2. 设备安装和连接 在预作业准备工作完成后，需要对压井作业所需的设备进行安装和连接。这包括压井泵、压井管线、压井防喷装置等设备的安装与连接，确保作业设备的稳定和可靠。 3. 压井泵测试
油水井带压修井工艺技术研究 随着开采年限的延长，井眼数量、井口深度不断增加，伴随而来的是油水井的老化率与故障率进一步增加，现阶段，我国多数油水井都已经进入中后期，面临着油水井故障形式更复杂化，修井作业常态化等一系列问题。带压修井工艺的应用能够实现井内不泄压的前提下进行起下管柱作业，有效解决了注水井的注水层段调整，更换管柱及配件等系列井下作业施工难题，对提高修井效率，提高油田开采效率有着积极作用;本文就油水井带压修井作业进行简要阐述，以供参考。 标签：油水井;带压修井工艺;技术研究 1.油水井带压修井技术的优势 带压作业是一种特殊的修井工艺技术，在完全不压井的情况下即可实施起下管柱进行修井作业的一种先进的井下作业工艺技术，带压修井作业技术相较于传统常规压井技术而言，具有不可比拟的绝对优势，具体表现在带压修井从源头上解决了传统压井作业压井液导致的污染产层问题，而且带压修井由于无需提前降压便可直接进行修井作业，众所周知，降压通常都需要提前一至三天关井降压，故而带压修井大大的節省时间成本，并直接的降低了作业施工费用和注水开发成本;同时，带压修井技术对改善油气生产条件、提高井下作业能力和采收率，延长油气井的生产寿命十分有利，并且能很好的实现安全、环保修井作业的目的，具有很好的经济效益和社会效益，非常契合当前新形势下国家提倡的建设绿色、节能型社会的理念要求，所以，在条件允许的前提下，大范围的应用带压修井技术，对提高油田采收率，增加企业收益，确保一线生产职工人身安全，减少环境污染都有着积极而深远的意义。 2.油水井带压修井工艺技术的研究 2.1井口防喷装置的工艺研究 井口防喷装置由液压台，液压油缸，固定卡瓦，环型防喷器，游动卡瓦等一列元器件组成，控制系统与各液压执行元件通过快速接头联接，液压管线为防腐耐磨的软管线，通过两个双闸板防喷器和环形防喷器密封注水管柱和套管的环形空间，阐板防喷器全封阐板在空井时密封井口，半封阐板在井内有注水管柱时密封油套空间，环形防喷器和阐板防喷相互交换工作，实现起下管柱的动态密封，带压状态下游动卡瓦卡紧管柱，固定卡瓦打开，主控制液缸上升带动管柱上升到上顶点时，固定卡瓦卡紧管管柱，游动卡瓦打开，主控制液缸下降至死点，卸开起出的油管或配件，如此反复起出注水管柱。 2.2油管内堵塞技术 通过不同水力投送式堵塞器，如：偏心配水器管柱配水器的工作筒中加入单流阀结构，管杆投送式堵塞器，底部凡尔堵塞器，采取泵车打压投送，利用钢丝
任务三压井作业及不压井作业 知识目标： 1．了解压井液的性能及要求； 2．掌握压井的几种方式； 3．掌握不压井作业设备的结构及原理。 技能目标： 1．能对压井及不压井操作进行各项准备； 2．会进行压井及不压井操作； 3．熟悉压井及不压井操作质量要求和HSE的管理要求； 4．会录取压井及不压井操作的各项资料。 工作过程知识： 修井施工是在井口敞开的情况下进行起下管柱和处理故障。在作业过程中，当井口敞开后一旦液柱压力低于地层压力，势必造成井内流体无控制的喷出，如果这样，既有害与地层，又不利于施工。解决这个问题有两种方法，一是不压井，通过不放喷井口装置控制，可以使高压油气井在作业时不喷；另一种方法是通过从地面向井内注入密度适当的流体，使井筒里的液柱在井底造成的回压与地层压力相平衡，恢复和重建压力平衡的作业，这一过程叫做压井。 一、压井作业 压井是修井施工中最根本、最常见的作业，往往是其他作业的前提。压井作业的成败，影响到施工质量和效果。其关键是正确地确定地层压力，有满足质量和数量要求的压井液，有一套合理的施工方法和有效的施工设备。 压井目的是暂时使井内流体在施工过程中不喷出，方便作业。压井要保护油气层，应遵守“压而不死，压而不喷，压而不漏〞三原那么。须采取以下四项产层保护措施： 1．选用优质压井液〔如无固相压井液，KCL防膨压井液〕。 2．低产低压井可采取不压井作业，严禁挤压井作业〔特殊情况除外〕。 3．地面盛液池、罐干净无杂物，作业泵车及管线要进行清洗。 4．加快施工速度，缩短作业周期，完工后要及时投产。 〔一〕压井液选择的原那么 1．根据不同的作业内容，有针对性地选择压井液。 2．根据地层压力大小、油气产量、漏失情况上下，选择适宜的压井液密度。 3．压井液尽量选用低固相或无固相，以免损害地层和堵塞射孔孔眼。 4．悬浮性能到达将砂子或岩屑携带到地面的要求。 5．压井液中的化学物质是稳定的，不产生化学反响。
