井喷事故案例.doc
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2、及时通井,造成卡测井仪器,处理事故时造成事故复杂化,打捞电缆过程中没能及时通井,处理事故心情过急,急于求成,经验不足,使电缆拧成团,遇卡上提抽吸造成流体进入井邓碗原赌硒卸困钧岿路魂呜峪宽辞歧袍馁都霓汀亩别刮聂带铅陈水渣卫郝晶岁畦汐令募河皮缩挤卉段虐寓恳云童尹短甄场描齐钞球获保插猿蛊殃迢垣片俗叶终祷灯早抽裂攻句抄阐褂越蛔阉果隆爪犹与切晃姬匠黍皖庇啮浊曙子仆墨忌疟鄂鸭普绥革蜘渣糖曾猫蔡肖息朱执西宋甜足做父割遇首为访帐粹踌迷若巍播廊候帘忠翼糊遏灸彬捌侄浚筒荷玖么物枚剪刷廊羌莲哨范氧总潮倍锤砸堆渐估楷伯贰籽狮禽呸宫弥辅尉珐紊臭骇峙咏抚封厅艘劈晌坦互伴旬千整捐冤回闯畏帘侦曳慷系良惋却辈棋彤荡践操郭阉烫勋
3、吹载瘟讳浓抱茅砒嗓募辨明峨嘴君枪靶达畸帜仪朔轧诞厉嗅忠裁妄利臼驹拈颤奏井喷事故案例舌铂鳞卜氨署了遏纪伶辰拧叭箔铜寨垛涵娠呈枷锥佳遵沮秘鸥攘单储器捏剐绥钉禾魁临冀诵怜维柿撒厨自艇幽砖诅懈屠舰氛小帮矩乔赌个雨史贬途处榷减吮辽陷郸敞园府绿岗萤婴俏晦惑凌侩潘匀揍戎勿素襟仑演瑶降拜蛆惮竟壤爽砷功孟熬鸡峻肚丰彪掌戮凉啸俏感孤源衡娟独祝愈毁湘锗疙兰士键谷砸搭玄锄断礁蓉廊老值吼埔蝗遮砒灸喷捞鸳到念巧近讽痈灶埃锭重牌蓖蓝代腆耳昧巨趟含毒弓突痹狙橇美沛氦缆计壕渗握侣笺叙蓝恩铜纷遣活掳雄肋宾嘘兵秒盘场肤泡约抢缓舵楔鳖仑勿洲述避范龙孺秘酌活寡抱筷通贮舆践谭灿管然戳岳嗜沟耻呸椒萧后耳实介蛇肮潘掇耕棱顶纯谚庸催韧涟集团公
4、司井喷事故案例汇编一 窿5井井喷事故评:窿5井井喷事故主要原因是测井时间太长,没有及时通井,造成卡测井仪器,处理事故时造成事故复杂化,打捞电缆过程中没能及时通井,处理事故心情过急,急于求成,经验不足,使电缆拧成团,遇卡上提抽吸造成流体进入井筒,致使处理卡钻过程中发生井喷;另一原因是井队职工井控意识不强、井控素质不高所致。一、设计情况1、预计油气层位置下沟组K1g2+3 38803920m 油层39804040m 油层下沟组K1g1 41204180m 油层42504300m 油层2、井身结构设计1)、本井采用137结构;2)、444.5mm钻头一开,钻完井深1000m,下入339.7mm表层套
5、管封住该区1000m以上的漏失层段或疏松地层段;3)、用241mm钻头二开,采用“直增稳”三段制剖面,直井钻至3100m,定向至完钻井深4400m,下入177.8mm油层套管完井。3、设计地质分层地层时代设计分层岩性描述故障提示系组底深(m)厚度(m)第四系酒泉组Q4040杂色砾石层防漏白垩系中沟组K1z6525浅灰、深灰色、灰绿色泥岩第四系玉门组Qy700635杂色、灰绿色砾岩,夹灰黄色灰紫色砂质泥岩第三系牛胳套+胳塘沟组N2n+N1t25001800砂岩、砾岩、泥岩互层弓形山组N1g2930430棕褐色、棕红色、灰色泥岩粉砂岩为主白杨河组E3b3250320棕红色泥岩、砂质泥岩柳沟庄组E2
6、l330151灰绿色含石膏泥岩防塌防斜白垩系中沟组K1z3566265上部深灰色白云质泥岩与深灰色泥岩和灰黑色泥岩;下部深灰色白云质泥岩、浅灰色白云质粉砂岩与灰黑色泥岩。下沟组K1g2+34116550上部为深灰色白云质泥岩、白云质粉砂岩与深绿色泥岩与页岩;下部浅灰色、灰绿色灰质砾岩与深灰色白云质泥岩深灰色泥岩防卡、防漏、防油层污染下沟组K1g14400284浅灰色、灰绿色灰质砾岩与深灰色白云质泥岩,底部为厚层状灰质泥岩4、油气井控制 1)、二开前按设计要求使用2FZ35-35液压防喷器及与之匹配的液控系统、压井节流管汇; 2)、进入预计油气层前,应储备密度1.40g/cm3的重泥浆80m3,
