南方公司泰来2井汇报材料(事故).doc

泰来2井级井喷事故情况汇报勘探南方分公司泰来2井是勘探南方分公司部署在重庆市忠县拔山镇朝阳村六组的一口预探井，由中原西南钻井公司70735钻井队承钻，胜利录井202队提供录井服务。2012年2月22日钻至三开中完井深5430m，在短起下钻测后效的过程中发生溢流，关井套压最高达到43.12MPa，造成了较大的井控风险。在总部领导、分公司领导和相关部门的指导下,经过甲乙双方共同努力，事故得到成功处置。现将情况简要汇报如下：一、基本情况1.施工简况泰来2井设计井深5720m，主探上二叠统长兴组，兼探下三叠统飞仙关组和下二叠统茅口组。 2011年9月23日15:00开钻，井眼406.4mm，2011年9月27日一开完钻，完钻井深706m，339.7mm套管下深705m。2011年10月7日21:00二开，井眼311.2mm，二开空气钻钻至井深2841.16m后转换为钻井液钻进，2011年10月31日二开完钻，完钻井深2959m。套管下深2957.11m，井口段0802m外加厚套管抗内压强度为81.3MPa，其余套管抗内压强度为67.66 MPa。2011年11月14日23:00三开，先采用空气钻进，钻至井深3560.84m（进入雷口坡组）转浆。2012年2月22日钻至井深5430m上二叠统吴家坪组三开中完。2.主要油气显示凉高山组4m/2层；大安寨-马鞍山段1m/1层；东岳庙段14.43m/4层；须家河组10m/3层；飞三段15.5m/7层；飞一段1m/1层；长兴组7.47m/5层。3.三开后钻井液密度调整情况泰来2井自流井组珍珠冲段-长兴组压力预测为1.10-1.30，设计钻井液密度为1.17-1.45 g/cm3 。三开后共进行了2次重大的钻井液密度调整，第一次：2012年1月31日钻至井深5235.58m，钻遇良好油气显示，钻井液密度1.50g/cm3提至1.65g/cm3；第二次：2012年2月4日长兴组取心钻进至井深5238.47m，发现良好油气显示，现场立即割心，进行节流循环加重，将钻井液密度由1.65g/cm3提至1.96g/cm3，经短起下后确认压稳了气层，油气上窜速度12.5m/h。二、事故发生经过及处理过程1.钻开产层情况2012年2月20日13:35，用密度1.96 g/cm3的泥浆钻至井深5409.00m，显示井段： 5407.00-5409.00m，厚度：2.00m，岩性：灰色硅质灰岩(薄片见两条裂缝和缝合线)，层位：长兴组，录井现场解释：气层。此气层循环一个迟到时间，全烃值恢复基值，钻井液密度恢复至1.96 g/cm3继续钻井。2.溢流发生经过2012年2月22日21:00钻进至井深5430.00m，进入吴家坪14m准备中完。循环至23日2:00，其中2月22日14:30-24:00进行钻井液性能调整，进口钻井液密度1.94g/cm3，出口密度由1.96 g/cm3降至1.92g/cm3，全烃值维持在0.4-0.5%。2:00至4:30短起下10柱（短起下井段5110.00-5430.00m），耗时2.5h。 4:35-6:11循环，钻头位置5429.00m，排量1.4 m3/min，泵压16.5MPa。其中5:30钻井坐岗记录显示液面上涨1.1 m3， 5:40出现后效显示，6:11气测全烃值70.78，槽面无色米粒气泡占40，缓冲罐槽面上涨30.0cm， 钻井液出口密度由1.93 g/cm3下降至1.60 g/cm3，粘度由98s上升至103s，池体积增加1.52 m3。6:16停泵关防喷器，准备通过节流管汇、液气分离器循环排污。6:25单凡尔开泵，排量8L/s，节流阀全开循环排污，进口泥浆密度1.96g/cm3，出口泥浆密度1.82g/cm3，点火成功，橘黄色火焰高6-8m，立压0MPa，套压由3.09MPa不断上升。