泰来2井三级井喷事故分

1、 泰来泰来2 2井三级井喷事故情况汇报井三级井喷事故情况汇报 中国石化勘探南方分公司2012年7月15日一、基本情况二、发生和处理经过三、技术原因分析四、认识与体会五、对相关责任人的处理汇报提纲泰来2井三级井喷事故情况汇报一).地理位置地理位置地理位置 川东南探区中部，重庆市忠县拔山镇朝阳村六组，忠县西部距县城约28公里。构造位置构造位置 四川盆地川东高陡褶皱带拔山寺向斜。 一.基本情况 井别：井别：预探井 井型：井型：直井 设计井深：设计井深：5720m 目的层位：目的层位：主探上二叠统长兴组，兼探下三叠统飞仙关组和下二叠统茅口组。其中飞仙关组产层位置在飞二段，井深49004920m,长兴组

2、产层在51905220 m、53005340m两个井段。 完钻层位：完钻层位：下二叠统茅口组 完钻原则：完钻原则：进入下二叠统茅口组200m，井底50m无油气显示完钻。 完井方式：完井方式：套管完井二).设计简况一.基本情况三).工程简况施工组织施工组织 业主单位：中国石化勘探南方分公司 钻井施工：中原西南钻井公司70735ZY钻井队 录井施工：胜利地质录井公司202队各次开钻时间各次开钻时间一开：2011年9月23日15:00二开：2011年10月7日21:00三开：2011年11月14日23:00一.基本情况三).工程简况(续)三开井段钻开的主要产层三开井段钻开的主要产层 飞三段鲕粒灰岩，

3、4960.004963.60m，1.50g/cm3钻开，C：0.12%7.98%，未加重，油气上窜速度11.9m/h。 长兴组灰色灰岩，5234.005235.00m，1.50g/cm3钻开，C：1.81%27.67%，加重至1.60 g/cm3，油气上窜速度18.90m/h。 长兴组灰色生屑灰岩，井段5236.00 5238.47m，1.60g/cm3取心，C：10.81% 99.84%，加重至1.96 g/cm3，油气上窜速度12.50m/h。 长兴组灰色硅质灰岩，井段5407.00 5409.00m，1.96g/cm3钻开,C：0.39% 81.62%，发生井喷事故。一.基本情况三).工

4、程简况(续)井控基本工作条件井控基本工作条件 井控装置：井控装置：70MPa万能+105MPa双闸板2套 上层套管承压：上层套管承压：井口段0802m，273.1mm 110TSS 17.32mm外加厚套管，抗内压强度为81.30MPa。其余为273.1mm TP110TSS 13.93mm套管，抗内压强度为67.66 MPa。 承压情况承压情况: :井深4105.82m，嘉四段,1.52g/cm3钻井液，井底当量密1.83g/cm3、技套套管鞋当量密度1.94g/cm3未漏。一.基本情况三).工程简况(续)井控基本工作条件井控基本工作条件(续续) 低泵冲试验低泵冲试验: :钻井液密度1.96

5、g/cm3，井深5430m，单凡尔排量8 l/s，泵压4.8MPa。 钻具结构：钻具结构：241.3mmHF637GL+(630630)+(631410)+178mm减震器+238mm扶正器+(411410)止回阀+177.8mm无磁钻铤+177.8mm钻铤(9根)+(4114A10)+158mm钻铤(11根)+(4A11410)+(411410)旁通阀+127mm加重(15根)+127mm钻杆+方保接头(411410)+下旋塞+六方方钻杆 体积参数：裸眼段井径扩大率按1.05计算，井筒总容积265.08m3、钻具内容积50.27m3，钻具环空容积196.35m3，除井内钻具外的井筒容积246

6、.62m3。一.基本情况一、基本情况二、发生和处理经过三、技术原因分析四、认识与体会五、对相关责任人的处理汇报提纲泰来2井三级井喷事故情况汇报二.发生和处理经过 钻开产层钻开产层: :2012年2月20日13:35，用密度1.96 g/cm3的钻井液钻至井深5407.005409.00m，钻时13499min。循环一个迟到时间，全烃值由81.62%迅速恢复到基值，保持钻井液密度1.96 g/cm3继续钻井。岩性：灰色硅质灰岩(薄片见两条裂缝和缝合线)，层位：长兴组。 三开中完：三开中完：2012年2月22日21:00钻进至井深5430.00m，进入吴家坪14m三开中完完钻。 处理钻井液处理钻井

