井下作业井控管理现场操作手册.doc

井下作业井控管理现场操作手册前 言第一篇 井下作业井控相关文件和技术标准第一章 中国石油天然气集团公司相关井控文件第一节 中油工程字(2006)247号石油与天然气井下作业井控规定第二节 中国石油天然气集团公司带压作业技术规程（试行）第三节 关于加强高压高含硫高危地区勘探开发安全生产工作的紧急通知第四节 中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见第二章 井下作业井控相关技术标准第一节含硫化氢油气井井下作业推荐作法第二节 含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法第三节SY/T6277-2005含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程第四节SY/T 6690-2008井下作业井控技术规程第三章华北油田公司相关井控文件及规定（两个新修订的细则）第二篇 井控概述第一章 积极井控理念（全生命周期井控）概述；第一节 井控分级（一、二、三级）第二节 井喷的原因及危害第三节 做好井控管理工作好的制度和做法（采油厂节选）第二章 井下作业井控设计第一节 地质设计第二节 工程设计第三节 施工设计第三章 井控车间试压、检修、维护工作标准（标准、制度、操作规程等）第三篇 井控装备第一章井控装备概述及要求。第一节 采油（气）井口装置安装第二节 防喷器安装标准第三节 节流、压井、管汇，放喷管线安装标准第四节 防喷器控制装置安装标准第五节 液气分离器安装标准第六节 放喷管线点火规定第七节 井下作业对井控装备的要求第二章 井控装备组合及功能第一节 防喷器组成及功能第二节 节流、压井、放喷管汇组成及功能第三节 内防喷工具组成及功能第四节 远程控制装置组合及功能第三章 现场试压、保养工作标准第一节 现场试压标准第二节 现场保养工作制度第四章 井控装备管理使用规定第一节 防喷器第二节 节流、压井、放喷管汇第三节 内防喷工具第四节 远程控制装置第五节 仪表仪器第四篇 井下作业过程中的井控工作第一节 施工前的准备1、井场勘察与布置2、施工设计井控要求3、井控装备现场安装4、施工井井控技术交底第二节 洗井（替喷）第三节 压井（常用几种压井方法）第四节 起下作业第五节 带压作业第六节 射孔作业第七节 试油诱喷作业（抽汲、气举、泵排）第九节 试油（测试）作业第十节 常规打捞作业打捞施工的井控作业要求一、施工前的井控准备工作施工前，作业队应向全队职工进行地质、工程和井下等式方面的技术措施交底，并明确班组各岗位分工。对施工现场的井控装备、配备的防喷工具进行检查，使之处于完好状态。按设计要求备足压井液；现场井控工作要以班组为主，按应急计划进行演练，做到能及时发现溢流、迅速报警和正确关井，关井最高压力不得超过允许关井压力值。1、施工设计的安全要求一口井能否安全施工，设计起着关键的作用。一份合格的设计可能指导顺利施工，反之将导致不可弥补的损失。一般因设计失误而导致的井喷事故教训都是十分深刻的。为在施工过程中万无一失，施工设计的编制、审批等必须遵循以下条款。地质预报对预防溢流至关重要，地质部门应加强地质研究，在地质设计中应尽可能准确地提供地质资料。施工单位工程技术人员要吃透设计，针对地质特点制定针对性预防措施.A、施工目的明确，有井控设计，对井控装备、防喷措施进行具体要求。邻近注水、注气（汽）井停注、泄压。