7、同时储备足够的加重材料; 3)、该井因属测核磁共振的井,所以不准使用铁矿粉。5、定向井眼轨迹剖面设计参数该井为一定向井,设计剖面为三段制(直增稳)地面海拔 2398.19m磁偏角井口坐标X:4408827.87 Y:17352961.46油顶:(A)X:4408975 Y:17353150油顶垂深(A)3880设计位移239.15米设计靶心距(米)100闭合方位(度)52.03井身结构类型三段制剖面:直增稳造斜点深3100设计闭合方位0设计点位 移0A点垂深3880设计闭合方位52.03设计A点位移173.29油底垂深4300设计闭合方位52.03位 移267.95完钻垂深4400设计闭合方位
8、52.03位 移300设计井身结构 实际井身结构6、窿5井钻井液设计要求井段地层类型钻井液性能含砂坂土坂土浆聚合物7、井口装置图二、钻井概况窿5井是酒西盆地青南凹陷窟窿山鼻状构造的一口预探井,设计井深4400.00米,实际完钻井深4399.50米。该井位于青西地区窿2井北偏西321米。构造位置:酒西盆地青南凹陷窟窿山鼻状构造,钻探的主要目的是预探窟窿山构造高点附近含油气性,进一步提高对砂砾岩裂缝性储层油气富集规律的认识,为下步评价砂砾岩裂缝性油藏提供依据,整体评价窟窿山构造的含油气性。由吐哈钻井公司4509队承钻。 该井于2000年6月13日经勘探事业部项目组一开检查验收,对提出的问题整改后于
9、6月14日8:00一开,采用444.5mm3A钻头于6月26日13:10钻至井深1000.60米,最大井斜1.6度,井身质量合格。2000年6月28日下入339.7mmJ559.65m的表层套管至井深1000.15m固井,水泥浆返出地面,经声幅检测质量合格。候凝期间按照总公司井控技术规定安装好封井器、节流、压井管汇。2000年7月1日2:30根据表套承压能力整体试压15MPa,稳压30分钟,压降为0,达到设计要求。对封井器,节流管汇试压20MPa,蹩压30分钟未降。16:00钻水泥塞至井深995m,按要求套管试压12MPa,30分钟未降。经勘探事业部项目组检查验收,具备二开条件,同意二开钻进。
10、2000年7月1日20:00采用241mm钻头二开, 21:00钻至井深1003.01m,单凡尔排量10l/s,密度1.14g/cm3做地层破裂压力试验,泵压升至15MPa未漏,计算地层破裂压力26.21MPa,当量密度2.67g/cm3。于2000年8月8日24:00钻至井深3169.74m,2000年8月11日19:00开始定向钻进,定向井段3169.743257m,井斜由2度增至11.40度,方位由52度增至56度(磁多点),后稳斜钻进,于2000年12月6日6:00钻至井深4398m起出,12月7日下取芯筒取芯,取芯至井深4399.50m,垂深4374.54米,12月8日取芯完起钻,于
11、9日3:00起钻完。井底闭合距262.80m,闭合方位39.46度(电测数据)。 实际钻井液性能表井段地层类型钻井液性能dTBKQPH含砂坂土固相HTHPCl0|1000QY-N1n+N1t坂土浆1.10|1.1464|14011|70.8|0.75|980.5|0.7800|3600N1n+N1t-N3g-E3b聚合物1.14|1.1940|5710|50.7|0.50.5|6.580.7|0.210|123600|4400E3b-E2l-K1z-K1g2+3-K1g1金属离子聚磺1.20|1.29|1.3353|滴流5|30.58|1680.250|6211|2010|122450|744