7、液: :2月22日21:00至23日2:00循环，其中2月22日14:30-24:00进行了钻井液性能调整。进口钻井液密度由1.96 g/cm3 降至1.94g/cm3，出口密度由1.96 g/cm3降至1.92g/cm3，全烃值维持0.4-0.5%。 一).发生过程长兴组底界长兴组下部气层长兴组上部气层长兴组底界长兴组下部气层长兴组上部气层 短起下钻：短起下钻：2月23日2:00至4:30，短起下10柱，短起下钻井段5110.00-5430.00m，耗时2.5h。 循环循环测后效发现溢流：测后效发现溢流： 2月23日4:35-6:11，上提钻头位置至5429.00m循环，排量1.4 m3/m

8、in，泵压16.5MPa。其中5:30钻井坐岗记录显示液面上涨1.1 m3， 5:40出现后效显示，6:11气测全烃值70.78，槽面无色米粒气泡占40，缓冲罐槽面上涨30.0cm， 钻井液出口密度由1.93 g/cm3下降至1.60 g/cm3，粘度由98s上升至103s，池体积增加1.52 m3。 关关防喷器：防喷器：6:116:16停泵关防喷器，准备通过节流管汇、液气分离器循环排污。二.发生和处理经过一).发生过程(续) 关井观察：关井观察： 2月23日7:55停泵关井，关井套压34MPa。7:55-9:45关井观察，立压0MPa (钻具内有止回阀），套压41.2MPa。 循环排污：循环

9、排污：2月23日6:25单凡尔开泵，排量8L/s，节流阀全开循环排污。进口泥浆密度1.96g/cm3，出口泥浆密度1.82g/cm3，点火成功，橘黄色火焰高6-8m，立压0MPa，套压由3.09MPa不断上升。7:30套压升至9.69MPa,7:48套压升至19.29MPa。二.发生和处理经过一).发生过程(续) 1. 1.正循环压井钻具断正循环压井钻具断 前期情况前期情况 点火后放喷65min，关井110min后立压0MPa、套压41.2MPa，仍持续上涨。 开泵压井泵满钻具内容积后仍没有立压。 钻井液状况：储备浆2.00g/cm3 60m3、1.85g/cm3 420m3、1.20g/cm

10、3 360m3，循环浆1.94g/cm3 80m3。二.发生和处理经过二).处理过程 1. 1.正循环压井钻具断正循环压井钻具断( (续续) ) 处置时重点考虑的因素处置时重点考虑的因素 储备不足。钻井液密度偏低，即使建立起液柱也压不住井。 继续正压井。如果液柱在不断建立，套压会逐步降低。如果液面没有向上，井眼可能已被压漏，继续泵入的钻井液可能全部漏入地层，环空液面不上涨，浪费本来就不足的资源，情况会进一步恶化乃至失控。 停止正压井。如果液柱没能不断建立，可保留更多资源，给准备工作提供更长安全保证时间。但如果液柱已在建立过程中，停止正注将会失去一个快速削减风险的机会。另外，关井压力可能继续上涨

11、，还会把环空残存的钻井液挤入地层，还可能造成钻具损坏。 不具备反循环压井、反推压井的条件。井口承压低，高压管汇只有35MPa，没有压裂车。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 1. 1.正循环压井钻具断正循环压井钻具断( (续续) ) 实施方案实施方案 继续正循环压井。 关闭环空以利于液柱建立，立压起压后再节流排气，努力建立循环。 入井浆密度尽量高，尽量维持在2.00g/cm3以上，并加足除硫剂（10%）。 地面抓紧准备500m3、2.20g/cm3以上重浆。 现场加重料保持500t以上，其它处理剂充足。 抓紧组织4套千型以上压裂车到井，注意带好管汇、流程、单向阀。 二.发生和处理经过二).

