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【摘要】采油二厂南三西部聚驱区块为聚合物实验区，具有压力系数较高、气油比较大、饱和压力低等特点，在作业施工过程中天然气容易从原油中逸出，井内的压井液可能会被迅速的举出井口，使施工人员措手不及，易造成井喷事故。结合该作业区块地质特点，通过深入分析游离气所带来的井控风险，试采大队针对风险积极采取确保井筒液柱压力、保证井控装备配套实用、科学合理选择压井方法等井控技术措施，有效确保了该高压区块施工过程中的井控安全，并为其它高压区块作业井施工提供借鉴。
【关键词】 作业施工 井控 游离气
1 前言
南三区西部聚驱区块油层聚驱开发面积10.25km2，地质储量1592.24×104t，该区块射开厚度700—900m，原始地层压力11.0MPa，饱和压力7.80MPa，平均单井钻遇砂岩厚度17.7m，有效厚度12.2m，油层孔隙体积为3086×104m3，气油比46.3m3/ m3。由于该区块是聚合物实验区，地层压力很难预测，具有压力系数较高、气油比较大、饱和压力低等特点，在作业施工过程中天然气容易从原油中逸出，井内的压井液可能会被迅速的举出井口，使施工人员措手不及，易造成井喷事故，给作业井控安全提出了更高的要求。
2 南三区块井控技术应用
2.1 有效确保井筒液柱压力
2.1.1合理选择完井液密度
为确保井控安全，首先从细化施工设计入手，在前期施工时，将部分完井液密度小于1.20的井，密度全部更改为1.20；同时，随着施工的不断深入，在掌握区块压力分布特点后，将部分高压区块完井液密度上调至1.30或1.35，有效确保了施工安全。
2.1.2施工过程中及时补液
在作业施工过程中及时向井筒内补充液体具有三方面的意义，首先可有效确保井筒液柱压力能够有效平衡地层压力，避免天然气的大量逸出，防止井涌、井喷情况的发生；其次在避免天然气逸出的同时，也避免了CO2、N2、CH4等气体在井口区域的聚集，确保施工人员的人身安全；同时液面始终处于井口位置，可起到“溢流报警”的作用，可及时观察液面变化情况，判断有无溢流显示，防止井筒流体严重倒灌后发生井喷。
使用“补液短节”进行补液，该装置可直接与套管闸门相连，改变了以往依靠专人用管线向井内灌液的方法，不仅降低了员工的劳动强度，还可有效保证在起枪和下完成时向井筒内补液的及时性。
2.2 保证井控装备配套实用
2.2.1按标准安装防喷器
当井筒内的液柱压力小于地层压力时，地层中的油、气、水进入井筒形成溢流或井涌，防喷器可快速及时关闭井口，防止井喷事故的发生。在起管输射孔和下完成工序中，当采油树上法兰面距离地面高度≦1.20米时，必须按标准安装作业防喷器，以确保井控安全。
2.2.2配备标准防喷单根
当采油树上法兰面距离地面高度≧1.20米时，由于安装防喷器后井口高度达到1.5米左右，虽然可保证井控安全，但大大增加了施工过程中的操作风险，易出现油管枕倒塌、油管刮碰采油树等安全隐患。针对这一情况，在不安装防喷器的情况下，结合作业常用采油树型号，配备标准的防喷单根同样可确保井控安全。未安装防喷器的井，要求队干部盯现场，一出现溢流显示，立即快速封井。
2.2.3配备快速抢险装置
由于作业防喷器频繁使用，如果维护保养不到位，存在闸板刺漏的隐患。为解决这一井控安全隐患，配备快速抢险装置，该装置可以快速悬挂井内管柱、座封井口，迅速关闭油管内旋塞阀，实现快速封井的目的，满足作业施工过程中出现防喷器闸板刺漏时的抢险需要。
2.3 科学合理选择压井方法
2.3.1准确判断压井条件
为保证油井作业施工后具有理想的产能，针对作业井压井施工，甲方采油厂要求尽量选取密度低于1.4 g/cm3的压井液进行压井。而南三西部区块一旦发生井喷，井口压力较大，因此通常选取密度为1.4 g/cm3的压井液。在压井液密度确定的前提下，如何准确判断压井条件是否成熟，确保压井一次成功率显得尤为重要。对于作业井而言，当压井液密度确定的情况之下，根据井口压力准确判断能否成功压井是压井条件判断的关键。
2.3.2合理优化压井方法
压井方法选择的是否正确是压井成败的重要因素，如果压井方法选择不当，可能造成井涌、井喷或井漏，不仅造成压井液的浪费还会损坏产层。因此，根据发生井喷时所处作业工序特点来确定合理的压井方法具有重要意义。由于井喷可能发生在管输点火起爆后、起少数油管后或起大部分油管后等情况，结合管柱和循环通道的特点，优化选择压井方法。
2.4 井控技术措施现场应用效果
从对比可以明显的看出，通过上述井控技术措施的有效应用，截止目前试采大队在该区块的压井一次成功率为100%，高于2011年84.8%的成功率，做到发生溢流后准确判断是否具备压井条件，具备一口及时压一口，大大降低了遗留井数，遗留井从2011年的11口降低为2口，施工一次完工率从93.6%提高到98.8%，在确保井控安全的同时，提高了生产运行效率，赢得了甲方单位的认可。