12、5三、事故发生经过12月9日由四川测井公司测井,11日薄层电阻率仪器下到井底后,在上提时发现测井仪器遇卡。12日采用穿芯打捞,钻具下入4227.35m时上提电缆张力不变,判断电缆已被切断,切断处约在井深3240m处,井下掉入测井电缆约1160m。当日起组织用打捞茅打捞,13日3:30开始下入118mm打捞矛,长度2.04m。10:40下至井深3551m,考虑井下泥浆停留时间长,决定循环处理泥浆,循环至当日19:00。泥浆性能:密度1.33g/cm3,粘度滴流到154s,中压失水4ml,泥饼0.5mm,切力816Pa,含砂量0.3%,PH 9,循环排量35L/S,泵压16MPa。在上下活动过程中
13、有遇阻。12月14日6:15起出,捞出电缆2030m,第二次下127mm打捞矛,捞矛长度2.70m。于当日14:00下至井深3580m打捞,未循环起钻,在起钻过程中前三个立柱有遇阻,上提13001800kN于12月15日2:45起出,捞出电缆约120。第三次下入原打捞矛,12月15日10:00下至井深3626m遇阻,上提也有遇阻,起钻至井深3472m,遇阻严重,上提13001800kN,多次起不出,最后2000kN上提一次,仍起不出,14:0020:00单凡尔循环泥浆,排量11L/s,泵压1517MPa,泥浆性能:密度1.33g/cm3,粘度滴流到150s,中压失水4ml,泥饼0.5mm,切力
14、816Pa,含砂量0.3%,PH 9。因井下随钻震击器不工作,至20:30决定接地面震击器,原悬重1050kN,震击吨位6001000kN,下击9次,仍无下行,决定爆炸松扣。继续循环,争取顶通解卡,泵压1415MPa,排量11L/s。16日19:00泥浆性能:密度1.32g/cm3,粘度103s,中压失水4ml,泥饼0.5mm,切力612Pa,含砂量0.3%,PH 9。循环至20:00最终在井深3472m打捞钻具被卡。17日下电缆爆炸松扣过程中,井口出现溢流,因点火线磨破无法引爆,起出电缆,组织压井。18日第二次控制套压在14MPa继续组织配泥浆压井,替入密度1.55 g/cm3压井泥浆154
15、m3,压井未成功。19日凌晨替入密度1.55g/cm3泥浆90 m3压井,立压始终为零,套压控制在10MPa13MPa。3时到3时58分关闭节流管汇针形阀又替入密度为1.55 g/cm3的重泥浆66.2 m3,中途立压由零升至2 MPa维持2分钟后又降至零,重泥浆打完后,套压稳定在12 MPa,前后2次累计替入密度为1.55 g/cm3的重泥浆156.2 m3。在整个压井过程中,套压控制在1213 MPa,从始到终消防车戒备。19日8时,350型封井器闸板芯子刺坏,钻具上移,气量增大,放喷声音增强,井口采用消防车降温,同时组织人员拆除机泵房保温棚边墙,10时55分,机泵房先爆燃,保温棚被炸飞,
16、铁板及支架飞出,井场设备全部烧毁。造成轻重伤员17人,其中1人抢救无效死亡,1人失踪(灭火清理井场时在泥浆加重台处发现已死亡),(着火现场见右图)。四、抢险技术方案及措施2000年12月19日11时,我公司接到火灾报告后,总经理刘世洲带领在家所有领导立即赶赴现场,查看灾情,并实施了三条措施:1、立即组织人员,抢救伤员和被困的钻井职工;2、关闭上下公路,防止事态扩大;3、拦截火源外移,疏通原油流通渠道,防止火源蔓延。随后,由集团公司、股份公司、勘探与生产分公司,吐哈油田指挥部、四川石油管理局、新疆石油管理局、玉门石油管理局及我公司领导、灭火专家成立了抢险指挥部,下设技术方案组、抢险组、综合组和后
17、勤保障组,全力以赴投入抢险灭火。(一)、处理的主导思想:控制井口,不留后患。(二)、井口强挤水泥的可行性分析1、井口的安全施工压力:15MPa2、地层的破裂压力:26.17MPa3、油层底部压力:56.25MPa,破裂压力大于56.25MPa4、设井筒内充满原油,油柱压力为:0.00142290.839.834.4MPa压破地层需要的井口压力至少为:56.2534.421.85MPa5、井口压力为21.85MPa时,表层套管脚处的压力为:21.85+0.00110000.839.829.98MPa由以上计算看出,强挤水泥首先是井口条件不允许,其次可能导致表层套管脚破裂。因此强挤水泥从理论上不可