12、处理过程(续) 1. 1.正循环压井钻具断正循环压井钻具断( (续续) ) 实施效果实施效果 2月23日9:4510:51，关闭环空单凡尔泵入密度2.00g/cm3钻井液压井，立压为0 MPa，套压41.2MPa，泵入泥浆51.97 m3。10:51悬重由172t下降至10.17t，立压突然上升至21.25MPa，套压43.12MPa，停泵，钻具断落。二.发生和处理经过二).处理过程(续)悬重悬重立压立压图图1.1.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线11正循环压井钻具断落正循环压井钻具断落1#1#泵泵冲泵泵冲套压套压悬重悬重套压套压悬重悬重套压套压立压立压悬重悬重套压套压1#1#泵泵冲

13、泵泵冲立压立压悬重悬重套压套压 2. 2.间断置换法降压间断置换法降压 现场基本状况现场基本状况 储备浆：2.00g/cm3 100m3、1.85g/cm3 420m3、1.20g/cm3 360m3。 循环浆：1.94g/cm3 80m3。 其它准备工作情况没有改变。 综合判断钻具断点井深在1000m左右，断点以上钻具内容积9.26m3 (实际为14.32m3) 、环空容积35.39m3(实际为54.25m3)，断点以下钻具外环空容积160.96m3(实际为142.10m3)，三者总计205.61m3 (实际为210.67m3)。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 2. 2.间断置换法降

14、压间断置换法降压( (续续) ) 处置时重点考虑的因素处置时重点考虑的因素 地面没有合适的压井液。 压井泵注机具只有2台钻井液泵。 井口承压宜控制在60MPa以内，地面管线承压宜控制在25MPa以内。 继续正循环压井：降压效果差；压井液只能在短时间内维持，损失补充不及，一旦跟不上情况可能大恶化；可能越压井口压力越高；钻具可能继续氢脆。 反循环压井：不具备实施条件，开不通泵；放压可能越放越活。 反推压井：井口、地面承受不了，没有反推机具。 吊灌：能否维持、维持多长时间的相对平稳不清楚；钻具可能继续氢脆。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 2. 2.间断置换法降压间断置换法降压( (续续) )

15、 实施方案实施方案 置换法降压：钻杆内定期强行注入压井液后(每15min注入3m3)，套管环空控压放出同等体积的气体，用钻井液逐步取代原来井筒内气体占据的体积，逐步增加井筒内有效液柱压力，减小井口压力。目标为争取1天准备时间、力争降压10MPa以上。 工艺保障：前期先套管放气、后钻杆内注浆，后期先钻杆内注浆、后环空放气。 井口挂双死卡，防止放火箭。 入井压井液密度尽量高，能达到2.40g/cm3最好，至少要在2.00g/cm3以上，同时除硫剂含量10%，pH11。 利用置换法压井争取的时间抓紧作大型压井的准备工作，加重压井液密度改为2.30g/cm3以上，其它准备要求不变。 井口压力降至井口承

16、压有余地(套压30MPa)、地面准备充足时反推压井。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 2. 2.间断置换法降压间断置换法降压( (续续) ) 实施效果实施效果 2月23日10:51-18:52,间断正泵入密度2.00g/cm3钻井液88.91 m3置换压井,立压21.25MPa18.01 MPa，套压41.2MPa 29.01MPa，悬重10.17t 17t。期间节流放喷排气，火焰高度6-8m，火焰呈橘红色(部分火焰发蓝)。二.发生和处理经过二).处理过程(续)图图2.2.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线22间断置换法降压间断置换法降压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压立压立

17、压套压套压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压图图2.2.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线22间断置换法降压间断置换法降压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压 3. 3.连续置换法降压连续置换法降压 现场基本状况现场基本状况 储备浆：2.00g/cm3 100m3、1.85g/cm3 350m3、1.20g/cm3 360m3。 循环浆：2.00g/cm3 70m3。 其它情况未变。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 3. 3.连续置换法降压连续置换法降压( (续续) ) 处置时重点考虑的因素处置时重点考虑的因素 用间断置换法已大幅度削减了风险，降压情况明显，降压速度缓慢。 已经

