元坝272-2H井喷事故分析.pptx

元坝272-1H溢流事故分析,苗锡庆,元坝272-1H井喷事故分析,2013年7月7日17:10，元坝272-1H井四开￠193.7mm+￠206.4mm尾管固井替浆过程中泵压异常，随后发现溢流，17:23关井，18:00套压逐渐上升至49Mpa，立压上升至30Mpa。经过2次节流循环压井，8日13:15循环立压降至13Mpa ，套压降至12Mpa，溢流得到有效控制，压井处理耗时20.08h。,,元坝272-1H井喷事故分析,基本情况 溢流经过 溢流处理 原因分析,,元坝272-1H井喷事故分析,基本情况： 元坝272-1H井是西南油气分公司为元坝产能建设部署的一口超深水平井，位于四川盆地川东北巴中低缓构造元坝区块长兴组④号礁带，以上二叠统长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，设计垂深6575m、斜深7790m。,,元坝272-1H井喷事故分析,基本情况： 该井导眼施工：2012年4月8日一开，29日二开，7月6日三开，12月23日第四次开钻，2013年6月17日第四次完钻。 该井三开中完井深4978m，下入Φ282.6mm尾管过程中至井深4266m发生卡套管，通过三次泡解卡剂解卡无果，活动套管至井深4292.34m固井，余685.66m未封固。2013年6月15日14:30四开定向钻进至6580m中完，层位为飞一段，钻井液入口密度2.18g/cm3。,,元坝272-1H井喷事故分析,,溢流经过： 主要油气水层位置：须家河组二段气层：4460.5-4462m、4464-4465m、4735.50-4736.00m。 嘉陵江组二段气水层：5895-5909m。飞仙关组二段气层：6397.0-6406.0m、6412.0-6432.0m、6436.0-6452.0m。,元坝272-1H井喷事故分析,,溢流经过： 固井前泥浆性能：2.18g/cm3，（入口）2.16～2.11g/cm3（出口） 2013年7月6日12:44开始注入先导浆，13:29注先导浆结束，注入过程中泵压逐渐上升约3MPa，15:54开始大泵替浆，16:54-17:05大泵替浆过程中立压由7.39Mpa快速下降到1.2MPa（替入总量90m3），17:07立压降至0MPa，发现井下情况异常。 17:09提前结束替浆，总替入量92.5m3（设计替入量95.1 m）中发现出口槽仍有泥浆返出，判断出现溢流。17:22实施顶部封隔器坐封，试图环空关井，但井口仍有泥浆返出，井队立即上提钻具至4081.88 ，17:23关井求压，至18:00套压逐渐上升至49Mpa，立压上升至18:21套压降至47 Mpa后压力保持不变。,元坝272-1H井喷事故分析,,溢流经过：,元坝272-1H井喷事故分析,,第一次压井时间：7月7日18:33~23:10，累计注入2.38g/cm3的重浆182m3。 效果：关井套压由43 MPa逐渐降至38MPa，立压由24.5MPa逐渐下降至20MPa，达到替出环空水泥浆，控制套压、立压的目的，险情得到了控制。 过程：7日18:33开始节流放喷，同时采用水泥车泵入2.38 g/cm3 储备重浆，套压控制在45-51 MPa之间，排量0.4-0.8 m3/min（约30min后点火成功，火焰约15~25m），立压由30 MPa逐渐下降至27 MPa稳定。21:26开始使用双车循环节流放喷压井，立压25 MPa，套压47MPa，排量0.35～1.2m3/min，套压43～50MPa，立压19～28 MPa；23:10停泵关井观察，压井共计注入密度2.38g/cm3的重浆182m3，计算环空容积被替入的泥浆代替。由于现场储备重浆不足，停止了连续压井，关井观察，立压维持在16Mpa，套压维持在32Mpa稳定。,节流循环压井：,元坝272-1H井喷事故分析,节流循环压井： 第二次压井分两个时间段：8日8:20-13:35、15:10-16:22，累计注入2.38-2.40g/cm3的重浆262m3。 效果：8日16:22停泵关井后，至9日8:30套压5.6↑11↓10Mpa，立压15.5↓14.2Mpa，溢流险情得以排除。 