浅谈钻井现场井控问题认识

浅谈钻井现场井控问题认识第一页，共45页。前言

安全是衡量一个企业管理水平的尺码，是企业综合管理水平的体现。

井控安全是石油天然气勘探开发业务中安全工作的重点。第二页，共45页。提纲钻井现场井控安全第三页，共45页。一.井控装备良好

一旦发生溢流，是否能控制井口、关住井，防喷器控制系统是要害；能否压井，节流管汇、液气分离器、防喷管线是关键。因此任何一个组成出现问题，都有可能导致井喷失控。

井控装备第四页，共45页。一.井控装备良好例1：BP公司美国墨西哥海湾钻井平台，发生溢流后，由于防喷器控制系统不起作用，无法关井，溢流导致井喷失控着火。第五页，共45页。一.井控装备良好例2：杏2-J4-320井井喷事故

该井是松辽盆地中央坳陷区大庆长堰杏树岗背斜构造上钻的一口调整井钻至井深744m时

停钻处理，钻井液准备加重，停钻时钻井液密度为1.25g/cm³，加入清水12m³，钻井液密度降至1.18g/cm³，发现溢流后，关井未成功，导致井喷失控。

第六页，共45页。一.井控装备良好

这两个例子说明:

防喷器控制系统必须按规定安装好，定期检查保养，如果发生溢流，不能实施关井，如同未装防喷器进行钻井作业，发生溢流容易酿成井喷失控。第七页，共45页。一.井控装备良好

注：A：违章指挥B：违章操作C：配套问题D：安装问题

E：维护保养F：管理疏忽

2016年1-6月公司现场井控问题集中在安装、维护保养、管理疏忽三个方面，其中维护保养问题最多共47个，占问题总数的37.90%；其次是管理疏忽，共40个，占问题总数的32.26%；安装问题共34个，占问题总数的27.42%。第八页，共45页。一.井控装备良好

维护保养问题最多，主要表现在节流、压井管汇上压力表未归零、气液控制管线漏油、漏气、考克开关不灵活等；

管理疏忽问题，主要表现在闸门挂牌及开关状态错误液面报警器未设置好、关井压力提示牌未及时更新、钻台上未准备回压阀抢装工具等；

安装问题，主要表现为固定压板与管径不匹配、手动操作杆夹角较大及固定不牢、固定压板螺栓未上紧及缺并帽。第九页，共45页。一.井控装备良好

改进措施：1.钻井试修队在动用井控装备工作完成应及时按井控要求标准将井控装备、闸门等恢复至正常位置。基层队干部应进一步加强工作责任心，高度重视日常检查工作，按照公司相关规定，严格落实岗位预检查、值班干部巡查、HSE周检等制度，及时主动发现并整改问题，严格做到查出的问题立即落实专人进行整改把管理疏忽问题解决在日常工作中，消除井控隐患。第十页，共45页。一.井控装备良好2．基层队要加强对手动操作杆安装和固定，在安装过程中要安排经验丰富的大班或干部进行把关和验收高度重视设备设施安装质量。安装前由技术负责人进行所有管线的压板、地脚螺栓、管线的连接螺栓、钢圈等进行专项清理，杜绝出现不匹配及不规范问题。3.各钻井队、试修队要高度重视井控装备的维护保养工作，队干部要认真巡检，注重细节，在日常工作中安排、督促到位，严格检查，确保井控设备设施灵活好用。第十一页，共45页。一.井控装备良好4.对于现场不能进行整改的问题，立即上报公司职能部门及时组织完成整改工作。5．作好与现场安全监督的沟通交流，对正在进行安装固定、整改的井控问题不上报，但钻井试修队应抓紧进度，尽快完成安装整改工作。第十二页，共45页。提纲钻井现场井控安全第十三页，共45页。二.物资器材准备充分

钻井现场作业，发现溢流关井以后，当我们关住井弄清井下情况制定好压井方案，能否及时组织压井，重建井底压力平衡，确保井口安全，物资器材能否及时准备到位是关键，如不能及时组织压井，就有可能因关井时间长，井口压力高，最终因井口泄漏或钻具被氢脆断裂而导致井喷失控。第十四页，共45页。二.物资器材准备充分例1：85290井井喷事故井号：克拉玛依油田八区85290井事故经过：

用6″钻头，钻进至井深2782.94m(设计井深2080m)，接单根时发生溢流，18：20关井。立压为0，套压1.5MPa，钻井液密度为1.3g/cm3。组织四次压井，均未成功，在压井期间发现防喷器闸板（KPY35-21）胶芯损坏，井口喷高达8m左右，为降低井口回压，打开放喷管线放喷第五次压井成功。第十五页，共45页。二.物资器材准备充分事故处理经过：

