渡1井井喷硫化氢中毒抢险压井

渡1井井喷硫化氢中毒抢险压井1995年·宣汉程常修1基本情况2井喷发生经过3井喷发生原因4井喷处理经过5井喷后果与影响构造：四川盆地渡口河构造北高点井别：预探井地理位置：四川省宣汉县昆池乡观池村七组设计井深：5256m目的层位：石炭系开钻时间：1995年5月14日井喷时间：1995年12月25日，井深5037m，层位：茅二1基本情况1.1基本数据渡口河构造区域构造位置图660.4mm钻头×20.0m508mm套管×19.57m444.5mm钻头×217.5m339.7mm套管×217.07m311.2mm钻头×3728m244.5mm套管×3727.57m215.9mm钻头×5037m1基本情况1.2井身结构渡1井井身结构示意图1基本情况1.3地质分层和钻井液层位设计分层实钻分层实钻厚度设计泥浆密度实际泥浆密度略飞四42084149371.68-1.731.68-1.70飞三一458244933441.68-1.731.68-1.70长兴475646701771.68-1.731.68-1.70龙潭490650323621.68-1.731.68-1.70茅二4976未完51.80－1.851.68-1.701.4.1飞三～飞一测井解释为气层井段：4293.60-4327.30m，4347-4352m。1.4.21995年12月10日使用密度1.71g/cm3的钻井液钻至井深4949.46m(乐一)，加重晶石17t井漏，停止加重后恢复正常。1基本情况1.4油气水显示情况Φ215.9mmSH33R钻头×0.25m(水眼Φ15mm＋Φ11mm)＋430×410×0.48m＋Φ177.8mm钻铤×52.79m＋411×410A×0.5m＋Φ158.8mm钻铤×136.37m＋411A×410×0.53m＋Φ127mmＳ135钻杆513根1基本情况1.5钻具组合1.6.1井口装置Φ244.5mm套管头＋28-70四通×2＋28-70全封闸板防喷器＋28-70半封闸板防喷器＋28-70环行防喷器。1.6.2试压情况1995年10月18日第三次开钻前，对井口试压25MPa，稳压30min未降。12月22日钻至井深5019m，用提拉式堵塞器对井口试压32MPa，稳压30min未降。1基本情况1.6井口装置及试压情况渡一井井口装置示意图2井喷发生经过2.1发生溢流渡1井是川钻22队(原钻机编号60121)承钻的一口探井。1995年12月25日14:40用密度为1.69g/cm3（设计钻井液密度1.80～1.85g/cm3）、粘度47s的钻井液钻至井深5037m（进茅二5m）发现溢流2.2m3。2井喷发生经过2.2关井观察25日14:45停泵停转盘，上提钻具（155t）接头出转盘面3m。15:00关环型防喷器，关半封，开环型，立压1.5↑4.2MPa，套压7.5↑15.2MPa。15:20关井观察，立压4.2↓1MPa，套压由7.5↓6.9MPa。16:55关环形，开半封防喷器活动钻具。2井喷发生经过2.3循环加重活动钻具时，控压11MPa循环加重泥浆。入口密度1.75g/cm3，出口密度1.67g/cm3，液面涨3m3(通过大土池回收泥浆，计量有差异)，其中16:42出口喷纯气，喷高约5m，套压由11↑20MPa。25日17:15环形防喷器芯子刺漏，关半闭（手动锁紧），开1#、3#、4#三条放喷管线放喷，套压20↓5MPa。19:30关1#、3#防喷管线，注密度为1.85g/cm3的泥浆43m3压井，立压1.5↓0MPa，套压20↑32MPa，8号、9号闸门钢圈刺漏，继续泵注泥浆时，2#泵保险凡尔憋断，停泵关闭高压管线总闸门，立压20MPa，套压14MPa。2井喷发生经过2.4压井25日19:50关井，立压上升为25MPa，套压14MPa，井口出现险情，突然发出巨大响声，立即开2、4号放喷管线放喷，发电房距离井口不到25m，立即停电，井场一片漆黑，人员开始撤离井场。