第一章 井控工艺概述 [复制链接]

随着油气勘探开发领域的不断延伸扩大，从陆上到滩涂浅海、从浅层到深层，钻井难度越来越大，对井控技术和钻井人员的要求越来越高。人们已充分认识到：在科学钻井技术得到广泛应用和钻井总体技术水平日益提高的今天，仍寄希望于井喷来发现油气层的认识是极为不正确的。为了科学、安全、优质地实施快速钻井，满足越来越复杂的地层压力层系要求，必须把井控技术作为研究和发展的重要内容。只有对油气井的控制技术发展了，人们的井控意识、管理水平和技术素质提高了，才能有效地实施近平衡压力钻井，才能真正最大限度地发现油气层、保护和解放油气层。也就是说：井控技术是实施近平衡钻井和欠平衡钻井作业的关键和保障。
一、井控基本概念
1、井控（Well Control）：实施油气井压力控制的简称。
2、溢流（Overflow）：当井底压力小于地层压力时，井口返出的钻井液量大于泵的排量、停泵后井口钻井液自动外溢的现象称之为溢流或井涌。
3、井喷（Well Blowout）：当井底压力远小于地层压力时，井内流体就会大量喷出，在地面形成较大喷势的现象称之为井喷。
4、井喷失控（Out of Control for Blowout）：井喷发生后，无法用常规方法控制井口和压井而出现井口敞喷的现象称之为井喷失控。
5、井控的三个阶段：
(1)一级井控：也称主井控，指以合理的钻井液密度、合理的钻井技术措施，采用近平衡压力钻井技术安全钻穿油气层的井控技术。该方法简单、安全、环保、易于操作。
(2)二级井控：溢流或井喷后，按关井程序及时关井，利用节流循环排溢流和压井时的井口回压与井内液柱压力之和来平衡地层压力，最终用重浆压井，重建平衡的井控技术。
(3)三级井控：井喷失控后，重新恢复对井口控制的井控技术。
6、井控工作中“三早”的内容：早发现、早关井和早处理。
(1)早发现：溢流被发现的越早越好、越便于关井控制、越安全。国内现场一般将溢流量控制在1～2 m3之前发现。这是安全、顺利关井的前提。
(2)早关井：在发现溢流或预兆不明显怀疑有溢流时，应停止一切其它作业，立即按关井程序关井。
(3)早处理：在准确录取溢流数据和填写压井施工单后，就应进行节流循环排出溢流和压井作业。
二、井控技术应用中压力的表示方法
1、用表压单位（MPa）表示；
2、用当量密度单位（g/cm3）表示；
3、用压力梯度单位（MPa/m）表示；
4、用压力系数表示。
三、井喷失控的危害
井喷失控泛指井喷后井口装置和井控管汇失去了对油气井的有效控制，无法实施压井作业，甚至着火。油井失控和气井失控各有其特点和复杂性，气井或含气油井处理更为困难。由于天然气具有密度小、可压缩、膨胀、易溶性，在钻井液中易滑脱上升，易爆炸燃烧，难以封闭等物理化学特性，因而稍有疏忽，气井和含气油井比油井更易井喷和失控着火。在钻开油气层的过程中，尤其是在天然气井井喷过程中如果处理方法和措施不当，地层流体（油、气、水）就会失去控制，极易引起井喷失控着火、井场爆炸及井场下陷等灾难性事故的发生，将直接影响着钻井施工期间作业人员和钻井设备、油气资源的安全。不仅给国家和企业造成几百万元，几千万元，甚至上亿元的经济损失，而且给社会带来巨大的不良影响。其危害性可概括以下八个方面：
1．打乱全局的正常工作程序，影响全局生产；
2．使钻井事故复杂化、恶性化；
3．极易引起火灾（如井场、苇地及森林）；
4．影响井场周围居民的正常生活，甚至生命安全；
5．污染环境，影响农田、水利和渔牧业生产以及交通、通讯的正常运行等；
6．伤害油气层，毁坏地下油气资源；
7．造成人力及物力上的巨大损失，严重时造成机毁人亡和油气井报废；
8．降低企业形象，造成不良的社会影响。
一旦井喷失控，其处理方法主要是围绕着怎样使井口装置、井控管汇重新恢复对油气流的控制而进行。井喷失控井虽各有其特点和复杂性，但基本处理方法却是相同的。一般的处理过程都是先将三级井控转化为二级井控，即：重装井口，恢复对井口的控制。再将二级井控转化为一级井控，即：只利用合理的压井钻井液密度就能平衡地层压力，恢复正常钻井作业。

