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(20分)知识点提示:
井深结构的主要内容包括套管的层次、各层套管下入深度、相应的钻头直径、套管外水泥返高等,请详细列出各内容所包含的具体内容,并画出简单的井深结构图
2.分别阐述有杆抽油泵在上冲程和下冲程的工作原理,并画出示意图。
(20分)
知识点提示:
有杆抽油泵在上冲程的工作原理,并画出示意图。
有杆抽油泵在下冲程的工作原理,并画出示意图。
3.请列举一个现场实例,分析井喷的原因、危害、处理措施。
案例可以是近几年国内外发生的井喷事故,也可以是自己熟悉的钻井平台发生的井喷。
先列举实例,然后分析事故发生的原因、造成的危害以及采取的应对措施。
青海英东油田“4·
19”井喷事故
2013年4月19日7时15分,西部钻探工程有限公司青海钻井公司40520钻井队在处置青海油田分公司英东油田英9-4-A5井井漏过程中,发生井喷事故,4月19日20时05分关井成功,险情得到控制,历时12小时50分钟。
事故未造成人员伤亡和设备损毁。
二、事故经过
(一)事故发生前工作情况
英9-4-A5井是西部钻探青海钻井公司40520队承钻的一口总包井,是该队今年承钻的第三口井。
青海钻井公司英东项目组负责本区块钻井现场的协调管理。
青海钻井公司监督监理公司派驻1名驻井HSE监督,青海油田监督监理公司派有1名巡井钻井监督。
英东一体化项目部在油田现场驻有工作组。
该井于4月11日4时一开,4月12日22时钻至井深355米,下入表层。
一开至二开共用时79小时。
其中,处理井漏2次,用时22小时,在14.86米处井漏失返,注水泥堵漏;
在326米处发生井漏,用桥浆堵漏。
钻进用时20小时,下套管(Φ244.5mm×
354.06m)、固井、装井口和试压用时37小时。
4月14日11时二开,采用带螺杆的复合钻具,Φ216mm钻头钻至井深360米发生井漏失返,钻井液密度1.06g/cm3,粘度42s,漏失量为80m3,替入密度1.06g/cm3堵漏浆40m3堵漏成功。
钻至404.5米时再次发生漏失,抢钻至井深452.19米采用水泥浆封堵2次,恢复正常。
4月19日0时,钻至井深1450米时发生井漏,漏速3m3/h;
至1时20分继续钻进至1461米时井口失返,停钻,漏失钻井液50m3(密度1.14g/cm3,粘度42s)。
事故发生经过
第一阶段:
无观察、无预防情况下发生溢流井喷
4月19日1时20分,钻进至1461米时井口失返,停钻,值班干部宣建良(技术员)到距井场100多米外的驻井场值班房向队长张小军汇报。
队长张小军电话请示青海钻井公司英东项目组负责人秦立坚。
秦立坚决定:
起钻换钻具,进行挤水泥堵漏。
钻井队在起钻前配密度1.12~1.14g/cm3的堵漏浆30m3,从环空灌入堵漏浆18m3,环空未见液面。
1时50分开始起钻,起钻过程中每起三柱钻杆或每起一柱钻铤,用钻井泵灌浆一次,共灌入钻井液5.91m3。
此时,技术员宣建良在钻台,司钻郑文邦在操作刹把,副司钻李连祥和内钳工吴生龙在井口,井架工张生虎和外钳工哈得禄轮换在二层台操作,起到钻铤时,两人同时到二层台拉钻铤,泥浆工宗平生在循环罐坐岗。
7时15分,起钻至井内剩余最后一柱钻铤时,司钻郑文邦下放游车,钻台上副司钻李连祥和内钳工吴生龙接钻铤提升短节,司钻郑文邦下放游车至钻台5~6米处刹停等提升短节紧扣。
副司钻李连祥和内钳工吴生龙用液压大钳上扣时,发现钳牙打滑,用高速旋紧扣后,副司钻李连祥和内钳工吴生龙更换钳牙,技术员宣建良协助。
司钻郑文邦继续下放游车准备挂吊卡,这时从提升短节内溢出泥浆,接着立即从环空喷出一股泥浆,高2~3米;
接连又喷出泥浆,喷高接近二层台,发生井喷。
前期喷出物是泥浆,逐渐转变为油气混合物。