2井喷发生经过2.5险情出现26日8:00发现立管上端的2〞丝扣堵头被冲掉，立管顶端喷气。10:30关下旋塞。更换3号管线5号闸门外侧钢圈，电焊1号放喷管线（5″钻杆连接）刺漏处。14:45发现方钻杆保护接头411×520刺漏。15:07开1、2、3号三条放喷管线放喷，套压4.8↓2.5MPa。15:22关环形，半封解锁，下放钻具2.7m，座双吊卡。15:31关半封，手动锁紧，打开环形。15:45紧411×520接头，用6道猫头紧扣后仍刺漏。继续放喷。2井喷发生经过2.6险情加剧3.1由于上部有漏层，虽经采取堵漏等措施，在承压能力尚未达到钻开高压油气层当量钻井液密度的情况下，即打开气层。钻井液密度未按设计执行，设计密度1.80～1.85g/cm3，因怕上部井漏，实际密度1.69g/cm3，该井在钻进时，实际是处于欠平衡钻井状态，这是导致溢流井喷的根本原因。3井喷发生原因3.2对飞仙关和茅口地层认识不足。现场录井地质分层先是说进入茅口25m，后来又说进入5m、15m，地质认识不统一，对执行钻井液密度构成一定误导。由于当年勘探主要目的层为石炭系，对飞仙关高含硫、大气量储层和茅口区域性高压层缺乏认识。3井喷发生原因3.3没有严格执行井控技术规定。钻开油气层前要求钻具上安装旋塞阀和钻具回压阀，该井却因钻具回压阀出现堵塞，卸下来检查就不装上去。3.4关井后的处理措施不当，现场缺乏压井（二次井控技术）经验。在控制回压循环加重过程中，保持控回压11MPa不变，导致又溢流3m3（通过大土池回收泥浆计量不准确），致使井内液柱压力进一步降低，且在关井达20MPa的情况下，还在关环形防喷器活动钻具，导致防喷器芯子刺漏被迫放喷。3.5在关井压力达20MPa，且未装回压凡尔的情况下还不关下旋塞，以至井内压力与水龙带等地面管线连通，导致险情发生。3井喷发生原因3井喷发生原因3.6储备泥浆性能差，对储备泥浆的循环监测不够，粘切过高，上水蝶阀堵塞，急需使用时放不出来，丧失了压井的良好时机，致使溢流关井后不能及时压井。虽然井队在井喷前采取了补救措施，即在大土池调配了90m3密度为1.92g/cm3的泥浆，现场仅有的20t重晶石粉循环加重，不能满足该井压井的需要。3.7井控设备安装质量差，不符合设计要求。当时放喷管线还没用上抗硫管材，5″旧钻杆丝口连接与焊接，放喷时出现多处刺漏和断裂。节流管汇有焊接。防喷器是70MPa，上四通内控闸门是35MPa。4.1.1由于钻进时未接回压凡尔，放喷2:45后，由于压力太高，泥浆泵保险阀剪断。放喷2:55后，立管上堵头冲掉。在用三条放喷管线放喷、压力4.8MPa情况下，于26日设法关闭了方钻杆下旋塞，下放钻具扣吊卡座于转盘上。用钢丝绳和安全卡瓦固定方钻杆，防止钻具被H2S氢脆断落上顶。4.1.2研究制定抢险压井技术方案，全力组织地面加重1.90～2.0g/cm3压井泥浆300～400m3，准备实施压井作业。4井喷处理经过4.1控制井口，尽最大努力避免井口失控着火4.1.3井喷险情恶化。12月27日3:09，即井喷31:19h后，井内钻杆H2S氢脆断落，井口钻具上冲3.78m，方钻杆固定钢丝绳绷断,水龙头脱钩,倒向井场右侧，井口第一根钻杆离接头端面0.76m处折弯成70～80o，倒向井场靠振动筛方向，水龙头提环巳着地，水龙带胶皮拉坏，保险绳未断，折弯处离转盘面3.62m，该单根长9.43m，计算半闭芯子正好卡住钻杆下接头。此时，采用3条放喷管线放喷，压力2MPa。4井喷处理经过4.1控制井口，尽最大努力避免井口失控着火4井喷处理经过4.2险情恶化，井口失控27日13:30改用四条管线放喷,套压↓1.5MPa,411×520接头仍然刺漏。17:00开四条放喷管线放喷，同时抢接反压井管线等，井口钻杆折弯处的裂纹巳开始向司钻方向轻微刺漏，后来刺断。28日17:30井口钻杆折弯处刺漏严重，喷气柱高3-5m，喷向钻台下和司钻操作台两个方向。其中17:10-17:20半闭解锁未成，至17:30井场人员全部撤出。