第二章 井眼与地层之间的压力及其平衡关系

一、静液压力Pm
静液压力是由井内静液柱的重量产生的压力，其大小只取决于液体密度和液柱垂直高度。
静液压力Pm计算公式：
Pm＝ 0.0098ρm Hm         （2—1）
式中：Pm — 静液压力，MPa；
ρm— 钻井液密度，g/cm3；
Hm— 液柱垂直高度，m。
静液压力梯度Gm计算公式：
Gm ＝ Pm/ Hm ＝ 0.0098ρm       （2—2）
式中：Gm — 静液压力梯度，MPa/m。
二、地层压力PP
地层压力是指作用在地层孔隙中流体上的压力，也称地层孔隙压力。
地层压力PP计算公式：
PP＝0.0098ρP HP           （2—3）
式中：PP — 地层压力，MPa；
ρP— 地层压力当量密度，g/cm3；
Hm— 地层垂直高度，m。
地层压力梯度GP计算公式：
GP ＝ PP/ HP ＝ 0.0098ρP       （2—4）
式中：GP — 静液压力梯度，MPa/m。
地层压力当量密度ρP计算公式：
ρP ＝PP/0.0098 Hm ＝ 102 GP     （2—5）
在钻井过程中遇到的地层压力可分为三类：
正常地层压力：ρP＝1.0～1.07 g/cm3；
异常高压：ρP＞1.07 g/cm3；
异常低压：ρP＜1.0 g/cm3。
三、地层破裂压力Pf
地层破裂压力是指某一深度处地层抵抗水力压裂的能力。当达到地层破裂压力时，地层原有的裂缝扩大延伸或无裂缝的地层产生裂缝。从钻井安全方面讲，地层破裂压力越大越好，地层抗破裂强度就越大，越不容易被压漏，钻井越安全。一般情况下，地层破裂压力随着井深的增加而增加。所以，上部地层（套管鞋处）的强度最低，易于压漏，最不安全，所以在设计时应保证下入足够深度的套管以提高裸眼井段上部的地层破裂压力。
1．地层破裂压力Pf计算公式
Pf ＝0.0098ρf Hf       （2—6）
式中：Pf —地层破裂压力，MPa；
ρf —地层破裂压力当量密度，g/cm3；
Hf—漏失层垂直深度，m。    
地层破裂压力梯度Gf计算公式：
Gf ＝ Pf/ Hf ＝ 0.0098ρf   （2—7）
式中：Gf —地层破裂压力梯度，MPa/m；
地层破裂压力是合理进行井身结构设计、制定钻井施工和确定最大关井套压的重要依据之一。
2．地层破裂压力试验程序
（1）试验前准备：当钻至套管鞋以下第一层砂岩时，用水泥车或柱塞泵进行试验，而裸眼长短根据砂岩层的厚度决定；试验前应调整好钻井液性能（尤其是ρm试），保证试验时钻井液性能均匀、稳。将上提钻头至套管鞋内。
（2）地层破裂压力试验：关闭井口（一般关半封闸板防喷器）；试验开始时缓慢启动泵，以小排量（0.66～1.32 L/s）向井内泵入钻井液，每泵入15 L钻井液，稳压2min；作漏失试验曲线。曲线中偏离直线之点的压力PL则为漏失压力。
3．破裂压力当量密度（ρf）的计算
ρf =ρm试 + PL/0.0098 Hf   （2—8）
式中：ρf —破裂压力当量密度，g/cm3；
ρm试—试验所用钻井液密度，g/cm3；
PL   —地层漏失时的井口压力，MPa；
Hf   —裸眼段中点井深，m。
4．注意事项
(1)    在直井与定向井中对同一地层做的液压试验所取得到的数据不能互用。
(2)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，而不做破裂压力试验。因脆性岩层做破裂压力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井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。试验方法与破裂压力试验一样，但只试到极限压力为止。
四、波动压力
1．波动压力的定义
由于井内钻具或流体上下运动而引起井底压力增加或减少的压力值。它是激动压力和抽吸压力的总称。激动压力是指当钻柱向下运动时，井内钻井液向上流动，使井底压力增加，由此而增加的压力值称为激动压力。抽吸压力是指当钻柱向上运动时，井内钻井液向下流动，使井底压力减少，由此而减少的压力值称为抽吸压力。
2．波动压力对钻井安全的影响
由于钻井液具有一定的粘度和切力，当快速提升钻柱（尤其是出现缩径、钻头泥包）时，都将引起过大的抽吸压力。当抽吸压力达到一定值时就会引起井喷和井眼垮塌，因此应引起足够重视。当下钻速度过快时，同样会引起过大的激动压力，造成井漏，影响井眼安全。
3．引起波动压力的主要因素
(1)钻井液静切力：钻井液静止时间越长，其网状结构强度越大，静切力就越大，钻井液从静止状态到流动状态所克服的流动阻力就越大，因此井内钻柱上下运动时就会造成过大的波动压力。
(2)起下钻速度：起钻时，钻具底部产生负压，使井底压力减少。下钻时，钻具底部排挤钻井液向上流动，使井底压力增加。
(3)惯性力：在起下钻具或接单根等作业中，钻柱的运动有加速和减速的过程，由此而产生惯性力，使井内压力产生波动。惯性力越大，波动压力就越大。
4．减小波动压力对井眼影响的措施
(1)    严格控制起下钻速度，防止过快，尤其是钻头在井底附近时，更应高度重视；
(2)    起下钻具时，严禁猛提猛刹，防止产生过大的惯性力和波动压力；
(3)起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差小于0.02g/cm3。同时调整好钻井液性能，防止因切力、粘度过大产生较大的波动压力；
(4)应保持井眼畅通，防止缩径、泥包等引起严重抽吸。
五、井底压力Pb
井底压力是指作用在井底上的各种压力总和。
不同钻井作业工况中的井底压力：
1．井内钻井液处于静止（停止循环）状态时：
Pb＝Pm＝0.0098ρm Hm     （2—9）
式中：Pb —井底压力，MPa；
Pm—钻井液静液柱压力，MPa。
注：钻井液静液柱压力是构成井底压力和维持井内平衡最主要的部分，是实施一级井控的唯一保证。
2．钻进时：
Pb＝Pm+ Pbp＝0.0098ρm Hm+ Pbp   （2—10）
式中：Pbp—循环时的环空流动阻力，MPa。
注：环空流动阻力使井底压力增加，有利于抑制地层流体向井内的侵入。其数值一般在0.7～1.5 MPa。
3．起钻时：
Pb＝Pm— Psb—Pdp       （2—11）
式中：Psb—抽吸压力，MPa；
Pdp—未及时灌满井口而产生的静液压力减少值，MPa。    
安全提示：⑴起钻时应及时灌满钻井液，现场每起3～5柱钻杆或一柱钻铤就应灌满一次。目前国外已配备自动灌浆监测报警系统，在起钻时能实时检测校核起出量与泵入量，异常时及时报警。
⑵只有起钻作业时，井底压力会小于静液柱压力，所以起钻时应格外谨慎，以防抽吸。在近平衡中，规定的安全余量就考虑了Psb和Pdp的影响。在设计钻井液密度时，应以起钻工况时的井底压力为准。
4．下钻时：
Pb＝Pm+ Psw     （2—12）
式中：Psw—激动压力，MPa。
5．划眼时：
Pb＝Pm+ Psw+ Pbp       （2—13）
六、井底压差ΔP
井底压差是井底压力与地层压力之差。
ΔP＝Pb—Pp         （2—14）
式中：ΔP—井底压差，MPa。
当Pb＞＞Pp时，ΔP＞＞0，井底为过平衡；
当Pb稍大于Pp时，ΔP稍大于0，井底为近平衡；
当Pb＝Pp时，ΔP＝0，井底压力与地层压力相平衡；
当Pb＜Pp时，ΔP＜0，井底为欠平衡，出现负压差。
七、确定钻井液密度
根据全井压力剖面（地层压力剖面、地层破裂压力剖面和坍塌压力剖面）及浅气层资料，分段设计确定钻井液密度，其方法如下：
ρm =ρp +ρe           （2—15）
式中：ρm—钻开地层压力为ρp的钻井液密度，g/cm3；
ρp—地层压力当量密度，g/cm3；
ρe—附加当量密度（安全余量），g/cm3。
SY/T6426—1999《钻井井控技术规范》对附加当量钻井液密度值规定如下：
油井：ρe＝(0.05～0.10) g/cm3 （或1.5～3.5MPa）；
气井：ρe＝(0.07～0.15) g/cm3 （或3.0～5.0MPa）。
八、钻开油气层的技术措施
钻开油气层的技术措施是维护井底压力平衡，尽早发现溢流显示为重点而制定的，主要内容如下：
1、加强地层对比，及时提出地质预报，尤其是异常高压地层上部盖层的预报要力求准确。
2、采用dc指数、气测资料等对异常地层压力进行随钻监测，综合分析对比资料数据，以提高地层压力监测的精度。
3、在进入预计的油气水层前，调整钻井液性能，调整好后再继续钻进，以免因调整钻井液性能而掩盖溢流的某些显示。
4、根据井场井控设备的配套情况、井控技术水平、井身结构、地层及地层流体特点等，规定最大允许溢流量，一般不超过2～3m3。
5、钻开油气层后进行起下钻作业时，必须进行短程起下钻。一般情况下试起10～15柱钻具，在下入井底循环一周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻。SY/T6426—1999《钻井井控技术规定》指出：在油气层中和油气层顶部以上300米长的井段内起钻速度不得超过0.5m/s。按规定及时灌满钻井液并进行校核灌注量、作好记录起完钻要及时下钻，检修设备时应将钻具下到套管鞋处。
6、钻开油气层后避免在井场使用电气焊。若必须使用，须申请批准，并采取相应的安全防火措施。
7、电测前井内情况必须正常。电测期间须准备一根装有钻具安全阀或钻具回压阀的钻杆，以备井内异常时强行下入，控制井口。钻开油气层后因发生卡钻须泡油、混油或因其它原因要调整钻井液密度时，其液柱压力不能小于地层压力。
8、若发生井喷而井口无法控制时，应立即关闭柴油机及井场、钻台和机房处的全部照明灯，打开探照灯，灭绝火源组织警戒，尽快由注水管线向井口注水防火。
9、井眼要畅通，防止拔活塞造成抽吸井喷。开泵要平稳，排量由小逐渐增大，防止蹩漏地层。
10、若打开油气层过中发生井漏，应立即停止循环，间歇定时定量反灌钻井液以降低漏速，维持一定液面，保持井眼与地层压力之间的平衡，然后实施堵漏作业，再根据井内情况重建平衡或先期完井。
11、为了井眼安全，防止大段井涌或蹩泵蹩漏地层，下钻时应分段下钻并开泵破乳循环。严禁一次下钻到底，尤其是长期未循环的深井。
12、起钻完要及时下钻，严禁空井或钻具停留在裸眼中检修设备。

第三章 地层压力检测
长期的陆上、海上油气勘探的实践证明，异常地层压力的存在具有普遍性，而高压层比低压层更为多见。并且异常地层压力的变化范围较大。这些分布广泛的异常地层压力极大地影响着油气钻井作业的安全。钻井中如果未能检测到可能钻遇的异常高压层，使用的钻井液产生的液柱压力小于实际的地层压力时，将可能引起严重的井喷事故。但如果使用的钻井液密度过大，产生的液柱压力大于地层破裂压力时，就会导致井漏，造成严重的油气层损害和污染，甚至压死油气层，使井报废。因此，在油气钻井中，对油气层实施压力检测将具有重要的意义。
一、高压层的形成机理
当前各种检测高压层的技术都是根据页岩的欠压实理论。
泥质沉积物的压实过程是由于上覆沉积岩的重量所引起的机械压实作用。如果沉积速度较慢，页岩颗粒排列的较好，随着埋藏深度的加深，孔隙度就会迅速降低；反之，随着埋藏深度的增加，孔隙度反而变大。
在正常的地层压力地质环境中，地层孔隙中的流体可以看成一个“开放式”水力学系统，即地层孔隙是连通的，其流体是连续的、可以流通的。因此，随着地层埋藏深度的增加，上覆岩层压力增加，地层孔隙中的流体就会向其上部流走，地层孔隙度变小，页岩颗粒得到压实，岩石就会变得致密，。
在地层快速沉积的地质环境中，如果地层孔隙中的流体被一些不渗透的岩层所圈闭，整个系统可以看成一个“封闭式”水力学系统，即地层孔隙是上下不连通的，其流体是不可以流通的。因此，随着地层埋藏深度和上覆岩层压力的增加，地层孔隙中的流体就被圈闭在其中，不能向其上部流走，地层孔隙度反而变大，得不到充分的压实，地层就会变得松软。从而造成下部地层孔隙中的流体除承担上部地层孔隙中流体的重量以外，还多承担了上部地层岩石的重量，因此导致地层压力过高；而岩层颗粒未得到充分的压实，处于欠压实状态。这就是高压层的形成机理，又被称为欠压实理论。此乃是当今检测异常地层压力的根本依据。
目前用于预测、监测和检测高压地层压力的方法如表所示。
表3—1 异常地层压力检测方法一览表
钻前预测    地球物理方法    地震、重力、磁力、电
钻井监测    钻井参数法    钻速、d指数、dc指数、标准钻速、随钻测井（MWD）
   钻井液参数法    钻井液密度、钻井液中天然气含气量、温度、排量、井内灌钻井液情况、池液面高度、矿化度（电阻率、Cl-等）、溢流、压力波动
   页岩岩屑法    密度、形状、大小、颜色、岩性分析图、钻屑的页岩指数
钻后检测    测井法    电测（电阻率、页岩地层因子、含盐度变化）、声波测井、时差测井、波列显示（变密度测井、特征测井）、体积密度测井、密度测井、氢指数、脉冲中子测井、核磁共振测井、咖吗射线能谱测井
   地层测试法    钻杆测试（DST）、重复地层测试（RFT）