参考文献
[1] 杨庆理，秦文贵.石油天然气井下作业井控.石油工业出版社出版，2008
[2] 罗英俊，万仁溥.采油技术手册.石油工业出版社出版，2005
【关键词】 作业施工 井控 游离气
1 前言
南三区西部聚驱区块油层聚驱开发面积10.25km2，地质储量1592.24×104t，该区块射开厚度700—900m，原始地层压力11.0MPa，饱和压力7.80MPa，平均单井钻遇砂岩厚度17.7m，有效厚度12.2m，油层孔隙体积为3086×104m3，气油比46.3m3/ m3。由于该区块是聚合物实验区，地层压力很难预测，具有压力系数较高、气油比较大、饱和压力低等特点，在作业施工过程中天然气容易从原油中逸出，井内的压井液可能会被迅速的举出井口，使施工人员措手不及，易造成井喷事故，给作业井控安全提出了更高的要求。
2 南三区块井控技术应用
2.1 有效确保井筒液柱压力
2.1.1合理选择完井液密度
为确保井控安全，首先从细化施工设计入手，在前期施工时，将部分完井液密度小于1.20的井，密度全部更改为1.20；同时，随着施工的不断深入，在掌握区块压力分布特点后，将部分高压区块完井液密度上调至1.30或1.35，有效确保了施工安全。
2.1.2施工过程中及时补液
在作业施工过程中及时向井筒内补充液体具有三方面的意义，首先可有效确保井筒液柱压力能够有效平衡地层压力，避免天然气的大量逸出，防止井涌、井喷情况的发生；其次在避免天然气逸出的同时，也避免了CO2、N2、CH4等气体在井口区域的聚集，确保施工人员的人身安全；同时液面始终处于井口位置，可起到“溢流报警”的作用，可及时观察液面变化情况，判断有无溢流显示，防止井筒流体严重倒灌后发生井喷。
使用“补液短节”进行补液，该装置可直接与套管闸门相连，改变了以往依靠专人用管线向井内灌液的方法，不仅降低了员工的劳动强度，还可有效保证在起枪和下完成时向井筒内补液的及时性。
2.2 保证井控装备配套实用
2.2.1按标准安装防喷器
当井筒内的液柱压力小于地层压力时，地层中的油、气、水进入井筒形成溢流或井涌，防喷器可快速及时关闭井口，防止井喷事故的发生。在起管输射孔和下完成工序中，当采油树上法兰面距离地面高度≦1.20米时，必须按标准安装作业防喷器，以确保井控安全。
2.2.2配备标准防喷单根
当采油树上法兰面距离地面高度≧1.20米时，由于安装防喷器后井口高度达到1.5米左右，虽然可保证井控安全，但大大增加了施工过程中的操作风险，易出现油管枕倒塌、油管刮碰采油树等安全隐患。针对这一情况，在不安装防喷器的情况下，结合作业常用采油树型号，配备标准的防喷单根同样可确保井控安全。未安装防喷器的井，要求队干部盯现场，一出现溢流显示，立即快速封井。
2.2.3配备快速抢险装置
由于作业防喷器频繁使用，如果维护保养不到位，存在闸板刺漏的隐患。为解决这一井控安全隐患，配备快速抢险装置，该装置可以快速悬挂井内管柱、座封井口，迅速关闭油管内旋塞阀，实现快速封井的目的，满足作业施工过程中出现防喷器闸板刺漏时的抢险需要。
2.3 科学合理选择压井方法
2.3.1准确判断压井条件
为保证油井作业施工后具有理想的产能，针对作业井压井施工，甲方采油厂要求尽量选取密度低于1.4 g/cm3的压井液进行压井。而南三西部区块一旦发生井喷，井口压力较大，因此通常选取密度为1.4 g/cm3的压井液。在压井液密度确定的前提下，如何准确判断压井条件是否成熟，确保压井一次成功率显得尤为重要。对于作业井而言，当压井液密度确定的情况之下，根据井口压力准确判断能否成功压井是压井条件判断的关键。
2.3.2合理优化压井方法
压井方法选择的是否正确是压井成败的重要因素，如果压井方法选择不当，可能造成井涌、井喷或井漏，不仅造成压井液的浪费还会损坏产层。因此，根据发生井喷时所处作业工序特点来确定合理的压井方法具有重要意义。由于井喷可能发生在管输点火起爆后、起少数油管后或起大部分油管后等情况，结合管柱和循环通道的特点，优化选择压井方法。
2.4 井控技术措施现场应用效果
从对比可以明显的看出，通过上述井控技术措施的有效应用，截止目前试采大队在该区块的压井一次成功率为100%，高于2011年84.8%的成功率，做到发生溢流后准确判断是否具备压井条件，具备一口及时压一口，大大降低了遗留井数，遗留井从2011年的11口降低为2口，施工一次完工率从93.6%提高到98.8%，在确保井控安全的同时，提高了生产运行效率，赢得了甲方单位的认可。
参考文献
[1] 杨庆理，秦文贵.石油天然气井下作业井控.石油工业出版社出版，2008
[2] 罗英俊，万仁溥.采油技术手册.石油工业出版社出版，2005