中古15-1H井.pptVIP

中古15-1H井溢流处置期间发生险情事件的调查报告2010年5月17日 中古15-1H井位于中古15井东南约2.59公里处，为一口水平开发井，于2009年12月12日开钻，设计井深6777米，最大井斜84.94度，水平段长476.64米。 2010年5月7日，中古15-1H井在钻进至井深6222.20m发生溢流，井斜64.3度，井底水平位移173.53米。在后续的处理过程中由于井队人为违章指挥，导致溢流加剧，旋转控制头刺漏，发生了在井内有钻具的情况下错误关闭全封闸板防喷器事件，险些发生重大井控事故。 5月11日，根据油田领导指示，钻井技术办公室牵头组织塔中一体化项目经理部、监督管理中心、工程技术部、第四勘探公司相关人员（名单附后）组成事件调查小组，到现场对事件进行了全面调查，并深入分析了事件原因，提出了下步改进措施及建议，具体情况汇报如下： 一开：Φ444.5mm钻头钻至井深508米，Φ339.7mm表套508.00米。 二开：Φ311.2mm钻头钻至3991米，Φ244.5mm技套3888.74米。 三开：Φ215.9mm钻头钻至5942.00，Φ177.8mm技套5940米。 Φ152.4mmPDC钻头+Φ120mm螺杆+浮阀+Φ120mm无磁钻铤+Φ89mm加重钻杆+Φ89mm钻杆。 2010年5月7日6:45夜班钻进至井深6222.20m时司钻感觉到有放空迹象，泥浆工核实发现出口泥浆流量增大，溢流0.8m3，出口密度由1.14g/cm3降为1.13g/cm3，司钻即按正常“四·七”动作组织关井，在关上半封闸板防喷器时发现远程台对应手柄没有动作（当时副司钻在远控房观察，并与司钻通过对讲机进行了确认。但事后经过工程技术部、塔中一体化及井队三方现场确认，司控台没有问题，井队的日常使用也没有发现问题 ），随即副司钻从远程控制台关闭了上半封闸板防喷器，关井结束后核实溢流量为3.3m3。 工程师在干部值班房听到关井信号后立即赶赴钻台，确认关井完成后，立即派人通知在营房的书记，并亲自告知井上地质监督，商定汇报事宜。 7:00左右井队开始统计关井数据，此时，书记赶到井场，并安排坐岗工每5分钟监测一次液面。 7:28四项目部技术办副主任接到本井溢流的通知，当时(在塔中201C)，距该井50km左右。 8:00套压由0升至5.2MPa，立压为0（钻具内带2个浮阀）。 8:10地质监督向塔中地质巡监汇报了该井情况，工程师向四勘四项目部调度室及主管领导进行了汇报。 9:00工程师向塔中一体化汇报后，前指做出三点要求：一是做好井场、井口硫化氢监测工作，确保人身安全；二是安排人员巡回检查井口、井控装备，确保设备完好、正常；三是抓紧时间按照密度1.20g/cm3配置压井液。待塔中一体化派人上井处理。 9:30书记组织召开白班与夜班的交接班会，此时套压已升至5.7MPa，地面继续配压井液及相应的压井准备工作。会上王振和安排白班继续关井等措施，同时加密坐岗，继续配压井液。（工程师未参加早班会，监督有事找）。9:30左右公司井控专家到达本井。 9:40左右工程师安排司钻开泵求立压（方法是：用节流阀控制套压保持关井套压5.7MPa不变，用低泵冲开泵求立压，30冲/分，排量6L/s），求得立压为2.2MPa，求完压后一直节流循环（开泵10分钟左右停泵5分钟计算数据，停泵期间只关闭了节流阀，未关平板阀，算完立压后重新开泵打开节流阀控制套压5.7MPa继续节流循环）。在循环过程中，灌内泥浆液面不断上涨，在上涨7m3时泥浆坐岗工用对讲机汇报了溢流量，工程师仍继续控制套压5.7MPa节流循环。之后统计灌内泥浆累计增加14.4m3。 10:00交接班完，夜班回营房休息。书记上泥浆罐组织配压井液（期间未过问工程师工作情况，也未传达会议要求）。 10:00分离器出口开始手动点火，火焰高10-15m，呈橘黄色，10分钟左右自动熄灭。 工程师考虑到钻具井内静止时间过长，担心卡钻。10:15工程师安排副司钻从远程控制台带压打开半封闸板防喷器(未事先告知司钻) ，打开后用对讲机通知司钻闸板已开，让司钻活动钻具，司钻上下活动时发现下放困难，遇阻20t，反复几次仍下不去，于是上提将近1根单根（原钻台面以上有2根单根），期间套压上升至7.5MPa，工程师考虑到套压上涨，于是开节流阀放压，将节流阀开至6mm（原为关闭状态），随后工程师下钻台看套压并安排井架工关闭节流管汇上的低量程压力表（由于沟通不畅），此时套压已升至14MPa。 就在此时，听到井口“砰”的一声，随即发现旋转控制头刺漏，同时录井房H2S报警仪及井队声光警仪报警，工程师用对讲机命令关井，司钻立即发出关井信号，快速下放钻具，与此同时，副司钻在听到关井信号后，快速跑到远控房待命，等了约30秒钟左右仍无动静，看到