元坝272-2H井喷事故分析ppt课件

1、元坝272-1H溢流事故分析 .元坝272-1H井喷事故分析 2021年7月7日17:10，元坝272-1H井四开193.7mm+206.4mm尾管固井替浆过程中泵压异常，随后发现溢流，17:23关井，18:00套压逐渐上升至49Mpa，立压上升至30Mpa。经过2次节流循环压井，8日13:15循环立压降至13Mpa ，套压降至12Mpa，溢流得到有效控制，压井处置耗时20.08h。.元坝272-1H井喷事故分析根本情况溢流经过溢流处置缘由分析.元坝272-1H井喷事故分析根本情况：元坝272-1H井是西南油气分公司为元坝产能建立部署的一口超深程度井，位于四川盆地川东北巴中低缓构造元坝区块长兴

2、组号礁带，以上二叠统长兴组顶部礁盖顶储层为主要目的层，设计垂深6575m、斜深7790m。元坝元坝107107元坝元坝161161元坝元坝275275元坝元坝211211元坝元坝2828元坝地域长兴组礁滩相井位分布图元坝元坝10-110-1元坝元坝10-210-2元坝元坝274274元坝元坝2727元坝元坝204204元坝元坝205205元坝元坝2929元坝元坝1 1元坝元坝101101元坝元坝1010元坝元坝29-229-2元坝元坝201201正钻井正钻井工业气流井工业气流井正试气井正试气井.元坝272-1H井喷事故分析根本情况：该井导眼施工：2021年4月8日一开，29日二开，7月6日三开

3、，12月23日第四次开钻，2021年6月17日第四次完钻。该井三开中完井深4978m，下入282.6mm尾管过程中至井深4266m发生卡套管，经过三次泡解卡剂解卡无果，活动套管至井深4292.34m固井，余685.66m未封固。2021年6月15日14:30四开定向钻进至6580m中完，层位为飞一段，钻井液入口密度2.18g/cm3。.元坝272-1H井喷事故分析 溢流经过：溢流经过： 主要油气水层位置：主要油气水层位置：须家河组二段气层：须家河组二段气层：4460.5-4462m、4464-4465m、4735.50-4736.00m。 嘉陵江组二段气水层：嘉陵江组二段气水层：5895-59

4、09m。飞仙关。飞仙关组二段气层：组二段气层：6397.0-6406.0m、6412.0-6432.0m、6436.0-6452.0m。.元坝272-1H井喷事故分析溢流经过：溢流经过：固井前泥浆性能：固井前泥浆性能：2.18g/cm3，入口，入口2.162.11g/cm3出出口口 2021年年7月月6日日12:44开场注入先导浆，开场注入先导浆，13:29注先导浆终了，注先导浆终了，注入过程中泵压逐渐上升约注入过程中泵压逐渐上升约3MPa，15:54开场大泵替浆，开场大泵替浆，16:54-17:05大泵替浆过程中立压由大泵替浆过程中立压由7.39Mpa快速下降到快速下降到1.2MPa替入总量

5、替入总量90m3，17:07立压降至立压降至0MPa，发现井下情况异常。，发现井下情况异常。17:09提早终了替浆，总替入量提早终了替浆，总替入量92.5m3设计替入量设计替入量95.1 m中发现出口槽仍有泥浆返出，判别出现溢流。中发现出口槽仍有泥浆返出，判别出现溢流。17:22实施顶部实施顶部封隔器坐封，试图环空关井，但井口仍有泥浆返出，井队立刻封隔器坐封，试图环空关井，但井口仍有泥浆返出，井队立刻上提钻具至上提钻具至4081.88 ，17:23关井求压，至关井求压，至18:00套压逐渐上升套压逐渐上升至至49Mpa，立压上升至，立压上升至18:21套压降至套压降至47 Mpa后压力坚持不变