7:30套压升至9.69MPa,7:48套压升至19.29MPa，7:55停泵关井，关井套压34MPa。7:55-9:45关井观察，立压0 MPa（钻具内有止回阀），套压41.2MPa。3.应急汇报及响应情况2月23日6:52-7:58，钻井队和现场监督分别向中原西南钻井公司、勘探南方分公司川东南工作部进行了汇报，勘探南方分公司川东南工作部、中原西南钻井公司主管领导带领相关人员迅速赶往现场指挥压井，并启动应急预案。2月23日9:00勘探南方分公司李真祥总工程师接到泰来2井情况汇报后，立即带领井筒技术处副处长孙坤忠赶往井场，同时通知副总工程师雷鸣和井控办副主任范文星到现场，在途中布置开泵节流控制井筒液柱压力大于井底地层压力压井，并向勘探南方分公司郭旭升总经理汇报了泰来2井情况，分公司启动应急预案，立即进行应急安排，郭旭升总经理立即带领相关人员赶往现场。此后天然气项目部副主任杨玉坤、副总工程师苗锡庆、安环处处长曹登泉接到汇报后陆续赶赴现场，中原石油勘探局首席钻井专家胡群爱接到报告后也从川西赶往现场。勘探南方分公司启动应急预案后，分别与西南石油局生产管理处、西南应急中心、中原普光应急中心、勘探南方分公司元坝工作部、环境保护管理中心、物资供应中心等电话联系。要求川东南工作部紧急疏散井场周边300m范围内居民；通知西南元坝应急救援中心提供救护车1台、气防车1台、消防车1台到泰来2井实施防护，派10台罐车转运泥浆到泰来2井；通知环境保护管理中心派人携带无线遥控监测系统到泰来2井，安排物资供应中心送100套防毒面具、8只硫化氢检测仪、8只可燃气体检测仪到现场；通知中原普光应急中心向泰来2井倒运压井重浆。并给西南油气分公司发关于支援应急救援设备的函（勘探南方函2012函1号），请求应急支援。给中原井下特种作业处发关于尽快组织四台压裂车到泰来2井进行压井作业的函（川东南工程201209号），请求应急支援。西南元坝应急中心苍溪站领导立即带领8人携带救护车1台、气防车1台、消防车1台赶到泰来2井井场，对井场周边300m范围疏散情况进行清查，对压井施工实施气防、消防保护，直至险情解除后回撤。勘探南方分公司环境保护管理中心环保科立即派人携带2套无线遥控检测系统（RDK 、24个探头）赶到泰来2井，对井场周边500m范围进行布点24个，实时检测压井过程中井场周边有毒有害气体情况，直至井控险情得到控制。西南元坝应急中心、中原普光应急中心先后共派20台罐车从元坝、普光、川东南（兴隆101井）应急倒运加重泥浆88车次，共计倒运泥浆1446 m3。组织车辆从达州、苍溪、梁平向泰来2井倒运加重剂2034t、堵漏材料和钻井液处理剂114t。2月25日至26日，中原西南钻井公司组织机关后勤人员51人到井场参加配制加重泥浆，确保压井顺利进行。4.溢流处理过程勘探南方分公司、中原石油勘探局主管领导和专家接到汇报后，立即带领相关人员迅速赶到现场指挥压井，讨论制定压井方案，快速组织压井。（1）置换法压井2月23日9:4510:51，关闭环空单凡尔泵入密度2.0g/cm3钻井液压井，立压为0 MPa，套压41.2MPa，泵入泥浆51.97 m3。10:51悬重由172t下降至10.17t（判断是钻具断），立压突然上升至21.25MPa，套压43.12MPa，立即停泵。10:51-18:52，间断正泵入密度2.0g/cm3钻井液88.91 m3置换压井，立压下降至18.01MPa,套压下降至29.01MPa，悬重上升至17t。期间节流放喷点火，火焰高度6-8m，火焰呈橘红色(部分火焰发蓝)。 19:09-23:29连续正泵入2.0g/cm3钻井液43.16 m3置换压井，立压下降至9.96MPa,套压下降至11.2MPa，悬重上升至26.66t，焰高2-3m。