元坝272-2H井喷事故分析.

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107元坝161元坝275元坝211元坝28元坝地区长兴组礁滩相井位分布图元坝10-1元坝10-2元坝274元坝27元坝204元坝205元坝29元坝1元坝101元坝10元坝29-2元坝201正钻井工业气流井正试气井元坝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。Φ193.7mm套管×(4098.12-6580)mΦ241.3mm钻头×6580mΦ273.1mm套管×4292.34mΦ314.1mm钻头×4978m三开套管余685m未到底，须家河气层未封隔4081.88m5''钻杆1528m51/2''钻杆2553.88mΦ193.7×110SS×12.74098.12-5244.67m段长1146.55mΦ206.4×BG110TSS×19.055244.67-5707.15m段长462.48mΦ193.7×BG110TS×12.75707.15-6146.67m段长439.52mΦ193.7×BG2532×12.76146.67-6577.52m段长430.85m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。Φ193.7mm套管×(4098.12-6580)mΦ241.3mm钻头×6580mΦ273.1mm套管×4292.34mΦ314.1mm钻头×4978mΦ346.1mm套管×2990mΦ444.5mm钻头×2992mΦ508.0mm套管×501.45mΦ660.4mm钻头×504mΦ720mm套管×31.75mΦ914.4mm钻头×32m垂深，m层位1000200030004000500060007000下沙溪庙剑门关组千佛崖组自流井组须家河组雷口坡组嘉陵江组飞仙关组长兴组蓬莱镇组遂宁组上沙溪庙组三开套管余685m未到底，三段气层均未封隔4460.5-44624464-44654735.5-47365895-5909嘉二水层6397-64066412-64326436-6452飞二气层元坝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95.1m）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47Mpa后压力保持不变。元坝272-1H井喷事故分析开次套管尺寸mm×钢级×壁厚mm下入井段m抗内压强度MPa3Ф282.6×110TSS×17.320～940.7281.3Φ273.1×110TSS×13.84940.72～2100.3964Ф282.6×TP110TSS×17.322100.39～4292.3481.34Φ193.7×110SS×12.74098.12～5244.6787Φ206.4×BG110TSS×19.055244.67～5707.15118.1Φ193.7×BG110TS×12.75707.15～6146.6787Φ193.7×BG2532-125×12.76146.67～6577.5298.9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43MPa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2.38g/cm3储备重浆，套压控制在45-51MPa之间，排量0.4-0.8m3/min（约30min后点火成功，火焰约15~25m），立压由30MPa逐渐下降至27MPa稳定。21:26开始使用双车循环节流放喷压井，立压25MPa，套压47MPa，排量0.35～1.2m3/min，套压43～50MPa，立压19～28MPa；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↓28.5MPa，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2.40g/cm3的重泥浆压井，立压27MPa，套压31Mpa，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23.70Mpa。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21.5MPa降为12MPa，间断点火，火焰呈橘黄色，焰高2~3m，累计注入密度2.38~2.40g/cm3的重浆199m3。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14~17MPa、立压20~23MPa，火焰高2~3m，16:22累计注入2.38~2.40g/cm3的重浆63m3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。0.000010.000020.000030.000040.000050.000060.000070.000080.000090.0000100.0000050100150200250300350400450第一周循环全烃变化（13:01-19:47）第二周循环全烃变化（19:47-1:18）第三周循环（1:18-6:05）元坝272-1H井喷事故分析0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.001815222936435057647178859299106113120127134141148155162169176183190197204211218225232239第四周入口第四周出口第四周全烃值元坝272-1H井喷事故分析第四周循环泥浆进出口密度曲线0.000.501.001.502.002.501815222936435057647178859299106113120127134141148155162169176183190197204211218225232239第四周入口第四周出口元坝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，2.10g/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。0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0012345678910111213141516171819202122232425262728系列1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