6、。后压力坚持不变。.元坝272-1H井喷事故分析开次开次套管尺寸套管尺寸mm钢级壁厚钢级壁厚mm下入井段下入井段m m抗内压强度抗内压强度MPaMPa3282.6 110TSS17.320940.7281.3273.1110TSS13.84940.722100.3964282.6 TP110TSS17.322100.394292.3481.34193.7193.7110SS110SS12.712.74098.124098.125244.675244.678787206.4BG110TSS19.055244.675707.15118.1193.7BG110TS12.75707.156146.67

7、87193.7BG2532-12512.76146.676577.5298.9溢流经过：.元坝272-1H井喷事故分析 第一次压井时间：第一次压井时间：7月月7日日18:3323:10，累计注入，累计注入2.38g/cm3的重浆的重浆182m3。效果：关井套压由效果：关井套压由43 MPa逐渐降至逐渐降至38MPa，立压由，立压由24.5MPa逐渐下降至逐渐下降至20MPa，到，到达替出环空水泥浆，控制套压、立压的目的，险情得到了控制。达替出环空水泥浆，控制套压、立压的目的，险情得到了控制。过程：过程：7日日18:33开场节流放喷，同时采用水泥车泵入开场节流放喷，同时采用水泥车泵入2.38 g

8、/cm3 贮藏重浆，套压控贮藏重浆，套压控制在制在45-51 MPa之间，排量之间，排量0.4-0.8 m3/min约约30min后点火胜利，火焰约后点火胜利，火焰约1525m，立压由立压由30 MPa逐渐下降至逐渐下降至27 MPa稳定。稳定。21:26开场运用双车循环节流放喷压井，立开场运用双车循环节流放喷压井，立压压25 MPa，套压，套压47MPa，排量，排量0.351.2m3/min，套压，套压4350MPa，立压，立压1928 MPa；23:10停泵关井察看，压井合计注入密度停泵关井察看，压井合计注入密度2.38g/cm3的重浆的重浆182m3，计算环空，计算环空容积被替入的泥浆替

9、代。由于现场贮藏重浆缺乏，停顿了延续压井，关井察看，立容积被替入的泥浆替代。由于现场贮藏重浆缺乏，停顿了延续压井，关井察看，立压维持在压维持在16Mpa，套压维持在，套压维持在32Mpa稳定。稳定。节流循环压井：节流循环压井：.元坝272-1H井喷事故分析 节流循环压井：节流循环压井： 第二次压井分两个时间段：第二次压井分两个时间段：8 8日日8:20-13:358:20-13:35、15:10-16:2215:10-16:22，累计注入，累计注入2.38-2.38-2.40g/cm32.40g/cm3的重浆的重浆262m3262m3。 效果：效果：8 8日日16:2216:22停泵关井后，至

10、停泵关井后，至9 9日日8:308:30套压套压5.61110Mpa5.61110Mpa，立压，立压15.514.2Mpa15.514.2Mpa，溢流险情得以排除。，溢流险情得以排除。 过程：第一阶段过程：第一阶段8 8日日8:208:20节流泄压，套压节流泄压，套压3228.5 MPa3228.5 MPa，立压，立压1614MPa1614MPa，8:528:52见见返出泥浆，取样密度返出泥浆，取样密度2.34g/cm32.34g/cm3，9:069:06见出口有水泥浆后，用水泥车经过节流管汇节流见出口有水泥浆后，用水泥车经过节流管汇节流放喷运用放喷运用2.40 g/cm32.40 g/cm3

11、的重泥浆压井，立压的重泥浆压井，立压27MPa 27MPa ，套压，套压31 Mpa31 Mpa，火焰呈橘黄色，大约，火焰呈橘黄色，大约25m30m25m30m，返出水泥浆大约，返出水泥浆大约1015m31015m3；经过压井管汇、液气分别器循环排气，返出水；经过压井管汇、液气分别器循环排气，返出水泥浆大约泥浆大约56m356m3，10:2010:20返出混浆大约返出混浆大约6m36m3，密度为，密度为2.162.22g/cm32.162.22g/cm3，排量，排量0.400.80m3/min0.400.80m3/min，立压，立压23.65MPa23.65MPa，套压，套压23.70 Mpa