二、dc指数法
在钻井中，影响机械钻速的因素很多，但当其它条件和因素保持不变的情况下，井底压力与地层压力之间的压差对机械钻速起着主要作用。即压差越大，机械钻速越低；压差越小，机械钻速越高。因此，可以利用钻进中钻速的变化来检测异常地层压力的存在与否。dc指数法就是在机械钻速法的基础上建立起来的。
钻速方程为：
  Vm = KNe(W/D)d                     （3—1）
式中：Vm—机械钻速，m/h；
K—岩石可钻性系数；
N—转速，rpm；
e—转速指数；
W—钻压，kN；
D—钻头直径，mm；
d—钻压指数，即d指数。
  假设：钻井条件（水力因素、钻头类型）和地层岩性不变（均为泥岩页岩），则K值保持常量不变，取K=1。又因泥岩页岩均属软地层，转速N与机械钻速Vm呈线性关系，即e =1。
将上述钻速方程整理、取对数，得d指数表达式。再计入钻井液密度变化的影响，得到修正后的d指数表达式，即dc指数：
dc =    lg(0.0547 Vm /N)    ×    ρmn           （3—2）
   lg(0.0684W/D)        ρm    
或
dc =    lg(3.282L/NT)    ×    ρmn             （3—3）
   lg(0.0684W/D)        ρm    
式中：L－T时间内的进尺，m；
T－钻进L米所用时间，min；
ρmn－该地区正常压力（一般取1.0～1.07 g/cm3）,g/cm3；
ρm －在用钻井液实际密度, g/cm3。
从（3—2）式中可以看出，(0.0547 Vm /N)的值总是小于1的。因此，lg(0.0547 Vm /N)的绝对值与Vm成反比，即Vm 越大，dc越小；Vm 越小，dc越大。也就是说，在正常压力地层情况下，随着井深的增加，机械钻速Vm逐渐减低，dc指数相应反弹变大；当进入异常高压地层时，井底压力减小，机械钻速增加，相应的dc指数就会降低。如图3－1和3－2所示。






图3－1 机械钻速随井深变化曲线




图3－2 dc指数随井深变化曲线
这就是当前普遍使用的监测异常高压地层的dc指数原理。具体用法是将dc值按相应的深度画到半对数坐标纸上，纵坐标是井深，等刻度；横坐标是dc值，对数刻度。从正常压力井段延长正常趋势线即可。可以按几何关系写出其直线方程，也可以根据数理统计分析理论回归出其直线方程。
在数据选取、处理时，必须作到合理、准确地采集相应的各种数据参数，并去除非泥页岩、水力因素变化大、井底不净、吊打及取芯等影响计算精度的井段，以保证dc指数的准确性、有效性，指导性。
最后通过dc值偏离正常趋势线的程度估算出地层压力值，或按下式计算出地层压力值。
Pp = Ppn dcn/dco       （3—4）
式中：Pp －地层压力，MPa；
dcn－正常趋势线的dc值；
dco－实际得到的dc值。

三、页岩密度法
1、页岩密度法的原理：在正常沉积地层环境中，随着井深的不断增加，上覆压力Po增大，孔隙度减小，压实充分，岩层致密、坚硬，密度就增加；在快速沉积地层环境中，随着井深的不断增加，上覆压力Po增大，孔隙度反而增大，岩层未得到充分压实，岩层松软，密度就减小。
2、岩屑的选取。岩屑的选取质量直接影响岩屑密度的准确度。
（1）在页岩井段，每3—5米取一次砂样，钻速快时可10或20米取一次，钻速慢时，重要层位也可每米取一次。选取岩屑时注意记准迟到时间；除去掉块和磨圆的岩屑。
（2）用清水洗去岩屑上的钻井液。
（3）用吸水纸将岩屑擦干（或烘干，取一致的干度）。
3、岩屑密度的称量方法：
（1）钻井液密度计称量。将岩屑放入密度计的量杯中，加盖后等于1 g/cm3；再加淡水充满量杯，加盖后称得杯内的密度值ρT；利用下式计算页岩密度ρsh值。
 
ρsh =    1         （3-5）
   2－ρT    
式中：ρsh－页岩密度，g/cm3；
    ρT －页岩与淡水混合物的密度，g/cm3。
（2）密度液法。把岩屑放入标准密度液内，看其在液柱内停留的位置，直接读出密度大小。
4、页岩密度法的作图方法：将ρsh值按相应的深度画到坐标纸上，纵坐标是井深；横坐标是ρsh值。根据上部正常压力井段的页岩密度数据作出正常压实趋势线，并延长。当密度点开始偏离正常趋势线时，即表明已进入高压区。画正常压实趋势线时应尽量使密度数据点分布在趋势线的两侧，以利准确求值。