18、基本具备反推压井的压力条件。 反推机具未到位。 压井液现场准备仍不足以进行成功的压井作业,2.00g/cm3重浆现场有170m3，部分外部拉运浆已接近井场。 其它情况未变。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 3. 3.连续置换法降压连续置换法降压( (续续) ) 实施方案实施方案 用连续置换法降压压井，单凡尔从钻具内注入压井液，同时从环空小排量放气(利用密封不严的节流阀)，用强行注入的压井液逐步替换环空存气，以加快降压速度，尽快消减风险。 泵入压井液密度尽量高，至少高于2.00g/cm3，PH11，除硫剂浓度10%。 当现场2.00g/cm3重浆剩余100m3时，即使效果不好也须停止连续置

19、换法降压压井，改回间断置换法降压压井。 其余准备工作按原要求抓紧进行。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 3. 3.连续置换法降压连续置换法降压( (续续) ) 实施效果实施效果 2月23日19:09-23:29连续正注入2.00g/cm3钻井液43.16 m3置换压井,立压18.01 MPa 9.96MPa,套压29.01MPa11.2MPa，悬重17t26.66t，焰高2-3m。23:25井口开始返出钻井液，23:29 23：36停泵，立压9.37 MPa，套压9.77MPa。二.发生和处理经过二).处理过程(续)图图3.3.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线33连续置换法降压

20、连续置换法降压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压悬重悬重立压立压套压套压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压图图3.3.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线33连续置换法降压连续置换法降压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压 4. 4.节流循环法置换降压节流循环法置换降压 现场基本状况现场基本状况 储备浆：2.00g/cm3 110m3、1.85g/cm3 350m3、1.20g/cm3 360m3。 循环浆：2.00g/cm3 70m3。 2000型压裂车已到井场。 元坝储备浆开始抵达现场。 其它情况未变。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 4. 4.节流循环法置换降压节流循环法

21、置换降压( (续续) ) 处置时重点考虑的因素处置时重点考虑的因素 保障能力增强，能允许更大的损耗。 连续置换法井口返液，井筒内充满了污染浆、气柱。 全井反推压井：压井液数量和密度都不足，一次反推压稳不可能。 部分反推法压井：可以提高井口段液柱质量，提高井口平稳性。但也可能压漏地层，使后期建立有效液柱困难。 节流循环排气：剩余钻柱环空的气柱可能被推倒井口引起复杂，下部井筒内、产层内天然气可能继续上窜。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 4. 4.节流循环法置换降压节流循环法置换降压( (续续) ) 处置方案处置方案 节流循环置换压井：单凡尔节流循环，将剩余钻具的外环空内的存气尽量排除。下部

22、井筒内的气滑脱、运移到剩余钻具外环空时，争取分散循环到井口排除。确保井口段不出现大段高压气柱，确保井口安全，同时为反推压井的准备工作争取时间。 如果出现漏失，只要是有返出且漏失量能被接受，要坚持一周以上把剩余钻具外环空的污染排尽。 正常情况下控压合适-准确计量，确保井筒处于微漏状态，尽量减少地层继续出气。 泵入压井液密度维持在2.00g/cm3左右，PH11，除硫剂浓度10%。 现场至少剩余2.00g/cm3以上重浆100m3以上。 2套压裂车正循环，2套反循环，接好流程，试压70MPa合格备用。 点火口保持长明火。 地面继续做好反推压井准备， 2.30g/cm3以上可泵出重浆争取备600m3

23、以上。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 4. 4.节流循环法置换降压节流循环法置换降压( (续续) ) 处置效果处置效果 2月24日0:00-16:50节流循环排气。控制立压10.00-11.00MPa,进口密度2.02g/cm3，出口密度1.93-1.95g/cm3，火焰高0-3m，火焰呈橘红色(部分火焰发蓝)，套压维持在8.75-10.13MPa。二.发生和处理经过二).处理过程(续)图图4.4.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线44节流循环法置换降压节流循环法置换降压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压立压立压套压套压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压图图4.4.泰来泰来

