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摘 要：塬16-85井钻井中发生溢流，处置过程中出现开井循环，随意放喷泄压、压漏地层等一系列失误，最终注水泥弃井，损失巨大。本文通过对处置过程的分析，得出我们发生井控险情处置应该汲取的教训。
关键词：溢流；压井；堵漏
1 基本数据
塬16-85井由胜利高原钻井公司某钻井队承钻，是长庆采油五厂黄3区块的一口采油骨架井，目的层延长组长8，位于宁夏盐池县大水坑镇东风村，该井设计井深2786.63m，设计方位58.20°，设计位移376.94m，最大井斜10.50°，造斜点600m。险情发生井深：2595.98m，为多层系深层开发井。井口坐标：纵4132906.37，横364278.44.64，地面海拔1636.30m。
实际井身结构：∮244.5㎜×385.00m/∮311㎜×385.00m+∮222㎜×2595.96m。
钻具结构：∮215.9㎜×0.30m+7LZ∮172×8.40m+431×460×0.5m+∮211STAB+∮159DC无磁+∮165DC×15根+∮127DP×241根。
钻进时钻井液性能：密度1.05g/cm3，粘度：38S。
井控设备为2FZ28-35防喷器、FKQ3204B远控房、2JG35节流管汇及YG35压井管汇，二开前防喷器试压10.0 MPa，稳压10分钟，压降0.3 MPa。
2 塬16-85井溢流过程
2010年5月25日21：30钻进至井深2596.96m，地层延长组长6。发现溢流，井队停泵关井，关井套压：0MPa，22：00套压上升至2.5 MPa，立压：0MPa。
3 塬16-85井溢流原因
该井位于古峰庄油田，上部长4+5层已开采数十年，接近衰竭，采油厂已弃井，部分井当地老乡揭盖生产。本井溢流原因可能是长4+5井多次压裂施工，能量局部集中，形成小范围压力异常。
4 现场处置过程及分析（处置过程摘自采五向油田公司工程技术部的汇报材料）
5月26日00：00汇报监督部和项目组，并于1：00组织人员配置加重泥浆进行压井作业，共配置加重泥浆4罐，总方量110m3，其中第一罐密度为1.10g/cm3，粘度125s，第二罐密度1.13g/cm3，粘度120s，第三罐密度1.13g/cm3，粘度120s，第四罐密度1.13g/cm3，粘度120s，配置好后用170缸套小排量泵入，4罐打入后未返出，其间持续检测有毒有害气体，硫化氢：0，一氧化碳：2-4ppm。
现场处置优缺点：
①未执行细则：关井立压为零套压不为零时，应控制回压维持原钻井排量和泵压排除溢流。开井循环油气无控制大量侵入井内；
②配加重浆没有考虑地层的承压能力，没有在加重浆中加入堵漏材料配堵漏加重浆；
③井内有压力，打开防喷器，井内液体无控制喷出，井控险情加剧；
④配置加重浆必须控制基本性能特别是粘度和切力。
5月26日1：00因下雨生产水供应不足，井队被迫停止压井作业，实施关井，关井后，套压为2.7Mpa（上报1.7MPa），随后关井套压下降为0MPa。
现场处置优缺点：
①井漏后等停期间没有定时通过压井管汇灌泥浆维持环空液柱高度，减缓油气侵入；
②生产组织不力，预案内容不全，预案制订时外部环境是必须考虑的因素。
5月26日10：00生产水到井，配备加重泥浆2罐60m3，两罐加重泥浆密度均为1.13 g/cm3，打入后未返出，随后关井，其间持续检测有毒有害气体，硫化氢：0，一氧化碳1-2ppm。
现场处置优缺点：
①开井泵入重浆是小井眼动态压井，不适合本井且不符合细则立压为零，套压不为零的处置方法；
②处置过程中坚持检测有毒有害气体，防护意识强。
12：00套压显示为3Mpa，持续检测至16：30套压下降为2.5MPa，17：00开节流阀放喷2分钟，套压降至0MPa，关节流阀等加重堵漏材料。
现场处置优缺点：
①套压在安全关井范围内不用放喷。放喷使井筒压力降低，油气更多侵入井内；
②上部井漏，可关井间断在钻具内泵入加重浆平衡地层压力，减少油气侵入。
5月27日00：00加重材料及化工泥浆材料到井，2：00开始二次堵漏，共配置堵漏泥浆4罐，100m3，密度和粘度分别为1.09/110，1.09/120，1.10/110，1.09/90，泥浆打入后返出物均为原油，堵漏过程中立压为2MPa，套压2.5MPa，关井后立压0MPa，套压为1.5MPa。