过程：第一阶段8日8:20节流泄压，套压32↓28.5 MPa，立压16↓14MPa，8:52见返出泥浆，取样密度2.34g/cm3，9:06见出口有水泥浆后，用水泥车经过节流管汇节流放喷使用2.40 g/cm3的重泥浆压井，立压27MPa ，套压31 Mpa，火焰呈橘黄色，大约25m~30m，返出水泥浆大约10~15m3；经过压井管汇、液气分离器循环排气，返出水泥浆大约5~6m3，~10:20返出混浆大约6m3，密度为2.16~2.22g/cm3，排量0.40~0.80m3/min，立压23.65MPa，套压23.70 Mpa。,,元坝272-1H井喷事故分析,~10:48用单车全部经过液气分离器循环，排量0.40~0.80m3/min，返出混浆大约11.50m3，~13:35用单车经过液气分离器循环，开始回收泥浆，排量0.90m3/ min，检测出口泥浆密度为2.16~2.24g/cm3，氯离子为8000ppm，立压23MPa降为13MPa ，套压21.5 MPa降为12MPa，间断点火，火焰呈橘黄色，焰高2~3m，累计注入密度2.38~2.40 g/cm3的重浆199 m3。 第二阶段：8日13:35开井活动钻具，钻具处于自由状态。后继续关井，~15:07套压0↑13.3Mpa。15:10开泵节流循环压井，排量0.9m3/min，套压控制在14~17 MPa、立压20~23 MPa，火焰高2~3m，16:22累计注入2.38~2.40g/cm3的重浆63 m3停泵关井。由于现场重浆不足，决定停止继续压井，集各方力量储备重浆。,,元坝272-1H井喷事故分析,第三步试挤水泥：7月9日正注水泥浆15m3，钻具内正挤泥浆43m3，环空反挤2.5m3，关井候凝至13日10:18（套压18↑24.9MPa、立压19.8↑27.8MPa）。 效果：停泵关井候凝，立压19.5MPa，套压19MPa，候凝。 第四步泄压开井、观察、起钻：泄压开井后未见泥浆及气体返出，立、套压为0，由于泥浆稠化无法建立循环（最高蹩至42MPa未通）。关井观察至15日11:40无异常情况后起钻，至16日1:45起钻完发现中心管断裂，对断落的中心管部件进行套铣打捞，至7月24日1:00打捞落鱼出井，期间为压稳气层钻井液密度提至2.50g/cm3。至此，溢流处理结束。,,元坝272-1H井喷事故分析,原因分析： （一）下完套管到固井以前循环的五周来分析，没有压稳气层，具体表现在进出口密度差大于0.02g/cm3切出口泥浆密度没有稳定；气测录井显示全烃时高时低，没有稳定。,,元坝272-1H井喷事故分析,,元坝272-1H井喷事故分析,第四周循环泥浆进出口密度曲线,,元坝272-1H井喷事故分析,,元坝272-1H井喷事故分析,原因分析： （二）固井施工过程中，环空当量液柱压力降低，未能压稳地层流体，是出现溢流的直接原因。 （1）先导浆密度不足，导致环空液柱压力降低。 经查阅综合录井数据，2013年7月7日12：40开始用大泵注入先导浆，12:53排量稳定后（75冲/min），立压为12.30MPa，后随着立压逐步上升，至13:17，立压最高达到15.07MPa。分析认为注入先导浆立管压力持续升高2~3MPa的原因，应属先导浆密度偏低所致，按泵压升高3MPa计算，先导浆密度仅为2.10g/cm3，低于井浆密度2.18g/cm3。低密度先导浆进入环空后，将进一步降低环空液柱压力，计算显示，2.10 g/cm3先导浆返至￠127mm钻杆，静液柱压力降低0.8Mpa左右。,,元坝272-1H井喷事故分析,原因分析： （一）、固井施工过程中，环空当量液柱压力降低，未能压稳地层流体，是出现溢流的直接原因。 （1）先导浆密度不足，导致环空液柱压力降低。,,元坝272-1H井喷事故分析,（2）先后注入共10m3低密度冲洗液，在大肚子井段顶替效率低，导致环空液柱压力进一步降低。 7月7日13:25~13:30，水泥车注冲洗液5.0m3（密度1.05g/cm3），~14:00水泥车注入加重隔离液16m3（密度2.21g/cm3），然后再注入冲洗液5.0m3（密度1.05g/cm3），先后共注入低密度冲洗液共10m3。 从5月13日的实钻施工情况，钻穿嘉二水层后，在井浆密度2.08g/cm3的条件下进行起下钻作业，下钻循环有严重的水浸现象，共排放低于1.71g/cm3混浆48.54m3，排放卤水密度最低为1.05g/cm3，氯根46000ppm，推算嘉二水层当量密度为2.05g/cm3左右，水层压力约为120MPa。,,元坝272-1H井喷事故分析,本井因三开裸眼段为全部封固，给四开固井带来复杂的井眼条件。