温泉4井井喷事故.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流温泉4井井喷事故.精品文档.温泉4井井喷事故专家点评:井身结构设计不合理,表层套管下深太浅,溢流关井后天然气从表层套管鞋以下薄弱地层憋开,窜入附近煤矿矿井。确定井位后,应对钻井井位附近的厂矿、居民住宅、坑道等设施进行勘查。井身结构设计中,表层套管或技术套管应封固可能造成憋漏的地层及供钻井液、油、气等流体进入矿山的坑道。1.基本情况 该井是四川温泉井构造西段下盘石炭系构造高点上的一口探井,由某石油管理局6020钻井队承担施工任务,设计井深4650m,钻探目的层是石炭系。508mm套管下至井深2Om,339.7mm表层套管下至井深238.99m(

2、须家河顶),井口装有环形防喷器、双闸板防喷器和双四通,试压12MPa。三开用215.9mm钻头钻进,钻井液密度为1.14g/cm3。事故发生时间:1998年3月24日17:35。钻达层位:嘉二2。发生事故井深:1869.6m。2.事故发生经过l)上部裸眼井漏情况该井在须家河一嘉三段(井深609.51747m)用密度为1.071.14g/cm3的钻井液钻进,钻进过程中,发生多次井漏,漏速范围为2.530 m3/h,多次采用桥塞钻井液堵漏,累计漏失钻井液473.6m3、桥塞钻井液105.8m3。该段地层岩性依次为砂岩、云岩、灰岩。2)溢流后井漏情况1998年3月18日,用密度为1.09g/cm3的

3、钻井液钻至井深1835.9m时,井口微涌,录井参数无明显变化,集气点火未燃,钻时略有波动,将钻井液密度由1.09g/cm3提到1.14g/cm3时发生井漏,漏速28m3/h,钻进中见微弱后效显示,岩性为云岩。3)溢流及采取的措施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1869.60m(嘉二2)时发生井涌,涌出转盘面0.5lm,录井队从监控仪发现出口流量增大,液面上涨1.5m3,密度由1.14g/cm3降为1.11g/cm3,当班司 钻立即按井控“四七”动作发出警报信号并停钻、停转盘、停泵,将方钻杆提出转盘面；17:40关井,液面总共上涨5m3,粘度上升为8

4、0s,氯根722mg/L,涌势猛烈；23日7:02关井观察,立压为8.5MPa,套压为7.9MPa。8:40开4#放喷管线泄压,点火火焰高1115m,为纯气,立压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,23日5:00-24日3:50开2#、3#、4#管线放喷,其中24日3:40-3:50正注清水2Om3。由于套管下得浅,裸眼长、漏层多,不得不进行间断放喷。3.故处理过程(l)23日8:30 开江县乡镇企业局职工彭某到井队反映,天然气窜入煤窑,附近两个煤窑内还有10余人未出来。为减少天然气窜漏造成损失

5、,于10:25组织反压井,先反注密度为1.4g/cm3、粘度为80s、浓度为10% 的桥浆30m3,后反注密度为1.45g/cm3、粘度为51s的钻井液9Om3压井,由于气量太大,第一次反压井失败,立压由8.lMPa上升为8.5MPa,套压由6.5MPa上升为7.5MPa,为了减少天然气进入煤窑,被迫于23日18:52开3条管线,最大限度地放喷降压。(2)钻井公司23日10时接温泉4井事故报告后,根据中国石油天然气总公司、四川石油管理局的要求,以舍井保矿和不惜一切代价保护人民生命财产为原则,研究制定“压、堵、封”排险方案,全面组织现场抢险工作。25日3:10准备好压井液和清水,在注水过程中发现

6、钻具水眼堵,采用水泥车憋水眼无效后,用电缆探得水眼内遇阻位置为1844.72m,决定从钻杆最下段射孔,下射孔枪至井深1693.97m,射孔段为井深 1693.971689.93m。(3) 第二次压井施工情况。26日17:00-17:19用一台钻井泵和一台700型压裂车正注清水21m3,排量为30L/s,套压为6MPa,泵压由0 上升为5MPa,其中17:10出口间断气水同喷,焰高2025m,火焰呈桶红色,17:13起出射孔枪。17:40用单泵正注密度为1.2g/cm3、粘度为53s的压井液51m3,排量3034L/s,套压为6MPa,立压510MPa(其中l7:28用双泵,出口见雾状钻井液喷出

7、,17:1917:28间断喷水)。l8:05用双泵注密度为1.85g/cm3、粘度为55s的压井液41m3,排量34L/s,套压为66.8MPa,泵压lOl4MPa(其中17:53,2#、4#放喷管线出口喷势减弱,焰高57m,17:55又见增强)。19:l4泵注密度为1.9g/cm3、粘度为53s 的压井液73m3, 排量20 60L/s,泵压018MPa,套压67MPa(其中18:08-18:15泵压为0,排量为 10L/s,出口为纯气,18:09关3#放喷管线,2#、4#管线喷势增强)。19:20停泵,出口放出大量钻井液,喷势减弱,焰高47m。19:23开双泵注密度为1.9Og/cm3、粘