24、2 2井压井施工曲线井压井施工曲线44节流循环法置换降压节流循环法置换降压1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压 5. 5.平推法压井平推法压井 现场基本状况现场基本状况 井场压井液：2.15-2.30g/cm3 400m3、1.95-2.00g/cm3 300m3。 已连接好2000型压裂车流程，并试压70MPa合格。 普光储备浆开始抵达现场。 其它情况未变。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 5. 5.平推法压井平推法压井( (续续) ) 处置时重点考虑的因素处置时重点考虑的因素 正、反循环压井无法压稳。主要高压产层接近井底，压力系数不清楚，全井要2.20g/cm3左右压井液才能压稳，靠

25、钻具断落后井口段提高密度无法压稳。 反推压井有较好的实施条件。244.5mm技套下深较深，下至2957.11m，至少在技套内用重浆建立质量较高的液柱的把握性较大。 反推压井也可能出现一些复杂。肯定会引起井漏，漏点越靠上越难处理，可能降低井筒本来的承压能力，可能不能将井筒内的气全部推回地层。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 5. 5.平推法压井平推法压井( (续续) ) 技术方案技术方案 反推法压井。压井液密度2.10g/cm3以上，环空反推超出井口剩余钻具外环空容积后再从钻杆内反推。环空反推采用压裂车推，堵漏浆、钻具内反推采用钻井液泵(同时压裂车做好准备)。尽量连续施工。 优选反推排量。

26、兼顾推气入地层的效果和不对地层造成破坏性压裂的需要，先采用双凡尔施工，再根据实际情况调整。 用堵漏浆提高井眼承压能力，确保能建立一定的液柱。在钻杆内反推期间，先反推常规浆30m3，再推入一罐堵漏浆(30m3)，然后跟进常规浆160m3将堵漏浆推入井底地层10m3。 二.发生和处理经过二).处理过程(续) 5. 5.平推法压井平推法压井( (续续) ) 实施效果实施效果 2月24日17:05-20:50，共计注入2.102.20g/cm3的钻井液280 m3，立压由14.37MPa降至11.29MPa，套压由10.59MPa降至9.24MPa。其中采用压裂车在环空反推钻井液50m3，排量1.10

27、-1.30 m3/min，套压13.75 MPa11.51MPa；使用钻井泵正注钻井液230m3（含6%堵漏泥浆30 m3）。 2月24日20:50至25日15:52关井观察，立压6.15 MPa6.65MPa,套压8.51 MPa8.97MPa。 井下相对稳定，险情基本解除。二.发生和处理经过二).处理过程(续)二.发生和处理经过二).处理过程(续) 5. 5.平推法压井平推法压井( (续续) ) 实施效果实施效果( (续续) ) 反推完成后，关井立压、套压均长时间基本保持稳定。证明地层再未继续向井筒内出气，井内液柱+井口压力已基本将井压稳，井控风险已基本消除。剩下的工作就是将井口剩余压力以

28、提高压井液密度的方式来补偿取代。图图5.5.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线55反推法压井反推法压井2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压立压立压套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压立压立压套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压图图5.5.泰来泰来2 2井压井施工曲线井压井施工曲线55反推法压井反推法压井2#2#泵泵冲泵泵冲立压立压套压套压 6. 6.反推补偿压差、节流循环检验稳定程度：反推补偿压差、节流循环检验稳定程度：大型反推

29、作业2次，共推入2.202.50g/cm3钻井液310m3(含堵漏浆140m3) ；多次节流循环检验油气压稳情况，井口压力降至0MPa，井内液面有小量波动。 7.7.强行起下钻：强行起下钻：在井内状态处于临界点附近强行起下钻。起钻一柱一强灌，每次灌入1.52倍钻具体积钻井液量，中途出现溢流后用节流循环法排除井口段污染，起下钻过程中定期反推段塞。起出钻具1546.82m，剩余鱼长3879.49m，下入卡瓦捞筒至鱼顶。 8.射孔循环：射孔循环：捞上落鱼后上提124t提活，悬重增加40t(由55t95t)，开泵不通，强灌强起7根单根后仍开不通泵。环空间断反推钻井液维持井口安全，3月2日15:40从井