23:25井口开始返出钻井液，23:2923：36停泵，立压9.96 MPa下降至9.37MPa,套压11.2 MPa下降至9.77MPa。（2）节流循环法压井2月24日0:00-16:50节流循环排气。控制立压10.00-11.00MPa,进口密度2.02g/cm3，出口密度1.93-1.95g/cm3，火焰高0-3m，火焰呈橘红色(部分火焰发蓝)，套压维持在8.75-10.13MPa。（3）采用平推法压井第一次平推法压井：2月24日17:05-20:50共计注入2.102.20g/cm3的钻井液280 m3，立压由14.37MPa降至11.29MPa,套压由10.59MPa降至9.24MPa。其中采用压裂车反推钻井液50m3，排量1.10-1.30 m3/min, 压力13.75 MPa下降至11.51MPa；使用钻井泵正注钻井液230m3（含6%堵漏泥浆30 m3）。至25日15:52关井观察，立压6.15 MPa-6.65MPa,套压8.51 MPa-8.97MPa。2月25日15:52-17:11节流循环，进口密度2.30g/cm3,出口密度1.94-1.97g/cm3。 -17:29关井观察，立压由7.02MPa上升至8.95MPa，套压由9.43MPa上升至10.96MPa。-26日6:59间断正注或反推挤入密度2.30g/cm3泥浆30.13 m3 。 -16:45关井观察, 立压由5.17MPa下降至4.74MPa,套压由7.66MPa下降至7.1MPa。第二次平推法压井：2月26日17:00-19:32正注、反推2.30-2.40g/cm3泥浆200 m3（其中2.30g/cm3的堵漏浆80m3），停泵后，立压0MPa,套压1.84MPa逐渐下降0.56MPa。后开井观察，无溢流，决定起钻。在起钻第4柱时，发现异常，灌浆多返出1.63 m3。关井求压,立压2.51MPa，套压1.65MPa。至28日8:21进行2次节流循环、1次反推，节流循环时进口密度2.292.39g/cm3，出口密度2.04-2.31g/cm3，立压5.863.44MPa,套压2.030.3MPa,点火火焰高度1-2m。节流循环期间共计漏失钻井液29.83 m3，反推密度2.25g/cm3的泥浆10.27 m3。第三次平推法堵漏压井：2月28日9:0310:06共计泵入2.20-2.50g/c m3泥浆110 m3。其中正注密度2.20g/c m3浓度为21%堵漏钻井液60 m3、正注2.50g/cm3钻井液40 m3、间歇性挤堵泵入2.50g/cm3钻井液10 m3。10:06-10:57节流循环观察，排量1 m3/min，进口密度2.50g/cm3，出口密度1.90-2.23g/cm3，立压4.07 MPa -3.86MPa,套压2.65-0.03MPa，循环共计漏失20.43 m3。-11:03开井循环观察，排量1 m3/min，立压3.49MPa，井口失返，共计漏失泥浆5.8 m3。现场判断油气层基本压稳，决定吊灌泥浆起钻。5.落井钻具及打捞情况2月28日14:00起钻完，起出钻具总长1546.82m，落鱼长度3879.49m。此后经过52趟打捞，共捞获落鱼7段，总长4027.30m。由于鱼头埋藏在嘉陵江组大肚子井段中且紧贴井壁，打捞十分困难，经施工单位申请、上级部门批准填井侧钻。从2月23日起，至6月10日开始填井侧钻，处理时间长达107天(事故处理未完)，报废进尺1580m，埋井钻具1399.01m。目前现场仍在进行侧钻施工。三、事故性质及原因分析事故的性质：经过深入调查、分析，我们认为：这是一起不顾井控风险调整钻井液性能，降低密度导致井筒压力失去平衡、短起下过程中不灌泥浆形成严重气侵，违反井控基本原则进行作业，排除气侵过程中初期判断失误、后期错误处置而造成的井控责任事故。