8、度为53s的压井液4m3,排量34L/s,套压6MPa,立压由0上升为17.5MPa,出口喷势增强,焰高1012m。24:00开2#、3#、4#3条放喷管线放喷,套压56MPa,关下旋塞,出口间断喷水,焰高2025m。第二次压井施工失败的主要原因是,压井液量小,施工排量偏小,水眼不畅通,使进入环空的钻井液被强大的气流吹成雾状带出,而不能在环空建立起液柱。针对这种情况,第三次施工时应遵循的原则是,大水眼、大计量压井液、大水泥量、大排量、短时间。(4)第三次压井施工情况。29日16:10用1#水泥车管线试压15MPa 。l6:22整改管线。16:52用l#水泥车加压5MPa,开下旋塞。l7:12用

9、1#、2#、3#3台水泥车向井内正注清水52m3,立压由4.9MPa降至0,套压由5.5MPa升至5.96.2MPa,排量最大为73L/s,最小为43 L/s,平均排量44L/s,出口大量喷水,焰高1013m 。17:47用2台钻井泵和l台986水泥车正注密度为1.8g/cm3的压井液l53m3,立压O13MPa,套压5.52.8MPa,排量最大为133L/s,最小为39L/s,平均排量75L/s,出口大量喷水;17:37关2#、3#开放喷管线。18:36用2台钻井泵和1台986水泥车正注密度为1.41.45g/cm3、浓度为l0%的桥浆55m3和密度为1.8 g/cm3的压井液82m3,立压

10、8.514MPa,套压2.8OMPa,排量最大为141L/s,最小为33L/s,平均排量47L/s,出口 喷纯气,喷势继续减弱,焰高57m。19:18用3台815型水泥车正注嘉华G级快干水泥180t(初凝时间50min),水泥浆密度最高为1.99g/cm3时,最低为1.63g/cm3。20:00用泵反灌密度为1.4g/cm3、浓度为7%的桥浆19m3,立压4MPa,套压lMPa 。22:37反注密度为1.4g/cm3、浓度为10%的桥浆11.5m3,其中22:25喷势增强,焰高47m；22:27喷势又减弱,焰高34m,22:36出口火自灭。第三次压井封堵候凝后,水眼内水泥面井深1282m,提拉

11、和电测卡点均未成功,且井下还有余气。采取从环空吊灌、间断排气的方式进行排气,电测声幅得环空水泥环面井深1286m,下射孔枪至井深1284m,射孔,注水泥60t,水眼内水泥面井深1252m,环空塞面井深634m,最后起出钻杆552.37m,装简易井口封闭该井。该井井喷事故共损失时间254h,因事故发生时,天然气窜到附近煤洞,致使11名采煤民工死亡,l人烧伤,6人严重中毒,造成经济损失l141.03万元。4.事故原因分析(1)对地质情况认识不足。至1997年年底,川东地区共钻井704口,在嘉二地层获气的井仅占2.4%,特别是嘉二3层,获气的井仅4口,且未获工业储量。温泉井构造带己钻的10口井在嘉二

12、层均无油气显示。温泉4井为温泉井构造西段断层下盘石炭系地层一构造复合圈闭中高点的一口探井,按照设计,在嘉陵江组构造南翼有一条逆断层,埋藏浅,油气保存条件差,为常压带,因此,该井在嘉二3层钻遇大量天然气是目前地质勘探技术难以预见的。(2)由于地下煤窑巷道星罗棋布、纵横交错、相互串通、地层承压能力降低,形成大量采动裂隙,天然气通过采动裂隙自然窜入煤洞,导致附近部分煤矿受损(其中洋和沟老厂煤矿死亡5人、黑渣子河下煤厂死亡6人、罗家沟1号风井中毒13人、烧伤1人)。(3)按设计表层套管下人须家河顶部,下入深度为238.99m,在嘉二层钻进中及时发现溢流关井,由于该井气量大,用3条标准放喷管线最大限度地

13、放喷泄压,井口压力仍为5.5MPa,综上所述,此次事故是不可预见的突发性意外事故。5.事故教训及防范措施(1)设计339.7mm套管封地表的垮塌层、244.5mm套管下至断层上盘飞三顶部,深度为2472m,封隔嘉陵江石膏层及可能的漏层,设计未考虑到地下煤洞。(2)勘定温泉4井井位时,未详细了解附近煤矿井下巷道及作业面布置情况。(3)储备钻井液未按设计执行,按设计应储备密度为2.Og/cm3的钻井液200m3,实际储备钻井液密度为1.16g/cm3,体积为60m3。(4)方钻杆未装上旋塞、下旋塞。(5)对井下煤层易窜漏认识不足,在关井后准备压井液的过程中未及时放喷泄压。 (6)通过对该井事故的分析、总结,以后钻遇类似井应加大一级井身结构或加深表层套管,采取与之相配套的、符合客观实际情况的技术措施,就可以避免类似事故的发生。