第四章    溢流及其检测
溢流是指所钻地层压力大于井内钻井液柱压力时，地层压力迫使地层流体进入井内的现象称之为溢流。溢流的严重程度主要取决于地层的孔隙度、渗透率和负压差值的大小。地层孔隙度、渗透率越高，负压差值越大，则溢流就越严重。溢流在钻井作业的各个工艺过程中发生的几率是不一样的。据统计，溢流发生的几率为：钻进过程占40%；起下钻过程占55%；其它作业占5%。
一、溢流的原因
溢流发生的原因很多，其最根本的原因是井内压力失去平衡、井内压力小于地层压力。
1、地层压力掌握不准确。这是新探区和开发区钻调整井时经常遇到的情况。特别是裂缝性碳酸岩地层和其他硬地层压力更难准确掌握。开发区注水使地层压力升高等原因，造成地层压力掌握不准确。
2、起钻时井内未灌满钻井液。起钻过程中，由于起出钻柱，井内钻井液液面下降，这就减小了静液压力。只要钻井液静液压力低于地层压力，溢流就可能发生。在起钻过程中，向井内灌钻井液可保持钻井液静液压力。起出钻柱的体积应等于新灌入钻井液的体积。如果测得的灌浆体积小于计算的钻柱体积，地层中的流体就可能进入井内，溢流就可能在发生。
  3、过大的抽吸压力。起钻的抽吸作用会降低井内的有效静液压力，会使静液压力低于地层压力，从而造成溢流。起钻时井内钻井液没有上体钻具那样快，就可能产生抽吸作用。这实际上在钻头的下方造成一个抽吸空间并产生压力降。无论起钻速度多慢抽吸作用都会产生。应该记住的重要事情是，井内的有效压力始终应能平衡地层压力，这样就可以防止发生溢流。除起钻速度外，抽吸过程也受环形空间大小与钻井液性能的影响。在设计井身结构时，钻具（特别是钻铤）与井眼间应考略有足够的间隙。钻井液性能特别是粘度和静切力应维持在合理的水平。
4、钻井液密度低。钻井密度低是溢流比例高的一个原因。这样引起的溢流比较容易控制，并且很少导致井喷。钻井液密度低而产生的溢流通常是突然钻遇到高压层，地层压力高于钻井液静液压力条件下发生的，特别是为了获得高的机械钻速、降低钻井成本和保护油气层而是用较低的钻井液密度。钻井液的油、气、水侵是密度降低的一个重要原因。
5、钻井液漏失。钻井液漏失是指井内钻井液漏入地层，这就引起井内液柱和静液压力下降。下降到一定程度时，溢流就可能发生。在压力衰竭的砂岩、疏松的砂岩以及天然裂缝的碳酸盐岩中漏失是很普遍的。由于钻井液密度过高和下钻时的压力激动，使得作用于底层上的压力过大，而产生井漏。特别是在深井、小井眼里使用高粘度钻井液钻进，环形空间摩擦压力损失可能高到足以引起井漏。
6、地层压力异常。钻遇异常低压或异常高压地层，由于钻井液密度不合理而引起溢流。对于可能钻到的高压井，设计时应考略使用更好的设备而且更加密切注意，可防止可能发生溢流。
7、其它原因。在多数情况下，溢流可能是由于上述某种原因引起。但还有其他一些情况，造成井内静液压力不足以平衡或超过地层压力，如：
（1）    中途测试控制不好；
（2）    钻到临井里去；
（3）    以过快的速度钻穿含气砂层；
（4）    射孔时控制不住；
（5）    固井时，水泥的失重；
二、各种钻井工况下溢流的预兆
发生溢流时，在地面总可以观擦到溢流的告警显示。识别和解释这些显示，并能在各自的职责范围内采取必要的措施，是每个工作人员的职责。
1、钻进中溢流发生的预兆
（1）钻井液返出量增加。在泵排量不变的情况下，井口返出钻井液量增加，是发生溢流的主要显示之一。钻井液返出量增加，说明地层压力大于井底压力，因而迫使地层流体进入井内，从而帮助钻井泵推动钻井液在环形空间加速上返。如果溢流是气体，由于气体在环空上升过程中，所受压力不断减小，因此其体积不断增大，因此其体积不断增大，也造成钻井液返速增加。
（2）钻井液池中钻井液量增加。在没有人为地增加钻井液池中钻井液量的情况下，钻井液池的钻井液量增加，说明溢流正在发生。由于溢流发生时，进入井内的地层流体排替了同体积的钻井液，使钻井液池中钻井液量增加。工作人员对钻井液池中钻井液量的变化情况应很敏感，发生钻井液池液面发生变化，一定要找出变化的原因，并采取相应的措施。
（3）停泵后，井内钻井液外溢。当停泵以后，井内钻井液继续外流，说明井内正在发生溢流。此外，当钻柱内钻井液密度比环空钻井液密度高的多时，井内钻井液也会外流。当发生这种情况时，司钻应仔细分析原因，采取正确措施，必要时可关井。
2、起下钻时溢流的预兆。起钻时，应灌入井内的钻井液量小于钻具的排替量，则表明地层流体已经进入井内，填补了起出钻柱所占据的空间。下钻时如果返出钻井液量大于钻具的排替量，则表明井内发生溢流。
3、测井时溢流的预兆。测井时电缆下放和起升中，井口有明显的钻井液外溢，这说明井内已发生溢流。出现这种情况应立即停止测井作业，根据溢流情况采取相应的措施。
4、下套管作业时溢流的预兆与下钻时相同。
三、溢流的监测和预防措施
《钻井井控技术规程》中指出，及时发现溢流显示是井控技术的关键环节。从打开油气层到完井，要落实专人坐岗观察井口和循环池液面变化，发现溢流，及时报告。
地层压力的增加或钻井液液柱压力的减少就是溢流的警告信号，地层流体向井内流动和各种显示就是溢流的具体显示。溢流的监测和预防应从钻井设计开始。
1、    钻井设计时的溢流监测和预防
在井的设计中，先要对临井资料进行地层对比、地质预报分析，得到预计的压力剖面和可能的溢流点，方可作出钻井的最后设计。在钻井设计中要做到：
（1）    使套管、地层压裂梯度、设计具有相容性；
（2）    提出监测与防喷设备的选择与安装要求；
（3）    预计地层的各种特性（岩性、压力预计可能的溢流地层）；
（4）    提出溢流或井喷时的应急预案和注意事项。
预计的各种情况应当向钻井人员指出并解释。提醒他们在钻井作业中注意各种溢流的预报与显示，这是设计中非常重要的一点。除了正常钻进、起下钻作业外，还应包括取心、测井、中途测试、下套管、固井、射孔以及钻遇浅气层。
2、钻进时溢流的监测和预防
钻进中机械钻速、录井岩屑以及钻井液性能的各种变化，可用来监测地层压力的增加情况。
（1）机械钻速的变化。在其他条件不变的情况下机械钻速主要取决于井底压力与地层压力的差值。在地层压力增加而井底压力维持不变的条件下，压差就会减少，机械钻速会增加。机械钻速的迅速增加是一种钻速突变。钻速突变表明钻头已钻到地层压力超过井内压力的底层。如果钻遇异常压力地层，应停钻检查井的流量情况。如果停泵停泵井内流体继续流出，说明溢流已发生，这是应进行循环，调整钻井液性能，以保证井内没有地层流体进入。
地层岩性的突然改变也会发生机械钻速的显著变化。所以遇到机械钻速的突然变化要仔细分析原因，采取正确的技术措施。
（2）岩屑的变化。观察与分析岩屑的变化同样可以指示地层压力变化的情况。压差减少，大块页岩将开始坍塌，这些坍塌的“岩屑”很容易识别，因为他们有特殊的尺寸和形状。地质录井人员所作的页岩岩屑的详细化学与物理分析，可以提供附加资料。页岩单位体积重量的减少或页岩矿物成分的某些变化可能与地层压力的增加有关些。
（3）钻井液性能的变化。循环钻井液可把所钻的井下地层岩屑带到地面。同样，钻井液也是侵入井内地层流体的携带者。发生溢流后，一般会引起钻井液性能的变化。在钻井液出口管处测得的钻井液密度降低，会表明发生了溢流。如果油、气侵入钻井液，钻井液的密度下降，粘度增加；盐水侵入钻井液则会使钻井液的密度、粘度下降。如发现油、气、水侵，应停止作业及时调整钻井液性能。
（4）钻井液柱高度降低。井内钻井液液面的下降会降低静液压力，当静液压力下降到一定程度时，就有可能导致溢流。井漏会降低井内钻井液液面。钻井液柱高度的降低取决于地层压力梯度与漏失层位的深度，井内液柱压力超过地层破裂强度时，就会造成井漏。监测井漏一般通过钻井液出口流量计和钻井液管的液面变化来显示。这种方法在半潜式钻井船上使用就不太可靠。解决的办法是在每一罐里使用不止一个传感器，在驱动司钻控制台上的可见指示器之前，信号要进行平均与总和。
（5）起钻时灌钻井液不正常。起钻引起静液压力降低的原因有两个。一个是起出钻具使井内钻井液液面降低；二是由于过快地起钻速度，钻柱的下部造成抽吸力将地层流体抽入井内。起钻时应定期校对钻井液的灌入量。如果灌入钻井液体积小余所计算得起出钻具的体积，那么就有一流进入井内。对于灌入井内的钻井液体积可以用钻井液补充灌、泵充数计数器、流量表或钻井液灌液面指示器来测量。一般，每起出3—5里根钻杆就要检查一次灌浆情况，而对钻铤则每起出一个立根便要进行灌浆检查。
当井内钻井液液柱压力小于地层压力时，地层流体就会进入井内。如不及时发现，随着溢流量的增多，井内液柱压力越来越小于地层压力，欠平衡量越来越大，溢流就越严重，若不迅速采取措施，将造成井喷。对一流的早期发现，是防止井喷的关键。在钻井实践中大多数油田都采用了“两勤两坚持、三校核、四观察”的早期发现溢流的措施。即“ 两勤两坚持”勤观察钻井液池液面变化；勤量测钻井液性能的变化。坚持坐岗观测溢流预兆；坚持打开油气层干部24小时值班。“三校核”校核井底压力与地层压力是否平衡；校核起钻时钻具排替量与钻井液灌入量是否相等；校核下钻时下入钻具排替量与返出钻井液量是否相等。“四观察”遇到钻速突快或放空，停钻循环一周或停泵观察；钻遇到蹩跳钻、悬重发生突变、泵压发生变化，停钻循环观察；钻井液出口温度增幅大，返出岩屑量多并且快大时，停钻循环观察；打开油气层2米，停泵循环观察。