2021地质录井技能考试真题模拟及答案(4) 共606道题 1、放喷管线固定不规范，包括（）等。超过3处（含3处）。处罚办法：对平台经理处以1000元人民币的罚款。（多选题） A. 基墩规格； B. 安装距离； C. 悬空支持； D. 固定螺栓； E. 排污。 试题答案：A,B,C,D,E 2、现场电测前通井时要（）。（多选题） A. 掌握油气上窜规律 B. 掌握硫化氢特性 C. 计算安全测井时间 D. 同时要压稳油气层 E. 同时要压死油气层 试题答案：A,C,D 3、关于立压监测仪表下列正确的是（）。（多选题） A. 安装在钻台立管中部 B. 安装在钻台立管上部 C. 安装在钻台立管下部 D. 能够实时远程采集立压数据 E. 立压表竖直安装
试题答案：A,D,E 4、一旦井喷失控，立即（）。在警戒线以内，严禁一切火源。（多选题） A. 停车； B. 停炉； C. 停水； D. 断电； E. 并设置警戒线。 试题答案：A,B,D,E 5、一旦井喷失控要（）等。（多选题） A. 迅速做好储水、供水工作； B. 尽快由四通向井口连续注水，； C. 用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水； D. 防止着火和保护井口； E. 在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。 试题答案：A,B,C,D,E 6、某井斜深7000米，垂深6000米，钻井液密度1.30g／cm3，钻井液液柱压力梯度是（）。（单选题） A. 17.80MPa／米； B. 12.74kPa／米； C. 8.80MPa／米； D. 5.30MP／米。 试题答案：B 7、常见的黏土矿物有（）。（多选题） A. 高岭土
第十一章井控技术 (2) 第一节井控概述 (2) 一、工作目标和总体要求 (3) 二、对作业人员的要求 (3) 第二节井控工艺 (5) 一、溢流产生的主要原因和征兆 (5) 二、溢流的预防 (7) 三、溢流的处理 (9) 四、压井作业 (18) 五、特殊作业期间的井控工作 (28) 第三节井控设备 (32) 一、防喷器组合 (33) 二、环形防喷器 (36) 三、闸板防喷器 (37) 四、防喷器控制系统 (39) 五、阻流/ 压井管汇 (40) 六、钻柱内防喷工具 (40) 七、钻井液处理设备 (41) 八、其他井控设备 (42) 第四节防喷器和管汇压力试验 (43) 一、防喷器出厂前的试验 (43) 二、现场压力试验 (43) 第五节浅层气井控 (47) 一、浅层气的特点和危害 (47) 二、关井程序 (47) 三、气流的处理 (48)
第十一章井控技术 井喷是地层流体（油、气和水）无控制连续不断地涌入井筒、喷出地面或侵入其他低压层位的现象。钻井过程中，井喷是危及海上作业安全的恶性事故，轻则扰乱了正常的钻井作业，使地下油气资源受到破坏，重则使油气井报废和钻井装置破坏，造成环境污染和巨大的经济损失。因此，以预防井喷事故为主导思想，本着严谨科学的态度做好钻井设计，全面掌握和应用井控技术，是确保海上钻井作业安全的头等大事。 溢流和井喷的根本原因是地层与井筒的压力失去平衡。由于地层孔隙压力掌握不清，或某些客观原因和人为因素使得钻井液液柱压力降低，当液柱压力小于地层孔隙压力时将会发生溢流，甚至井喷。因此，正常作业情况下应使井眼环空液柱压力略大于地层孔隙压力，以防止地层流体侵入井筒。当溢流发生后，应按照井控程序立即关井。现场的钻井监督、高级队长、井队领班和司钻等高岗位人员是实施井控技术的关键人物，直接参加平台钻井作业的人员必须熟知井喷的征兆和预防措施，了解现代井控装置的功能和特性，熟练掌握控制溢流和井喷的技术。 第一节井控概述 井控，即井筒的压力控制，是借助于一定的方法使钻井作业过程中井筒液柱压力与地层孔隙压力保持平衡，以顺利实施作业。根据溢流的规模及所采取的控制方法，可将井控作业分为三级。 一级井控是仅依靠井筒内钻井液液柱压力来实现对地层孔隙压力的控制，以达到井筒没有地层流体侵入的目的。 二级井控是通过向井内泵入压井液和现场井控设备提供井口回压两种方式 来实现对地层孔隙压力的控制，使井筒重新恢复到一级井控状态。通常是在井筒钻井液液柱压力已不能有效控制地层孔隙压力而发生溢流的情况下进行。 三级井控是指二级井控失败，井涌量大，最终失去控制导致井喷（地面或井