B、严格设计的逐级审批手续。C、对井内带有大直径工具（工具外径超过油层套管内径80%以上）的井，设计中应规定上提管柱的速度以及详细的防喷措施，严禁高速提管柱抽汲井筒。2.井控装备准备、安装试压 施工现场严格按照井控设计准备、安装井控装备，并按设计要求进行试压，合格后方可进行施工。3.严格按设计数量、质量配好压井液。4.确保施工队伍、人员具备井控资质并能熟练掌握防喷演习。二、打捞作业中的井控工作1.打捞 打捞作业过程就是捞出井下落物的作业过程。解卡打捞工艺方法有：活动管柱法；震击法；倒扣法；切割法和铣磨钻法。2.打捞管柱组合 （1）活动管柱法常用的管柱组合为 钻杆柱(或油管) + 安全接头 + 打捞工具 （2）震击法常用的打捞管柱组合为 钻杆(或油管)柱 + 液压加速器 + 钻杆(或油管)+ 液压震击器 + 钻杆(或油管)或钻铤 + 开式下击器 + 安全接头 + 打捞工具（3）铣磨钻法常用的管柱组合为 方钻杆 + 钻杆 + 开式下击器 + 钻杆或钻铤(25根)+ 安全接头 + 铣磨钻具 （4）倒扣法常用的管柱组合为方钻杆 + 钻杆 + 倒扣器(用左旋钻杆时可不用倒扣器) + 安全接头 + 打捞工具（5）切割法常用的管柱组合为 油管 + 开式下击器 + 油管柱 + 安全接头 + 割刀3.打捞施工的井控作业要求(1)施工前要进行压井,压井液的密度依井深和地层静压来确定，邻近注水、注气（汽）井停注、泄压。（2）压井时最高泵压不超过油层破裂压力，排量1.2m3/min.(3)在起、下大直径打捞工具或捞获大直径落物起钻时，要注意观察油、套环形空间是否连通，严格控制起钻速度，防止因“抽汲”作用而诱发井涌、井喷。(4)打捞时发生井涌、井喷要采取循环法压井后再进行下步措施。4.制定打捞作业井控预案案例XXX井该井井控设计出现了重大失误，折算该井地层压力至少在90MPa以上，而现场安装了只能承受21MPa的井控装置，显然是非常错误的，错选了压力等级不配套的防喷器，就为井喷失控埋下了重大隐患。该井万能防喷器关闭后未及时循环泥浆压井，造成万能防喷器胶芯被刺坏，又一次证明了万能防喷器不能用于长时间关井的道理。5406.35 m鱼顶3629.65m244.5mm3459.46m317.5mm3465m井 身 结 构339.7mm239.18m444.5mm244.18m一、基本情况XXX井位于河北省饶阳县流满乡南北岩村，是留路地区一口潜山探井，设计井深5500米，目的层震旦系雾迷山组。1985年11月28日第一次开钻，444.5mm钻头钻至井深244米，下入339.7mm表层，下深239.18米，12月1日第二次开钻，采用317.5mm钻头钻至井深3465米，244.5mm技术套管下深3459.46米。1986年3月15日第三次开钻，三开用215.9mm钻头钻至井深5406.35米时，因发生井喷事故完井。该井井口装置为DF35-21双闸板液压防喷器、万能防喷器及正规节流管汇。（原设计DF35-35双闸板液压防喷器，因为无货临时改换成DF35-21双闸板液压防喷器。）二、事故发生过程1986年8月7日21：00，当钻进至井深5161米时，泥浆发现水侵严重，出水20 M3，泥浆密度由水侵前的1.66 g/cm3，粘度33秒，下降至1.55g/cm3，粘度26秒。随即加重处理泥浆，井下情况正常后恢复钻进。8月16日7：55，当钻进至井深5406.35米时，泥浆罐内液面又发现增加，泥浆被水侵，密度由水侵前的1.54 g/cm3，粘度35秒，降至1.51g/cm3，粘度28秒，井口溢流严重。