第五章 关井程序和分流程序
一、关井方法
发现溢流，准确无误的迅速关井，这是防止发生井喷的唯一正确处理措施。发生溢流后有两种关井方法，一是硬关井，二是软关井。硬关井是指关封井器时，节流管汇处于关闭状态。软关井是指先开通节流管汇，再关封井器，最后关节流管汇的关井方法。
硬关井时，由于关井动作比软关井少，所以关井快。但硬关井时，液流通到突然关闭，使液流速度急剧变化，将引起系统中流体动能的迅速变化产生“水击效应”。特别是高速油气冲向井口时，突然关井，井口装置、套管和地层所承受的压力急剧增加，甚至超过井口装置的额定工作压力、套管抗内压强度和地层的破裂压力。所以在我国大多数油田一般不提倡采取此方法关井。只有在特殊情况下使用，如钻井四通两侧平板阀均打不开，溢流量没有超过最大允许以流量，可采用硬关井的方法，实现迅速关井。
软关井尽管比硬关井动作多，关井慢，但它防止了“水击效应”作用于井口装置，还可在关井过程中实施试管井，操作起来比较安全。
发现溢流迅速关井，有利于取得井控主动权；有利于制止地层流体继续进入井内；有利于使井内保持较多的钻井液，保持环空钻井液柱压力。有利于减小关井套压值；有利于准确计算地层压力和压井钻井液密度。
二、各种钻井工况下的关井程序
1、钻进过程中的关井程序
（1）软关井
1）发报警信号。发报警信号的目的是通报井上发生了溢流，井处在潜在的危险中，指令各岗人员迅速就岗，执行其井控职责，迅速实现对井口的控制。信号的方式方法在SY/T6426—1999《钻井井控技术规程》中指出：报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，结束信号为三短鸣笛。大多数油田规定长鸣笛不少于30秒钟。
2）停止钻进，并把钻具提至合适位置。上体钻具至合适位置是指把方钻杆下的第一个单根下接头提出钻盘面0.4—0.5m。如果使用顶驱，钻杆下接头最好提出钻盘面0.4—0.5m。使用海底方喷器时，在打开油气层前应计算好钻杆接头位置。为半封闸板封井创造条件；为防止井下出现复杂情况、地面循环系统出现故障后采取补救措施创造条件。
3）停泵。把钻具提到合适位置再停泵，可延长环空流动阻力时加于井底的时间，从而抑制溢流、减少溢流量，保持境内有尽可能多的钻井液。如果发生气体溢流，还可起到分散气柱的作用，是使井底不积聚成气柱，有利于压井，有利于录取关井立管压力。
4）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。打开平板阀后，节流管汇已经开通，就实现软关井。
5）关封井器。先环形封井器，再关半封闸板封井器。
6）关节流阀试关井，关井后再关节流阀前的平板阀。关节流阀时，应注意观察套管压力表的变化，防止关井套压超过最大允许关井套压。在将达到最大允许关井套压时，不能再继续关节流阀，应在控制接近最大允许关井套压的情况下，节流放喷，并迅速向井内用钻进排量打入储备加重钻井液，采用地节流阀压境，控制溢流，重建井内压力平衡。当关井套压没有超过最大允许关井套压时，把节流阀关至最小。
7）录取关井立管压力、套管压力及钻井液池钻井液增量。发生溢流后，由于井眼周围地层流体进入井内，致使井眼周围地层压力形成压力降漏斗，此时井底周围地层压力小于实际地层压力。一般情况下，待关井10—15分钟，井底周围地层压力才能恢复到原始地层压力。此时从立管压力表上读到的立管压力值，此时地层压力与钻柱内钻井液静液压力之差。井眼周围地秤压力恢复时间的长短与欠平衡压差、地层流体种类、地层产量和地层渗透率等因素有关。
（2）硬关井
1）发报警信号。
2）停止钻进，并把钻具提至合适位置。
3）停泵。
4）关封井器。先环形封井器，再关半封闸板封井器。
5）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。如果关井套压超过最大允许关井套压时，应在控制接近最大允许关井套压的情况下，节流放喷，并迅速向井内用钻进排量打入储备加重钻井液，采用地节流阀压境，控制溢流，重建井内压力平衡。当关井套压没有超过最大允许关井套压时，把节流阀关至最小。
6）录取关井立管压力、套管压力及钻井液池的钻井液增量。
2、起下钻杆时发生溢流的关井程序。
（1）软关井
1）发报警信号。
2）停止起下钻作业，强装钻具内防喷器（带顶驱的钻机可直接接顶驱，因顶驱上有液控旋塞）。迅速把负荷吊卡坐于转盘面上，强装钻具防喷器。如果喷势不大，可直接装回压凡尔；如果喷势大，可采取以下步骤实现对钻具内溢流的控制：
a. 装开着的旋塞阀；
b. 关旋塞阀；
c. 装钻具回压凡尔；
d. 开旋塞阀。
起下钻发生溢流，环空及钻具内都在喷，应先控制钻具内溢流，这有利于控制井口及准确计算地层压力。
3）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。
4）关封井器。先环形封井器，再关半封闸板封井器。
5）关节流阀试关井，关井后再关节流阀前的平板阀。
6）接方钻杆（带顶驱的钻机没有此步骤）。
7）录取关井立管压力、套管压力及钻井液池钻井液增量。
（2）硬关井
1）发报警信号。
2）停止起下钻作业，强装钻具内防喷器（带顶驱的钻机可直接接顶驱）。
3）关封井器。先环形封井器，再关半封闸板封井器。
4）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。
5）接方钻杆（带顶驱的钻机没有此步骤）。
6）录取关井立管压力、套管压力及钻井液池钻井液增量。
3、起下钻铤发生溢流关井程序
（1）软关井
1）发报警信号。
2）停止起下钻作业，强接带钻具内防喷器的钻杆（带顶驱的钻机直接钻杆即可）。钻铤只能用环形封井器封井。若喷势大来不及抢接钻杆，可直接用环形封井器封井。若喷势不强烈，应抢接钻杆，以便用半封闸板封井，增加控制手段。接钻杆时，接一根还是接几柱要看防喷器闸板的所在位置。
3）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。
4）关封井器。先环形封井器，再关半封闸板封井器。
5）关节流阀试关井，关井后再关节流阀前的平板阀。
6）接方钻杆（带顶驱的钻机没有此步骤）
7）录取关井立管压力、套管压力及钻井液池钻井液增量。
（2）硬关井
1）发报警信号。
2) 停止起下钻作业，强接带钻具内防喷器的钻杆（带顶驱的钻机直接钻杆即可）。
3）关封井器。先环形封井器，再关半封闸板封井器。
4）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。
5）接方钻杆（带顶驱的钻机没有此步骤）
6）录取关井立管压力、套管压力及钻井液池钻井液增量。
4、空井发生溢流关井程序
（1）软关井
1）发报警信号。
2）停止作业。
3）开节流管汇一侧的液动平板阀（或手动平板阀）。
4）关封井器。先环形封井器，再关全封闸板封井器。
5）关节流阀试关井，关井后再关节流阀前的平板阀。
6）录取套管压力及钻井液池钻井液增量。
测井作业时发生溢流，喷势不大，可起出电缆再关井；喷势大，来不及起出电缆，则切断电缆，迅速关井。
5、海上作业发现溢流水下关井
海上的石油开发，所有作业都在钻井平台、采油平台或采油船上进行，井控作业也不例外。坐底式钻井平台的井控与陆地井控基本一致，而半潜式钻井平台井控防喷器往往安装在距离钻台十吉米或上百米的海底，设备和仪器必须工作可靠。司钻必须随时知道经过防喷器处钻具的状况。关井时，使钻杆接头或钻铤避开闸板。作业中平台往往上下浮动，而引起钻杆的往复运动，从而过快的引起防喷器密封元件疲劳和失效。平台上的运动补偿设备能在一定程度上解决这个问题。但为了安全起间，在井控作业中经常应用坐放程序，即关上闸板防喷器后，下放钻具，直到钻杆接头坐在闸板上面以支撑钻具重量。
海上井控关井从发信号到录取三项资料与陆地上关井程序完全一致，与陆地不同的是需要继续完成以下步骤：
（1）调节环形防喷起关闭压力；
（2）假如合适，执行悬挂程序；
（3）重新计算关井压力
不管什么原因是压井作业不能连续安全进行时，都必须采取关井、移离井位的措施。其水下关井和应急弃井程序为：
（1）泵入压差检查法，经钻杆中心孔而坐定。
（2）将钻杆挂在全封闸板或剪切闸板下面的封井器闸板上；
（3）使用全封闸板或剪切闸板将钻杆剪断；
（4）将上部钻杆起出井口；
（5）卸开隔水管井口联接器，离开井位。
假如在压井过程中发生钻头或钻杆卡钻，都应在井控压井完成后处理。
5、下套管或尾管时发现溢流关井
下套管时发生溢流，通常的处理方法和钻井过程中发生溢流一样。如尾管已快接近井底，在没有卡钻之前，应尽量强行下到预定位置。假如尾管不能强行下到预定位置，则靠虑强行起到套管内。这将防止套管在不稳定的裸眼内造成卡钻。任何强行起钻作业，都必须随时灌满钻井液，以保持最大井底压力。
下套管时发生溢流，假如下入的套管据预计套管鞋还有很少几根，那就强行下到位置。若套管下入的很少，环空的压力将有顶出套管的倾向。在这种情况下，就必须顶住套管，并灌入钻井液。若是下入套管太多，由于组合拉力、环形空间的外压力和防喷器关压力，可能挤扁套管。为了这个原因，并环形防喷器必须十分注意将节流管汇全部打开。在下套管时，由于环形空间极小，很容易发生井漏和地下井喷的危险。井控的最后一个手段，可能要通过套管泵入重晶石塞子或是将套管注入水泥加以固定。
三、防止关井压裂地层的分流程序
关井时，超过最大允许关井套压会压漏地层，这在较浅的地层是比较普遍的。在井内压力高的情况下，关井而不破坏最薄弱的地层，控制起来是比较困难的。如在溢流的初始阶段，关井可能造成地下薄弱地层破裂。分流系统的发展，很好地解决了这个问题。一个大尺寸的筒式防喷器（或旋转防喷器）阻止流体喷向钻台，通过大直径防喷管线将流体引出井场以外。在钻与浅气层时，溢流到达地面的速度是很快的，这就要求人们能够迅速的判断出地层流体侵入井内的情况。下面列出分流的基本程序：
（1）发出警报；
（2）提出方钻杆，使钻杆的上接头正好在转盘面以上。如果使用顶驱应将转盘面以下的钻杆接头提出钻盘面；
（3）确定风向，打开放喷管线（有些分流器上的放喷管线阀门当分流器关上时自动打开，可不执行此步骤），不使用上风向的分流管线。
（4）停泵；
（5）关上分流器；
（6）开泵，尽可能高速向井内泵入液体；
（7）熄灭所有明火。
待分流器的防喷器组装好以后，井控分流便可得到保证。如果没装分流器或分流器已拆除，就的使用全开节流管汇，关上环形防喷器的办法来分流。
分流命令必须迅速发出。如果侵入的气体是硫化氢（H2S），这种气体有毒不能放到大气中，必须烧掉。如果关井可能引起井下井喷，必须分流。
四、各岗位在井控中的职责
1、接班检查
（1）值班干部
1）检查工程、地质、钻井液记录，了解所钻地层、岩性、井深、压力梯度、钻井液密度、井下情况。
2）检查井控主要设备的完好状况，防喷器、监测仪表、节流压井管汇、控制系统的待命工况。
3）检查中钻井液储备、重晶石储备情况。
4）检查各岗位执行井控职责情况。
（2）司钻
1）了解所钻地层、岩性、井深、压力梯度、钻井液密度、井下情况及上一个班的井控工作情况。
2）检查司钻控制台气源、各压力表的压力、手柄是否符合要求。
3）指重标、立压表、报警喇叭是否灵活好用。
4）接班后，测压井泵速立压。
（3）副司钻
1）检查出能控制系统表压、油量、电控箱、电泵、气泵、管汇及阀件是否符合要求，是否处于待命工况。
2）检查加重、除气、搅拌装置及净化系统是否处于随时可运转状态。
3）加重材料、重钻井液储备是否满足要求。
4）钻井泵系统是否工作正常。
（4）井架工
1）井口防喷装置、防护罩、手动锁链紧操纵杆、节流管汇、防喷管线的固定、清洁卫生，是否符合规定。
2）各阀门的开启与关闭是否符合规定要求（见图5—1）。




