元陆3井井控事件分析报告

勘探南方分公司元坝工作部溢流事件分析报告PAGE5-元陆3井“3.16”井控事件分析报告（元坝工作部工程管理科2011-3-28）2011年3月16日，中原石油勘探局西南钻井公司70866钻井队承钻的元陆3井在短起下钻过程中发生溢流，在节流循环过程中液气分离器回浆管线从连接法兰处崩断，随即引发循环罐区着火，后因井下垮塌造成环空堵塞，着火熄灭。22日挤水泥成功封井。本次井控事件不仅造成循环罐区遮阳顶蓬烧毁，循环罐区部分电器电路损毁，同时造成1100.98米钻柱埋井、填井侧钻。一、基础数据元陆3井是中石化勘探南方公司布置在四川盆地川东北元坝中部断褶带义兴圈闭的一口预探井，位于四川省巴中市雪山区义兴乡卢庄村三社，设计井深：5055m，目前井深4546m。（一）地质概况井号元陆3井井别预探井井型直井井位坐标纵(X)3532336m横(Y)18641地面海拔821m地理位置四川省巴中市雪山区义兴乡卢庄村三社构造位置四川盆地川东北元坝中部断褶带义兴圈闭设计井深5055m目的层以中三叠统雷口坡组四段、上三叠统须家河组二段、四段以及下侏罗统自流井组为主要目的层，兼探中侏罗统千佛崖组地层。（二）钻井基本数据1、施工队伍：钻井队为中原西南钻井公司70866ZY钻井队，录井队为胜利204队。2、施工阶段搬家日期：2010年10月8日8:00；安装日期：2010年10月14日8:00。导管日期：2010年10月18日18:00；一开日期：2010年10月27日2:00；二开日期：2010年11月29日10:00；三开日期：2011年1月2日7:00。3、井身结构开次钻头尺寸(mm)钻深(m)套管外径(mm)套管下深(m)备注导管660.430508.0301406.4502339.7500封隔浅层易塌、易漏地层，以封隔水层为原则2311.23402244.53400封隔上沙溪庙组及以上易跨塌地层3215.95055177.8+139.750524、井口装备：FH35-70+2FZ35-105+2FZ35-105+2FS35-1055、钻具组合：ф215.9mmHF547HX0.24m+浮阀×0.61m+177.8mm减震器×5.65m+411×4A10×0.48m+ф158.8mmDC×18.2m+ф212mm扶正器×1.67m+ф158.8mmDC×134.83m+ф158.8mm随钻震击器×6.53m+柔性短节×3.29m+旁通阀4A10×4A11×0.46m+4A11×410×0.46m+ф127mmHWDP×138.84m+ф127mmDP。6、钻进过程：2011年1月6日17:10在井深3859.11m结束空气钻，转换成泥浆。2011年3月16日23:40钻至4546m发生溢流着火事件。层位自流井组珍珠冲段。二、事件发生经过2011年3月15日17:10钻至4544.55m时，烃值从0.61%开始上升，停止钻进，循环观察，排量27L/s，泵压21MPa，17:21全烃值升至81.98%，入口密度1.85g/cm3，烃值峰值时出口1.79g/cm3，17:44停泵观察，出口没有泥浆外溢，循环排气，入口泥浆密度保持1.85g/cm3，泥浆量没有变化，但全烃值在79.20-80.89%不降，循环至18:10，泥浆量增加0.8m320:00开始加重并节流循环，套压0MPa，泵压21MPa，21:30泥浆入口密度2.02g/cm3，返出密度为1.98g/cm3，开井循环，排量27L/s，泵压23MPa，全烃17.5-37.65%，边循环边加重。