井控险情监控情况汇报(终稿).pptVIP

3、按照工况分析： （1）钻井发生60起，其中：钻进39口井，占62.9%； 起钻4口井，占6.45%； 完钻循环8口，占12.9%； 电测过程中9口，占14.52%； （2）试油发生2起：起钻1起、射孔1起。 ●钻进过程中和完井阶段险情发生的几率较高，主要原因是部分钻井队在打开目的层前未进行钻井液体系转换，钻井液密度不能平衡地层压力；完钻阶段井控措施执行不力，通井循环不到位导致险情发生。 事故发生后，在距离该井约170米处打救援井，因为延332井钻井过程中未测方位，救援井经过两次定向，两次压裂后都未压通，救援井失败。 9月4日, 发现地面三处火苗消失，井口火焰减小，于是决定更换节流、压井管汇，抢接放喷管线，对原井口防喷器进行试关井，结果关全封成功，点火放喷。放喷后，安装旋转防喷器，下打捞筒打捞，上提钻具成功，开泵循环畅通。9月12日打水泥作业封井成功，险情解除。延332井从7月23日事故发生，到9月12日处理结束，历时52天。 2、第二次处置错误：二次关井前套压接近最大允许关井套压，在没有安全余量下关井。节流压井循环时套压上升到8Mpa，2748米井深循环压耗按照5MPa左右计算，井口实际套压在3Mpa以上。套管脚地层破裂压力7.5Mpa，以当时第一次循环压井1.11g/cm3密度计算（二次循环压井密度1.23g/cm3）计算，允许关井套压只有P=7.5-1.11*0.0098*289=4.35Mpa，此时节流循环压井的套压值已经接近允许值，在这种情况下是不允许关闭节流阀关井。 3、第三个错误：超过最大关井套压长时间关井。二次关井后，由于关井前节流循环时的实际套压已接近允许关井套压值，关井后井内气柱进一步上升，压力很快超过安全值，由于没有采取任何节流放喷措施，超过最大关井套压长时间关井，最终导致气柱压漏套管脚，窜出地面，引起着火，造成井喷失控。 六、现场没有真正懂井控管理的明白人 在表层下深较浅的前提下，超过允许关井套压进行长时间关井，现场没有一个人意识这样做的危险性，关井后任其套压上升，长达4个小时没有采取任何措施控制套压。 2、险情溢出流体： （1）水：王南沟、王窑老区、华255井区、董志地区、塞392井区、关131井区、罗1井区溢出流体以注入水为主。 （2）伴生气:高52、西36、庄9、庄36、黄57、黄3井区溢流物中含大量伴生气，这些区域属于高气油比区域，伴生气活跃。 第三部分 险情分析及防范措施 第三部分 险情分析及防范措施 4、按照区域特征分析： 注水区域发生42口，占67.74%； 高气油比区域发生16口，占25.8%； 气田发生1口，占1.61%； 勘探评价发生3口，占4.84%。 ●油田注水区域的险情发生率相当高，占一半以上；高气油比区域占近三分之一，究其原因： 一是注水区域地层原始压力发生变化，压力异常区增多；部分项目组停注泄压措施执行不力，井控险情多发； 二是油田新区块、新层系不断发现，高气油比区域增多。 第三部分 险情分析及防范措施 5、按照施工队伍分析： 川庆钻探发生12口，占其完井总数的0.7%； 长城钻探发生4口，占其完井总数的0.94% ； 西部钻探发生1口，占其完井总数的5.2% ； 民营队伍发生45口，占其完井总数的0.87% 。 ●一是在高气油比、高风险区域禁止民营队伍施工，从源头上消减了井控风险； ●二是民营队伍的井控管理水平、处置能力有所提高，但整体素质还是低于中石油队伍，在大的险情方面应发挥中石油队伍专业优势。 第三部分 险情分析及防范措施 6、有毒有害气体： 发现CO险情7起，主要分布在：镇277、庄73、黄3、黄57、白511、宁75井区； CO浓度大于300ppm的2口井，大于50ppm的4口井，大于25ppm的1口井；白511井最高达到750ppm。 第三部分 险情分析及防范措施 从今年发生的62起井控险情来看，目前的井控管理还存在薄弱环节，有待持续加强，应从以下方面引起重视： 1、平衡压力钻井是井控工作的核心：从钻进过程中发生的39口井险情分析，有近30%的井均是在打开油层之前未转换钻井液性能、上提密度而造成溢流发生，发生溢流后再提高密度，重新建立井筒压力平衡，此时的钻井液密