安全经验分享-高101—3井井喷演示教学.ppt

鄢松意; 由某石油管理局钻井三公司32864钻井队承钻的高101—3井，于1990年4月13日23：00钻至井深2974.8 m时发生井涌，关井后井口装置从技术套管接箍处被顶开，四次井喷后井垮停喷，井口涌出大量地层水，挤水泥后整改井口，反挤钻井液控制井涌。;;; 高101—3井是冀东地区高尚堡构造高9井断块高部位上的一口定向滚动开发井，具有预探性质。该井设计井深3212m，目的层是沙三1段，由某石油管理局钻井三公司32864钻井队施工。; 该井于1990年3月1日第一次开钻，用φ444.5mm钻头钻至井深208.5m，φ339.7mm表层套管下至井深206m。3月4日第二次开钻，用φ311mm钻头钻至井深1593.96m，φ244mm技术套管下至井深1589.41m，水泥返至井深398m。3月21日第三次开钻，用φ215.9mm钻头钻至井深2974.8m。; 距离高101-3井1.25km处的高9井，井深3149.25m处的沙三段地层压力系数为1.269。但是，高9井钻至井深2924.20m时曾发生强烈井喷，当时使用的实际钻井液密度为1.45g／cm3。 ; 距离高101-3井0.75km的高59井，井深3181m处的地层压力系数为1.07，但高59井钻至井深2961.96m时曾发生过严重气侵，泥浆槽面气泡占70％-100％，油花占2％-3％，钻井液密度由1.37g／cm3降低到1.25g／cm3。 ;; 经钻井公司检查后，该队成立了井控小组，进行了防喷演习，安排了干部24h值班，并制定了打开油气层时的坐岗制度； 4月9日，甲方钻井办公室井控工程师也到该队检查了井控工作。;; 4月13日21：25钻进至2973m，按迟到时间计算，2966m井段的钻井液开始返至地面，此时钻井液密度从1.33g/cm3下降至1.3g／cm3，粘度由29s上升至36s，气测全烃含量高达70％，6min后，气测值降为正常。副队长决定停钻观察，循环钻井液45min，约一个迟到时间 。; 4月13日22：00左右，2973m井段的钻井液返出地面，气测全烃含量高达70％，9min后气测值恢复正常，副队长决定接单根，接单根后，继续钻进到2974.8m。 ; 13日23：00，泥浆工测得钻井液密度为1.34g／cm3，粘度为30s。 23：03发现井口涌，23：08钻井液喷出转盘面1.5m，副队长让副司钻将方钻杆提出转盘面，自己关上半封防喷器，并报警，全队职工立即赶到现场。 ; 23：20听到一声巨响，天然??从钻台下套管头处喷出，套管头连同井口装置从φ244.5mm套管的接箍内滑脱。; 撞击引起天然气着火，火势高达立管最高处，随后被喷出的钻井液熄灭，但钻台上、下易燃物被引燃，全队职工使用灭火器将火扑灭。 ; 23：45第二股天然气喷出着火，火势高度与第一次相同，全队职工用灭火器和重晶石粉将火扑灭。; 14日0：05第三股天然气喷出，着火，高度与前一次相同，全队职工用浸有钻井液并撒有重晶石粉的棉被和工衣将钻台上、下的火扑灭。 ; 0：20消防车赶到井场，用水枪将钻台和水龙带上的残火扑灭。; 0：45第四股天然气喷出，消防人员用高压水龙头对准井口降温，由于钻台上、下无残火，故未引起着火。天然气从钻台下边朝指重表方向喷出，约10m远。 2：20喷势渐弱，钻台下井口处大量涌水。; 3：20井垮，停喷，井口处涌水，流量约20m3/h。7：15用水泥车向钻杆正挤水泥6次，共5.6m3。压力升到15MPa(排量200L／min)，3min后降至9MPa。; 9：00清除钻台下杂物，整改井口。挖开后发现防喷器下的套管头与φ244.5mm套管接箍脱扣错位。 用吊车吊起防喷器，卸下套管头，然后将它坐入套管接箍内，用电焊将套管头焊在φ244.5mm套管接箍台肩上。; 16：00反挤钻井液18.4m3，环空压力从15MPa降至0，涌水被压住。 15日11：00又反挤钻井液15m3，打开防喷器，活动钻具，测得卡点深度为1900m。;;钻井液密度设计不合理。邻井地层压力系数为1.269，且发生过井喷和严重气侵，在高101—3井施工中，甲方要求乙方严格执行设计钻井液密度。 发现油气显示后处理不当。一是发现油气显示后未及时停钻观察；二是只停钻观察一个迟到时间，部分气侵钻井液返出后，由于经验不足，误认为井下已正常。;3. 值班干部发现井涌后，虽及时