现场处置优缺点：
①井筒容积约93.8m3，配堵漏加重浆可考虑配适量，主要将堵漏材料的浓度加大。
②通过环空灌加入有堵漏材料的加重钻井液，同时从钻具中注入加有堵漏材料的加重钻井液。加有堵漏材料的钻井液，既能保持或增加液柱压力，也可减小低压层漏失和堵漏，封堵漏层进行堵漏。
③井口有返出证明，堵漏取得初步成效，但没有坚持循环堵漏。
4：30二次堵漏失败，改用其他堵漏材料等药品。5月27日13：35，项目组（王克军，李新强），监督处（杨世宏，贺龙）贝肯固井（宋建立），胜利高原钻井公司（郝春晖）进行压井第一方案讨论，准备在下部打水泥150m，然后起钻（10柱），进行打捞MWD作业，打捞完成后再用水泥完全封固。
现场处置优缺点：
①开始处置时可在关井情況下，向钻具内注入密度高0.02的钻井液，打捞MWD仪器减少后续施工循环压力；
②漏失量大，堵漏效果不明显，险情有可能进一步加大，必须果断打水泥封井。 5月27日15：35，项目组（王克军，李新强），监督处（杨世宏，贺龙）贝肯固井（宋建立），胜利高原钻井公司（郝春晖）进行压井第二方案讨论，16：15打入1.10g/cm3钻井液13m3，返出油气混合物，套压为2.6MPa，16：35确定方案为配置加重液打入环空，增加水泥量，关井候凝。19：00配浆完成，19：30召开施工协调会，并制定应急预案。20：25开始打入堵漏泥浆（密度为1.06），20：45打入堵漏泥浆30m3，后在泵入钻井液（密度：1.15）时，泵压由10MPa上升至16MPa，泥浆泵万向轴断，停止施工，整改水泥车管线，22：07开始注水泥共33m3（G贝25T，早强水泥25T），密度1.65-1.80g/cm3，施工压力由7.5MPa下降至3.5MPa，套压始终保持在2.3-2.9MPa，22：40替量22m3，施工压力由3MPa上升至5.2MPa，套压始终保持在0.9-1.5MPa，23：15施工结束。在整个是施工过程期间持续检测有毒有害气体，硫化氢0ppm。2010年5月28日10：30开始放喷，套压为：0Mpa，放喷8分钟，井口不返。
现场处置优缺点：
①用堵漏压井液压井时必须将堵漏将推（挤）出钻具水眼，防水眼阻塞；
②等停期间，没有安排检修设备，后续施工准备不充分。
5 教训和启示
5.1 地质设计要严谨，内容全面，潜在的井控风险要重点提示。
5.2 新区快施工要有强有力，保障有效的后勤单位支撑。而且要特事特办，不能过多讲求经济利益。
5.3 井控措施要依据油田井控细则。关井后立压为零，套压不为零，用原钻井液、原排量和原泵压通过节流阀加上1.5-3.5Mpa的泵压循环处置一周，以便组织应急材料和生产物资。
5.4 选现场经验丰富，有险情处置能力的人做现场指挥，才能临场识别井控风险，积极削减井控风险，正确快速处置井控险情。
5.5 井控和其他工程事故的关系一定要处理好。关井后可活动钻具，不能怕卡钻开井活动钻具。活动钻具时操作者上提钻具一定要了解钻杆接头的位置且一次上提到位，以下放為主，每次下放距离1.5m为宜，0.5-1h活动一次，密切观察指重表，必要时加大活动频率。出油井因环空有原油润滑，活动间隔可稍长。
5.6 加重钻井液配置要充分考虑地层的承压能力，新区块第一口井或特殊工艺井可考虑随钻堵漏和目的层前工艺堵漏逐步提高上部地层承压能力。本区块施工的塬25-94X井采用随钻堵漏措施，钻井液密度1.40g/cm3施工正常。
5.7 本区块上部地层易漏，关井后立压为零，可不考虑细则中油井钻井液附加0.05-0.10g/cm3的要求，适当提高钻井液密度，以堵漏为核心的处理理念。
5.8 井控预案必须结合实际，制订时要考虑内外部环境、技术后勤保障等制约因素，极端天气也是考虑因素之一。
5.9 用堵漏压井液压井时必须设法将堵漏将推（挤）出钻具水眼，防水眼阻塞。井内有螺杆和无线时更应该精选堵漏材料。
5.10 现场根据循环配置，循环出的加重堵漏浆，撇油后加乳化剂，堵漏剂等调整后重复利用。大池循环可将强力排污泵下深，抽下部污染少的重复利用。