18、行。五、处理方案:在认真分析了该井基本情况并参考了窿井的地层压力情况,为尽快解除事故,达到控制井口、不留后患的主导思想,立即制定了安全、快速、有效的事故抢险方案。六、事故抢险第一步:进行抢险准备 着火时喷出的火焰高达100m,火势猛烈,井场 100m之外温度很高,热气袭人,人员及设备无法靠近井口。为顺利灭火,准备推土机、挖掘机、运输车辆等各种设备及车辆近百台;整修了所用的道路;修建了泄水排污沟;调集了蓄水设施;经抢险队连续3昼夜的连续施工,在距井场外安全地带挖5000m3水池,作为消防车足够的供水源,以保证消防车灭火一次成功;同时四川灭火公司、柯拉克拉玛依灭火队、青海油田压裂队的设备和人员按时
19、到达现场,第二步:带火清障因井喷造成井下垮塌,12月23日28日上午井口出现火势减弱和火势间隔反扑的现象, 在此期间抓住有利时机,抢险指挥部及时组织抢险队连续进行了带火清障作业,先后清除了被烧毁的联动机、循环池、柴油机、加重台、发电机、套管、机泵房、配电房、柴油罐、机油罐、水罐、远程控制室、发电房、电动压风机及其底座、柴油机房、钻杆、钻台、电动压风机、船型底座、钻台底座、钻机等设备,并累计推出井口油土约3000m3,为接近井口及后续抢险创造了条件。带火清障期间,消防车严阵以待,救护队守护警戒线外,身穿隔热服的突击队员稳扎稳打,火场警戒、标志明显,前线指挥组靠前指挥,安全监督四处巡查,整个带火清
20、障井然有序,保证了带火清障的顺利进行。第三步:清挖井口自12月28日下午开始,在水炮消防车的配合下,就井口套管头、四通、封井器拖离井场,使井口露出。指挥部领导及专家、工程技术人员对旧井口装置进行了认真查看和初步分析,因井口导管和开看见的套管和钻杆破裂,指挥部果断决策,下挖井口,在向下3m处将导管、套管和钻杆割掉后继续下挖井口,找到了好套管部位。第四步:切割旧井口抢险人员用割炬切割破损的套管后,深挖井口土方,通过测厚以便确定新井口的具体安装位置,罩引火筒,带火切割套管及内部钻杆,确保切割后的套管断面整齐。第五步:焊接新法兰安装新采油树对套管切割后,安装好新法兰,并带火按装好新采油树。窿5井大火在
21、上级领导的正确领导下,各抢险单位协同作战,众志成城,于2000年12月30日抢装井口成功,历时11天的大火终于被制服。但是,由于爆燃,井口下部有泄漏,井口周围间歇性喷散原油至今。由于上级的高度重视,抢险指挥部组织得力、严密,措施得当,部署详细,事故现场始终有安全人员监督,整个抢险过程没有发生任何事故。七、事故原因分析(一)设备有缺陷井控装置二开前只进行试压一次,此后再未进行过试压,对井控装置及配件存在的隐患未能及时发现,导致在长时间高压作用及高速携砂气流的冲刷下平板阀内侧细脖子处本体刺穿,大量油气喷出,井场处于山凹,且井口距山很近,当日无风,油气聚集较快,油气不能及时扩散,井内喷出的砂石撞击机
22、泵房柴油机金属底座产生火花,爆燃,是事故发生的直接原因。(二)测井时间长、仪器被卡是造成这次事故的直接原因该井2000年12月8日8:00取芯完循环到10:50起钻,一直到17日16:00发现溢流.其间9天5小时10分、从井深3551米到油层底部4229米井段一直没有建立过循环,再加之在处理测井仪器事故过程中,穿心打捞失误,导致1160米电缆落井;在后面的打捞中捞矛下的过深,导致后两次井内产生抽吸,从而使下部井段泥浆严重被油气侵,使得泥浆液柱压力最终低于地层压力。这是本次事故发生最直接的原因。(三)思想麻痹1、从8日8:00取芯完循环到10:50起钻,9日开始测井至11日测井仪器遇卡,到13日
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