三开完钻井深4978m，地层为雷三段，￠282.6mm套管下深4292.34m，尚余685m未进行套管固井，环空容积高达53.29l/m。冲洗液在低密度、低粘度、低返速条件下，在大肚子井段顶替效率较低。通过兰德马克软件对施工过程进行压力模拟，按照先导浆体密度2.1g/cm3，顶替效率80%进行模拟计算，嘉二段水层最低ECD为2.03g/cm3，静止当量密度1.97 g/cm3，在部分时间低于嘉二水层压力。7月15:45~50，停泵释放胶塞，此时共注入前置液26m3，水泥浆93m3，总共注入流体119m3，管内容积92.5m3，返出管鞋26.5m3，隔离液顶界井深约为5468m左右，第一段低密度冲洗液段长为210m，位于嘉二水层（5895~5909m）以上，该段冲洗液直接降低液柱压力2.32MPa。而此时停泵，环空流动降为0MPa。兰德马克软件模拟出嘉二水层液柱当量密度为2.02g/cm3，低于嘉二水层压力，导致嘉二水层溢流进入井筒。之后总注入量135~140m3时，动态ECD低于2.05 g/cm3。嘉二将继续出水。,,元坝272-1H井喷事故分析,,模拟条件：先导浆体密度2.1g/cm3、顶替效率80%：,须二气层：井深4465m处最低ECD为2.02g/cm3，静止当量密度2.0g/cm3。,元坝272-1H井喷事故分析,,嘉二水层：5900m处最低ECD为2.03g/cm3，静止当量密度1.97 g/cm3。,元坝272-1H井喷事故分析,,飞二气层：井深6420m（TVD6300m）最低ECD为2.06g/cm3，静止当量密度1.99g/cm3。,元坝272-1H井喷事故分析,以上模拟的顶替效率80%的情况，如冲洗液顶替效率如低于80%，作用在嘉二水层的静态和动态压力将进一步降低，出水溢流情况还将进一步恶化。,,元坝272-1H井喷事故分析,（3）嘉二出水进一步降低液柱压力，导致飞仙关气层失稳，溢流转化为井涌。 元坝272-1H三开固井因Ф282.6mm套管未到底，下深4292.34m，尚余685m须家河组裸眼未封固，录井解释此段须家河组有三个气层：4460.5~4462.00m、4464.00~4465.00m、4735.50~4736.00m。根据揭开嘉陵江水层前起钻后效看，在2.08 g/cm3条件下须家河气层完全压稳无后效显示。而5月12日揭开嘉陵江水层后因环空泥浆水浸后（折算当量密度1.85 g/cm3）气浸现象明显。 2013年6月11日揭开飞仙关气层后，录井解释6392~6452m井段为4个气层以及裂缝性气层，7月2日静停85h后后效全烃达到77%；另根据邻井资料显示，飞仙关气层压力达到1.93-1.95g/cm3。 通过兰德马克软件，模拟嘉二段出水，浸入井筒量达到5m3、10m3的飞二压力情况，飞仙关段气层（6436~6452m、TVD6300m）ECD降低至1.98~2.02g/cm3，静液柱压力最低1.91~1.97 g/cm3，所以嘉二出水后，将进一步导致飞仙关气层失稳，气体浸入井筒，并随气侵钻井液上返。,,元坝272-1H井喷事故分析,,嘉二出水5m3，飞仙关压力情况模拟 ECD 最低为2.02，静止最低为1.97。,元坝272-1H井喷事故分析,,嘉二出水10m3，飞仙关压力情况模拟 ECD 最低为1.98，静止最低为1.91。,元坝272-1H井喷事故分析,同时通过对气样组分进行分析，也能够验证气体来源为飞仙关：本井在节流循环时，将气管线放置在分离器泥浆出口处采集气样，进行色谱分析，组分中含有C1，无C2，与飞二段油气显示及后效显示井段组分特征基本一致，分析认为节流气样以飞二段气层为主。,,元坝272-1H井喷事故分析,气浸之后，随着环空液柱压力进一步降低，环空当量密度进一步降低至1.80g/cm3以下，诱发须家河气层失稳，多层位大量气体侵入井筒后，溢流逐渐转化为井涌。,,元坝272-1H井喷事故分析,（三）、固井过程中，未能及时发现溢流，是溢流处理复杂化、事件后果扩大化的直接原因。 如果溢流能够被及时发现，并且按照井控作业程序采取有效的措施，可以避免本次溢流转化为井涌等复杂情况。但元坝272-1H井在替浆过程中泥浆罐满造成向污水池排放泥浆，导致在替浆过程中无法准确计量液面，无法及时发现溢流。 替浆过程中在总替浆量为79.5m3时，泵压由7.5Mpa降至4.9Mpa，继续替浆92.5m3，泵压逐渐降到0MPa后才结束替浆，停泵后发现井口不断流，进行坐封封隔器，强起钻具后关井。