8：30关闭防喷器，读得套压为10.5MPa。三、事故处理过程8月16日因水侵严重关井后，16：30开始第一次压井，注入井内密度1.85g/cm3的泥浆90 M3，停泵后套压7 MPa。8月17日第二次压井，注入井内密度1.72g/cm3的泥浆69M3，停泵后套压8 MPa。21：35防喷器半封闸板胶芯被刺坏，立即关万能防喷器，23：30万能防喷器胶芯也被刺坏，井口完全失控。8月18日0：15打开放喷闸门畅喷，活动钻具，6：00起钻3个立柱发生卡钻，8：10换半封闸板胶芯。8月21日10：52防喷求产，日产水312M3，不含油气，关井后立管压力2 MPa。9月11日10：00因下旋塞失控而又发生井喷，11：00换下旋塞，立压高达29.6 MPa，套压17.8 MPa，21：45分，下旋塞又一次失控，井口流量每小时21.6 M3。考虑到本井已经钻达目的层，没有发现油气，再继续处理事故没有必要，上级决定本井倒出一部分钻具后，打水泥塞完井。9月14日更换下旋塞，17：00压井，压入密度1.53g/cm3的泥浆6M3，放压后又压入密度1.80g/cm3的泥浆28M3，井口套压降为零。9月16日20：00倒扣，钻具倒开深度约3500米。9月17日11：00测卡车测得卡点在3550米。9月21日4：00倒扣，倒出钻杆120柱，长3431.7米，17：45下钻杆至3410.20米，打水泥浆，上提至3200米循环。10月2日钻杆下至1800米打第二个水泥塞。井口打第三个水泥塞，至此本井宣布事故完井。四、事故原因及教训1、本井为该地区第一口深探井，缺乏地质资料，地质预告井底地层压力系数预测误差较大，又没有随钻检测设备，既没有预测到本井的高压层，也未能及时检测到高压层。2、地下情况发生变化，改变了设计。原设计钻达5000米井深进入潜山，下一层7技术套管。因设计地层加深，临时变更设计，决定加深到5300米再电测下套管，但钻到5300米仍然未下技术套管，又继续加深钻进，直到5406.35米时突然钻遇到高压水层。关井后1800多米的裸眼段地层被地层出的清水浸泡垮塌。3、井控装备设计错误。根据事故发生后压井泥浆密度推算，该井的井底压力至少在70MPa以上，钻井设计书只设计了35MPa的防喷器。而现场开钻前因为35MPa的防喷器无货，只好又临时更改设计，换成21MPa的防喷器。此后高压地层水把防喷器胶塞和方钻杆旋塞都刺坏，造成井喷失控就不足为怪了。4、钻井队井控意识差，没有储备重泥浆和泥浆加重材料，加之井喷发生时，正值雨季，土路又长，泥浆加重材料运输不上来，延误了最佳压井时间。5、各级领导及上级各有关部门井控意识差，根据本井的深度和井底压力，应当设计安装105 MPa的防喷器，但是只设计了35MPa的防喷器，到现场安装时连35MPa的防喷器都无货，只好又临时改换成21MPa的防喷器，谁决定的，谁批准的。在长达9个多月的时间内，各级安全及技术管理部门都没有人去过问。第十一节 油水井大修作业 由于油、水井大修工艺是处理井下复杂事故的大于作业施工，一般施工周期较长，压井液易被气侵后密度下降；或因井内事故憋住地层压力，解除事故后压力易突然释放；以及上提管柱时的活塞效应等，都易发生井喷，因此必须注意：1.施工前吃透设计，掌握好地层压力，关注周围同层注水井是否停注。2.严格按设计下入工具、管柱。3.严格按设计要求选配压井液，备足数量。4.按标准装好井控装置，并试压合格，检查好井控装备确保井控准备灵活好用。