23:10入口密度保持2.06g/cm3进行循环观察，返出密度为2.04g/cm316日2:15循环期间发现钻井液缓慢渗漏，排量27L/s，泵压23MPa，2:45-2:48漏失钻井液0.9m3，漏速18.0m3/h，共漏失钻井液10.00m3，密度2.04g/cm3，粘度91s，平均漏速13.3m3/h。2:50用18L/s排量循环，泵压12MPa，泥浆未发现漏失，3:00开始加入随钻堵漏剂（FCR-Ⅱ）5t、SCL3t，8:00入口2.05g/cm3，出口2.04g/cm3，粘度91s，全烃0.62%。9:45-10:00循环，排量27L/s，泥浆入口密度2.05cm3，出口密度16日11:40钻至井深4546m，地质录井通知取心，15:42在循环4h后短起下测油气上窜速度，（当时泥浆密度进口2.05g/cm3，出口2.04g/cm3，全烃显示为0.61%，停泵观察无溢流），18:25起钻至井深3848m（25柱），灌浆正常，然后下钻1柱，发现泥浆量增加0.58m3，18:30关井求压，立压0、套压0.7MPa，从18:30关井观察至19:00，套压0.7MPa升至1.7MPa后稳定，立压0。根据关井立压套压情况，决定下钻并准备密度为2.10g/cm3的压井泥浆，21:42下钻至井深4510m，21:45关封井器节流循环，排量由小到大9-27L/s，泵压5-23MPa，套压为0，用密度2.10g/cm3钻井液节流压井循环，点火筒处点火未燃，23:00套压0.5MPa，23:02液气分离器排气管火炬点火，火焰高4-6m三、处置过程着火后立即停泵，由于火焰大节流管汇无法靠近，用钻台节控箱关液动节流阀无效（因控制管线烧毁），23:33打开副放喷管线放喷（火焰高10-20m），关闭节流管汇液动阀，液气分离器火焰熄灭,倒节流管汇闸门。17日0:10打开节流管汇液动阀关闭副防喷管线经节流管汇放喷，关手动节流阀失效，0:22开泵，泵入密度2.11g/cm3的钻井液压井，排量46L/s，泵压23MPa-18MPa，套压由18MPa逐渐降为0，0:40着火熄灭，改为排量27L/s，至1:12共注入密度2.11g/cm3的钻井液79m3，停泵后立压14.5MPa后降为0，套压为零，1:44环空注浆，至2:42共注入密度2.11g/cm3钻井液45.5m3，套压突然从18日,观察立压套压（均为0），配制密度2.4g/cm3钻井液300m3，密度2.2g/cm3钻井液300m3，密度1.7g/cm3钻井液19日4:56发现立压升至2MPa，6:00升至3MPa，6:48-6:51泵入密度2.36g/cm3钻井液1.5m3,停泵立压12MPa，7:10降至10MPa稳定，8:25-8:27泵入密度2.36g/cm3钻井液1m3,停泵立压15MPa,9:00降至13MPa稳定，10:25-10:26泵入密度2.20g/cm3钻井液19日14:00先从压井管汇注钻井液使套压升至2MPa，然后从钻杆挤入密度2.20g/cm3钻井液47m3（钻具内容积41m3），排量20日测卡点，卡点为3466—3467m（套管鞋3400m）。22日7:00—7:31试挤密度2.20g/cm3钻井液15m3，排量8.3L/s，泵压12.5MPa。停泵后泵压7.0MPa观察10min稳定，套压为零。卸方钻杆，连接注水泥流程管线。11:20-11:47注入密度2.20g/m3钻井液15m3，排量11:47-12:36注入平均密度2.17g/cm3水泥浆30.6m3，排量8.3l12:36—12:41注入密度2.20g/m3后置液1.85m3，排量6.1L12:41—13:35替入密度2.20g/cm3钻井液35.6m3，排量8.3l四、原因分析（一）直接原因1．液气分离器泥浆回收管线在后效气体峰值下崩断，是导致这起事件的直接原因。