30、深2848m处射孔循环，将上部钻井液密度调匀至2.29g/cm3左右，井下基本稳定，险情解除。二.发生和处理经过二).处理过程(续) 9. 9.打捞落鱼：打捞落鱼：2月28日14:00 5月23日15:00，经过52趟打捞，共捞获落鱼7段总长4027.30m。鱼头埋藏在嘉陵江组地层大肚子井段中且紧贴井壁，施工困难结束打捞。 10.10.填井侧钻：填井侧钻：从5月23日15:00起开始填井侧钻，至2012年7月23日6:00，侧钻至井深 m。 二.发生和处理经过二).处理过程(续)一、基本情况二、发生和处理经过三、技术原因分析四、认识与体会五、对相关责任人的处理汇报提纲泰来2井三级井喷事故情况汇

31、报 直接原因直接原因1.钻井液密度低于压稳需求 因钻井液流变性能较差， 2月22日14:30至24:00，为满足中完需要，钻井队决定调整钻井液性能。考虑到前期碳酸根污染严重，用大剂量石灰乳及稀释剂进行处理。(调查中钻井队确认处理剂都是配成胶液的形式加入，但在钻井液班报中只记录了处理剂加量，未记录胶液的体积)，在处理过程中，钻井液密度由1.96 g/cm3 降至最低1.88 g/cm3(非有意地)，后恢复至1.92 g/cm3。 在前期同一裸眼中长兴组5236.00 5238.47m气层施工中，采用1.96 g/cm3钻井液时油气上窜速度为12.5m/h，已经证实密度不能再下调。三.技术原因分析

32、一).发生的原因 直接原因直接原因2.短起下前未确证压稳情况 调整完泥浆后，23日0:00至2:00循环, 2:00至4:30停泵短起下。主要存在以下问题： 一是短起下前没有循环充分。一个大循环周的时间应为4.5h，0:00至2:00实际只循环了2h。 二是短起前没有充分、认真地观察井口是否有溢流，停泵后立即起钻。三三. .技术原因分析技术原因分析一).发生的原因(续) 直接原因直接原因3.短起下过程中不灌钻井液 查询地质录井坐岗记录和综合录井仪液面监测记录，证实钻井队在短起下10柱钻具的过程中没有灌浆，液柱降低加上起钻的抽吸，使作用在井底附近产层上的液柱当量压力降低。 短起下后开泵循环，测得

33、油气上窜速度高达716 m/h。三.技术原因分析一).发生的原因(续)图图6.6.短起下灌浆记录短起下灌浆记录2#2#泵泵冲泵泵冲灌浆罐液体体积灌浆罐液体体积大钩高度大钩高度1#1#泵泵冲泵泵冲灌浆罐液体体积灌浆罐液体体积大钩高度大钩高度2#2#泵泵冲泵泵冲灌浆罐液体体积灌浆罐液体体积大钩高度大钩高度1#1#泵泵冲泵泵冲2#2#泵泵冲泵泵冲灌浆罐液体体积灌浆罐液体体积大钩高度大钩高度图图6.6.短起下灌浆记录短起下灌浆记录1#1#泵泵冲泵泵冲2#2#泵泵冲泵泵冲灌浆罐液体体积灌浆罐液体体积大钩高度大钩高度 直接原因直接原因4.短起下过程中未确证压稳情况 存在以下两点不足： 一是短起下过程中倒转

34、泥浆，且未做好记录，计量、观察是否发生溢流难度大，没有准确记录加入、倒出的钻井液量，从而根本计量不了是否有溢流、溢流量有多少。 二是在短起下过程中没有有意识地停止作业，灌满钻井液，观察是否有溢流。 三.技术原因分析一).发生的原因(续) 间接原因间接原因1.地质设计压力系数不准且未及时调整 地质设计长兴组地层压力系数为1.25，与实际严重不符。前期钻开产层后就已经确证差异较大，没有及时调整。致使现场工作缺乏有力依据。2.现场施工人员井控素质差 没有建立短起下前必须确证是否能够短起下的理念。 不知道短起下过程中必须有意识地观察溢流。 没有意识到刚好压稳的气井不能轻易降低钻井液密度。 没有意识到起