5.有漏失层的井要连续灌注压井液，保持井筒内液柱压力与地层压力平衡。6.对封隔器胶皮卡的井和大直径落物打捞的井，捞获后的上提速度应慢，严禁高速起钻。确保施工队伍、人员具备井控资质并能熟练掌握防喷演习。一、大修作业中的井控工作1.侧钻施工中的井控工作A、循环调整钻井液性能，使钻井液粘度与切力符合要求。B、注水泥量应按理论计算值的1.21.5倍来确定。C、注水泥时两端打清水垫，水泥浆相对密度保持在1.85以上，并尽量使水泥浆相对密度高于钻井液相对密度0.3以上。D、替钻井液时，由于井眼小，偏心大，因此在水泥浆与钻井液相对密度差大于0.3以上时，可考虑采用复式胶塞低速法注水泥技术；如果相对密度差在0.3以下，可考虑用系统法注水泥浆。无论用哪种方法，都要在注水泥浆过程中上下活动钻具。E、替完钻井液之后，上提钻具到一定高度反洗井，待多余水泥浆返出地面之后关井候凝。2.钻磨施工中的井控工作 为了进行分层试油，通常采用注水泥塞或桥塞、封隔器的方法封住下部层位，达到测试上层的目的之后，有时还需要将水泥塞或桥塞、封隔器钻开，打开下部油气层，就是钻磨施工。A.钻磨管柱组合（1）当使用螺杆钻具时，自下而上管柱组合为磨鞋（或三牙轮钻头）+ 螺杆钻 + 螺杆钻过滤器 + 沉淀杯 + 油管至井口（2）当使用钻杆时，自下而上管柱组合为磨鞋（或三牙轮钻头）+ 扶正器 + 沉淀杯 + 钻杆至井口B.钻塞施工中的井控作业要求（1）对于气井和地层压力大于0.01MPa/m的油井，钻磨之前必须在井场储备一定量的压井液（压井液的密度和数量根据具体情况而定）。同时准备好抢装井口所用的材料和配件，以防发生井喷。（2）进行钻磨作业时井口有防喷控制装置, 邻近注水、注气（汽）井停注、泄压。 （3）钻磨作业所用的液体性能要按设计要求或与封闭地层前所用压井液相一致。（4）钻磨作业完成后，要充分循环压井液1.5-2周，并停泵观察30min，井口无溢流时再次压井后方可进行下步作业。（5）高含硫化氢自喷井，高压气井入井管柱中，应在磨鞋或工具上部接钻具止回阀。（6）钻磨工具的材质要适应井内的流体。3.钻磨作业井控预案案例一X井井喷事故随意修改施工设计，把井内密度为1.3g/cm3的压井液替换为清水，忽视了井控的风险和重要性；没有认真执行井下作业井控规定，提前拆掉了防喷器部分螺栓；起钻过程中没有按规定灌浆；溢流发生后没有停止起钻作业，进行压井，错失了避免事故的时机。1、基本情况X井(开发井)大修施工过程中，于1989年4月24日12时发生井喷。完钻井深2008.8m；井喷时井内修井液密度为1.0g/cm3；井喷时井内无钻具，SFZ1821防喷器已拆除；油层套管：139.7mm9.17mm2000.28m；层位：吨22 1738.01745.0m。完钻日期：1987年7月2日完钻井深：2008.8m油层套管：139.7mm9.17mm2000.28m原人工井底：1989.54m目前灰面：1786.31曾用修井液：1.3吨22：1738.01745.0m 气层，产气量为112000m3/d吨22吨12：1793.01962.0m 4层均为油层存在问题：试油时灰封油层修井目的：挤封气层、钻灰塞、回采。2、事故发生经过用密度1.3g/cm3的修井液压井；提出井内全部结构；挤封气层吨22，试压合格；钻水泥塞至1944.0m，逐层蹩开油层井段；下完井结构试压合格完井。