5.11 加重钻井液必须控制粘度和切力，现场控制粘度60S左右，切力8-10pa较合适。
5.12 打水泥封井也是井控险情处置的手段之一。（油田公司：打水泥封堵是油气井控制的终极手段。）
关键词：溢流；压井；堵漏
1 基本数据
塬16-85井由胜利高原钻井公司某钻井队承钻，是长庆采油五厂黄3区块的一口采油骨架井，目的层延长组长8，位于宁夏盐池县大水坑镇东风村，该井设计井深2786.63m，设计方位58.20°，设计位移376.94m，最大井斜10.50°，造斜点600m。险情发生井深：2595.98m，为多层系深层开发井。井口坐标：纵4132906.37，横364278.44.64，地面海拔1636.30m。
实际井身结构：∮244.5㎜×385.00m/∮311㎜×385.00m+∮222㎜×2595.96m。
钻具结构：∮215.9㎜×0.30m+7LZ∮172×8.40m+431×460×0.5m+∮211STAB+∮159DC无磁+∮165DC×15根+∮127DP×241根。
钻进时钻井液性能：密度1.05g/cm3，粘度：38S。
井控设备为2FZ28-35防喷器、FKQ3204B远控房、2JG35节流管汇及YG35压井管汇，二开前防喷器试压10.0 MPa，稳压10分钟，压降0.3 MPa。
2 塬16-85井溢流过程
2010年5月25日21：30钻进至井深2596.96m，地层延长组长6。发现溢流，井队停泵关井，关井套压：0MPa，22：00套压上升至2.5 MPa，立压：0MPa。
3 塬16-85井溢流原因
该井位于古峰庄油田，上部长4+5层已开采数十年，接近衰竭，采油厂已弃井，部分井当地老乡揭盖生产。本井溢流原因可能是长4+5井多次压裂施工，能量局部集中，形成小范围压力异常。
4 现场处置过程及分析（处置过程摘自采五向油田公司工程技术部的汇报材料）
5月26日00：00汇报监督部和项目组，并于1：00组织人员配置加重泥浆进行压井作业，共配置加重泥浆4罐，总方量110m3，其中第一罐密度为1.10g/cm3，粘度125s，第二罐密度1.13g/cm3，粘度120s，第三罐密度1.13g/cm3，粘度120s，第四罐密度1.13g/cm3，粘度120s，配置好后用170缸套小排量泵入，4罐打入后未返出，其间持续检测有毒有害气体，硫化氢：0，一氧化碳：2-4ppm。
现场处置优缺点：
①未执行细则：关井立压为零套压不为零时，应控制回压维持原钻井排量和泵压排除溢流。开井循环油气无控制大量侵入井内；
②配加重浆没有考虑地层的承压能力，没有在加重浆中加入堵漏材料配堵漏加重浆；
③井内有压力，打开防喷器，井内液体无控制喷出，井控险情加剧；
④配置加重浆必须控制基本性能特别是粘度和切力。
5月26日1：00因下雨生产水供应不足，井队被迫停止压井作业，实施关井，关井后，套压为2.7Mpa（上报1.7MPa），随后关井套压下降为0MPa。
现场处置优缺点：
①井漏后等停期间没有定时通过压井管汇灌泥浆维持环空液柱高度，减缓油气侵入；
②生产组织不力，预案内容不全，预案制订时外部环境是必须考虑的因素。
5月26日10：00生产水到井，配备加重泥浆2罐60m3，两罐加重泥浆密度均为1.13 g/cm3，打入后未返出，随后关井，其间持续检测有毒有害气体，硫化氢：0，一氧化碳1-2ppm。
现场处置优缺点：
①开井泵入重浆是小井眼动态压井，不适合本井且不符合细则立压为零，套压不为零的处置方法；
②处置过程中坚持检测有毒有害气体，防护意识强。
12：00套压显示为3Mpa，持续检测至16：30套压下降为2.5MPa，17：00开节流阀放喷2分钟，套压降至0MPa，关节流阀等加重堵漏材料。
现场处置优缺点：
①套压在安全关井范围内不用放喷。放喷使井筒压力降低，油气更多侵入井内；
②上部井漏，可关井间断在钻具内泵入加重浆平衡地层压力，减少油气侵入。
5月27日00：00加重材料及化工泥浆材料到井，2：00开始二次堵漏，共配置堵漏泥浆4罐，100m3，密度和粘度分别为1.09/110，1.09/120，1.10/110，1.09/90，泥浆打入后返出物均为原油，堵漏过程中立压为2MPa，套压2.5MPa，关井后立压0MPa，套压为1.5MPa。
现场处置优缺点：