35、钻不灌浆、起钻抽吸对井内压力平衡影响的严重性。三.技术原因分析一).发生的原因(续) 间接原因间接原因3.施工单位对钻井液处理管控不严 完钻前调整钻井液性能的决定由施工单位钻井液技术人员作出和实施。对此，实施情况施工单位工程人员心存侥幸、疏于管理。 4.相关单位相互监控、制约出现漏洞 调整钻井液性能未及时向甲方监督报告，甲方监督未及时发现和制止作业中出现的差错。 地质录井公司没有发现和提示井队短起过程中未灌浆。 三.技术原因分析一).发生的原因(续) 直接原因直接原因1.用排污的办法压井 短起下后2月23日4:35-6:11循环，钻头位置5429.00m，排量1.4 m3/min，泵压16.5

36、MPa，钻井液从井底返到井口的循环时间为150min。其中5:30钻井坐岗记录显示液面上涨1.1 m3， 5:40出现后效显示，6:11气测全烃值70.78，无色米粒气泡占槽面40，缓冲罐槽面上涨30.0cm， 钻井液出口密度由1.92 g/cm3下降至1.60 g/cm3，粘度由98s上升至103s，池体积增加1.52 m3。 6:116:16停泵关防喷器，准备通过节流管汇、液气分离器循环排污。 6:25 7:28单凡尔开泵，排量8L/s，节流阀全开循环排污，进口钻井液密度1.96 g/cm3，出口泥浆密度1.82g/cm3，点火成功，橘黄色火焰高6-8m，立压0MPa，套压由3.09MPa

37、不断上升。 7:28停泵，7:30套压升至9.69MPa,7:48套压升至19.29MPa。 7:55关井，关井套压34MPa。 7:55-9:45关井观察，立压0 MPa（钻具内有止回阀），套压41.2MPa。三.技术原因分析二).恶化的原因 直接原因直接原因1.用排污的办法压井(续) 存在的主要问题： 一是溢流严重的情况下固执地坚持循环排污一是溢流严重的情况下固执地坚持循环排污 短起后下钻到底进行循环测后效，迟到时间为150min。 4:35开始开泵循环，至5:40仅循环65 min井口就见气显示，油气上窜速度高达716m/h。井下气侵非常严重，未引起应有的警惕，现场仍然认为是正常排后效并

38、坚持继续排。 发现强烈气侵后，钻井队没有采取有效井控措施，坚持循环。液柱压力已经不能平衡地层压力，地层流体继续涌入井筒，直到6:11气测全烃值高达70.28%，槽面见无色米粒气泡，总池体积大量增加。（从综合录井仪曲线及数据查出，此时泥浆总池体积增加12 m3），作业指挥者仍未意识到严重的油气侵将导致井筒钻井液当量密度大幅度下降可能诱发井喷。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 直接原因直接原因1.用排污的办法压井(续) 二是溢流严重无法正常循环的情况下敞压循环二是溢流严重无法正常循环的情况下敞压循环 2月23日6:16井口气侵已严重至不能正常循环排污，技术员决定停泵关防喷器，通过节流管汇的全

39、开节流阀、液气分离器继续循环排污。 6:257:55间断开泵，没有节流控压，立压为0MPa，点火火焰高度6-8m，井筒泥浆大量喷出。 三是井筒压力严重失衡、溢喷强烈的情况下停泵敞放三是井筒压力严重失衡、溢喷强烈的情况下停泵敞放 在关封井器全开节流阀循环期间三次停泵，累计时间达48 min，相当于通过节流管汇直接放喷泄压（根据与钻井技术员及钻井监督的问讯谈话及对综合录井仪曲线的分析，证实停泵时没有关节流阀关井），致使环空亏空严重。套压由3.09MPa不断上升，在井口停泵未关井的情况下， 7:48套压上升至19.29MPa。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 直接原因直接原因1.用排污的办法压

40、井(续) 三.技术原因分析二).恶化的原因(续)图图7.7.泰来泰来2 2井溢流恶化原因分析井溢流恶化原因分析钻井液池总体积钻井液池总体积1#1#泵泵冲泵泵冲立压立压出口排量出口排量出口密度出口密度套压套压2#2#泵泵冲泵泵冲出口密度出口密度 直接原因直接原因2.现场储备不足 2月4日钻井液密度提至1.96g/cm3，23日报表显示现场泥浆材料储备情况为：1.85g/cm3重泥浆540 m3,1.20g/cm3轻泥浆260 m3,2.03 g/cm3重泥浆60 m3。 没有执行设计要求:现场储备高于井浆密度0.2g/cm3的重钻井液504m3 。 没有执行川东北天然气井钻井与井下作业工程安全技