(1)大修作业施工情况上修日期：1989年4月14日至1989年4月25日施工步骤：用密度为1.3g/cm3的修井液压井后提出井内结构；下115mm尖钻头划水泥环至1775.40m；采用循环挤注法挤水泥封气层吨22高压气层；候凝钻水泥塞，对封堵层试压；钻灰塞至1851.39m；下封隔器对17931796.5m层蹩孔，未蹩开；下光管替水。提钻发生井喷，抢坐井口失败，井喷失控。(2)井喷事故经过1989年4月24日XX队在生产碰头会上，根据白班对17931796.5m层蹩孔无明显效果的情况，决定下光钻杆替水后重新蹩炮孔，并给零点班带去指令下钻替水，替水后观察井内情况，然后提钻。25日零点班接上班继续下钻替水18m3，井内稳定后提钻，零点班提钻114根钻杆，未及时灌液，25日白班接班后提钻8根，发现井口外溢，当提完全部钻具时，喷势已经形成，抢坐井口未成功，井口井喷失控。井喷发生时已将井场电源、火源切断。井喷后的现场情况是73mm卡箍采油树油管头坐入四通，4颗顶丝只有2颗上紧，总闸门已座在四通上，只穿上两条井口螺栓，但有一条螺栓已带上并上紧螺帽，而另一条螺栓未带螺帽，总闸门被高压气流顶歪，井口法兰300330圆周上天然气喷出十多米远。总闸门只打开1/3，部分天然气由转盘通孔喷上钻台。井口四通上的套管闸门均带90短弯头作为作业时的循环出口，两侧套管闸门全部打开，钻台下完全被天然气笼罩，能见度低。井喷声音巨大，距井口200m处，高声讲话才能听清。喷出天然气量约为112000m3/d，含水量少、无砂、砾石、不含油。3、处理方法及主要作业步骤X井井喷的抢险，能否在最短的时间内制服井喷，保护油井和修井设备，关键在于抢座好井口和重新压井。抢险指挥小组根据井喷状况和抢险器材准备，决定采取两部分方案同时进行。第一部分方案：组织抢座好井口，重新压井，抢座井口和压井机具及压井液的准备同时开展；第二部分方案：在抢座井口的同时，另一部分人员做好修井机及设备与井架的分离工作，做好应急准备，一旦事故恶化，强行拉出修井机，尽可能的减少损失。两部分方案分别进行，在实施第一部分方案过程中由于采取的措施和具体方法正确，再加上各方面的准备充分，抢座井口成功，压井后制服了井喷，使国家财产免受了更大的损失，其具体做法是(1)强行加穿井口螺栓，重新座好井口，为压井创造条件由于井喷后抢座井口不及时，总闸门座上四通法兰只穿上两个螺栓，并且井口只有一颗螺栓上紧了螺帽，另一个螺栓未带螺帽，因此，导致高压气流将总闸门顶歪。在这种情况下，只有加上井口螺栓，座回总闸门，才能压井制服井喷。加穿井口螺栓，快速有效地抢座好井口，最佳方案为加上对角螺栓，因此实施了在原有螺栓的基础上强行加上4条对角螺栓的方案。但在组织抢险的实施过程中，由于井口气流和压力太大，历时两个多小时才穿上并上紧1条螺栓，而且还不是预想的对角螺孔，而是紧靠着原有的螺栓，为此，及时地讨论改变了原定方案，采取挨着已上好的螺栓加上螺栓、多穿螺栓，步步紧逼，达到座回井口的目的。实施后行之有效。(2)因井口气温低，喷出的天然气所含水在井口结成冰、霜，将四通法兰上的螺孔冻结，使螺栓无法穿进螺孔。现场采用两部蒸汽车同时对井口解冻，再结合铜扳手、铜榔头敲击，才使得强穿井口螺栓成功。(3)外排分压是抢座井口成功的关键，现场引出了两侧套管闸门和总闸门进行放喷。