配密度为1.4g/cm3，4月23日19：40组织第一次压井将40m3钻井液全部打入井内，由于钻井液太少，套压仍有8MPa；当日23：15又配了密度为1.4g/cm3的钻井液68m3，组织第二次压井打完全部钻井液后，套压仍有1.8MPa，压井失败，第三次组织了密度为1.37g/cm3的钻井液56m3进行压井，打完钻井液后，套压只降到1.6MPa，第四次压井配密度为1.4g/cm3的钻井液96m3，打完全部钻井液后套压只降到1.2MPa，压井又告失败，第五次压井配密度1.45g/cm3.的钻井液300m3，连续打入井内，压井成功。第十六页，共45页。二.物资器材准备充分例2：天东5井井喷事故

构造：下川东明达构造北高点基本情况：直径244.5mm套管下至2985.21m，井口装有环形防喷器和双闸板防喷器，该井发生二次井喷失控。钻达层位：飞三~飞一(H2S含量97.76g/cm3)发生事故井深：3570.72m第十七页，共45页。二.物资器材准备充分第一次井喷：

用密度1.33g/cm3的钻井液，81/2″钻头钻进至井深3570.72m发生井漏，起钻完，下钻至第八根钻铤时发生井喷失控后经处理成功后，经测试获天然气产量44.19×104m3/d经用密度1.35g/cm3钻井液，浓度为10%的桥浆46m3，密度为1.35g/cm3的压井液61m3，压井成功后，在井段3093~2992.9m注水泥塞。第十八页，共45页。二.物资器材准备充分第二次井喷：

2月22日钻水泥塞至井深3093m，钻井液密度1.49g/cm3，粘度为46s，25日通井至井深3569.3m时发生井漏，漏速为48m3/h，在井深3412m注入桥浆堵漏，共堵漏2次，注入量分别为25m3和21m3，，起钻至井深2854m，正挤压力13MPa，5min后降为零，挤入密度为1.43g/cm3的钻井液19m3，16：25~24：00观察，套压升至5.3MPa，关井至26日22：44，抢配钻井液，套压最高升至18.2MPa，开1#管线间断泄压，保持套压在12.7~13.2MPa，22：45井口钻杆氢脆断落，井口发生巨响，发生强烈井喷，井口失控第十九页，共45页。提纲钻井现场井控安全第二十页，共45页。三.油气显示发现及时

能否及时发现溢流、及时关井，能否控制井口、实施压井是关键，否则就有可能由溢流造成强烈井喷，无法关井，最终造成井喷失控。第二十一页，共45页。三.油气显示发现及时例1：吐孜1井溢流井喷事故。

事故发生经过：

吐孜1井用81/2钻头钻进至井深2646.41m时，钻井液量上涨13.2m3，关井求压，立压为零，套压0↑10MPa，节流循环返出钻井液约20m3，之后出口不返钻井液出纯气。配随钻堵漏浆。29日关下旋塞，反压井，环空注密度为1.5g/cm3的钻井液23m3，停泵后套压为4.3MPa，关反循环闸门，开下旋塞，立压为9MPa，10min后，立压上升至14MPa，抢关下旋塞未成功，立压上升至18MPa，后继续上升至24MPa，一号泵保险阀销子断裂，爆炸着火，抢关下旋塞，上旋塞，均未成功。第二十二页，共45页。三.油气显示发现及时例2：龙会2井井喷事故基本情况：该井是下川东龙会场的一口探井，设计井深4743m，主探石炭系。直径244.5mm套管下至井深3913.3m，井口装置为23~35四通×2+23-35全封+23-35半封+23-35环形第二十三页，共45页。三.油气显示发现及时事故发生经过：用密度为1.75g/cm3，粘度为32s的钻井液用81/2″钻头钻至井深4418.5m时，发现溢流2m3，出口钻井液密度由1.75↓1.65g/cm3，粘度由32↑45s，发出井喷信号，同时停泵上提方钻杆(钻头起至井深4411.5m)，打开节流阀，关环形防喷器后，关直径127mm闸板防喷器，当时立压为8MPa，套压为10MPa；7：35关节流阀，打开环形防喷器试关井，这时立压为10MPa，套压为26MPa，在这期间，钻井液液面又涨了7m3，溢流量累计达9m3；9：45关井，半封防喷器第二十四页，共45页。三.油气显示发现及时开始刺漏，钻井液喷高5~10m，套压由26MPa，下降至24MPa，立压由10MPa下降到8.5MPa；10：30半封防喷器严重刺坏，钻井液带气喷出，喷高15~20m，开1#，2#管线放喷，立压由8.5MPa下降为2.5MPa；套压由24MPa，下降为11MPa；12：00关环形防喷，也被刺坏，四条管线放喷；17：10井口一声巨响，小方补心和大方瓦冲出转盘面，井内钻具被H2S脆断(H2S含量6.15g/cm3)，井口完全失控。第二十五页，共45页。提纲钻井现场井控安全第二十六页，共45页。四.依据井下情况处理得当

