1、井漏造成井喷事故安全经验分享,一、事故概况,2013年4月19日7:15，由西部钻探青海钻井公司40520钻井队（CNPC乙级资质）承钻的海西洲英东油田英9-4-A5井,在二开井深1461米时失返后起钻准备换钻具堵漏时发生井喷失控事故，4月19日20:05 成功关井，历时12小时50分钟。,四 通,2FZ35-35,套管头,井控装置组合图,（一）英9-4-A5井基本情况,英9-4-A5井是青海油田柴达木盆地西部地区油砂山油田东南端的一口注水井。目的层：下油砂山组（N21）地层压力系数：0.811.12气油比：81m3/t设计井深：1620米套管结构：9 5/8*354.06+5*1615,一、2、事故概况,（二）事故经过,4月14日 11时二开钻至井深360米、404.5米发生两次漏失，分别经过水泥浆封堵，才恢复正常。4月19日0时钻进至井深1450米时再次发生井漏，漏速每小时3方。1时20分继续钻进至1461米时井口失返，起钻计划进行挤水泥堵漏。起钻前从环空灌入堵漏浆18方，井口未见液面。4月19日7时15分，起钻至井内剩余一柱钻铤时提升短节内溢出泥浆，接着从环空喷出泥浆接近二层台，发生井喷。前期喷出物是泥浆，逐渐转变为油、气、泥、水混合物。由于喷势过猛，下放游车抢挂吊卡失败，井口一片大方瓦喷出，井内钻铤上顶5米，由于本井安装的双闸板防喷器，无法实施关井。215.9mmPDC+1723、mm*1螺杆+214mm螺扶+158.8mm无磁钻铤一根+158.8mm钻铤一根）（27.55米）4月19日7时30分，西部钻探公司和青海油田分公司两家立即启动紧急预案组织开展应急救援工作。,一、事故概况,（三）抢险经过,4月19日12:40 抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水实施进口降温。17:10消防车进行冷却工作，固井车从环空向井内注水，拖拉机开始进行拖快绳作业,用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，关闭全封闸板，井口得到有效控制。4月20日1:35-4:45实施压井作业,分8次共向井内注入比重1.80 g/cm3的重浆67方。注压5 MPa4MPa。套压由3.4MPa2.2MPa2.4、8 MPa。5:109:00配置1.25 g/cm3-1.30 g/cm3堵漏钻井液实施堵漏。4月21日15:40-16:30注A级水泥37.5T（22方），关井套压为零。候凝：每半小时观察一次套压变化.自17：00-19:30上升至1Mpa，-22日1:00下降为零，7:05，从节流管汇处泄压，无任何溢出物。4月22-23日现场清淤。,一、事故概况,一、事故概况,一、事故概况,（四）现场抢险时间,4月19日7:15 4月19日20:05 从井喷到实施关井历时：12小时50分钟4月19日20:05 4月22 日7:05 从成功关井到压井成功历时：59小时总抢险时间：71小时50分钟,一、事故概5、况,二、事故原因分析,1、井控意识淡薄，思想麻痹大意，习惯性心理井控安全 井型简单、地层压力较低，自勘探开发以来同区块没有发生过溢流险情和井喷事故，认为该地区没有井控风险，不会发生井喷事故。2、没有意识到漏喷转换的风险 对该地区多口井发生的严重井漏，以及同井组的相邻井从350米到井底存在多层油气显示的情况没有分析，没有针对多频次的井漏开展风险评估，没有研究制定风险控制措施和操作程序，使井喷风险隐患长期存在，仅从工程技术方面进行治漏堵漏。3、井漏情况下起钻未连续灌浆 钻开油气层后上部地层又发生井漏，失没有意识到在井漏情况下起钻存在发生井喷的风险，未制定井漏情况下有针对性的防喷措施，导致发生溢流导6、致井喷。,4、未严格落实双座岗制度 泥浆灌所有液面监测报警装置失灵，没有专用灌浆罐，液面标尺损坏，座岗人员使用直尺测量液面，不能及时、准确校核灌入量与起出钻具体积差值，未及时发现溢流征兆，失去了第一时间控制溢流的机会。5、井身结构设计不合理 本井表层下深354米，而在漏失层在360-452米处，多次发生失返性井漏，虽然经过几次堵漏，但是在钻进至1450米时，上部井段再次发生只进不出的严重井漏，造成上部井段液柱缺失，为井喷埋事故下了隐患。在英东油田已完成的107口井中，二开后发生35井次失返性漏失，几乎全部是靠注入水泥浆进行封堵，漏失段集中在350500米之间，说明了当前设计的350米表层套管不7、符合设计原则要求，却又长期未得到修正。,二、事故原因分析,6、未严格执行钻开油气层前的检查、验收及审批制度 该井甲、乙方驻井专职安全监督各1名。经过一、二开以及打开油气层前验收时均未发现泥浆液面报警装置失效，打开油气层审批报告流于形势，安全监督检查记录泥浆液面报警装置为合格。存在着检查不严肃、事后补签以及验收组织形式混乱等问题，难于保证验收效果。发生井漏后，井队把全井钻入油气层后的唯一一次在井漏情况下的起钻当做常规作业对待，现场监督未提醒井队告知事项。7、井控技术措施落实不到位 钻开油气层后发生井漏的处理 钻开油气层前未落实对裸眼段做地层承压试验。