①井筒容积约93.8m3，配堵漏加重浆可考虑配适量，主要将堵漏材料的浓度加大。
②通过环空灌加入有堵漏材料的加重钻井液，同时从钻具中注入加有堵漏材料的加重钻井液。加有堵漏材料的钻井液，既能保持或增加液柱压力，也可减小低压层漏失和堵漏，封堵漏层进行堵漏。
③井口有返出证明，堵漏取得初步成效，但没有坚持循环堵漏。
4：30二次堵漏失败，改用其他堵漏材料等药品。5月27日13：35，项目组（王克军，李新强），监督处（杨世宏，贺龙）贝肯固井（宋建立），胜利高原钻井公司（郝春晖）进行压井第一方案讨论，准备在下部打水泥150m，然后起钻（10柱），进行打捞MWD作业，打捞完成后再用水泥完全封固。
现场处置优缺点：
①开始处置时可在关井情況下，向钻具内注入密度高0.02的钻井液，打捞MWD仪器减少后续施工循环压力；
②漏失量大，堵漏效果不明显，险情有可能进一步加大，必须果断打水泥封井。 5月27日15：35，项目组（王克军，李新强），监督处（杨世宏，贺龙）贝肯固井（宋建立），胜利高原钻井公司（郝春晖）进行压井第二方案讨论，16：15打入1.10g/cm3钻井液13m3，返出油气混合物，套压为2.6MPa，16：35确定方案为配置加重液打入环空，增加水泥量，关井候凝。19：00配浆完成，19：30召开施工协调会，并制定应急预案。20：25开始打入堵漏泥浆（密度为1.06），20：45打入堵漏泥浆30m3，后在泵入钻井液（密度：1.15）时，泵压由10MPa上升至16MPa，泥浆泵万向轴断，停止施工，整改水泥车管线，22：07开始注水泥共33m3（G贝25T，早强水泥25T），密度1.65-1.80g/cm3，施工压力由7.5MPa下降至3.5MPa，套压始终保持在2.3-2.9MPa，22：40替量22m3，施工压力由3MPa上升至5.2MPa，套压始终保持在0.9-1.5MPa，23：15施工结束。在整个是施工过程期间持续检测有毒有害气体，硫化氢0ppm。2010年5月28日10：30开始放喷，套压为：0Mpa，放喷8分钟，井口不返。
现场处置优缺点：
①用堵漏压井液压井时必须将堵漏将推（挤）出钻具水眼，防水眼阻塞；
②等停期间，没有安排检修设备，后续施工准备不充分。
5 教训和启示
5.1 地质设计要严谨，内容全面，潜在的井控风险要重点提示。
5.2 新区快施工要有强有力，保障有效的后勤单位支撑。而且要特事特办，不能过多讲求经济利益。
5.3 井控措施要依据油田井控细则。关井后立压为零，套压不为零，用原钻井液、原排量和原泵压通过节流阀加上1.5-3.5Mpa的泵压循环处置一周，以便组织应急材料和生产物资。
5.4 选现场经验丰富，有险情处置能力的人做现场指挥，才能临场识别井控风险，积极削减井控风险，正确快速处置井控险情。
5.5 井控和其他工程事故的关系一定要处理好。关井后可活动钻具，不能怕卡钻开井活动钻具。活动钻具时操作者上提钻具一定要了解钻杆接头的位置且一次上提到位，以下放為主，每次下放距离1.5m为宜，0.5-1h活动一次，密切观察指重表，必要时加大活动频率。出油井因环空有原油润滑，活动间隔可稍长。
5.6 加重钻井液配置要充分考虑地层的承压能力，新区块第一口井或特殊工艺井可考虑随钻堵漏和目的层前工艺堵漏逐步提高上部地层承压能力。本区块施工的塬25-94X井采用随钻堵漏措施，钻井液密度1.40g/cm3施工正常。
5.7 本区块上部地层易漏，关井后立压为零，可不考虑细则中油井钻井液附加0.05-0.10g/cm3的要求，适当提高钻井液密度，以堵漏为核心的处理理念。
5.8 井控预案必须结合实际，制订时要考虑内外部环境、技术后勤保障等制约因素，极端天气也是考虑因素之一。
5.9 用堵漏压井液压井时必须设法将堵漏将推（挤）出钻具水眼，防水眼阻塞。井内有螺杆和无线时更应该精选堵漏材料。
5.10 现场根据循环配置，循环出的加重堵漏浆，撇油后加乳化剂，堵漏剂等调整后重复利用。大池循环可将强力排污泵下深，抽下部污染少的重复利用。
5.11 加重钻井液必须控制粘度和切力，现场控制粘度60S左右，切力8-10pa较合适。
5.12 打水泥封井也是井控险情处置的手段之一。（油田公司：打水泥封堵是油气井控制的终极手段。）