当从发现溢流到关井以后，如处理得当，就向好的方向发展，如处理不当就有可能导致井喷失控，最终导致井报废，甚至着火，设备被烧毁，人员伤亡。关井以后，正确的处理主要包括以下几个方面：1、保持好井口；2、确定允许最大井口关井压力；3、及时弄清进入井筒流体介质；4、及时弄清显示的能量大小；5、求得较准确的地层压力；6、要依据井下制定好详细的压井方案；7、准备工作要一次性到位；8、压井施工的过程要视井下情况及时调整。第二十七页，共45页。四.依据井下情况处理得当案例1：迪那2井井喷失控事故基本情况

迪那2井位于东秋立塔克构造带东段迪那2号构造上，由某石油管理局60601井队承钻，井口安装了20″×133/8″×95/8″×51/2″-70套管头及35-70防喷器组。2000年8月5日开钻，2001年4月4日四开，钻井液密度1.83g/cm3，4月19日用81/2″钻头钻至井深4742m后将钻井液密度提至1.85g/cm3。第二十八页，共45页。事故发生经过

2001年4月29日4：28，钻至井深4875.59m时发生溢流，泥浆池液面上涨1.2m3。4：34关井，关井后测量泥浆池液面上涨了4.3m3，4：50观察立压14MPa，套压16MPa；计算地层压力为102.4MPa。5：00开节流阀卸压，立压降至2.5MPa，套压降至8MPa，卸压过程中又溢流17.7m3，总溢流达22.7m3。5：15关井观察，立压为27MPa，套压为33MPa，关下旋塞。20：30配密度为2.20g/cm3的高密度钻井液300m3，准备压井四.依据井下情况处理得当第二十九页，共45页。事故处理经过

2001年4月29日22：10，井口打平衡压力24MPa，开旋塞失败，打压至30MPa开旋塞成功。23：10，2台700型压裂车串联，采用密度2.20g/cm3的钻井液正循环节流压井，压井排量为300~500L/min，立压控制在16~18MPa，套压控制在33~36MPa，注入18m3后，液动节流阀损坏。23：20改用手动节流阀控制套压，继续节流压井，压井排量为300~500L/min，注入3m3后，压裂车供浆软管憋脱。23：25关井，立压为38MPa，套压为41MPa，重新连接供浆管线。23：37开井，继续节流循环压井，压井排量为300~500L/min，控制立压为31MPa，套压为38MPa，注入四.依据井下情况处理得当第三十页，共45页。3.6m3钻井液。23：45节流循环压井过程中，发现套压由38MPa迅速上升到55MPa，准备开防喷闸门防喷泄压，这时听到手动节流阀一侧发出异声，当即决定撤离节流管汇处的人员时，发现套压升至66MPa，随后手动节流阀一侧爆裂起火，火舌长约40m，喷到监督房受阻后呈扇形漫延，宽约25m。起火后井场发生10余次爆炸，人员全部撤离。4月30日2：00因火势漫延至钻台，绞车钢丝绳被烧断，大钩游车砸断压井管线，天然气从钻具内直喷着火。4：00井架从半腰中烧倒，5：00开始清理现场。四.依据井下情况处理得当第三十一页，共45页。1、保持好井口

关井以后，一旦井口装置发生刺泄，就有可能造成井喷失控，无法进行正常压井，因此只有保护好了井口，才能进行压井，具体做法:①确保封井器卡住钻杆公接头过渡带后10公分左右为宜；②用钻杆(或方钻杆)死卡，卡好，以防因井内压力上顶，造成钻具上移，损坏封井器；③用手动杆锁死关井的半封封井器，保持封井器胶芯与被封住钻具松紧度保持一致；④切忌担心卡钻而上下活动钻具，导致封井器胶芯损伤，发生刺泄，最终导致井口失控；⑤根据井口装置和试压情况确定合理关井压力。四.依据井下情况处理得当第三十二页，共45页。案例2：东20井井喷事故

