石油钻井井队现场压制.ppt

新 场 气 田 新 851 井抢险压井封井施工主讲：程常修,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,1 基本情况 1.1 基本数据 地理位置：四川德阳德新镇五郎村一组 开钻日期：2000年1月5日 完钻日期：2000年10月22日 设计井深：4650.00m 完钻井深：4870.00m 目的层位：三叠系上统须家河组二段 施工单位：新场气田公司,新场气田区域构造位置图,1.2 井身结构 2694.51m 2091.48m 161119.00m 133/81010.62m 121/42860.00m 95/82854.75m 81/24550.51m 74544.53m 57/8,新851井井身结构示意图,2000年11月1日替喷测试，获无阻流量151.4104m3/d。11月2日正式投产输气，在井口套压61.2MPa状态下输气40104m3/d。经一年的生产和压井封井前的降压输气情况，重新求得该井的无阻流量为314.27104m3/d。,1.3 新851井气产量,1.4 井口隐患的发现 2001年11月1日整改采气平台闸阀时，井内传来一声异响，油套 压突然持平，初步分析井内油管在井口附近出现短路或者脱落。为了保护井口和井内套管，采取降低井口压力和加大输气量的 办法，输气量从每天40104m3增加到65104m3，2002年1月6日，产气量进一步加大为80104m3。2002年2月10日，为降低井口压力，给下步压井创造有利条件，将输气量提高到103104m3/d，井口压力降至53MPa，环空压力降 至4MPa。,1.5 井下异常情况分析 11月1日在完井替喷作业结束后，在“天窗”放空管线尚未接好的情况下，发现7套管也发生破裂，795/8环空压力达到47MPa，该压力已超过95/8套管抗内压强度（该套管上段钢级N80，抗内压强度为44.5MPa，允许抗内压35.6MPa）。听到井口“砰”的一声,795/8环空和95/8 133/8环空 压力同时变为16MPa。而此前95/8133/8环 空压力为零。分析认为95/8套管也破裂。,因79-5/8环空和9-5/813-3/8环空已完全窜通。立即从井口开环空泄压，并抢接一条放喷管线进行放喷点火。2001年12月15日,为准确测定环空产气量，改为计量输气。在压力1.6MPa下,环空产气0.31104m3/d。2002年1月25日，环空产量增涨明显加快，产量约为600m3/d。1月26日增至每天900m3。至2月25日压井施工之前，环空输气量已高达8.2 104m3/d。,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,2 难度及风险 2.1 压井封井的必要性 井内油管脱落已经无法按原来的常规方式正常生产。油管脱落4天后，环空气产量和产水量呈上升趋势，环空温度、井口套管头开始逐渐发热、温度升高。环空串气通道正在继续刺大，情况继续恶化，险情在 日益加重，井口已处于非常危险状态。,由于177.8mm 和244.5mm套管都已经发生破损，使得环空控制能力实际受到339.7mm套管抗内压强度的局限，并直接危及339.7mm套管的安全。而339.7mm套管下深只有1010m，承压能力很低，抗内压强度为21MPa，允许的抗内压强度仅为16.8MPa。一旦环空压力超过此值时，就会造成套管的崩毁，而最外层的508mm套管更是不堪一击。,一旦出现套管崩毁的情况，必将出现井口甚至井场周围地带失控的场面，数百万立方米的天然气将无控制地从地表喷出，从而造成特大恶性安全事故。不但会造成气田的破坏，国家油气资源的巨大浪费，而且对人民的生命财产和环境保护都将造成不可估量的损失。