井喷发生时,环空喷出泥浆经井口安全卡瓦折射打到司钻郑文邦身上,司钻郑文邦站稳后发出长鸣警报,继续下放游车,副司钻李连祥和内钳工吴生龙抢挂吊卡,因喷势过猛,抢挂吊卡未成功。
这时,喷势越来越大,将井口一片大方瓦喷出,井内钻铤上顶,安全卡瓦挂在游车盖板上(钻具未落井)。
副司钻李连祥和技术员宣建良跑下钻台去远控台关井,副司钻李连祥随后跑到驻井场值班房向队长张小军汇报。
井架二层台上作业的井架工张生虎和外钳工哈得禄听到长鸣警报后,发现喷高已接近二层台,迅速从井架扶梯下撤到地面。
钻台上的内钳工吴生龙见抢挂吊卡无望,随即撤离钻台到紧急集合点。
司钻郑文邦见喷势渐猛,刹住刹把并用铁链固定后,最后一个撤离钻台到集合点。
司钻郑文邦在撤离前冷静处置,固定刹把,防止了游车落到钻台上,避免了事故复杂化。
生井喷时,井内剩余钻具组合为:
Φ215.9mmPDC+Φ172mm×
1°
螺杆+Φ214mm螺扶+Φ158.8mm无磁钻铤1根+Φ158.8mm钻铤1根(共长27.55米),
井喷时在岗人员所处位置及撤离路线示意图如下:
第二阶段:
有效防控下的井喷
4月19日7时30分,清点现场人员无伤亡,布置警戒线。
10时15分至11时48分,组织救护车、吊车、消防车、水罐车、固井车和拖拉机等应急车辆到井,组织将井场外围的房子和驻井场值班房搬走。
至12时40分,抢接压井管线,通过压井管线向井内注入清水,实施井口降温、防爆燃措施,防止事故扩大和发生次生事故。
17时10分至20时05分,消防车向井口喷水掩护,同时固井车通过压井管汇向井内打水,用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具,当钻头提离全封闸板端面时,立即关闭全封闸板防喷器,井口得到有效控制。
第三阶段:
压井处置
4月20日1时35分,开始平推法压井作业,至4时45分,分8次共向井内注入密度1.80g/cm3的重钻井液56m3,注压4~5MPa;
套压由4MPa降至2.8MPa后维持不变,判断表层套管鞋处井漏。
20日9时至21日15时,向井内注入1.25~1.30g/cm3堵漏钻井液51m3,套压由2.2MPa降至1.5MPa。
堵漏不成功。
21日15时40分至16时30分,向井内注入水泥浆22m3,密度1.86g/cm3,替入密度1.25~1.30g/cm3钻井液10m3,预计在250~450米形成水泥塞。
22日7时05分,从节流管汇处泄压,无任何溢出物,套压为零,险情解除,井喷应急抢险工作结束。
三、事故原因分析
本次调查是在工程技术分公司前期调查的基础上,重点开展了人员访谈。
主要对青海油田分公司工程技术处、开发处、英东一体化项目部、监督监理公司、钻采工艺研究院,以及西部钻探公司的井控管理中心、青海钻井公司、英东项目组、40520钻井队、同地区其他8支钻井队等单位共42人进行了访谈。
调阅了其它10余口井的地质和工程设计和其它10余口井的一开、二开及钻开油气层前的验收资料。
经过事故调查组调查认为,本起事故是由于对井控管理工作不重视,现场管理不严格,钻井队在井漏处置过程中违章作业而导致的一起责任事故。
(一)直接原因
钻井队在发生井漏和随后起钻的处置中,措施不当,致使环空液柱压力小于地层压力,使已经打开油气层的地层流体进入井筒,发生井喷。
(二)间接原因
1.处理井漏时,已经揭开了多套油气层。
该井地质设计中,926~1620米为油气层段。
同平台相邻的英9-4-A6井电测解释显示,345.5米进入油层,在1461米以上井段共解释储层196层,其中55层为油层、13层为油气同层、21层为油水同层。
当环空液柱压力降低失衡后,这些油气就会进入井筒,导致溢流井喷。
2.灌浆不到位,溢流发现不及时。
该井在钻进至井深1461米前的钻进和接单根工况中,井内压力正常,证明1.14g/cm3的钻井液静液柱压力可以平衡地层压力。