用密度为2.03g/cm3，粘度为57s的钻井液用121/4″钻头钻进至井深1120.59m，蹩跳严重，17：45~20：10起钻，起1~6柱时水眼内喷钻井液，起第9柱时第一次灌钻井液，以后再起3柱灌一次，起出第38柱(979.93m)时，环空井涌，20：15出口钻井液密度降为1.89g/cm3，抢接回压阀和方钻杆，关上防喷器，钻井液从排气筒喷出，喷高30m，套压由5.5MPa升至10MPa，井内钻具被顶出8m，防喷器芯子下端卡住钻杆接头，方钻杆被顶弯，开2条防喷管线放喷，套压9.5MPa，焰高50m；24：00开3条放喷管线放喷，套压3.6MPa，井口四通结冰，测算气产量272.8×104m3/d，5月31日开4条放喷管线放喷，8：05套压降四.依据井下情况处理得当第三十三页，共45页。

为0.5MPa，8：30因上防喷器刺漏，先放钻不动、喷势减弱，关闭下防喷器，当开上防喷器相当于直径177.8mm口径时，130.7m钻具突然从井内冲出，冲翻钻盘，顶弯井架，5根直径203.2mm钻铤、5根直径177.8mm钻铤、4根直径139.7mm钻杆和方钻杆全部飞出井口，水平距离43~154m，折成8节。井口主气柱高80m，井内50余吨钻具。钻具冲出井口过程中，打死随队家属1人，钻井技术员受伤住院。四.依据井下情况处理得当第三十四页，共45页。2、确定允许最大井口关井压力确定允许井口最大关井压力是为了防关井压力过高造成井喷失控，尤其是套管下深较浅，将地表层蹩裂。应从三个方面考虑：

①井控装置；

②套管的下入深度；

③井的周边环境。四.依据井下情况处理得当第三十五页，共45页。案例3：温泉4井井喷事故。

该井是下川东温泉井构造西段下盘石炭系构造高点上的一口探井，设计井深4650m，钻探目的层是石炭系，直径508mm套管下至井深20m，直径339.7mm表层套管下至井深238.99m。

事故发生经过：1998年3月22日17：35，用密度为1.14g/cm3，粘度为50s的钻井液钻至井深1869.6m(嘉二2)时发生井漏，涌出钻盘面0.5~1m，录井队从监控仪发现出口流量增大，液面上涨1.5m3，粘度上升为80s，氯根722mg/l，涌势猛烈；23日7：02关井观察，立压8.5MPa，套压7.9MPa；8：40开4#放喷管线泄压，点火火焰高11~15m为纯气，立压四.依据井下情况处理得当第三十六页，共45页。8.11MPa，套压8.5MPa；12.15反注密度为1.45g/cm3的桥塞钻井液30m3，钻井液90m3，压井无效；13：00关井，间断放喷。最后因该井口关井压力过高，表层套管下得浅，将地层蹩漏，天然气窜入附近两煤窖，造成11人死亡，6人严重中毒。

四.依据井下情况处理得当第三十七页，共45页。3、及时弄清进入井筒流体介质

及时弄清进入井筒流体介质，是为确定下步压井方案的重要依据之一。单一的介质进应有以下特征:①液体进入（高压盐水原因）a.立压和套压差值很小；b.套压变化不大。

②气体进入a.立压和套压差值较大；b.套压值变化较大。四.依据井下情况处理得当第三十八页，共45页。4、及时弄清显示层的能量大小。

及时弄清显示层的能量大小，即显示层是高压高产或高压低产或低压高产，是制定下步压井方案以及物资准备的重要依据之一。

高压高产特征：

a.溢流量由小到大时间短；b.关井后，立压、套压上升较快，压力高。高压低产特征：a.溢流量较小,随着时间增长溢流量无明显变化；b.关井后，立压、套压上升较慢。低压高产特征：a.钻进时发生井漏；b.关井后，立压、套压上升快；c.溢流量由小到大时间短。四.依据井下情况处理得当第三十九页，共45页。5、求得较为准确的地层压力只有求得较为准确的地层压力，才能确定较合理的压井密度，发生溢流关井，因井内钻具多少不一样，计算地层压力的方法也不一样。

①钻进发生溢流关井，如钻具上未装回压阀，可以直接由立压，钻进时的钻井液密度求得，如钻具上装回压阀，先读取套压值，缓慢启动泥浆泵用1/6~1/4钻进排量继续泵入，当其泵压有突然升高后顶开钻具回压阀时泵压会出现下降再上升趋势，这时留心观察套压。当其套压略有升高时停泵，此时读出立压和套压值。如套压升高到关井套压以上某个值，（如升高了2MPa）那么则从