,2002年1月30日，新场公司邀请西南石油局、四川石油管理局有关领导、专家对该井的生产异常情况进行研究，认为：该井已经存在很大的安全隐患，如井口失控发生意外，后果将不堪设想，必须尽快进行压井，应立即组织进行压井准备。要顺利完成此次压井作业，必须安排具有井控能力强，有高压高产井压井经验，能够制定现场操作性强的压井方案，并能够进行安全压井作业，有特别能战斗的设计和施工队伍。会议决定，由四川石油管理局承担此项工作，完成压井设计和施工工作。,2.2 压井封井的难度,因井内油管脱落，井内是空井，无循环通道，不能按正常程序压井。由于油管掉在井内，且在井内是弯曲的，油管内仍为高压天然气，在压井过程中，油管内压缩天然气易反弹，给压井造成很大危害，因此，该井比一般的空井压井更加困难。,该井压力高、产能大，无阻流量高达314.27104m3/d。该井输气83104m3/d时，井口压力55.8MPa，输气量提高到103104m3/d时，井口压力53MPa，仅仅降低2.8MPa，说明放喷降压比较难。需要关井时，井内压力上升将很快。现7套管已受到损伤，其抗内压强度已大大降低，若进行压井，很有可能使7套管的损坏加剧。对于这样一口大产量、井口压力高、油管断落、套管破损的天然气井进行压井，难度将是很大的。,前面已经述及，7和9-5/8套管都已破裂。根据分析，油管断落部位在上部，7破裂部位可能也在上部。压井时，7和9-5/8套管破裂处，将被压井泥浆越刺越大，大量进入9-5/8和13-3/8套管环空，导致环空压力迅速上升。13-3/8套管允许的抗内压强度只有16.8MPa，经过钻井中的磨损，承压能力还会下降，压井施工中极有可能被压崩。随之而来的是套管外的地层被压裂，井口周围地面窜气，极易引起着火，气田将被破坏。,压井过程中若井口压力超过设计值，必须从环空泄压，或当压入井内部分泥浆后，若发现泥浆从刺漏的通道返出，那么就不能继续进行压井，只能选择被迫放喷。到时，高压的、大流量的高速气流将携带着重泥浆的固相颗粒喷泄而出，对井口、地面管汇无异于喷砂切割，极易造成刺坏，不但造成压井失败，而且对人员也是极大的危险，使得该井更加复杂化。,2.3 前期准备,2月9日，中国石化高级副总裁牟书令带领总部专家和胜利油 田专家赶赴851井现场视察险情，成立相应的领导和组织机构，要 求抓紧时间尽快实施压井施工。成立：以牟书令为总指挥、胥永杰、张爱东、彭国生、刘映金 郭元希为成员的抢险总指挥部。以马兴峙为组长、曾时田、徐进等为成员的的技术顾问组；以青永固为组长、万尚贤、乐绍东等为成员的现场协调小组；,以刘映金为组长、陈忠实为副组长的压井施工领导小组；以郭元希为组长、郑国生、王定国、袁泉等为副组长的 外围安全指挥组；以程常修为指挥、马宗金为副指挥的现场施工指挥组 成员：陈忠实 万尚贤 伍贤柱 蒲洪江 陈达海 陆灯云 李福德 王多金 杨令瑞,成立了以德阳市郭元希副市长为组长的外围安全应急指 挥小组，下设6个工作组，分别由德阳市公安局、安监局、旌阳 区政府、市电业局、市卫生局、西南石油局和新场气田公司负 责；由省消防总队、德阳军分区、市交通局、市水利局、市气 象局、市电信局等单位密切配合，职责划分明确。,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,3 压井封井设计,3.1 压井方案的选择3.1.1 打救援井方案 根据地震和地质资料分析，在该井附近有利位置选择井位，打一口深于4550m的定向井，即钻达新851井7套管鞋以下裸眼地层，该井靶区应尽量接近新851井井眼。对救援井进行压裂，使救援井与新851井井底沟通。通过救援井对新851井进行泄压。当压力将至一定程度后，通过救援井或直接在新851井进行压井作业。,3.1.2 压井封井方案 立即加大采气量，降低井口和环空的压力，缓解套管刺损不断加剧的严重形势。压井施工前进行大流量放喷降压，为压井创造条件。当井口压力降到一定程度后，使用高密度泥浆，采用直推法大排量强行压井。紧接着注入水泥浆对该井进行暂闭。