图5—1各阀的开、闭状态
3）检查力压表、套压表、溢流监测装置是否齐全灵敏可靠。
（5）内、外钳工
1）井口工具齐全、灵活好用、旋塞板手放在明显处。
2）立管压力表灵活可靠。
3）止回阀接头等内防喷工具无锈蚀。阻卡、丝扣清洁并涂有丝扣油。
（6）场地工
1）钻井液净化系统电路无裸线，照明灯开关及电机防爆，有保护罩。
2）消防器材、工具齐全、完好。
2、钻进
（1）值班干部
1）听到井控报警信号后，组织并监督各岗位人员立即处于临战状态，迅速就位、各司其职。
2）上钻台，协助并监督各岗位正确实施关井操作程序。
3）管井后，立即将溢流原因及井上情况上报钻井公司或钻井监督办公室。
4）组织防火、警戒工作以及压井前的准备工作。
5）遇到特殊情况，来不及上报请示，可与司钻等人员协商，果断迅速处理，同时向上一级主管部门报告。
6）填写压井施工单，指挥压井。
（2）司钻
1）发现溢流，立即发出井控信号。
2）按正常关井程序组织实施关井。
3）将溢流量、关井立压、套压报告值班干部。
4）做好压井前的准备工作。
（3）副司钻
1）听到报警信号后，看到司钻上提钻具后停泵。迅速赶到远程控制台。
2）密切注视钻台，接到司钻关井的指令后，在远程控制台关井。
3）检查控制对象是否操作到位。
（4）井架工
1）钻井时负责观察井口钻井液反出情况，做好钻井液池液面变化情况记录，发现溢流及时报告司钻。
2）听到井控信号，立即到节流管汇处，迅速打开3号平板阀（该阀是液动的有司钻打开）。
3）关防喷器后，慢慢关闭节流阀试关井（如果节流阀为液动的在钻台上操作）。
4）记录关井稳定后的立管压力、套管压力和钻井液池增量。并报告司钻或值班干部。
5)管井后密切监视立压和套压的变化。如果超过允许的安全关井套压则要开启节流阀降压。
（5）内、外钳工
1）听到井控报警信号后，立即上钻台。
2）与外钳工配合，待方钻杆接头（顶驱钻机待钻杆下接头）出转盘立即扣上吊卡。
3）准备好旋塞扳手（顶驱钻机没有此项），听从司钻指挥。
4）观察立管压力变化。
（6）场地工
1）听到井控报警信号后，停止震动筛工作，夜间开探照灯，关掉井架照明、循环系统用电。
2）赶到节流管汇处，协助井架工操作。
3）做好消防设备、器材、工具的准备。
3、接单根
（1）值班干部职责与钻进时相同。
（2）司钻
1）发现溢流，立即发出井控报警信号。
2）若刚卸开方钻杆，则强接止回阀（有方钻杆下旋塞的可不接止回阀），再迅速接上方钻杆。
3）若已在小鼠洞接上单根，则应在井口快速接止回阀，然后上提小鼠洞单根并与止回阀相接，下放钻具方钻杆下接头至转盘面。
4）按正常关井程序组织实施关井。
（3）副司钻
1）听到井控报警信号后，迅速赶到远程控制台待命。
2）密切注视钻台，接到司钻管井指令后，按常规关井程序管井。
3）检查控制对象是否操作到位。
（4）井架工职责与钻进时相同。
（5）内、外钳工
1）听到井控报警信号后，听从司钻指挥，快速、准确地接好止回阀及方钻杆。
2）观察记录关井立关压力。
（6）场地工职责与钻进时相同。
4、起下钻和空井
（1）值班干部起下钻和空井时的职责与钻井相同。
（2）司钻
1）接到溢流信号，立即发出井控信号。
2）停止作业。
3）按正常关井程序组织实施关井。
（3）副司钻的职责与钻井时相同。
（4）井架工
1）听到井控报警信号，看有车不再上行立即停止起下钻作业（空井时，立即赶到节流管汇处）。
2）迅速从二层台下来，赶到节流管汇处。迅速打开3号平板阀（该阀是液动的由司钻打开）。
3）关防喷器后，慢慢关闭节流阀试关井（如果节流阀为液动的在钻台上操作）。
4）记录关井稳定后的立管压力、套管压力和钻井液池增量。并报告司钻或值班干部。
5)管井后密切监视立压和套压的变化。如果超过允许的安全关井套压则要开启节流阀降压。
（5）内、外钳工
听到井控报警信号后，坐好吊卡或卡瓦，接上止回阀（顶驱钻机可直接接顶驱），待方喷器关闭后迅速接上方钻杆。空井时，立即赶到钻台，听从司钻指挥。
（6）场地工
听到井空报警信号，立即赶到钻台协助内外钳工操作。
（7）柴油司机、司助
1）钻入油气层后，要保证机房及周围无油污，排气管同冷却水，消除一切火灾隐患。
2）听到井空报警信号，先开2号、3号车，运转正常后在停1号车（电动钻机不进行此项操作）。
3）密切注视钻台，接受司钻各项指令。
（8）发电工
1）听到井空报警信号，切断钻井液循环系统电源。
2）夜间打开探照灯，关闭井架灯、钻台灯、机房灯。