事故发生的主要原因：1.直接原因（1）初期对井下情况判断失误，处置过程中严重违反井控基本原则，后期处置错误，是井控事故发生的直接原因。短起后下钻到底循环测后效，按照排量计算迟到时间应为150min,而实际4:35开始开泵，5:40见气显示，只有65 min就见气侵。油气上窜速度高达716m/h，说明井下油气侵已非常严重，但未引起应有的警惕。发现气侵后，钻井队没有采取有效措施，进行关井求压，而是继续循环。此时液柱压力已经不能平衡地层压力，地层流体继续涌入井筒，直到6:11气测全烃值高达70.28%，槽面见无色米粒气泡，总池体积大量增加，作业指挥者仍未意识到严重的气侵将导致井筒钻井液当量密度大幅度下降可能诱发井喷。6:16井口气侵已严重至不能正常循环排污，现场决定停泵关防喷器，通过节流管汇、液气分离器继续循环排污。没有关井求压，更没有节流控压循环，而是完全打开节流阀循环排污。此时气柱已经到达井口，失去了避免井喷事故发生的宝贵机会。6:257:55开泵通过节流管汇循环，没有节流控压，立压为0MPa，点火火焰高度6-8m。 此时井筒泥浆大量喷出，期间三次停泵时间达48 min，致使环空亏空严重，套压由3.09MPa不断上升，在井口停泵未关井的情况下，7:48套压上升至19.29MPa。7:55停泵关井，套压直线上升至34MPa。7:55-9:45关井后未采取任何措施，关井观察长达110 min，立压为0 MPa（钻具内有止回阀），套压升至41.2MPa。（2）未重视地质录井气侵提示，思想麻痹，存侥幸心理，是气侵发展成溢流，最终引发井喷事故的重要原因。5:30钻井坐岗记录显示液面上涨1.1m3，5:40出现后效显示，6:05录井队监测到钻井液总体积增加1.52 m3，立即通知了司钻和地质监督，并以泰来2井异常预报通知单（气侵）报钻井队技术员谢公艮。没有引起重视，钻井队思想麻痹，心存侥幸，未及时关井求压，也未能正确处置溢流，仍按常规排后效思路进行操作，使溢流进一步加剧，发生井喷。（3）钻具管理不规范，除硫剂加量不足，溢流处置不当，H2S腐蚀是钻具发生断裂的直接原因。泰来2井钻井工程设计要求在进入海相地层后要做好防H2S工作，要求全井使用G105钻杆，在钻井液中加足除硫剂，PH值大于11。本井在2月4日取心钻井过程中，录井检测发现H2S浓度9PPm，通报钻井队后循环加重，H2S浓度降为0。2月5日后，钻井队分三次共加入除硫剂18吨，未达到甲方设计在三开后进入海相地层后加足除硫剂的要求。5月23日在出现井控风险后，钻井队仍未按甲方要求在压井液中补充足除硫剂。除硫剂含量不足、溢流处置不当造成上部井段钻井液喷空，在上部井段形成高含硫化氢的集中气柱。长时间的关井观察导致高含硫化氢气柱长时间接触钻具，最终导致了钻具受H2S腐蚀，从1546.82m处发生断裂，井控风险和压井难度增大。在后续的处理中又发现下部钻具存在多处断裂且变形严重，打捞和处理难度大。（4）钻井队忽视井控风险，调整性能过程中井内钻井液密度降低、短起下钻不灌浆是井筒失去压力平衡和严重油气侵的主要原因。2月3日取芯钻进至5238.47m时，全烃值上升至99.84%， 2月4日密度由1.60 g/cm3提高至1.96g/cm3压稳气层，油气上窜速度12.5m/h。2月20日钻至长兴组井深5407.00m，再次钻遇新气层，钻时加快，气测全烃上升，钻井液密度由1.96 g/cm3下降至1.86 g/cm3，粘度由90s上升至115s，槽面见无色米粒气泡占30，缓冲罐槽面上涨20cm,点火可燃，总池体积增加0.86 m3，循环一个迟到时间后，全烃值恢复基值。2月22日，因加重后钻井液流变性能较差，考虑到已经中完并要进行测井作业，钻井队决定调整钻井液性能，因钻井液使用时间较长，碳酸根污染严重，钻井队采用了大剂量加入石灰乳及稀释剂的调整处理方案。