,经专家和工程技术人员的反复论证，考虑到新851井环空压力和气量都在不断增加，受损套管刺漏有不断加剧的趋势，安全隐患日趋严重，打救援井已不能解决当前的燃眉之急，必须设法尽快压井，并进而打水泥封井，从根本上消除这口井的重大安全隐患。最后经过慎重决策，决定对新851井采用压井封井的排险方案。,3.2 压井封井施工应遵循的原则 压井封井施工必须在保证人身安全的条件下进行。在压井施工中，首先考虑的是安全压稳井，保护油气田。一切措施和准备工作都要按照可能出现的最坏井下情况，地面有可能出现的最严重的后果来考虑。7套管允许抗内压强度为68MPa（7套管抗内压强度85.91MPa，取安全系数1.25），压井施工中原则上井口压力应控制在7套管允许抗内压强度之内。,由于13-3/8套管允许的抗内压强度为16.8MPa，考虑到套管磨损等问题，特别是考虑到该层套管是防止地面井喷的最后一道防线，压井施工中应对13-3/8套管重点保护，其承受内压原则上控制在10 MPa以下。由于考虑到该井气产量、地层压力和井内套管损坏等情况,为了减少施工风险，提高压井成功率，施工之前必须采取降压措施，将井口压力尽可能降至40MPa以下。尽快地进行压井作业，泥浆密度要高、施工排量尽可能大，连续作业，一鼓作气将井压稳。,3.3 压井施工方案,利用井场现有的管汇包括压井管汇上所接的二条为该井特制的放喷管线，进行最大限度的放喷泄压，接着关输气阀。压井前，先小排量向井内注入一定量清水，在不停泵的情况下，尽快先后关闭所有放喷阀门，紧接着按设计排量注入压井液。用6台压裂车按两组同时从油套压方向以34m3/min的排量向井内注入密度2.2g/cm3的压井泥浆，原则上井口压力不超过68MPa。,从压井施工开始就要专人严密观察记录各环空(7 9-5/8,9-5/813-3/8以及13-3/820)出气和出泥浆的情 况。9-5/8与13-3/8之间环空压力严格控制在10MPa之内，观 察出口返出物及变化情况，并及时公示、报告。若施工正常，井口压力开始下降，在不超过套管允许抗 内压强度68MPa的情况下继续注入200m3密度2.20g/cm3压井液。压井泥浆注完后，视压井过程井下压力和漏失情况，现 场决定是否注入复合堵漏泥浆。具体按下述三种情况进行操作：若注完200m3压井泥浆，井口压力为零，说明漏失严 重，则立即注堵漏泥浆30m3；若注完200m3压井泥浆，停泵后井口压力很快降为零，则立即注堵漏泥浆15m3；,若注完200m3压井泥浆，停泵后井口压力缓慢降为零，则原则上不再注堵漏泥浆，可考虑直接注入水泥浆；若注完200m3压井泥浆，停泵后井口压力不降为零，则进行观察。若井口压力上升，无论井口压力上升快慢，均接着再注密度2.20g/cm3的压井泥浆100m3。注完后停泵，再行观察。若井口压力上升，则立即注1.80g/cm3泥浆120m3。若在注1.80 g/cm3泥浆过程中，井口压力并不升高，则接着注水泥浆。若注堵漏泥浆，在堵漏泥浆打完后，接着打密度1.80 g/cm3泥浆120m3后，停泵观察。,若停泵观察井口压力立即降为零，则立即打水泥；若停泵观察井口压力不降为零，则按前面确定的原则进行。若打水泥，接着注入隔离液2m3后，注水泥浆120m3。水泥注完后，接着两车再打密度2.20g/cm3泥浆10m3，然后立即关井侯凝。候凝期间密切观察记录井口及环空压力变化及其它情况，井口压力未超过68MPa、环空压力未超过10MPa不能泄压。在注水泥过程中，出现施工压力较高，也要在不超过套管允许抗内压强度及施工设备的能力下强行注入。如注入困难，则降低排量，由此要引起注水泥时间延长。若出现此情况，只考虑注水泥的可能性而不考虑注入量。,若环空泥浆返出有加大趋势，此时如果施工压力已经开始下降，达到了压力下降的拐点，则按原设计施工步骤继续施工。如果环空出泥浆量明显增大，而此时施工压力仍然在上升，现场施工领导小组根据当时情况决定是否继续进行施工。