在发现泵压异常后，未及时判断井下情况，继续替浆13m3（这段时间约10min），未能及时关井。而停泵至关井共耗时17min，井内继续溢流井涌，计算超过30m3泥浆被推出环空，环空液面高度约1000m，所以17:23关井求压，至18:00套压逐渐上升至49Mpa，立压上升至30Mpa，压井难度大幅增加。,,元坝272-1H井喷事故分析,,元坝272-1H井喷事故分析,,元坝272-1H井喷事故分析,（四）、固井施工设计密度现场取值不准，出现失误。 经查阅《元坝272-1H四开￠193.7mm+￠206.4mm尾管固井工程设计》，设计“1.1.3钻井液性能中钻井液密度值为2.12g/cm3”，现场调查时间为2013年6月13日，实际本井至5月13日压稳嘉二水层后，钻井液入口密度已经达到 2.18g/cm3。与实际值不符。,,元坝272-1H井喷事故分析,教训、认识 此次溢流，是西南油气分公司少有的固井溢流复杂情况，虽然进行压井、挤水泥等作业措施处置得当，未造成人员伤亡和环保事件，但仍然为比较严重的井控事件。表现在一是因为关井套压高达近50MPa，接近套管的抗内压极限，给后续压井处理带来大井控风险；二是尾管段水泥被地层溢出流体推走，尾管段固井质量不好，这些给元坝气田的高效开发展带来不利影响，教训十分深刻；三是对于如此复杂的工程施工，虽然各级领导都十分重视，但表现在现场上连续的出现失误没有发现，最终导致严重的溢流发生。在元坝272-1H四开尾管固井井溢流事件中，有以下教训和认识：,,元坝272-1H井喷事故分析,1、对井况复杂性认识不足，对潜在的井控风险预见不到位。 本次尾管固井存在特殊性，但技术人员仍以常规思路处理“非常规井眼”： 因三开￠282mm套管未下到位，本次四开尾管固井将封固段长为686m的￠314.1mm大井眼井段，环空容积达到53.29 l/m。工程技术人员为提高大环空固井质量，采用了前后各5m3，加大冲洗液用量的方法，以期望进一步提高冲洗效率。但忽略了加大低密度冲洗液可能导致的井控风险。 同时由于目前的西南油气田四川工区的固井设计编制及审查，从未要求冲洗液，尤其是低密度冲洗液，要根据顶替效率来复核压稳情况，所以这也是本井设计人员和审批人员未能发现本井存在部分简短未压稳的客观原因。,,元坝272-1H井喷事故分析,2、固井期间难以连续、精确监测液面，未能及时发现溢流。 从施工过程看，溢流是在替浆将近结束时发现的。从关井后套压上涨速度分析，溢流在替浆过程已经发生，但现场工作人员未能在早期发现溢流，从而延误了关井时间， （1）前期施工井内情况正常，套管下放到位后循环也正常，这在一定程度上降低了对井控溢流监控的警觉性。 （2）固井施工过程，工序变化频繁、施工排量多变、浆量不恒定，使得溢流监控、数据核实相对困难。,,元坝272-1H井喷事故分析,3、本井存在大肚子环空，是导致窄流窜槽的客观因素。 因未封固段长为686m的￠314.1mm大井眼井段的环空容积达到53.29 l/m，在替浆排量21 l/s的情况下，返速不到0.4m/s，再加上冲洗液密度低、粘度低，很难将2.18g/cm3的环空重泥浆全部顶替掉，从而出现窄流，比设计相比，大大降低了环空当量密度。所以大肚子环空应尽可能避免，如不能避免，要充分考虑顶替效率不高的风险。,,元坝272-1H井喷事故分析,4、固井施工设计现场取值应准确无误，避免错漏。 由西南固井公司编制的《元坝272-1H四开￠193.7mm+￠206.4mm尾管固井工程设计》，设计“1.1.3钻井液性能中钻井液密度值为2.12g/cm3”，现场调查时间为2013年6月13日，实际本井至5月13日压稳嘉二水层后，钻井液入口密度已经达到 2.18g/cm3。与实际值不符。如调查时能得到准确的技术数据，则本次溢流事件有可能避免。,,元坝272-1H井喷事故分析,5、先导浆密度低于井浆，现场入井程序可能存在偏差。 经调查组现场查实，先导浆配制好后，钻井监督对本井的先导浆的密度等性能进行了三次亲自检测，三次测定的密度均为2.18g/cm3，和井浆一样。但实际入井后出现立压逐渐上升的趋势，注完先导浆后，立压增加了约3MPa，从另一个方面证明先导浆密度比井浆低。所以先导浆配制好后，直至入井前，其密度等关键指标还应进一步全程监督，避免操作不当出现低级失误。,,元坝272-1H井喷事故分析,5、从以上四点看，全员的整体意识薄弱，尤其是对如此复杂的情况，各级领导的重视和采取的措施没有落实在现场工作中。,,