12、23.70 Mpa。.元坝272-1H井喷事故分析10:48用单车全部经过液气分别器循环，排量0.400.80m3/min，返出混浆大约11.50m3，13:35用单车经过液气分别器循环，开场回收泥浆，排量0.90m3/ min，检测出口泥浆密度为2.162.24g/cm3，氯离子为8000ppm，立压23MPa降为13MPa ，套压21.5 MPa降为12MPa，延续点火，火焰呈橘黄色，焰高23m，累计注入密度2.382.40 g/cm3的重浆199 m3。 第二阶段：8日13:35开井活动钻具，钻具处于自在形状。后继续关井，15:07套压013.3Mpa。15:10开泵节流循环压井，排量0

13、.9m3/min，套压控制在1417 MPa、立压2023 MPa，火焰高23m，16:22累计注入2.382.40g/cm3的重浆63 m3停泵关井。由于现场重浆缺乏，决议停顿继续压井，集各方力量贮藏重浆。.元坝272-1H井喷事故分析第三步试挤水泥：第三步试挤水泥：7 7月月9 9日正注水泥浆日正注水泥浆15m315m3，钻具内正挤泥浆，钻具内正挤泥浆43m343m3，环空反挤，环空反挤2.5m32.5m3，关井候凝至，关井候凝至1313日日10:1810:18套压套压1824.9MPa1824.9MPa、立压、立压19.827.8MPa19.827.8MPa。效果：停泵关井候凝，立压效果

14、：停泵关井候凝，立压19.5MPa19.5MPa，套压，套压19MPa19MPa，候凝。，候凝。第四步泄压开井、察看、起钻：泄压开井后未见泥浆及气体返第四步泄压开井、察看、起钻：泄压开井后未见泥浆及气体返出，立、套压为出，立、套压为0 0，由于泥浆稠化无法建立循环最高蹩至，由于泥浆稠化无法建立循环最高蹩至42MPa42MPa未通。关井察看至未通。关井察看至1515日日11:4011:40无异常情况后起钻，至无异常情况后起钻，至1616日日1:451:45起钻完发现中心管断裂，对断落的中心管部件进展套起钻完发现中心管断裂，对断落的中心管部件进展套铣打捞，至铣打捞，至7 7月月2424日日1:00

15、1:00打捞落鱼出井，期间为压稳气层钻井打捞落鱼出井，期间为压稳气层钻井液密度提至液密度提至2.50g/cm32.50g/cm3。至此，溢流处置终了。至此，溢流处置终了。.元坝272-1H井喷事故分析缘由分析：缘由分析：一下完套管到固井以前循环的五周来分析，没有压稳气一下完套管到固井以前循环的五周来分析，没有压稳气层，详细表如今进出口密度差大于层，详细表如今进出口密度差大于0.02g/cm3切出口泥浆切出口泥浆密度没有稳定；气测录井显示全烃时高时低，没有稳定。密度没有稳定；气测录井显示全烃时高时低，没有稳定。0.000010.000020.000030.000040.000050.000060

16、.000070.000080.000090.0000100.0000050100150200250300350400450第一周循环全烃变化（13:01-19:47）第二周循环全烃变化（19:47-1:18）第三周循环（1:18-6:05）.元坝272-1H井喷事故分析0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0016111621263136414651566166717681869196101106111116121126131136141146151156161166171176181186191196201206211216221226231236241第四

17、周 入口第四周 出口第四周 全烃值.元坝272-1H井喷事故分析第周围循环泥浆进出口密度曲线0.000.501.001.502.002.501815222936435057647178859299106113120127134141148155162169176183190197204211218225232239第四周 入口第四周 出口.元坝272-1H井喷事故分析.元坝272-1H井喷事故分析缘由分析：缘由分析：二固井施工过程中，环空当量液柱压力降低，未能二固井施工过程中，环空当量液柱压力降低，未能压稳地层流体，是出现溢流的直接缘由。压稳地层流体，是出现溢流的直接缘由。1先导浆密度缺乏，导