如果决定继续施工，则努力加大环空泄压的力度，尽量减小对13-3/8套管的压力。如情况严重不允许继续施工，则在加大环空泄压力度的同时，尽快从7套管泄压，以防止地面憋裂。若出现13-3/8套管被压破，地层被憋裂，则立即消防掩护，警戒隔离，井场人员、施工车辆尽快撤离，研究下步处置措施。,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,4 压井封井准备 4.1 技术措施准备 付诸实施的新851井抢险压井封井设计 是反复修改后的第8稿。在总体设计的基础上还作了5个专题设计文件：施工组织文件、地面管汇设计、注泥浆施工设计、注水泥施工设计、HSE管理体系文件。制定了压井封井施工中可能出现的复杂情况的技术对策。制定了新851井抢险压井封井施工中出现险情的应急反应预案。,4.2 场地准备（略）4.3 压井封井泥浆准备 根据须二地层压力，压井泥浆密度按2.20g/cm3准备。考虑井 筒容积、地层漏失、短路循环、重复压井等因素，密度2.20g/cm3 按300m3准备。密度1.80g/cm3按200m3准备。通过连续四天三夜的奋战，于2月24日配制完成了密度2.20 g/cm3、1.80g/cm3及1.80g/cm3堵漏泥浆共计539m3，泥浆配制好后 对每个灌的泥浆进行了大循环，并通过震动筛进行了过滤。,4.4 供泥浆系统准备 按设计要求，供泥浆系统的供泥浆能力须保证不低于5m3min。为了满足设计要求，安装了4台排量均是240 m3h的砂泵和可靠的供泥浆系统。为保证施工中供浆万无一失，又准备了19个排量37m3/h的潜水泵，作为应急使用，一旦砂泵和马达出问题，众多的潜水泵从泥浆罐直接向高架过渡灌供泥浆，以确保在压井施工中连续供泥浆。为了保证上水效率，高架过度罐是施工前夜临时增设的。,压井封井供泥浆流程图,4.5 注水泥准备 水泥量除考虑全井筒容积外，还应考虑一定量的水泥浆进入地层，考虑附加，水泥按160吨准备。作好水泥实验，包括污染实验，水泥稠化时间只按注水泥时间考虑，注水泥浆排量按2m3/min计算，时间不附加。4.6 水源准备 施工前，省政府黄小祥副省长亲自调度，都江堰的水经人民渠13支渠“调”至井场，保证100m3/h以上的供水能力。,4.7 特种车辆准备 施工配备1000型压裂车6台，每三台为一组，组与组之间要相互连通；水泥车986型和800D型各一台；转浆车2台、管汇车2台；仪表车一台，及有关辅助车辆。消防车要配备适合天然气消防灭火的药剂；救护车要配相应的医务人员及药械；公安车辆要配备一定警力。4.8 电力准备 临时安装了4台200KW的发电机组，给配供泥浆设备提供双保险的动力保证。还有一台车装50KW发电机组专门供加压水泵和仪器仪表用电。,抢险压井封井现场布置图,4.9 压井管汇准备 除原井场的放喷管线外，新安装了两组高压压井管汇、放喷管线，共计13条。4.10 地面管汇试压（略）4.11 压井封井施工模拟演习 模拟施工演习 逃生演习 施工现场外围环境支撑,放喷和压井管汇布置图,4.12 井口降压 施工准备期间要连续地降压，井口压力降至40MPa以下。尽可能保持40MPa以下生产一段时间，以便地层形成较大的压降漏斗，减缓压力恢复的速度，这对提高压井成功率是有利的。作出输气量与井口压力的变化曲线，以便推算出井口压力降至40MPa的输气量和所需时间，并由此对井下情况作出估计。,4.13 压井封井的相关计算,平衡地层压力所需的泥浆柱长度 平衡地层压力所需的泥浆量 平衡地层压力所需要的时间 不同注入量和施工时间下所产生的液柱高度及液柱产生的压力 压井泥浆密度按2.2g/cm3，压井时间t分钟压入泥浆所产生的液柱压力 注入t分钟井内液柱高度,在距新851井井口500m范围内设立警戒区。