在认真分析了各闸门的完好程度、90弯头能否承得住高压、90弯头与钻台底座的角度及已经上好的两条井口螺栓的承压能力等情况后，逐一检查调整，先后成功地在左面套管闸门、总闸门上连接好放喷管线，为抢座好井口奠定了基础；(4)在安装放喷管线时，预先在各放喷管线上远离井口的部位加装高压闸门，这样既可防止万一原有井口闸门失灵、失控而影响后面的压井工作，又可以在整个抢险过程中减少因需要而进入钻台下开关闸门，当需要开关闸门时，操作远离井口的放喷管线上的闸门即可(井口所有闸门始终打开)，提高了安全系数；(5)压井液的密度和数量、压井作业车的压力、排量均满足压井施工要求。在抢座好井口后迅速压井，挤压井时总闸门和左面套管闸门作为进口，挤压井泵压控制在20MPa以内，实际最高泵压为18MPa，挤入排量达1.5m3/min，压井液密度为1.6g/cm3，共挤入38m3，将井压稳，彻底制服了井喷。(6)时开、关闸门顺序的做法在保证了井口密封和各闸门安全可靠后，先利用左面套管闸门作为压井的进口，关闭总闸门，右面套管闸门保持少量放喷，先利用重力置换法压井，后挤压井，具体的做法是：所有管线试压合格后，左面进口蹩压起泵后慢关总闸门，待泵压正常后打开总闸门，两个压井进口同时挤入压井液，再逐渐关闭右边套管闸门，实施挤压井。(7)采取的安全保障措施井场200m内严禁一切电源，并有专人日夜监护；穿井口螺栓一律使用铜、木器，不准使用铁器；连接井口管线的快速油壬均用管钳加毡棉布衬垫防滑；所有引出管线凡与铁器接触的均包毛毡固定，防跳、防摆动、防磨擦，调整出口保证在下风方向；抢险队员及在修井机上工作的人员所带工具必须加保险绳，防止脱手引起碰撞，并带防毒面具、耳寒和着御寒衣、防护服；消防车、救护车配合抢险，闲杂人员一律远离井场。(8)主要抢险物资消耗：1.6g/cm3泥浆100m3；1400型压裂车一组；消防车4部、救护车2部；抢险时间：55h。4、井喷的原因及技术分析(1)修井过程中改变压井液密度是造成井喷的主要原因；(2)在该变了压井液密度的情况下起钻又不灌修井液，因替水和起钻不灌压井液使整个井筒液柱压力减少8.3MPa，实际井内液柱压力只有10.2MPa，低于吨22 层实际地层压力17.4MPa，是造成井喷的直接原因；(3)安全生产意识淡薄，在施工过程中随意拆除防喷器，使得井喷后井口无法控制；(4)井控技术素质差，发现井喷预兆后，未果断处理抢座井口，导致抢座井口失败，导致井口失控；(5)对油田区域特点的了解、判断失误，制定了错误的蹩炮孔施工方案，是造成井喷的严重技术失误；(6)该井上修要求挤封吨22层段高压气层，然后回采。挤封高压层采取循环挤注水泥封吨22层的施工方法，试挤时泵压为12MPa，挤入量为每分钟0.15m3，具备挤封条件。在施工时，循环注入密度为1.8g/cm3的水泥浆3m3，上提管柱后挤注压力由8MPa上升至10MPa后停止，关井候凝，由于压力高，实际挤入吨22层的水泥浆只有0.45m3，高压层段挤入的水泥浆量少，未能达到将该层封住的目的。5、验与教训(1)采取部分替水蹩孔的方法可以满足工序要求，并且能够保证井筒液柱压力，施工安全。蹩炮孔后反循环压井，时间快，压井液量使用也少，同时也可以减少泥浆的污染和性能的破坏；(2)施工过程中，严禁随意改变修井液密度；(3)严禁在施工未完前拆除防喷器，完井时确保有足够拆装井口采油树的时间，充分做好各项施工准备后，方可拆除防喷器；(4)明确“发现外溢，先关井，后观察的管理制度”；(5)高压层封堵质量的检验，应以后期施工可能出现的最高压力为检验依据。案例二 XXX井该井井喷的根本原因是注水井未停注，这一问题井喷前是已知的，采油厂应综合考虑。井喷后连续造成卡钻事故并最终导致全井报废，其处理技术方案值得探讨。井架倒塌纯属设备安全管理问题。