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岔74-113井井喷事故

专家点评:该井重复了京706井的井喷事故,不是技术问题,是认识和管理问题。该井未下技术套管且表层套管下入太浅,不仅造成了卡钻事故,也是造成井喷失控的重要原因。

基本情况

岔74-113井是华北油田岔河集油区的一口定向开发井,由某石油管理局钻井囚公司32625钻井队实施钻井任务。该井设计垂深3000m,斜深3016m,定向方位l7038”,水平位移178.4m,目的层为东营组及沙一段。

该井于1992年4月4日4:00开钻,φ445mm钻头钻至井深205.13m,下入φ339.7mm表层套管201.13m。二开前井口装KPY23-35双闸板液压防喷器及正规节流管汇。4月6日8:00二开,自井深600m开始造斜,井深l031m时,最大井斜16°;自井深1780m进入直井段,井深2395m至2891.9m,井斜为0°,闭合方位176.70°,闭合位移206.42m,符合设计要求。该井钻进过程中,于井深2891.9m发生井喷卡钻事故。

事故发生经过

l992年4月27日0:00-8:00,用密度为1.20g/cm3的钻井液钻进(设计密度为1.20~1.22g/cm3),5:39钻至井深2880m时钻时变

快,6:44钻达井深2888m,其间钻时最快为lmin/m,最慢为7min/m。7:31槽面见片状油花,钻井液性能及液面尚无明显变化。7:43钻至井深2891.9m发生井涌,随即发生井喷,喷高9~10m。该队值班副队长立即指挥停泵,上提方钻杆实施关井作业,控制了井口,防止了井喷失控事故的发生。关井后立压及套压为0。8:30后套压逐渐升到2MPa,立压为0,表层套管外边有三处冒气泡。

事故处理经过

井喷后,承担施工任务的钻井四公司十分重视,针对该井未下技术套管、表层套管只有201.13m的情况,为防止关井时间长套压上升、油气沿表层套管鞋处上窜发生井喷失控,立即决定压井。27日8:00-l2:00,配密度为1.24~1.26g/cm3的钻井液81m3,压井4次,排量

18L/s,立压为5~7MPa。8:30首次压井时套压上升至2MPa,但由于上部地层疏松,承受不住套压和钻井液液柱压力,因而在第4次压井

时发现套管鞋下部垮塌,套压降为0,开井活动钻具时已卡死,计算卡点在650m。

经采用地面震击器震击无效后,多次开泵循环,排量18L/s,泵压5~9MPa,钻井液密度为1.24~1.2Og/cm3,环空不返钻井液,在这种情况下,决定采用套铣倒扣处理。

月30日20:00,倒开后悬重为l2t,开泵循环时井口返出4m3原油,循环调整钻井液过程中井口外溢钻井液和气体,且气体量有逐渐增大的趋势。停泵后外溢钻井液25m3,立即采用原钻具对扣,溢流停止。

月1日0:25,配高密度钻井液时,5号循环罐电路起火,4号、3号、2号罐也相继起火,1:30出动消防车将大火扑灭。20:20,在配l.26g/cm3的钻井液压井前,立压己上升到13.2MPa,循环压井最高泵压达到20MPa,共压入24.78m3钻井液,停泵后立压为0。

鉴于4月30日倒扣后第二次发生井涌,用1.26g/cm3的钻井液压井后,钻具水眼堵死,继续采用套铣倒扣方法处理难度很大,而且将耗费大量人力、物力和时间,造成更大的经济损失,基于井下情况复杂,经该石油管理局钻井处和钻井四公司领导研究,决定进行侧钻。

事故原因分析

(l)注水井未能全部停注是造成岔74-113井井喷卡钻的主要原因。

该井周围共有3口注水井,分别为岔74-47、岔74-27和岔144,与岔74-113井距离分别为200m、480m及620m,按该石油管理局规定,井距在300m以内,钻开油气层前应该停注。4月24日,钻井公司业务部门向该石油管理局开发处汇报,要求停注,25日10:30,钻井队队长及钻井公司驻井人员现场落实,岔74-47井己停注,但是岔74-27井未停注,其注水井段为2835.90m,日注量为32m3,压力为

18MPa,仍向岔74-76井及岔74井注水,而这两口井距岔74-113井

只有200m。此外岔144井亦在注水,直到4月28日,经公司有关人员

到74断块注水站联系,这两口井才停注。

之所以判定注水井未停注是该井井喷卡钻的主要原因,基于以下事实:4月30日在进行倒扣过程中,发生第二次井涌,立压在20h内上升至13.2MPa,使井下情况进一步复杂化,经现场