18、致环空液柱压力降低。先导浆密度缺乏，导致环空液柱压力降低。经查阅综合录井数据，经查阅综合录井数据，2021年年7月月7日日12：40开场用大泵开场用大泵注入先导浆，注入先导浆，12:53排量稳定后排量稳定后75冲冲/min，立压为，立压为12.30MPa，后随着立压逐渐上升，至，后随着立压逐渐上升，至13:17，立压最，立压最高到达高到达15.07MPa。分析以为注入先导浆立管压力继续。分析以为注入先导浆立管压力继续升高升高23MPa的缘由，应属先导浆密度偏低所致，按泵的缘由，应属先导浆密度偏低所致，按泵压升高压升高3MPa计算，先导浆密度仅为计算，先导浆密度仅为2.10g/cm3，低于，低于

19、井浆密度井浆密度2.18g/cm3。低密度先导浆进入环空后，将。低密度先导浆进入环空后，将进一步降低环空液柱压力，计算显示，进一步降低环空液柱压力，计算显示，2.10 g/cm3先先导浆返至导浆返至127mm钻杆，静液柱压力降低钻杆，静液柱压力降低0.8Mpa左右。左右。.元坝272-1H井喷事故分析缘由分析：缘由分析：一、固井施工过程中，环空当量液柱压力降低，一、固井施工过程中，环空当量液柱压力降低，未能压稳地层流体，是出现溢流的直接缘由。未能压稳地层流体，是出现溢流的直接缘由。1先导浆密度缺乏，导致环空液柱压力降低。先导浆密度缺乏，导致环空液柱压力降低。0.005.0010.0015.00

20、20.0025.0030.00123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28系列1.元坝272-1H井喷事故分析2先后注入共先后注入共10m3低密度冲洗液，在大肚子井段顶替效率低，导低密度冲洗液，在大肚子井段顶替效率低，导致环空液柱压力进一步降低。致环空液柱压力进一步降低。7月月7日日13:2513:30，水泥车注冲洗液，水泥车注冲洗液5.0m3密度密度1.05g/cm3，14:00水泥车注入加重隔离液水泥车注入加重隔离液16m3密度密度2.21g/cm3，然后再注入，然后再注入冲洗液冲洗液5.0m3密度密度

21、1.05g/cm3，先后共注入低密度冲洗液共，先后共注入低密度冲洗液共10m3。从从5月月13日的实钻施工情况，钻穿嘉二水层后，在井浆密度日的实钻施工情况，钻穿嘉二水层后，在井浆密度2.08g/cm3的条件下进展起下钻作业，下钻循环有严重的水浸景象，共排放低于的条件下进展起下钻作业，下钻循环有严重的水浸景象，共排放低于1.71g/cm3混浆混浆48.54m3，排放卤水密度最低为，排放卤水密度最低为1.05g/cm3，氯根，氯根46000ppm，推算嘉二水层当量密度为，推算嘉二水层当量密度为2.05g/cm3左右，水层压力约为左右，水层压力约为120MPa。.元坝272-1H井喷事故分析本井因三

22、开裸眼段为全部封固，给四开固井带来复杂的井眼条件。三开完钻井深4978m，地层为雷三段，282.6mm套管下深4292.34m，尚余685m未进展套管固井，环空容积高达53.29l/m。冲洗液在低密度、低粘度、低返速条件下，在大肚子井段顶替效率较低。经过兰德马克软件对施工过程进展压力模拟，按照先导浆体密度2.1g/cm3，顶替效率80%进展模拟计算，嘉二段水层最低ECD为2.03g/cm3，静止当量密度1.97 g/cm3，在部分时间低于嘉二水层压力。7月15:4550，停泵释放胶塞，此时共注入前置液26m3，水泥浆93m3，总共注入流体119m3，管内容积92.5m3，返出管鞋26.5m3，