在处理过程中，钻井液密度由1.96g/cm3降至1.88 g/cm3，然后用55t重晶石将钻井液密度恢复至1.92 g/cm3。存在的主要问题是：在钻遇气层时，将钻井液密度调整为1.96 g/cm3后，证明地层基本压稳，该钻井液密度是合适的。但钻井液性能调整后，出口密度仅为1.92 g/cm3，未恢复到压稳值1.96 g/cm3，可能造成井底欠压。同时，查询地质录井坐岗记录和综合录井仪液面监测记录，钻井队在短起下10柱钻具过程中没有灌浆，进一步导致钻井液液柱压力下降，加上起钻的抽吸作用，最后导致了在短起下过程中发生严重的气侵。下钻到底后开泵，后效严重，油气上窜速度高达716 m/h。（5）没有确认是否具有短起下钻条件就进行短起下作业，短起下是初期溢流的重要原因。下钻到底后开泵，后效严重，油气上窜速度高达716 m/h。正常情况下如此高的上窜速度，井口应有溢流现象，而在整个短起下钻的过程中，井口未发现溢流。短起下起钻前，在钻井液密度降低的情况下，没有认真观察井口是否有溢流，在不能判断气层是否压稳的情况下，盲目进行短起下作业。短起下前和短起下过程中地面倒泥浆，坐岗观察不能有效监测溢流。2.管理原因（1）现场未按照设计及工作部要求及时调整储备浆密度，使溢流发生后压井作业工作非常被动，是事故恶化、处理难度加大的重要原因。2月2日，本井在取心过程中发现良好油气显示，随即将泥浆密度从1.68 g/cm3提至1.96 g/cm3，2月4日压稳油气层。2月5日，川东南工作部杜文胜上井时，将川东南工作部关于泰来2井调整储备泥浆密度的通知（川东南工程201203号）送达70735ZY钻井队平台经理陈兆祥，要求将储备重浆密度调整至2.18 g/cm3。陈兆祥向平台支部书记张海芳交待后即到南充开会，会后直接回中原休假，至溢流事件发生，该通知一直存放在陈兆祥本人的办公室内。造成钻井队在后期18天的施工过程中，未执行川东南工作部的指令，未对储备浆密度进行调整。由于储备钻井液密度只有1.85 g/cm3，使井控事故发生后不能快速组织有效压井，压井工作非常被动。（2）发现溢流后汇报不及时，现场人员对井下井控风险估计不足，判断失误，初期处置失当是致使事故不断恶化的重要原因。2月23日5:30钻井坐岗记录显示液面上涨1.1m3，5:40出现后效显示，6:05录井队监测到钻井液总体积增加1.52 m3，钻井队没有及时向现场监督汇报。6:11全烃值达到高达70.78%，池体积大量增加，出口密度下降、粘度上升，已明显发生溢流。钻井队6:30向项目部副经理李时友进行了电话汇报，只是讲在短起下时，油气侵比较严重，现场正在循环排污，因而未引起李时友的重视。7:30现场套压不断上升，井口已难以控制时，再次向李时友进行电话汇报，随即李时友向主管井控的公司副经理陶现林和白俊成汇报，汇报时仍对井下井控风险估计不足。7:44李时友才电话向公司副经理、项目部经理付天明汇报，延误了初期处置的宝贵时机。现场监督发现发生气侵、溢流情况后汇报不及时。2月23日6:30现场发现气侵、溢流等异常情况， 7:58才向勘探南方分公司川东南工作部汇报。（3）住井技术干部和钻井队技术素质差，处置失当致使事件不断恶化，是井喷事故发生的重要原因。在钻开油气层前甲乙双方均组织了钻开油气层验收，对井控装备、井控管理、井控技术措施、应急预案进行了检查，也进行了技术交底，储备浆、储备料均达到了设计和标准要求。钻开长兴组气层后出现了与设计地层压力系数相差较大的情况，钻开长兴组气层出现异常高压，钻井液密度已经提高到1.96 g/cm3。甲乙双方对其后的钻进及中完作业重视不够，准备不足，人员、技术措施保障不到位。2012年1月6日在钻开油气层验收时，考虑到本井比较偏远，勘探南方分公司李真祥总工程师要求施工单位在钻开气层时派技术干部驻井。