本文通过详细介绍得克萨斯州的一个井控案例研究，强调了早期干预对维护井筒完整性的益处。2024年12月，在一口可追溯至20世纪初、位于得克萨斯州历史上高产油田的传统油井上，成功完成了一项复杂的井控作业。该作业突显了井筒完整性管理的重要经验教训，并揭示了成熟油田中老化基础设施所固有的挑战。在初步的地表干预措施被证明无效后，Wild Well Control公司通过动态压井作业，利用先进的工程技术、多相流模拟和深厚的操作专业知识，重新控制住了该井。
 
初始状况
该井最初于20世纪20年代钻成，因此经历了一系列事件，最终导致了井屏障系统的机械故障。在该井的早期阶段，据报道，在大萧条时期，大约500英尺的表层套管被拆除以回收金属。由于井龄较长，历史记录不完整，导致数据准确性存在重大不确定性，给现代干预技术带来了操作挑战。
事故井钻深约1600英尺，采用2⅜英寸单油管完井管柱完井。该井通过CO₂气驱机制作为产油井完井。油田的地质特征带来了独特的挑战，包括广泛连通的裂缝网络，利用CO₂气顶将产油层抬升至地表。地质裂缝性层位带来了操作挑战，包括主要井屏障的丧失以及在钻井和干预作业期间显著的流体循环漏失。该井持续生产了六十多年，后来被转换为观察井。
事故评估
在一次例行现场巡视中，作业公司的生产监督人员观察到气体和水从井坑中逸出。这种无控制释放含有硫化氢（H₂S），形成了有毒气团，需要建立隔离区并使用专门的个人防护装备（PPE）规程才能安全进入现场。

 
图1. 井喷期间的井口状况。
Wild Well Control的人员被迅速调动起来，开始进行控制努力并进行全面的井场评估。初步评估确定流体源自生产套管外部，证实了井的屏障系统完全失效。因此，该井被归类为井控严重性三级，这表明完全失去了控制，并开始出现井喷状况，图1。
策略与作业
第一阶段：地表压井尝试。 在完成初步现场评估后，Wild Well Control的团队制定了初步计划。干预策略侧重于通过地表压井作业恢复静液压控制。Wild Well Control协调了设备的调动，包括作业者常用的1000桶压井液和完井盐水（10 ppg），两者都额外补充了500桶含有碳酸钙堵漏材料的固体泥浆。额外部署了泵车以确保操作冗余，并在整个压井过程中保持连续的流体输送。流体量和泵车的部署以作业者的现场经验为指导，利用易于获取的资源来支持典型的低压压井作业。
第一次压井尝试取得了部分成功，暂时降低了流速；然而，由于流体量不足，未能阻止井喷。该作业证实了流体大量漏失到裂缝性地层系统中，漏失速率显著超过了作业者现场人员根据邻井数据得出的初步估计。第一次尝试的操作参数被仔细记录和分析，为后续的压井策略提供信息，并结合了主要发现和经验教训，以优化未来的干预工作。
第二次压井尝试。 随着井口采油树开始倾斜，出现了结构完整性受损的早期迹象。作为应对，加快了第二次压井尝试，以便在进一步恶化威胁到完全失去地表通道之前进行干预。这次尝试采用了更高的泵速和更大的流体量，产生了有希望的迹象，例如地表泥浆返出和显著降低的流速。然而，作业期间的机械设备故障导致计划外停工，最终未能成功完成压井。
第二阶段：操作挑战与重新评估。 在压井尝试之间，发生了显著的井口冲蚀和地面沉降，导致井口总成倾斜，妨碍了安全操作阀门。井况的这种结构变化需要对干预策略进行重新评估。作为应对，作业团队启动了通过救援井进行井喷恢复的并行规划，同时使用先进的多相流模拟评估在新改变的井况下进行动态压井的可行性。