25日凌晨疏散转移警戒区内群众789人，在每户门上贴上“德阳市旌阳区德新镇人民政府”的封条，同时警察开始在民居小院巡逻；清除警戒区内的所有火源；对孝黄公路实施交通管制；邻近井场的德新镇取消了当日集市；中小学推迟一天开学；厂矿企业临时停产；商铺关门；印发、张贴了“新851井施工压井警戒区注意事项”1000份。凌晨7:00，警戒区内和德新镇的大街小巷已空无一人。,4.13 压井抢险的外围组织,2002年2月25日8:00公安干警880名，消防官兵300名，民兵290名，市、区、镇政府、中石化集团公司、新星公司、西南石油局、新场公司有关部门工作人员200名，共计1670人。在外围安全应急指挥小组的统一指挥下，德阳市电信局切断途经排险现场的通讯电缆；电力局切断了警戒区所有电源；气象局提供当天的天气预报，并随时监测着气压风向；水利局从都江堰调用水源。,医疗人员持最先进的医疗器械、担架、药品奔赴抢险现场待命，在市人民医院里还有一个医疗队待命，除现场救护车外，市里还有6部救护车待命，特地组织了几十名医生和烧伤专家待命，医院腾出床位待令备用。5支消防队伍共23辆消防车分别布置在井场划定的区间整装待 命；各自坚守岗位，各司其职，信息及时反馈到总指挥部，给压井封井施工创造了安全、有序的环境，确保施工的顺利进行。对管网天然气进行了应急调度。,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,5 压井封井施工 5.1 注泥浆压井 放喷泄压 2月25日6:00在大产量输气（此时输气量193.7104m3/d）的同时，采用原井场的油管放喷管线和套管放喷管线放喷泄压，井口压力降至33.73MPa，放喷口火焰高度在20m左右。6:30井内天然气全部倒入新安装节流管汇的两条为该井特制的放喷管线进行放喷，然后关闭原井场的输气闸阀和放喷闸阀。新安装的节流管汇的两条放喷管线放喷气量约220104m3/d，放喷口火焰高度在35m左右。10:38井口压力降至32MPa，初步达到了压井条件。,10:3810:39在放喷状态下,迅速打开油套压外控闸门后,两台压裂车立即向井内注清水3m3。在不停泵注清水的状态下，迅速关闭放喷闸阀。10:39放喷闸阀关闭后，停注清水，紧接着泵注密度2.20g/cm3压井泥浆结束，历时54min，共注入泥浆200.3m3,泵压最高53.4MPa。11:3311:40停泵观察，压力由10.3MPa下降为7.3MPa。根据压降分析，决定不注堵漏泥浆，而直接注入密度1.80g/cm3压井泥浆。11:4012:35注密度1.80g/cm3压井泥浆142.6m3，泵压最高为30.0MPa，排量最高为3.8m3/min。,11:4012:35注密度1.80g/cm3压井泥浆142.6m3，泵压最高为30.0MPa，排量最高为3.8m3/min。在注入泥浆100m3后，12:08有意降低排量至1.9m3/min，以判断井内情况，泵压降低为17.4MPa。12:18排量降至1.0m3/min，泵压降为12.5MPa。12:31提高排量至2.0m3/min，模拟下部即将注水泥时拟采用的排量，泵压上升为17.6MPa，压力比较稳定，说明具备了注水泥的条件。开始注泥浆后，环空压力由5.8MPa降至4.1MPa，后逐渐降为0，火焰逐渐熄灭，无泥浆返出。,压井于2月25日10:39开始，至12:35结束，历时近两小时。共注入压井泥浆343m3，最高排量3.8m3，最高泵注压力53.4MPa。12:3512:36停泵观察，井口压力由17.3MPa降为10.5MPa，呈缓慢下降趋势。根据各项数据分析，地层吃入量比实际预计情况要好，地层也有一定承压能力，井下确实具备注水泥的条件。决定不注堵漏泥浆，可直接注水泥封井。,5.2 注水泥封井 水泥车注水泥浆 12:3613:48历时1小时12分，在注入隔离液2.0m3后，两台水泥车同时从油压套压一起以2.0m3/min的排量向井内注水泥浆115m3，最高泵压32.70MPa。