起钻时做好连续灌浆工作，保持井内压力平衡。若井8、下发生气侵，应及时除气，维持正常的液柱压力。低泵冲试验、短起下钻等井控细则的相关要求。,二、事故原因分析,8、钻井地质工程设计存在缺陷，指导性较差8.1钻井地质设计对井控相关风险提示不具体 对上部井段存在井控高风险的13个油气同层提示不够明确。8.2钻井工程设计没有对邻井频繁的失返性井漏给予提示 从设计源头上没有认识到漏喷转换的井控风险，英东地区10口井的钻井工程设计中的相关技术措施内容完全一样，没有针对单井具体地质情况进行个性化设计，针对性较差，指导性不强。,二、事故原因分析,三、事故的相似性,2013年上半年，长庆区域共发生溢流及以上井控险情20起，主要集中在先注后采区。从这起井喷失控事故9、可以看出，该井的施工现状与目前我们所施工的镇北、姬塬、坪桥、合水、黄陵、桐川等注水高压区、含浅层气、高气油比区块极为相似，主要表现在：上部裸眼井段都有漏层、地层承压能力较低，钻达目的层发生溢流加重时常出现上部地层漏失；地层压力系数在0.811.12之间；气油比较高，在80m3/t以上；井口防喷器组合大部分为单闸板或双闸板；井身结构为二开结构，且表层套管下深较浅；溢流检测装置简单、可靠性差，手段单一。值得认真吸取事故教训，二季度重点开展了井控设计隐患专项自查自改活动，梳理了在长庆区域承担的23个产建项目组钻井设计所属区块井控安全隐患，达到防微杜渐、见微知著和警钟长鸣的效果。,四、长庆井控风险梳理10、及控制措施,1、优化井身结构，用表套、技套先期封固易漏层。主要针对陇东镇北油田桐31-23井区、华庆油田白259井区，陕北黄陵油田正33井区的上部白垩系洛河组地层恶性失返型漏失，从根本上消除了井漏问题及井控隐患。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,以及针对姬嫄油田黄36井区南部：漏、塌、喷同在一个裸眼段，洛河、直罗、延安砂层、长4+5（承压当量密度1.13 g/cm3，）层承压能力低；而长7层段泥页岩（安全钻进密度大于1.17 g/cm3）极易垮塌；目的层长8 易出水；上半年施工的7口水平井有5口井在长4+5漏失严重，有3口井因井漏复杂填井侧钻改为定向井。,1、优化井身结构，用表套、技套先期封固11、易漏层。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,2、将林区、超前注水区块、高气油比区块、含CO、H2S有毒有害气体区块油井水平井井控风险级别由二级提高到一级。建议修改完善长庆井控实施细则，提高细则的针对性和可操作性。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,3、进一步提高气井三开转二开、靖南下古高含硫井四开转三开井身结构水平井井控风险控制能力 苏59-15-48H 靖南57-6H1,四、长庆井控风险梳理及控制措施,将表套加深到安定组，封固好白垩系易漏、易塌及水层，不再执行500的标准；直井段钻穿刘家沟地层后要进行地层承压能力试验，在确保能承受当量泥浆比重1.30g/cm3的前提下方可进行下步定向施工，以确保12、斜井段泥岩、煤层井壁稳定及入窗井控安全。配置专用灌浆罐专用灌浆管线，钻开油气层后起钻前先进行短程起下钻，发生漏失的情况下采取连续灌浆的方式。进入目的层后,相邻井不得进行压裂作业,同时靖南处于油、气田叠合区，上部中生界油层处于超前注水采油去，存在地层压力异常可能，防止出现井涌井喷事故，确保井控安全。严格执行钻开油气层的检查验收制度。钻井队应在钻开油气层前，按照钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井发生溢流的四种工况分班组、定期进行防喷演习，演习不合格者不得打开油气层。针对单井具体地质情况强化钻井工程个性化设计，强化监督，提高设计、细则以及安全标准的执行力，对现场施工更具有针对性、指导性和操作性。,四、长13、庆井控风险梳理及控制措施,4、重点加强“三高井、两浅井”井控风险识别与控制措施的落实4.1三高井：土库曼：高压、高含硫、高含CO2、高压盐膏层、高温、高产 陇东气探井：高压 长庆高含硫井：靖边气田下古水平井 靖南高桥、苏里格南区上古水平井4.2两浅井：黄陵、合水、黄龙等含浅层气水平井 安塞、黄陵油田长2以浅目的层水平井（化子坪、镰刀湾等垂深小于1000米的井）,四、长庆井控风险梳理及控制措施,4.3 制定了“三高”及“两浅”井防喷技术措施 强化和细化起钻、钻进、起下钻灌浆、钻井液储备以及特殊作业等方面的井控技术措施，并督促严格执行，提高应急响应级别。坚持“三高”重点井油气层作业期间派驻双安全监14、督实施跟班监督。针对两浅井的井控风险及作业特点，完善应急处置程序，制订“两浅井”风险控制措施，从意识、工艺、装备、措施等方面做好钻遇浅层气的应对准备，重点抓好长庆黄陵地区“两浅井”的安全施工。树立“处理井漏，预防井喷”的安全理念，将产层严重井漏纳入应急状态管理，制订专项井控技术措施，切实抓好井漏条件下的井控工作。