图2. 最坏情况下水平释放情景的隔离区评估示例。
第三阶段：动态压井执行。 经过七天的准备和规划，Wild Well Control使用基于多相模拟建模得出的工程参数，成功执行了动态压井作业。
键操作参数：
压井液密度：12.5 ppg，添加堵漏材料。
作业站位距离：距井口1000英尺，以确保人员安全。这1000英尺的区域是基于隔离区评估确定的，使用了Wild Well Control内部人员完成的气体扩散分析，图2。
设备冗余：四台泵车（100%备用能力）。
流体量：计算需求量的两倍。
执行顺序
诊断性泵注。为了准确确定生产套管内的漏失路径，在开始泵注作业之前进行了示踪剂流体注入。这一诊断步骤对于验证现有流动路径和确保工程模型与现场实际条件保持一致至关重要。该程序证实了流动的连续性，这一点通过示踪剂流体几乎立即通过井喷流返回得到证明。这些结果增强了模型假设的可靠性，并在全面作业开始前提供了必要的确认。
压力管理。泵注计划旨在建立必要的井底流压，以超过井喷区内的孔隙压力。初始压井速率设定为每分钟3桶，以验证流动路径的完整性并防止潜在的堵塞。基于模拟压力响应和观测压力响应的比较，速率逐渐增加至约每分钟10桶。为保护井的机械部件，地表压力被限制在1500 psi。泵速逐步分段进行，以稳定井底压力，同时考虑到井口阀门的低压额定值，确保整个操作过程的安全。

图3. 动态压井敏感性示例。
流量监测。 在整个作业过程中，持续监测通过生产套管和油管的双流动路径，以便在井底压力接近静储层压力时能够快速干预。这种积极主动的方法确保了能够及早发现和应对任何可能危及操作成功的流动路径异常。
多相模拟使得能够开发一系列与井下流体通道相关的场景，实际操作参数落在所分析案例的范围内。进行了敏感性分析，以评估井喷混合流体密度的变化——这是井喷压井评估中一个固有的不确定参数，图3。该混合密度在动态压井作业中计算静液压和摩擦压力时起着关键作用，因为它反映了压井液和井喷流体的综合特性。准确估算该密度对于有效的井控规划和执行至关重要。
完成作业
在泵注750桶压井液后，实现了完全停止流动。通过3小时的监测期确认了井的稳定性，随后使用抗CO₂水泥和挤注技术成功进行了固井作业，图3。这个案例强调了积极主动的井筒完整性计划至关重要——特别是对于成熟油田中的传统资产。缺乏结构化的监测规程导致在发现问题之前，存在一段未检测到的无控制流动期。关键作业期间设备的可靠性问题进一步凸显了严格质量控制和预防性维护的必要性，尤其是在成熟油田作业典型的成本敏感环境中。此外，多相流模拟的成功使用实现了动态压井程序参数的精确优化，从而展示了先进工程技术在管理复杂井控场景中的价值。
 
这一复杂井控事件的圆满解决表明，即使是严重受损的传统老井，也可以通过严格的工程分析和执行来安全地管理。该作业还凸显了积极主动的井筒完整性管理相对于被动紧急干预的优越性——无论是在有效性还是成本效益方面。建立井控风险管理程序或全面的井筒完整性管理框架对于创建稳健的井审计和数据库至关重要。这样的系统使作业者能够系统地解决完整性问题，并加强整个油气作业的整体风险管理。
这些计划应以结构化的方式制定，以支持对井部件地表和井下机械完整性的标准化评估。在此评估之后，应实施有针对性的风险管理策略，根据井的完整性状况对其进行优先排序，从而加快对高风险资产的干预工作。
负责监督成熟油田的作业者必须优先考虑实施全面的井筒完整性计划，该计划应包含定期监测、预防性维护和应急计划。这种积极主动的方法对于最大限度地减少无控制释放事件的可能性并确保持久的作业安全至关重要。