当注入70m3水泥浆，水泥已开始进入地层后（此时施工压力有突然升高现象），为了能达到水泥浆到稠化时间时，刚好能够把设计的120m3水泥浆注完，实现最好的防气窜效果，有意将施工排量降为1.80m3/min，后又降为1.5m3/min。,当注至115m3时，发现施工压力逐渐升高，说明水泥浆已开始稠化，13:48注水泥施工压力升至32.70MPa时，停止注水泥浆。水泥浆平均密度1.85g/cm3，最高排量2.0m3/min，泵注水泥浆压力最高32.7MPa。水泥浆设计注入量是120m3，实际注入量为115m3；设计水泥浆稠化时间为76min，实际稠化时间72min，两者都很接近，十分理想。,顶注密度1.80g/cm3泥浆 停注水泥后，13:5013:55向井内顶注密度1.80g/cm3的泥浆3m3，顶注泥浆泵压最高51.89MPa。注泥浆的目的是为冲洗管线和在井口附近留下一段未封固井段，为今后弄清井内情况创造条件。此次注水泥浆封井施工，进入地层的水泥浆36.04m3，对7套管鞋附近地层达到较理想的封固。井筒内留有水泥浆78.96m3和泥浆3.04m3，即井筒上部约120 m左右充满泥浆。,5.3 关井候凝,2月25日13:56关井候凝，压井封井施工结束。井口压力由13:55结束时的40MPa缓慢升至18:00的58MPa，这是由于水泥浆水化升温所至。后井口压力开始缓慢下降，观察至2月27日16:00，井口压力40MPa。在水泥浆候凝50h后，16:14井口泄压，先有泥浆流出约0.1m3，后断流，此乃受压缩泥浆膨胀所至。,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,6 井口窜漏检查,新851井井口装置图,6.1 检查油管的脱落及采油树的腐蚀情况,拆下KQ-105/65型号采气井口的1号总闸，发现采油树闸阀内通径冲刷，内表面凹凸不平，腐蚀深度可达6mm。,采油树内部冲刷腐蚀情况,采油树内部腐蚀情况,6.2 检查油管悬挂器受损情况,卸1#总闸及油管头适配器（油管帽），用油管提油管悬挂器，发现油管悬挂器上部接头（89mm厚母）丝口被严重刺坏，仅有45扣保持较好。悬挂器下端公扣断裂，造成油管脱落。油管挂下部断口处，被严重冲刷、腐蚀，断口最薄处壁厚只有2mm。,油管悬挂器上部接头冲刷情况,6.3 177.8mm套管窜漏点的检查,井口177.8mm套管悬挂器与下部第一根套管之间的连接丝扣检查。用试压堵塞器下至井口177.8mm套管悬挂器中部，注气试压，证实封闭良好。继续下放试压堵塞器至井口第一根套管上部0.5mm处，注气试压，证实177.8mm套管与悬挂器的连接丝扣漏气，这也是该井发生重大安全隐患的关键位置。,检查悬挂器上部密封情况,检查悬挂器与井口第一根套管之间的连接丝扣密封情况,对漏点以下套管进行检查,提出试压堵塞器，下封隔器至第一根套管中下部，隔开上部套管漏失处，往管内灌满清水，观察水面无气泡冒出，证明压井后，用水泥封井非常成功，对下部套管窜进行清水试压10MPa，观察15min压力不降，证明下部套管密封良好。,6.5 新851井井口装置受损分析（略）,油管悬挂器冲刷腐蚀情况,阀门体内部冲刷腐蚀情况,采油树总闸门内部腐蚀情况,丝扣变径部位已被严重腐蚀,35CrMr钢螺纹（左）与不锈钢螺纹（右）不同腐蚀情况,油管挂所断裂的公扣残留在第一根油管节箍里面,6.5 及时的压井封井避免了井口的失控,从井口的检查情况看，采油树已经受到了严重的刺损，如不及时压井，或者是压井后没有封井，都有可能在较短的时间内发生井口的崩毁。幸好及时地进行了正确有效的压井封井作业，压井中，在那样高的压力下进行施工，井口又幸好没有发生意外，避免造成严重的井喷失控事故，出现更为严重的抢险局面。说来有点后怕，也是万幸。