2012年1月31日至2月20日，中原西南钻井公司普光项目部副经理李时友（主管工程技术，正科级）驻井指导。2月21日至23日，中原西南钻井公司普光项目部副经理柳杰正（主管钻井液技术，副科级）驻井。2月3日至4日，中原西南钻井公司副经理陶现林驻井。2月21日，中原西南钻井公司副经理付天明到井巡井。从钻至井深5235.58m发现良好油气显示，到2月20日钻开最后5407.00-5409.00m油气显示层，现场一直有主管钻井的技术干部驻井。本井马上中完，且经过钻井液密度从1.50 g/cm3提至1.96g/cm3压稳油气层，现场认为已经没有太大风险，2月20日主管钻井的技术干部离井，改派了一名负责钻井液技术的技术干部继续住井。在23日短起发生溢流后，缺少有丰富经验的钻井技术干部现场指导，不能正确判断井下情况、及时正确压井，导致溢流进一步恶化，发生了井控事故。（4）工作部、现场监督对重大安全隐患监管不力、管理不到位是事故恶化、处理难度加大的重要原因。工程设计对储备浆密度有明确要求，2月4日钻井液密度已经提高到1.96g/cm3,工作部相关人员发现了储备浆密度不符合设计要求，2月5日下发了关于泰来2井调整储备泥浆密度的通知（川东南工程201203号）并专人送到井场。指令发出后工作部没有及时跟踪督促整改情况，后期多人上井，也未检查落实储备浆密度是否调整到位，现场监督未能及时督促井队将储备浆按要求调整到位，也没有向工作部报告，事发时储备重浆密度低给压井作业造成很大被动。工程设计对H2S防护要求明确，在整个海相地层钻进中均须加足除硫剂，消耗后及时补充。对除硫剂加量未达到甲方设计要求、出现险情后未及时补加，勘探南方分公司川东南工作部和现场监督都没有进行有效监管。（5）对施工设计重视不够、审查不严，预案对现场井控工作缺乏指导性，是事故恶化、处理难度加大的原因之一。泰来2井钻井施工设计虽然是按2011年的模板的格式进行编写，但对本井重要目的层段的井控风险识别不足，施工设计中的井控应急预案针对性不强，钻遇海相含硫气层的井控措施和要求不具体，可操作性差,处理溢流和井控压井的预案不够完善，操作步骤和处置要求不明确。井控演练流于形式，钻井队技术和操作岗位对井控预案不熟悉，发生溢流后不会正确处置。 四、下步防范措施1.高度重视外围探井气层钻进工作，加强技术准备、物资准备和应急预案准备，加强现场技术力量川东南地区海相井埋藏深，目的层多，地层压力系统复杂。由于勘探程度低，邻井少，无资料可以参考，难以预测，钻遇高压、裂缝性气层的可能性大，且含H2S，有重大井控风险。如果出现又漏又喷、氢脆断钻具的情况，处理难度更大。甲乙双方均应高度重视，加强对气层钻进的监控和管理，作好技术、装备、物资准备，制定和落实针对主要气层的井控措施和应急预案，加强现场技术力量，保证有实战经验的技术干部住井指导气层钻井工作。2.不断强化井控监管力度，加大对违规行为的处罚力度，提高执行力，杜绝三违现象在泰来2井的溢流事件中，施工井队在钻井液密度降低没有检验是否压稳的情况下进行短起钻作业、起钻不灌浆、发现溢流不按井控操作规程进行处理、钻遇含硫气层前不足量加入除硫剂、组织加重钻井液效率低等现象能够发生，说明监督者监管不严，其根源还是安全意识淡薄，抱有侥幸心理。因此必须加强现场井控监管，加大对不认真执行设计、井控规定的处罚力度，杜绝三违现象。3.加强基层队井控技能培训，提高井控意识和现场操作水平泰来2井井喷事故反映出施工作业队主要骨干井控技能差，甚至连“井控”的基本概念都没有建立，对“三高”油气藏钻井井控危害性认识不够，经验不足，没有认识到溢流发现不及时和处置操作不当所带来的重大危害。发现溢流后不关井求压，对井下情况判断失误，处置错误，把简单的问题复杂化，导致“后效”