现有的液气分离器，额定压力为1.6MPa，处理能力为120m3/h，在高密度情况下，处理能力达不到额定工作能力，不能满足高产井气体后效峰值的处理能力，导致峰值出现时泥浆回收管线崩断着火，使后续节流压井无法继续进行。2．现场人员遇突发情况应急处置能力差，不能在较短时间有效关井，是导致事件发生的重要原因。主要表现在：（1）抢下钻具前停顿，关井观察半小时。（2）抢下钻具过多，下至距离井底36m（钻头位置4510m，井深4546m）。（3）短起过多，短起钻至3848m。由于短起下钻前，全烃值、进出口密度正常，停泵无溢流，认为井控风险不大，而下趟钻准备取心，为了使取心筒顺利下入，短起下钻顺便拉一下井壁，使得短起井段过长。（4）没有识别液气已经窜到井口的风险。关井节流循环，液气分离器出口就能点着火，没有引起重视走直通道。（5）着火后，人员慌乱，不能有效组织人力控制，迅速关井，畅放导致喷空。（6）压井控制套压过低，压井前没有关井求压。（7）应急汇报不及时不连续，后方和现场联系脱节，正确指令不能传到现场。（二）间接原因1．对陆相高压高产产层认识不清，重视不够。以前所钻遇的陆相产层多为高压低产，井控风险较小，压井排气简单，本井产层为裂缝破碎带，高压且高产，井底情况不能完全从井口判断清楚。2.钻井队现场施工人员遇突发情况应急处置能力差，应急预案不齐全。从此起井控事件来看，钻井队现场施工人员遇到突发情况的应急处置能力不足。主要是应急预案不齐全，日常应急演练只注重正常操作规程要求的演练动作，没有预测其他突发情况以及出现后的应急处置演练。3．钻井队日常危害识别和风险评估工作不全面、不彻底。钻井队在日常危害识别和风险评估不全面，未识别液气分离器额定工作能力及主要工作部件存在的缺陷，检查保养不到位。五、防范措施（一）要高度重视陆相气层的井控工作，重新认识陆相气层的复杂性。陆相地层胶结致密，孔隙发育的很差，在以往海相井的施工中，陆相气层给人的印象是高压低渗，压力虽然很高，但出来的东西很少、很慢，井控风险并不大。陆相井目的在寻找裂缝性气藏，气层钻进喷漏同层的风险高。施工单位在钻开陆相气层前要派得力技术人员住井指导钻开气层。开钻前应建立完善的应急机制并组织演练。（二）进一步加强井控培训，切实提高钻井队井控应急处置能力。从此起事件看，钻井队从管理人员到技术人员，对气井溢流发展的严重性认识不够、井控工艺知识不扎实、基础数据收集不全、溢流初期对关井压力的控制不合理等导致事件复杂化。要充分认识到井控工作重点在基层，关键在班组，落实在岗位。切实加强井控知识培训，让现场每一个员工掌握井控知识，提高井控应急处置能力。（三）切实搞好各种井控装备的日常维护保养，确保灵活好用。钻井队内防喷工具、加重循环系统、井控装备完好是压井成功的关键和保障。液气分离器是井控设备中的薄弱部分，循环排气过程中很容易出问题。必须加强管线固定、连接密封，定期检查维护等。要合理的使用液气分离器，在压井排气恶劣的工况时期改走主放喷管线通道。同时，元陆3井手动节流阀因阀芯变形，关不到位，液动节流阀因控制管线遭火损坏，不能有效控制阀门开关，致使节流管汇丧失了节流控制功能。（四）进一步完善井控各项应急预案，加强演练，确保遇突发事件后，能够在第一时间采取有效措施进行处置。同时要及时逐级汇报。目前钻井队建立了较完善的应急预案，也按规定次数进行了演练，但从元陆3井事件看，应急预案的针对性和操作性不强，演练质量不高，没有模拟实际发生的各种状况进行演练，导致遇突发事件时应对失当。突发事件发生后，要有专人值班汇报，要时刻保持前方与后方的通讯联系，及时汇报，以便及时采取有效措施，避免事态恶化。（五）要认真严格执行井控管理制度、标准和规范，进一步细化各项操作规程。进入产层、压井、