23、隔离液顶界井深约为5468m左右，第一段低密度冲洗液段长为210m，位于嘉二水层58955909m以上，该段冲洗液直接降低液柱压力2.32MPa。而此时停泵，环空流动降为0MPa。兰德马克软件模拟出嘉二水层液柱当量密度为2.02g/cm3，低于嘉二水层压力，导致嘉二水层溢流进入井筒。之后总注入量140m3时，动态ECD低于2.05 g/cm3。嘉二将继续出水。.元坝272-1H井喷事故分析模拟条件：先导浆体密度2.1g/cm3、顶替效率80%：须二气层：井深4465m处最低ECD为2.02g/cm3，静止当量密度2.0g/cm3。.元坝272-1H井喷事故分析 嘉二水层：5900m处最低ECD

24、为2.03g/cm3，静止当量密度1.97 g/cm3。.元坝272-1H井喷事故分析飞二气层：井深6420mTVD6300m最低ECD为2.06g/cm3，静止当量密度1.99g/cm3。.元坝272-1H井喷事故分析 以上模拟的顶替效率以上模拟的顶替效率80%的情的情况，如冲洗液顶替效率如低于况，如冲洗液顶替效率如低于80%，作用在嘉二水层的静态和动态压力作用在嘉二水层的静态和动态压力将进一步降低，出水溢流情况还将将进一步降低，出水溢流情况还将进一步恶化。进一步恶化。.元坝272-1H井喷事故分析 3嘉二出水进一步降低液柱压力，嘉二出水进一步降低液柱压力，导致飞仙关气层失稳，溢流转化为井导

25、致飞仙关气层失稳，溢流转化为井涌。涌。 元坝元坝272-1H三开固井因三开固井因282.6mm套套管未究竟，下深管未究竟，下深4292.34m，尚余，尚余685m须家河组裸眼未封固，录井解须家河组裸眼未封固，录井解释此段须家河组有三个气层：释此段须家河组有三个气层：4460.54462.00m、4464.004465.00m、4735.504736.00m。根据揭开嘉陵江。根据揭开嘉陵江水层前起钻后效看，在水层前起钻后效看，在2.08 g/cm3条条件下须家河气层完全压稳无后效显示。件下须家河气层完全压稳无后效显示。而而5月月12日揭开嘉陵江水层后因环空日揭开嘉陵江水层后因环空泥浆水浸后折算当

26、量密度泥浆水浸后折算当量密度1.85 g/cm3气浸景象明显。气浸景象明显。 2021年年6月月11日揭开飞仙关气层后，日揭开飞仙关气层后，录井解释录井解释63926452m井段为井段为4个气层个气层以及裂痕性气层，以及裂痕性气层，7月月2日静停日静停85h后后后效全烃到达后效全烃到达77%；另根据邻井资料；另根据邻井资料显示，飞仙关气层压力到达显示，飞仙关气层压力到达1.93-1.95g/cm3。 经过兰德马克软件，模拟嘉二段出水，经过兰德马克软件，模拟嘉二段出水，浸入井筒量到达浸入井筒量到达5m3、10m3的飞二的飞二压力情况，飞仙关段气层压力情况，飞仙关段气层64366452m、TVD6

27、300mECD降降低至低至1.982.02g/cm3，静液柱压力最，静液柱压力最低低1.911.97 g/cm3，所以嘉二出水后，所以嘉二出水后，将进一步导致飞仙关气层失稳，气体将进一步导致飞仙关气层失稳，气体浸入井筒，并随气侵钻井液上返。浸入井筒，并随气侵钻井液上返。.元坝272-1H井喷事故分析嘉二出水嘉二出水5m3，飞仙关压力情况模拟，飞仙关压力情况模拟 ECD 最低为最低为2.02，静止最低为，静止最低为1.97。.元坝272-1H井喷事故分析嘉二出水嘉二出水10m3，飞仙关压力情况模拟，飞仙关压力情况模拟 ECD 最低为最低为1.98，静止最低为，静止最低为1.91。.元坝272-1