第六章 天然气侵对井内压力的影响
在钻井过程中，地层中流体常见的有油、气、水，它们有时单独存在，有时共存。然而，即使油侵、水侵往往也伴随着一些天然气，天然气与油、水比较它具有一定的特点，如密度低，扩散性大，膨胀性和压缩性大。一旦气体侵入井内，对井内压力影响很大，这给井控工作带来一定的复杂性，充分认识气侵的特点，对于有效地进行防喷和压井作业都具有重要的意义。
一、天然气侵入井内的方式
1、破碎岩屑的侵入。当钻入气层后，随着气层岩屑的破碎，岩石空隙中的天然气伴随着破碎的岩屑不断地混入钻井液之中。天然气侵入量与岩石空隙度、井径、机械钻速以及气层厚度有关。
2、重力置换的侵入。当钻到大段的气层，特别是大裂缝或溶洞时，由于钻井液密度大，与气体产生重力置换，天然气被钻井液从地层中置换出来，在井底容易积聚形成气柱。
3、浓度扩散侵入。由于地层中的天然气浓度大，气层中的天然气通过井壁泥饼向井内扩散侵入钻井液。进入井内的天然气数量，取决于天然气层的表面积，浓度差和泥饼的质量。一般经过泥饼扩散而进入井内的天然气量并不大，但是当泥饼受到破坏或停止循环时间很长时天然气侵入量就会增大。
4、压力差的侵入。井底压力小于地层压力时天然气就会大量进入井内。例如钻井液密度偏低、井漏引起液柱下降、起钻产生抽吸或长时间停止循环气体进入井内都会使井内产生负压。从而使井底积聚大量天然气形成气柱。
二、天然气侵入后对井内压力的影响
天然气侵入井筒后，随着钻井液循环在环形空间上升，天然气在井底开始受的静液压力大，在上升过程中，天然气所受静液压力逐渐减小，而其体积不断增大，钻井液密度随着天然气上升逐渐降低，从而引起井内钻井液静液压力减少。
通过下式可计算天然气侵入钻井液后，钻井液静液压力减少值。
设气侵前钻井液密度为ρm；返至地面气侵钻井液密度为ρｓ；每升地面气侵钻井液中所含气体体积为ｍ，地面气体密度为ρｇ；假设气泡均匀分布在钻井液中不滑脱并与钻井液一块上返。如图6――1所示。



图6－1气侵钻井液静液柱压力变化图
在井深Ｈ处气侵前后的钻井液柱压力差，可在井深Ｈ处取一微段dH，该段钻井液密度为ρｎ则：
dp＝0.0098ρｎdh   （6—1）
根据钻井液密度定义：
ρｈ＝地面一升气侵钻井液在Ｈ处重量／地面一升气侵钻井液在Ｈ处体积
一升地面气侵钻井液重量为：
１＊ρＳ＝ｍ＊ρｇ＋（１－ｍ）ρｍ
因ｍρｇ很小，可忽略不计，上式可写成：
１＊ρＳ＝（１－ｍ）ρｍ
在井深Ｈ处，一升地面气侵钻井液中的体积不变，只是一升地面气侵钻井液中的体积被压缩，如果认为气体是等温过程，则在井身H处气体体积为：
Vh=mps/(ps+p)
那么，一升地面气侵钻井液在井深H处体积为：
（1-m）+Vh=(1-m)+mps/(ps+p)
所以，在井深H处的气侵钻井液密度为：
ρｈ=（1-m）ρm/((1-m)+mps/(ps+p))
在dH井段的静液柱压力为：
dp=0.0098ρｈρｈ=0.0098（1-m）ρm/((1-m)+mps/(ps+p)) dH （6—2）
积分后求得：
p+2.30mps/(1-m)*lg(p+ps)=0.0098ρｍH+C   （6—3）
当H=0；P=0时：
C=2.30mps/(1-m)*lgps
所以
p+2.30mps/(1-m)*lg((p+ps)/PS)=0.0098ρｍH （6—4）
  为便于计算，令气侵前后钻井液密度之比为：
a=ρs/ρｍ
由 ρs=(1-m) ρｍ   （6—5）
故 m=1-a       （6---6）
将 m=1-a 代入 （6—4）式中得：
△p=0.0098ρｍH-P=2.30(1-a)ps/a*lg((ps+p)/Ps)   (6—7)
式中，p是未知数，考虑到lg((ps+p)/Ps)是对数，可用0.0098ρｍH代替式中P,这样计算出的△p偏大，也处于安全。
△p=2.30(1-a)ps/a* lg((ps+0.0098ρｍH)/Ps   (6—8)
式中 △p---气侵前后井的钻井液静液压力减少值，Mpa；
a----气侵后地面钻井液密度与原钻井液密度的比值，a=ρs/ρｍ；
H----井深，m；
Ps-----井口环空压力，Mpa；
如果气柱膨胀不是等温过程，则（6—8）是可成为：
△p=2.30(1-a)ZaTaps/ZsTsa* lg((ps+0.0098ρｍH)/Ps   (6—9)
Za-----天然气平均压缩系数，Za=（Zs+Zb）/2；
ZS-----地面天然气压缩系数；
Zb------井口天然气压缩系数；
Ta------天然气平均温度，0K，Ta=(Ts+Tb)/2；
Ts------井口天然气温度，0K；
Tb------井底天然气温度，0K。
发生气侵后，气体体积随着钻井液不断上移而逐渐增大，虽然地面钻井液密度看起来很低，但实际井底钻井液气侵并不严重，钻井液密度的变化不是很大。因此，我们不能用地面上气侵钻井液的密度计算井底压力。由于气体侵入钻井液密度下降，钻井液静液柱压力见小，但是钻井液静液总压力降低是有限的，即井底压力降低是有限的。
设PS=0.098 Mpa,天然气膨胀是等温过程，按不同的a和Pｍ值计算的△p做成图6---2可以看出：气侵对钻井液静液压力的影响。









图

图6—2 天然气侵入后对钻井液静液压力的影响
图中横坐标是气侵前的钻井液静液压力。对于同一种钻井液密度来说，横坐标也代表了不同井深。例如：原钻井液密度ρｍ为1.50g/cm3;a=0.50,井深为4000米；钻井液静液柱压力减少值为0.63 Mpa,约为原钻井液静液压力的1.1%；而对400米井深的浅井，△p则为0.4 Mpa, 约为原钻井液静液压力的6.8%。但无论是深井还是浅井，天然气侵入钻井液后静液柱压力的减少值都是很小的。在钻进过程中，钻井液气侵后只要采取有效的除气措施，就不会有井喷的危险。若不能有效地除气，反复将气侵钻井液泵入井内，气侵钻井液会因进一步气侵使井底压力不断下降，从而诱发井喷。
三、气侵后长期关井对井内压力的影响
钻遇高压油气层时，由于发生溢流关井后，气体本身由于密度小于钻井液密度就会滑脱上升。在密度差的作用下，气体保持原体积、压力而上升的现象称为滑脱上升。气体位置不同造成不同的井口压力，一旦上升到井口位置，井口压力达到最大。侵入井内的气体有以下特点：
1、侵入井内的天然气在关井时处于极不稳定的状态，由于本身密度小于钻井液密度，有利于从钻井液中滑脱上升积聚成气柱的趋势。天然气滑脱上升的趋势与钻井液性能有关，主要取决于钻井液的粘度、切力及密度。如果粘度低，切力小，密度差大，则上升快；反之则慢。
2、一旦井口关闭后，由于井内钻井液不可压缩，天然气本身不能够膨胀，在上升过程中天然气体积不发生变化，从井底到井口其体积始终保持不变。
3、天然气在上升过程中体积不发生变化，由等温气态方程P1V1=P2V2可得，天然气本身的压力也不变化，而且保持着它在井底时的原有压力值。天然气随着上移作用在其体制上的液柱压力随时不断降低，气体保持原有压力就会使井口压力不断上升，而气体以下液柱压力不断增加，使井底压力就会增加。
4、天然气不断在井内上移，至使井口以及井底压力不断上升。井口压力的增加取决于井内气柱具有的压力和它上移位置所决定。气柱具有的压力越大，上升位置离井口越近，造成的井底压力就越大。气柱上移至井口位置时，井口和井底压力同时达到最大。
例如：某井井深为4500米，井内钻井液密度为1.3g/cm3，当发生气体溢流时，关井井口压力为3Mpa，井底有一气柱（气柱高度忽略不计），如图6---3所示。