,6.6 腐蚀失效研究与认识,6.6.1 井口装置与管柱失效分析的研究 通过对新851井井口装置与管柱失效进行观察和初步分析认为，仅仅通过传统单一模式的腐蚀实验分析，难以合理解释井口装置与管柱的腐蚀现象，难以科学分析其受损腐蚀失效的机理。必须用新的研究方法，找出腐蚀失效的根源，从而提出预防事故的有效措施。,6.6.2 研究的主要内容 根据新851井井口装置与管柱受损情况的特点，主要进行了以下几个方面的研究：化学腐蚀实验研究与分析 电化学腐蚀实验研究与分析 空气动力学内部流场特性特征的计算 冲刷腐蚀的流体力学数值模拟分析计算 CO2冲刷腐蚀分析,6.6.3 基本结论 a.CO2腐蚀是最关键的因素 根据新851井天然气分析报告天然气中的主要腐蚀气体是CO2。该井CO2含量1.15%，水中的腐蚀介质CO2为43.26mg/L。实验证明，干燥的CO2对金属基本上没有腐蚀作用。CO2和水的共同作用，是造成新851井井口装置受损的关键因素。采油树阀门、油（套）管悬挂器的材质（35CrMo钢），由于不适应气质中同时含CO2、水及微量硫化氢的环境条件，以致产生了严重腐蚀受损。,6.6.3 基本结论 b.油管悬挂器断裂的主要原因 HPI-13Cr的油管接箍和材质不同的35CrMo钢油管悬挂器接头相连接，产生了阳极金属35CrMo钢的腐蚀；油管接箍和油管悬挂接头交接处存在电化学腐蚀；以及螺纹之间可能产生的摩震腐蚀。在上述各种腐蚀形态共存的情况下，导致油管悬挂器的螺纹迅速被腐蚀，强度下降，发生穿孔断裂，导致全部油管断落入井。,6.6.3 基本结论 b.油管悬挂器断裂的主要原因 据此类推，由于新851井的177.8mm套管悬挂器与177.8mm油层套管的连接，也是采用了35CrMo钢与HPI-13Cr异质接头直接相连接，同样出现了35CrMo钢加工的套管悬挂器的丝扣腐蚀，从而产生了天然气泄露，造成了新851井生产的重大安全隐患，导致被迫进行压井封井。,6.6.3 基本结论 b.油管悬挂器断裂的主要原因 应当引起注意的是，在类似新851井生产工况条件下，不能采用35CrMo与HPI-13Cr异质接头连接，而应该采用HPI-13Cr或其他高级耐腐蚀的材质（如不锈钢或镍铬合金材质等）全部代替35CrMo材质。,6.6.3 基本结论 c.阀门、油管悬挂器过流面几何尺寸变径因素 根据空气动力学进行的数值模拟表明，井口出口压力无论是在62MPa或是在49MPa时，新851井的油管-油管悬挂器、油管悬挂器-油管帽部位、采油树阀门处，都是气体流动变化比较剧烈而发生冲刷腐蚀比较严重的部位。这在现场实物剖析检查中已得到证实。,6.6.3 基本结论 d.大流量的气、液、砂三相流冲刷因素 新851井的天然气中，大流量的液滴、岩屑砂粒、重晶石粉颗粒，高速撞击过流面的硬质点，造成气、液、砂三相流冲刷，产生磨损腐蚀。,6.6.3 基本结论 e.基材质量不高和加工中存在的问题 新851井阀门体和油管悬挂器基材钢的加工纯净度不高、夹杂多、硬度和耐磨性不高、存在堆焊残余拉应力等，是产生孔蚀、应力腐蚀，出现裂纹和磨损腐蚀的内因。,1 基本情况 2 难度及风险 3 压井封井设计4 压井封井准备 5 压井封井施工6 井口窜漏检查7 压井封井基本经验,7 压井封井基本经验,新851井压井封井施工，完全是按照压井施工设计进行的，没有出现任何异常，结果近乎理想、完美。这与对险情和复杂情况的正确分析判断，领导的正确决策，周密细致的施工设计方案，强有力的组织指挥系统，优秀的施工队伍，大量扎实的施工准备，以及政府和上级的大力支持是分不开的。,新场气田新851井抢险压井封井获得圆满成功后，受到了中石化、中石油领导的高度赞扬。,中石油总公司发来贺电。中石化总经理李毅中亲自到现场祝贺，并主持召开庆功大会，给压井、压井封井画上了一个圆满的句号。,李毅中要求，要把新851压井经验作为一本教科书进行推广。一本以新851抢险压井为主要内容的精装书，已由石化出版社正式出版，公开发行。,谢谢大家,