28、H井喷事故分析同时经过对气样组分进展分析，也可以验证气体来源为飞仙关：本井在节流循环时，将气管线放置在分别器泥浆出口处采集气样，进展色谱分析，组分中含有C1，无C2，与飞二段油气显示及后效显示井段组分特征根本一致，分析以为节流气样以飞二段气层为主。.元坝272-1H井喷事故分析 气浸之后，随着环空液柱压力进一步降气浸之后，随着环空液柱压力进一步降低，环空当量密度进一步降低至低，环空当量密度进一步降低至1.80g/cm3以下，诱发须家河气层失稳，多层位大量气以下，诱发须家河气层失稳，多层位大量气体侵入井筒后，溢流逐渐转化为井涌。体侵入井筒后，溢流逐渐转化为井涌。.元坝272-1H井喷事故分析三、

29、固井过程中，未能三、固井过程中，未能及时发现溢流，是溢流处置及时发现溢流，是溢流处置复杂化、事件后果扩展化的复杂化、事件后果扩展化的直接缘由。直接缘由。假设溢流可以被及时发现，假设溢流可以被及时发现，并且按照井控作业程序采取并且按照井控作业程序采取有效的措施，可以防止本次有效的措施，可以防止本次溢流转化为井涌等复杂情况。溢流转化为井涌等复杂情况。但元坝但元坝272-1H井在替浆过程井在替浆过程中泥浆罐满呵斥向污水池排中泥浆罐满呵斥向污水池排放泥浆，导致在替浆过程中放泥浆，导致在替浆过程中无法准确计量液面，无法及无法准确计量液面，无法及时发现溢流。时发现溢流。替浆过程中在总替浆量为替浆过程中在总

30、替浆量为79.5m3时，泵压由时，泵压由7.5Mpa降至降至4.9Mpa，继续替浆，继续替浆92.5m3，泵压逐渐降到，泵压逐渐降到0MPa后才终了替浆，停泵后才终了替浆，停泵后发现井口不断流，进展坐后发现井口不断流，进展坐封封隔器，强起钻具后关井。封封隔器，强起钻具后关井。在发现泵压异常后，未及时在发现泵压异常后，未及时判别井下情况，继续替浆判别井下情况，继续替浆13m3这段时间约这段时间约10min，未能及时关井。而停泵至关未能及时关井。而停泵至关井共耗时井共耗时17min，井内继续，井内继续溢流井涌，计算超越溢流井涌，计算超越30m3泥浆被推出环空，环空液面泥浆被推出环空，环空液面高度约

31、高度约1000m，所以，所以17:23关关井求压，至井求压，至18:00套压逐渐套压逐渐上升至上升至49Mpa，立压上升至，立压上升至30Mpa，压井难度大幅添加。，压井难度大幅添加。.元坝272-1H井喷事故分析0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0016:30:1316:32:1316:34:1316:36:1316:38:1316:40:1316:42:1316:44:1316:46:1316:48:1316:50:1316:52:1316:54:1316:56:1316:58:1317:00:1317:02:1317:04:1317:06:1317:

32、08:1317:10:1317:12:1317:14:1317:16:1317:18:1317:19:1317:20:4317:22:4317:24:43立压入口流量出口流量.元坝272-1H井喷事故分析0.00005.000010.000015.000020.0000050100150200250300350400第五周循环至替浆完全烃变化情况第五周循环至替浆完全烃变化情况第五周循环至替浆完全烃变化情况0.005.0010.0015.0020.0025.0030.00050100150200250300350400第五周循环至替浆完立压变化情况第五周循环至替浆完立压变化情况第五周循环至替浆完