图6—3关井时气柱上升井内压力变化
气柱在井底时的井底压力。
Pb=0.0098ρｍH+Pa=0.0098×1.3×4500+3=60.33 Mpa
井深2250米处井壁所受到的压力为：
P2250=0.0098ρｍL2+ Pa=0.0098×1.3×2250+3=31.665
当气柱有井底上升到2250米处，气柱仍保持其原始地层压力60.33 Mpa不变，此时井口和井底压力为：
井口压力：
Pa‘=Pp-0.0098ρｍL2=60.33-0.0098×1.3×2250=31.665 Mpa
井底压力：
Pb‘= Pp+0.0098ρｍL1=60.33+0.0098×1.3×2250=89 Mpa
井深2250米处井壁所受到的压力为：
P2250’= Pp=60.33 Mpa
当气柱上升到井口位置时的井口和井底压力为：
井口压力：
Pa“= Pp=60.33 Mpa
井底压力：
Pb“= Pp+0.0098ρｍH=60.33+0.0098×1.3×4500=117.66 Mpa
井深2250米处井壁所受到的压力为：
P2250”= Pa”+0.0098ρｍL2=60.33+0.0098×1.3×2250=89 Mpa
以上可以看出：关井时气柱上移而引起过高的井口和井底压力，往往给井口控制和压井工作带来一定困难，所以充分认识天然气在井内上升而不膨胀使井内压力升高的特点，对于井控工作尤其重要。在钻井中对于高压气井特别要注意：
1、要考虑关井时井口将承受相当高的压力，井口装置及地面管汇都有足够的承压能力。
2、高压天然气井长时间关井，将是井口压力太高和井底压力急剧增大。当其超过井口装置承压能力时，就会造成井口失控；超过套管抗内压强度就会造成套管别裂；超过地层破裂压力会导致地层蹩漏。因此，当长时间关井后，如果井口压力不断上升，根据井口和井内承压能力，应适当打开节流阀释放压力。
3、循环排气时，为了避免井口和井内发生过高的压力，必须让气体膨胀降低自身的压力，在允许井底压力膨胀时应保持井底压力不变，通过调节节流阀控制一定的会压。
4、在较长时间关井后，由于气体上升又不能膨胀而井口压力不断上升，此时计算地层压力不能用井口压力加上钻井液柱压力来确定地层压力和压井钻井液密度，这样计算的钻井液密度会偏大，甚至压漏地层。
四、关井后天然气滑脱上升过程中的处理
关井后由于天然气滑脱上升，导致井口压力升高，将会造成井口失控及井漏事故的发生。所以当井口压力达到一定值时，应作适当节流放压处理，其主要目的是允许气体膨胀，降低其压力。一般有两种方法处理关井后气体的滑脱上升。
1、天然气升上速度的计算
在关井的条件下，天然气在环空的上升速度，可通过套压的升高值来计算。天然气在环空不膨胀，天然气的压力保持不变，因此，关井套压的升高值，就是天然气上面钻井液压力减小值，故天然气升上速度可用下式求得：
Vg=(Pa1-Pa)/Gm
式中 Vg-----天然气柱上升的速度，m/t；
  Pa------初始关井套压，Mpa；
  Pa1------关井一小时后的套压，Mpa。
  Gm------气柱上面的钻井液柱压力梯度，Mpa/m。
一般情况下，天然气在井内升上速度为每小时270----360米。
根据天然气升上速度和时间可求出天然气升上距离。
L= Vgt
式中：L----天然气升上距离，m。
t------天然气升上时间，t。
2、立管压力法
立管压力法是通过节流阀，间隔放出一定数量的钻井液，使天然气膨胀已控制立管压力，保持天然气一定的膨胀量，使井底压力基本保持不变且大于地层压力，以防止气体再次进入井内。
具体步骤如下：
（1）先确定一个比初始关井立压高的允许立管压力值Pd1,在确定一个放压过程中立管压力的变化值△Pd。
（2）当关井立管压力增加到（Pd1+△Pd）时，通过节流阀放出钻井液，使立管压力下降，当立管压力下降到Pd1时关井。
（3）关井后天然气继续上升，立管压力再次升到（Pd1+△Pd）时，按上述方法放压，这样不断进行，可使天然气上升到井口。
如果出现钻头水眼堵死、钻头起离井底及钻具刺漏等情况，不能使用立管压力法，可采用容积法进行处理。
3、容积法
容积法的原理是基于井底压力的变化是由于地面套压的变化或环空静液压力的变化所引起的。
环空静液压力减少值可用下列公式计算：
△Pm=0.0098ρｍ△V/Va
式中 △Pm------环空钻井液静液压力减少值，Mpa;
  △V-------环空钻井液量的减少值，m3；
  Va--------环空单位长度容积，m3/m；
由于气体膨胀使环空静液压力减少值就是套压的升高值。
故有：△Pm=△Pa
利用间隙放钻井液的方法释放压力，并通过控制套压和放出的钻井液量控制压力不变，使井底压力略高于地层压力，以防在放压过程中天然气进入井内。
具体步骤如下：
（1）先确定一个大于初始关井套压的允许套压值Pa1,在确定一个允许上升值△Pa。
（2）当关井套压升上到Pa1+△Pa时，通过节流阀放出钻井液，此时环空静液压力减小值为△Pm1。
（3）关井后气体继续上升，使套压再次升高到Pa1+△Pm1+△Pa时，通过节流阀放出钻井液，使套压下降到Pa1+△Pm1；此时环空静液压力减小值为△Pm2。
（4）关井后气体上升，按上述步骤操作，使套压上升到Pa1+△Pm1+△Pm2+……….+ △Pmn+△Pa,通过节流阀放出钻井液使套管下降到Pa1+△Pm1+△Pm2+……….+ △Pmn关井，直到气体上升值井口为止。
△Pm是每次放出钻井液，环空静液压力减少值，即每次放完钻井液后套压所需步偿值。每次放出的钻井液量可用理想气态方程求出，由于气体上移膨胀程度不同，因此每次放出的钻井液量必须通过计算或通过计量求出。
天然气上升到井口后，即不准在无循环的情况下让天然气放空又不能恢复循环。可采用顶部压井法处理。
容积法的假设条件是侵入井内的天然气是一个连续气柱，占据整段环空，忽略气柱本身重量及天然气上升过程中不再侵入新的天然气。
4、顶部压井法
顶部压井法是从井口注入钻井液置换气体，以降低井口压力保持井底压力不变。具体步骤如下：
（1）通过反循环管线注入一定量的钻井液，允许套压升上到某一值，但不要压漏地层。
（2）当钻井液下落后，通过节流阀缓慢释放气体，使套压降低某一定值，关节流阀。套压的降低值应等于注入的钻井液静液压力值。
（3）重复上述步骤，直至井内充满钻井液。

第七章    常规压井
压井是发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的重钻井液，并始终控制井底压力略大于地层空隙压力，以排除溢流，重建井眼与地层系统的压力平衡关系。压井过程中，控制井底压力略大于地层压力是借助节流管汇上的节流阀，控制一定的回压来实现的。
一、压井原理
压井是以“U”型管原理为依据，在压井施工过程中，保持井底压力为一恒定值，即略大于地层压力。
1、“U”型管原理
钻具与井眼所建立的循环系统可视为一个“U”型管，钻具和环形空间分别为“U”型管的连通管。“U”型管的基本原理是“U”型管的底部是一个压力平衡点，此处的压力只能有一个值，这个值可以通过分析连通管的任意一条管的压力而获得。以“U”型管原理，分析井内的各种压力的平衡关系。
（1）静止状态下：
井底压力=钻柱水眼内静液柱压力=环空静液柱压力
（2）静止关井条件下
井底压力=关井立管压力+钻柱水眼内静液柱压力=关井套管压力+环空静液柱压力
（3）动态条件下
井底压力=环空静液柱压力+环空和节流管线压力损失+套管压力
套管压力与立管压力由于“U”型管原理的存在使之紧密相关，改变套管压力可以控制井底压力，并影响立管压力使之产生同样大小的变化。
2、井底常压原理
了解了“U”型管原理后，对压井过程中的井底常压原理的理解和井底压力的控制就容易的多了。二次井控有两个重要的条件：一是要使作用在地层上的井底压力高于地层压力，否测地层内的各种流体就会更多地流入井内。若对流入井内的流体完全失去控制，就会发生井喷。二是在超平衡地层压力时决不能使井口压力过高。在钻井液柱上部需要有回压来控制地层压力，但回压过大，将破坏地层、套管或防喷设备。
也就是说，既要把溢流控制住，不使其发展成井喷，又不能把地层压破导致井漏或地下井喷。基于以上考虑，唯一正确的方法是使井底压力保持为一个恒定值。其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相平衡。任何基于以上考虑的技术都属于井控的井底常压法。最常用的压低常压法有司钻法、等待加重法、循环加重法。
二、最大允许关井套压的确定
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6426---1999《钻井井控技术规范》7.2中规定：任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、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。
上述三者中，以套管鞋处的地层破裂压力为最小值，来确定最大允许关井套压。
Pamax=Pf-0.0098ρmHf
式中：Pamax--------最大允许关井套压，Mpa；
    Pf--------套管鞋处地层破裂压力，Mpa；
  ρm-------井内钻井液密度，g/cm3；
  Hf---------套管鞋处破裂地层垂深，m；
最大允许关井套压与井内钻井液密度增加值成反比，其关系可用图7—1表示。




图7—1 最大允许关井套压与钻井液密度关系图
该井下入1524米技术套管，用钻井液密度为1.08g/cm3进行了套管鞋处地层漏失试验，漏实时立管压力为8.274Mpa，地层压力当量密度为1.63g/cm3。如果把钻井液密度增加到1.38g/cm3，可以看到最大允许管井套压只有3.788Mpa，orbuuiyrllde 8.274Mpa。每口油气井下完技术套管，进行完地层漏失试验后，都要绘制出该图，固定在施工现场。对于操作节流管汇岗位的井架工来说，掌握该图的应用方法是十分重要的

好东西；建议最好以word文档的形式上传附件

非常好，谢谢，笑纳了。

可惜图传不上来

以附件上传吧

不错不错！！

非常好的东西，建议以word或pdf格式上传．

是《平衡压力与井控》这书里面的吧

图传不上来..