一、基本情况在230m处划出新井眼井井深1402m侧钻井1610m339.7mm95.21m444.5mm97.00m 井 身 结 构XXX井位于河北省永清县别古庄乡半截河大队，是别古庄油田京11断块上的一口开发加密调整井，于1992年2月7日1200一开，用444.5mm三刮刀钻头钻至井深97.00米， 339.7mm表层套管下至井深95.21米，于1992年2月8日600分用216mm三牙轮钻头二开，钻具结构为： 216mmJ22+ 177.8mmDC79.73米+ 158.8mmDC77.99米+ 127mmDP1236.86米。（该井未注明防喷器的组合形式）二、事故发生经过1992年2月12日530分钻进至井深1395.00米时发现水侵，出口泥浆密度由1.32g/cm3降至1.26g/cm3，粘度由25.5秒降至20.5秒，531分停止钻进，600循环加重至1.35g/cm3，井下恢复正常后，又恢复钻进；640分钻进至井深1402.00米又发现水浸，泥浆密度由1.35g/cm3降至1.12g/cm3，于是又停钻，循环加重，于710分发生井喷，喷高最高达30米，上提钻具，钻杆单根提出1.85米，开节流阀，关手动防喷器，准备压井。725分停喷，730分打开防喷器，活动钻具提不出来，放不下去，用150mm缸套单凡尔开泵循环不通，泥浆全部憋入地层，立管压力为3.0MPa，至此发生了卡钻事故。分析认为，卡钻原因是井喷后上部地层井壁垮塌，从而埋死钻具，造成卡钻，测得卡点为321.00米。这口井设计泥浆密度最高为1.30g/cm3，但由于别古庄油田多年采油与注水，使井下油层段的地层孔隙压力比原始地层压力偏高，在实钻过程中，泥浆密度加重至1.35g/cm3仍不能满足平衡地层压力的要求，最终导致了井喷卡钻事故的发生。三、事故处理经过2月12日：配密度1.40g/cm3的泥浆50M3进行压井，挤进井内30m3；2月13日1535分倒扣(倒出10根钻杆)鱼顶：94.48米，落鱼长：1300.09米；1705分准备第二次倒扣时发现井口溢流，1710分从钻杆水眼内发生井喷，喷高为67米，喷出物为水和气，2300停喷；2月14日1935分用密度为1.52g/cm3的重泥浆35M3压井，停泵无回压，井口无溢流。然后倒扣，两次共倒出9根钻杆；2月16日930分换防喷器，下193.67mm套铣筒8根，计90米长。套铣至井深131.71米时，发现井口溢流，立即起出套铣筒。下正扣钻杆对扣，顶重泥浆(密度为1.65g/cm3)12.5M3压井，停泵无回压，放回水无溢流，然后继续倒扣4次，倒出4根钻杆。2月17日2200分因193.67mm套铣筒内径与钻杆接头间隙太小，套铣时蹩跳钻较严重，进尺较慢，决定改用206mm无接箍套铣筒套铣；2月18日1930分套铣至井深210.61m起钻；2月19日1400下倒扣矛，倒出6根钻杆，鱼顶190.75米，落鱼长1203.82米。最后一次倒扣，因井下钻具扣太紧，倒不开，改用正车把反扣钻具倒出来，井下落鱼鱼顶190.35米，落鱼长1204.22米(把倒扣矛丢在井下)；2月20日1200整，下206mm套铣筒，套铣速度太慢，套铣至井深212.77米起钻，后改用244.5mm套铣筒；2月23日1340分套铣至井深230.5米，因套铣速度太慢而起钻。2200下反扣钻杆未找到鱼头，然后下反扣弯钻杆和反扣钻杆带244.5mm套子也未能找到鱼头，最后下311mm三牙轮钻头摸鱼，至鱼顶位置后未能碰到鱼头，一直通井至原套铣井深230.5米。