41、术规范:现场应储备高于钻进时最高密度0.2 g/cm3以上的高密度钻井液 。 没有执行川东南项目部关于泰来2井调整储备泥浆密度的通知（川东南工程201203号）生产指令：将储备重浆密度调整至2.18 g/cm3。 后果：现场储备不足，难以成功地组织压井。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 直接原因直接原因3.生产组织困难 历时31:00一次压井的重浆才勉强准备到位。现场配浆基本只能弥补钻井液损失，主要靠调整外部拉运浆以增加有效储备量。普光应急中心的罐车24日15:00才将重浆拉运到现场，从2月23日10:00左右提出配制要求，至24日17:00历时31:00才在现场调整配制出400m3 2

42、.15g/cm3的重钻井液，勉强达到一次压井的需要。 压裂车历时9:00准备到位。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 直接原因直接原因4.集中气段H2S腐蚀钻具 2月22日4:00短起下到底开始循环，5:30见溢流，5:40井口见气，6:25点火成功，7:559:45关井，9:4510:51泵入2.00g/cm3重浆压井。10:51钻具断裂，悬重由172t下降至10.17t，立压21.25MPa，套压43.12MPa。断裂的性质为H2S氢脆 ，断裂的主要原因有： 集中气柱段H2S腐蚀性强。除硫剂对集中气柱腐蚀的减缓作用差，只有在气体穿过下部液体时才有中和作用。 集中气柱不动定点腐蚀相对应的

43、钻具。在停泵和后期关井泵注期间，井口段钻具在2h56min的时间内一直处于集中段气柱的笼罩之下。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 间接原因间接原因1.现场人员井控技术素质差 在油气上窜速度高达716.00m/h的情况下没有意识到井控工作的危险性。 敞口循环，任由气柱膨胀推出气柱上部液体，急剧降低液柱压力，加快地层内流体进入井筒。 停泵敞井放喷，惊慌失措，任由井筒喷空。 在井控风险极大的情况下仍然汇报只是排污。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 间接原因间接原因2.不重视地质提示 2月22日6:04出现后效显示，录井队监测到钻井液池体积增加，立即通知了司钻和地质监督，以泰来2井异常预报

44、通知单（气侵） 方式报钻井队技术员谢公艮,报告池体积增加0.33m3。 钻井队接到地质录井队泰来2井异常预报通知单（气侵） 报告后，签收了“汇报预报及时”。没有高度重视，没有客观分析严重程度，没有按出现溢流后的常规井控措施进行处理，延误了时机。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 间接原因间接原因3.执行力不足 2月2日，泰来2井在取心过程中发现良好油气显示，随即将钻井液密度从1.68 g/cm3提至1.96 g/cm3，2月4日压稳油气层。 2月5日，勘探南方分公司川东南工作部杜文胜上井时，将川东南工作部关于泰来2井调整储备泥浆密度的通知（川东南工程201203号）送达70735ZY钻井队

45、平台经理陈兆祥，要求将储备重浆密度调整至2.18 g/cm3。 陈兆祥向平台支部书记张海芳交待后到南充开会，会后直接回中原休假。至事故发生，该通知一直存放在陈兆祥本人的办公室内，造成钻井队在后期18天的施工过程中，未执行川东南工作部的指令，未对储备浆密度进行调整。三.技术原因分析二).恶化的原因(续) 间接原因间接原因4.重大隐患管理未闭环 川东南工作部下发调整密度指令未通过监督，致使监督始终不知情，没能在工作中督促落实。 川东南工作部自己在下发指令后没人督促落实，此后多次跑井也未提及。三.技术原因分析二).恶化的原因(续)一、基本情况二、发生和处理经过三、技术原因分析四、认识与体会五、对相关责任人的处理汇报提纲泰来2井三级井喷事故情况汇报1.事故性质恶劣 泰来2长兴组井喷事故是一起不顾井控风险调整钻井液性能、降低密度导致井筒压力失去平衡、短起下过程中不灌泥浆形成严重气侵，违反井控基本原