严格落实地层承压试验、低泵冲试验和短程起下钻、起钻连续灌浆的要求以及钻开油气层后发生井漏的处理措施。强化加重钻井液和加重材料储备要求。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,5、制定了黄陵、合水、黄龙等含浅层气区块井控风险控制措施（1）井场周边按照防火要求设置隔离带或隔火墙，定期对井场周边315、0米内林带喷淋增湿降温（2）优先实施水源井，建立固定的消防水源点，水源可用在森林消防和钻井过程。（3）井队储备重晶石不少于80吨、堵漏材料8吨、消泡剂1吨、乳化剂1吨、除硫剂0.5吨，发生油气侵后要立即停钻、除气，同时适当加重钻井液，直至油气侵消除后方可恢复钻进。（4）放喷管线出口需有防火装置（加装引火筒防火墙）（5）施工单位在开钻前制定井控、森林防火、灭火应急预案。（6）二开全井段段加装钻具浮阀（7）进入延安组顶部开始坐岗，开始启动井控工作，直到固完井（8）立足一次井控，“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查”的关井原则。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,6、黄陵、洛川、宜川、富县等区块森林密16、集、雨量大，又是水源区，加强林区“特殊区域”钻井施工各项安全制度的落实，提升安全、消防和环保设计等级，重点作好森林防火、防洪防汛、防环境污染、防山体滑坡、防触电等安全工作，杜绝井喷、火灾及环境污染事故的发生（1）施工队伍要达到森林区消防安全标准；（2）严格执行并落实林区钻井安全、消防和防火施工标准；（3）油层套管全井段封固，水泥返至地面，不能做到一次上返井口的，实施正注反挤，确保环空不窜气；（4）增加钻井液（出入）口密度、出口流量和池体积三类传感器以及溢流自动报警装置、小型液气分离器；（5）配备软体消防水罐、消防泵、高压水枪、消防毛毡、消防锹、灭火机等消防器材；（6）强化双坐岗及领导干部24H17、值班制度，确保井控坐岗能快速、有效的发现钻井过程中的溢流等险情。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,7、强调电测作业空井期间、气井水平井裸眼完井、筛管完井及套管不固井完井换装井口失控期间井控要求（1）根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若作业时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。（2）准备好压裂（采气）井口及螺栓、螺帽、密封钢圈等配件及安装工具。下筛管、坐封悬挂器作业完成后，起钻具要及时按要求灌钻井液，最后100m钻具灌高密度泥浆帽，密度比完井时提高0.150.20g/cm3。（3）拆卸井口井控装置及安装压裂（采油）井口时，速度要快，以免时间过长发生井喷失控事故。8、开展神木双山区块四开18、转开三开结构水平井工艺危害分析 由此带来的井下复杂及打开目的层后的防漏防塌难题，进行三开结构可行性论证：井控安全、煤层井壁稳定、堵漏技术可行、甲方愿意承担成本。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,9、严把设计源头关 坚持把风险识别与评估作为设计的基础，切实从源头防控风险。设计时对重点井、特殊作业井存在的风险进行辨识，召开设计方案审查会，制订相应的技术措施，严格设计审查、审批，确保设计质量。建立和完善设计审阅、校正制度，落实专人对设计进行审阅，及早发现存在的缺陷，及时与项目组协商解决。10、提高井控制度、标准规程的执行力 一切井控作业必须做到有章可循、按章操作。持续推进井控工艺安全管理，应用HSE19、管理理念和方法，针对井控风险，不断完善井控相关技术标准、规程和井控管理考核制度，提高井控制度、标准规程的执行力。11、严把验收审批关及变更设计管理程序 严格执行钻开油气层前检查验收审批制度，检查验收率100%；对重点风险井进入主产层前要再次进行检查验收。强化变更管理，严格执行变更程序。,四、长庆井控风险梳理及控制措施,12、严把坐岗预警关 严格落实液面坐岗、干部24h跟班值班制度，强化钻井、录井双岗坐岗，人员、仪器同时监测，独立记录，及时发现溢流，及时预警。严把坐岗预警关,严把井口控制关。坚持“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”的关井原则，继续强化现场应急处置实战演练，提升司钻的临场应变处置能力，确保在任何条件下都能在第一时间正确控制井口。13、严把井控设备质量关 加强井控设备、工具管理，促进井控本质安全。持续开展井控装备完整性分析，按照先进、适用的原则设计配套完善井控装备。进一步强化井控装备的维修、检测及性能评定工作，杜绝超期服役设备未检测和强制报废设备再用的现象。加强井控装备的现场安装、使用与管理，做到设备隐患及时发现、及时整改。,不妥之处敬请批评指正谢 谢,