30日4:00井口钻具刺断，天然气向井场倾斜向上喷高约20m气柱；14:40关环封、开半闭、再开环封，井内9根钻杆（83.7m）旋转冲出，随即关全闭，控制住井口，开四条管线放喷点火。4.3.1清除井口和地面障碍，全力抢接抗硫放喷管线和消防压井供水管线，全力组织抢险压井物资器材、研究制定抢险技术方案，在险情严重恶化的情况下实施断然措施。4.3.1.1研究、组织和准备水力喷砂切割井口钻杆。4.3.1.2将井场套管、钻杆、工具、灰罐等障碍清出井场。4井喷处理经过4.3抢险准备4.4.1当在准备喷砂切割的同时，险情进一步恶化，井口折弯钻杆处很快被H2S腐蚀刺漏，钻台和井口周围弥漫天然气，抢险现场H2S浓度越来越高，抢险环境变得十分恶劣，抢险作业人员必须佩带H2S防护器材。在喷砂切割准备还没有到位时，井口钻杆折弯处已经刺断，抢险指挥部分析，上部钻具不多，喷砂切割实施难度较大，果断决定“放飞鸽”。4.4.2采取关环封、开半闭、再开环封的强制措施，井内9根钻杆腾空而起，一起旋转冲出井口倒向井场，立即关全闭防喷器控制住了井口。冲出钻杆总长83.70m（从第9根公扣处脱落）。4.4.3继续开４条放喷管线放喷点火，压力2MPa。4井喷处理经过4.4“放飞鸽”4.5.1井深5037m，井口无钻具，不能建立正常压井条件。4.5.2飞仙关和茅口两个大气层混合井喷，产量高，储量大，渗透性好，四条放喷管线放喷10天，压力稳定，初步测算日产天然气500×104m3/d。4.5.3两个主要产层压力梯度悬殊较大，上低下高，地层压力系数相差0.3以上，长段裸眼多压力系统在压井过程很大可能出现“下吐上泄”，飞仙关井漏，重泥浆进入飞仙关地层，二茅口的高压气层压不住，形成地下井喷。4井喷处理经过4.5抢险作业难度4.5.4硫化氢含量高，完井测试检测H2S为231.925g/m3。井口失控之后，抢险作业现场弥漫天然气和H2S，但为了防止爆炸，又不能实施点火。抢险环境十分恶劣，对抢险人员人身安全构成重大威胁。加之当时的硫化氢防护器材落后，质量和数量上不能满足抢险人员安全作业的需要。4.5.5在控制住井口，测量井场硫化氢含量不高后，准备对放喷口实施点火时，由于出口气量太大，硫化氢含量又高，点火人员不敢靠得很近。经三次组织突击队，才在放喷口成功点火。4井喷处理经过4.5抢险作业难度4井喷处理经过4.6压井准备4.6.1将冲出井口的钻杆进行切割、清障。拆掉井口环形防喷器，在双闸板防喷器上面增安了一套28-70全封防喷器和一只4-35闸门，以确保井口压井安全。4.6.2配泥浆：1.90～2.0g/cm3×300m3、2.2g/cm3×50m3、1.6g/cm3×50m3、桥接堵漏剂15t。4.6.3重新抢接抗硫放喷管线4条，加上原来的管线共8条，距离井口300m；抢接消防、压井供水管线8条，距离井口800m。整改了原有4条放喷管线的刺漏和断裂、更换了节流压井管汇和刺坏的高压闸门。4.6.4布置10台700型压力车。4.7.1试压井1996年1月3日11:04～11:11，用2台泥浆泵和1台700压裂车同时注泥浆压井，共注入泥浆18m3，其中1.9g/cm3×11m3、2.2g/cm3×7m3，当施工压力由14↑18MPa时，1、2号泥浆泵保险凡尔憋断，暂停施工，继续４条管线放喷点火。4井喷处理经过4.7压井施工4.7.2正式压井施工1月4日00:00～17:20采用直推法压井。用5台70型压裂车和两台1258型泥浆泵，分别从4、1号压井管线接口注入密度1.90～2.20g/cm3的泥浆192m3（井筒容积为186m3）。施工压力初始7.5MPa，最高23MPa，停泵时井口压力13.8MPa。关井观察，井口压力由关井时的13.8MPa下降为13MPa。4井喷处理经过4.7压井施工从1995年12月25日14：20发生井喷到1996年1月4日17:40压井结束，抢险历时10天2小时40分。元月11日采取置换法排除井筒余气。转入处理