在发生失返井漏后,环空液柱压力降低,可能引发井筒压力不平衡。
按照以往二开后漏失的堵漏经验,本地区经常发生井漏的井段为360~500米,当液面在这个井段时,井筒的液柱压力计算如下:
液面在360米时:
P1=1.14×
(1461-360)/100=12.55MPa
液面在500米时:
(1461-500)/100=10.96MPa
而在地质设计中,邻井英试8-1井在井深1451米处实测静压13.21MPa。
可见该井钻进到1461米时,发生失返井漏,井筒静液柱压力难以平衡地层压力。
同时,该井在起钻过程中,采取起三柱钻杆或起一柱钻铤后,按照起出的钻柱体积灌一次泥浆。
灌浆量只相当于起出钻具体积,在井漏的情况下没有考虑漏失损失,使得灌入泥浆量明显不足,导致井内液面下降,液柱压力不能平衡地层压力。
另外,在井漏失返后,井筒上部存在空井段,地层流体侵入井内后,先形成环空溢流。
在溢流初期,地面难以观察到溢流显示。
当溢流沿环空上升接近井口时,一些流体从振动筛返出,坐岗人员没有及时发现,失去了及时采取关井措施的机会,随后井内流体快速上升到转盘面,发生井喷。
3.应急处置不力,未能控制井口。
在井喷初期喷出物为泥浆的情况下,班组人员没能成功用吊卡强行起出井口最后一柱钻铤,或抢接防喷单根,实施关井,失去了控制井喷的最后机会。
(三)管理原因
1.钻井地质、工程设计风险提示不具体,措施针对性不强
(1)钻井地质设计对井控相关风险提示不具体
英9-4-A5井钻井地质设计章节设置及主要内容均符合股份公司《开发井钻井设计编制规范》要求,但该井地质设计中对可能油气层的提示中,没有说明邻井英9-4-A6井测井解释的13个油气同层段所处的具体井段(实际在645.5-913.1米,为本井非目的层段);
对油气层段的描述也未从926米(本井设计油气层的开始层位)开始,而仅是从本井设计的主要目的层1442米开始描述。
(2)钻井工程设计未对井漏风险进行提示,部分措施针对性不强
统计英东油田完成的107口井,一开后井漏53口井、83井次,二开后井漏24口井、35井次,二开后井漏段集中在350~500米之间;
同平台的英9-4-A6在二开后也发生3次井漏。
钻井工程设计中没有对邻井的井漏复杂进行任何描述,没有对可能发生的井漏、漏转喷的风险进行提示,没有提出针对性预防和处理措施。
本次调查中,查阅英东地区10口井的钻井工程设计发现,对一开、二开、井下复杂情况的预防及处理(井漏、井塌)以及井控技术要求等内容均一致,没有针对单井具体地质情况进行个性化设计,措施针对性差。
2.表层套管没有封住全部易漏层
英9-4-A5井位于英东油田的地表海拔较高部位,地表高差100米左右;
该地区上部地层复杂,破碎带发育,漏失严重。
英东油田的当前表套设计井深均为350米,由于断层的影响,山上的井在二开后漏失发生频次高,失返性漏失多。
同平台邻井英9-4-A6井二开后钻进至450米、479米和1665米时发生失返性漏失,漏失位置均在350~500米,通过注水泥方式堵漏成功。
同平台的事故井在二开后,漏失3次,漏失位置在350~500米。
由此可见,当前设计的350米表层套管没有封住全部易漏层,造成该区域的部分井在二开后发生失返性井漏,既加大了井控风险,也降低了钻井速度。
针对此情况,青海油田监督监理公司和英东一体化项目部在2013年3月29日向青海油田工程技术处递交了《关于英东油田表层套管下深变更的请示》,要求将表层下深从350米调整为500米。
至事故发生时,工程技术处还没有形成套管下深的研究结论。
3.井漏处置不科学、不规范
英9-4-A5井钻至井深1450米时发生井漏,漏速3
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