分析认为，由于井壁垮塌，井下已经形成大肚子，落鱼倒向一边。一开始套铣时已经偏离鱼头，落鱼并未进入套铣筒，井下已经套铣出新井眼，继续处理下去的难度很大。经公司领导研究，并请示管理局钻井处批准，决定该井不再进行处理，直接下216mm钻头沿着新井眼进行侧钻，至此处理事故结束。四、直接经济损失报废钻具1204.22米，返工钻井进尺1171.50米。XXX井喷卡钻事故处理结束后，于1992年2月25日400分开始侧钻，至3月4日240分打完进尺，完钻井深1610米。在起钻途中发生了卡钻事故，在处理卡钻事故中，发生了井架倒塌事故，又发生经过及处理过程如下：1、第二次事故发生经过该井3月4日240分完钻，至900分循环处理泥浆，开始进行短起下钻拉井壁准备完井电测，起钻时泥浆密度为1.51g/cm3，粘度44秒，停泵后观察井口无溢流，于是开始用档车起钻。在14柱以前井下正常无显示，当起到第15柱时，上提有遇卡现象，于是边活动边继续起(比原悬重多提100KN)，将第15柱、第16柱钻杆带出，1130分起至第17柱下单根出转盘面4米时再次遇卡，上提700KN，下砸至0KN，活动无效，钻具卡死，卡钻时钻头位置1120.62米，计算卡点962.5米。 (2)次事故处理经过 倒扣、接方钻杆、顶水眼、设法恢复循环。1330分将钻杆倒开，接上方钻杆，用180mm缸套1个凡尔顶通水眼，然后用180mm缸套3个凡尔循环，有漏失现象，又抢换2号泵缸套，将180mm缸套换成150mm。20302045分用2号泵循环，泵压5MPa，仍有漏失现象。 接地面震击器震击21302300接好地面震击器，2325分用200450KN吨位震击25次无效。之后，由于井漏不能连续循环，决定每半小时顶通水眼一次，每20分钟震击一次，吨位调至200KN，至3月5日840分震击无效。继续用1个凡尔坚持循环泥浆，10401050分将震击器调至500600KN吨位，又震击5次无效。1120分开始倒扣，甩地面震击器和短钻铤，在甩震击器卸扣过程中，井口出现外溢流，溢流量逐渐增大，密度由1.41g/cm3降至1.28g/cm3，之后又降至1.19g/cm3和1.16g/cm3，泥浆出现严重水浸，立即抢接单根、回压凡尔，抢接方钻杆对扣，在对扣过程中，发生井喷，喷高10米左右。抢关防喷器，打开放喷闸门后，发现井喷停止，上提活动钻具时，发现上部钻具卡死，计算卡点309.19米。证实上部地层已喷垮，将钻具埋死。两小时后即620分又发生溢流，然后用1个凡尔循环泥浆，同时配制重泥浆，但在增大排量循环时发生井漏。3月6日720分配制密度1.45g/cm3的泥浆70M3，间断顶泥浆，顶入的泥浆在下部漏失。决定继续配制1.65g/cm3的压井泥浆40M3，之后配堵漏泥浆20M3，进行堵漏压井，然后准备套铣倒扣。在配制压井泥浆的时候，于2100分、2153分、2202分连续发生3次井喷，喷高分别为24米，20米，15米，持续时间分别为60秒，30秒，45秒，喷出物均为砂子、清水和天然气。井喷过后，测得卡点490米，与上次所测卡点深度相比，下移了190米。立刻活动钻具，当活动至800KN时，钻具能够上提，但不能下放。将方钻杆连接的单根下接头提出时，整个钻具上移4.46米，此时的钻头位置在1116.16米，不能再提，现场决定用1个凡尔顶泥浆，设法恢复循环，开泵6分钟顶泥浆4M3，环空未见液面，考虑到井喷时环空已喷空，决定往环空灌泥浆，将环空灌满后再开泵，以