33、立压变化情况.元坝272-1H井喷事故分析 四、固井施工设计密度现场取值不准，出四、固井施工设计密度现场取值不准，出现失误。现失误。 经查阅经查阅，设计设计“1.1.3钻井液性能中钻井液密度值为钻井液性能中钻井液密度值为2.12g/cm3，现场调查时间为，现场调查时间为2021年年6月月13日，日，实践本井至实践本井至5月月13日压稳嘉二水层后，钻井液日压稳嘉二水层后，钻井液入口密度曾经到达入口密度曾经到达 2.18g/cm3。与实践值不符。与实践值不符。.元坝272-1H井喷事故分析教训、认识教训、认识此次溢流，是西南油气分公司少有的固井此次溢流，是西南油气分公司少有的固井溢流复杂情况，虽然

34、进展压井、挤水泥溢流复杂情况，虽然进展压井、挤水泥等作业措施处置得当，未呵斥人员伤亡等作业措施处置得当，未呵斥人员伤亡和环保事件，但依然为比较严重的井控和环保事件，但依然为比较严重的井控事件。表如今一是由于关井套压高达近事件。表如今一是由于关井套压高达近50MPa，接近套管的抗内压极限，给后续，接近套管的抗内压极限，给后续压井处置带来大井控风险；二是尾管段压井处置带来大井控风险；二是尾管段水泥被地层溢出流体推走，尾管段固井水泥被地层溢出流体推走，尾管段固井质量不好，这些给元坝气田的高效开开质量不好，这些给元坝气田的高效开开展带来不利影响，教训非常深化；三是展带来不利影响，教训非常深化；三是对于

35、如此复杂的工程施工，虽然各级指对于如此复杂的工程施工，虽然各级指点都非常注重，但表如今现场上延续的点都非常注重，但表如今现场上延续的出现失误没有发现，最终导致严重的溢出现失误没有发现，最终导致严重的溢流发生。在元坝流发生。在元坝272-1H四开尾管固井井四开尾管固井井溢流事件中，有以下教训和认识：溢流事件中，有以下教训和认识：.元坝272-1H井喷事故分析 1、对井况复杂性认识缺乏，对潜在的、对井况复杂性认识缺乏，对潜在的井控风险预见不到位。井控风险预见不到位。 本次尾管固井存在特殊性，但技术人本次尾管固井存在特殊性，但技术人员仍以常规思绪处置员仍以常规思绪处置“非常规井眼：非常规井眼： 因三

36、开因三开282mm套管未下到位，本次套管未下到位，本次四开尾管固井将封固段长为四开尾管固井将封固段长为686m的的314.1mm大井眼井段，环空容积到达大井眼井段，环空容积到达53.29 l/m。工程技术人员为提高大环。工程技术人员为提高大环空固井质量，采用了前后各空固井质量，采用了前后各5m3，加大，加大冲洗液用量的方法，以期望进一步提冲洗液用量的方法，以期望进一步提高冲洗效率。但忽略了加大低密度冲高冲洗效率。但忽略了加大低密度冲洗液能够导致的井控风险。洗液能够导致的井控风险。 同时由于目前的西南油气田四川工区同时由于目前的西南油气田四川工区的固井设计编制及审查，从未要求冲的固井设计编制及审

37、查，从未要求冲洗液，尤其是低密度冲洗液，要根据洗液，尤其是低密度冲洗液，要根据顶替效率来复核压稳情况，所以这也顶替效率来复核压稳情况，所以这也是本井设计人员和审批人员未能发现是本井设计人员和审批人员未能发现本井存在部分简短未压稳的客观缘由。本井存在部分简短未压稳的客观缘由。.元坝272-1H井喷事故分析 2、固井期间难以延续、准确监测液面，未、固井期间难以延续、准确监测液面，未能及时发现溢流。能及时发现溢流。 从施工过程看，溢流是在替浆将近终了时发从施工过程看，溢流是在替浆将近终了时发现的。从关井后套压上涨速度分析，溢流在现的。从关井后套压上涨速度分析，溢流在替浆过程曾经发生，但现场任务人员未能在替浆过程曾经发生，但现场任务人员未能在早期发现溢流，从而延误了关井时间，早期发现溢流，从而延误了关井时间， 1前期施工井内情况正常，套管下放到前期施工井内情况正常，套管下放到位后循环也正常，这在一定程度上降低了对位后循环