国内外典型事故案例
国内典型事故案例
国外典型事故案例
国内典型事故案例——油田
重庆开县特大井喷事故
2013-01-18
2003122322时,位于重庆市开县的某井发生天然气井喷失控和H2S中毒事故,造成井场周围居民和井队职工243人死亡,2142人中毒住院,6500余人紧急疏散转移,直接经济损失6432万元。
1  井况简介
该井是四川盆地川东断褶带罗家寨构造上的一口国家重点工程科研项目水平井,拟钻采高含硫天然气。同一井场还部署另外三口水平井组;已建成的邻井测试产量62.3×104m3/dH2S含量125.53g/m3,暂时封井待脱硫厂建成后输气。该井设计井深4322m,垂深3410m,水平段长700m;水平段设计在邻井区飞仙关组第二套储层内(厚度20m以上),是培育100×104m3/d级的高产气井之一;预测目的层地层压力40.45MPa,地压系数1.28;井喷时井深4049.68m,水平段长424m;井口与邻井仅距3.8m
事故发生及处理经过
20031223229分钻至井深4049.68m330分至12时循环起钻过程中顶驱滑轨偏移,导致挂吊卡困难,强行起至安全井段(井深1948m套管内),灌满泥浆后,开始修顶驱滑轨;12时至1620分修顶驱滑轨;1620分至2151分起钻至井深195.31 m,发现溢流1.1 m3,立即放钻具至197.31m2155分抢接回压凡尔、抢接顶驱未成功,发生强烈井喷,钻杆内气液喷高   510 m,钻具上行2 m左右,大方瓦飞出转盘;2159分关万能、半封防喷器,钻杆内液气同喷至二层台以上;2201分钻杆被井内压力上顶撞击在顶驱上,撞出火花引发钻杆内喷出的天然气着火;2203分关全封防喷器,钻杆末被剪断而发生变形,火虽熄灭,但井口失控,转盘面以上有约14m钻杆倾斜倒向指重表方向;2232分向井内注入1.60g/cm3的钻井液,关油罐总闸,停泵、柴油机和发电机;24时井队人员全部撤离现场,241330分井口停喷,两条放喷管线放喷,井口压力28MPa2416时点火成功。27日由14名专家及技术人员组成的前线总指挥部和75名抢险队员组成的10个抢险施工组共89人进入该井井场,278时至936分压井施工准备,3条放喷管线放喷,井口压力13MPa936分至1015分用3台压裂车向井内注密度1.852.0 g/cm3压井泥浆182.9 m3,井口最大施工压力48MPa1015分至1045分用2台泥浆泵注入浓度10%、密度1.50 g/cm3桥塞泥浆27 m31045分至11时用1台压裂车向井内注密度1.852.0 g/cm3压井泥浆20 m3,压井成功。
 
 
压井抢险作业
事发现场点燃天然气的大火
事发现场点燃天然气的大火

 

3 事故原因
3.1溢流和井喷发生原因分析
2003122320时起钻,第一个小组起钻20余柱,未发现异常,2h后交由第二小组继续起钻,起出第一柱钻杆母接头泥浆是满的,没有外溢;起出两个单根后,钻杆母接头处溢流,接着发生井喷,作业人员想把钻杆下放,没下到转盘面,大方瓦就被冲飞,钻具也上顶,不能及时接回压阀,试图接顶驱也没有成功。
地质录井报告显示,2151分起钻至195.31m时,发现溢流1.l m3 (录井时间记录与钻井时间记录相差1025min),当报告给钻台时,实际已发生了井喷。从起下钻实时报告表上可以看出溢流开始时间为2142分,井喷时间为2157分。说明溢流的预兆发现较晚,失去了抢接回压阀的时机。
1)溢流预兆不能及时发现的原因
钻台和钻井液岗未设专人观察井口和灌浆量变化。
钻井液由泥浆泵直灌,很难发现灌不进或进少出多的情况;另外,通过泥浆池液面变化来预报溢流,会因泥浆池表面积大,当溢流刚开始且量少时难以及时发现。
依据出口泥浆电导率的变化来预报,要待高电导率的天然气出来才能发现,预报时间过晚。
2)溢流发生的原因
溢流是井涌、井喷的初始阶段,是由于井底压力小于地层孔隙压力造成地层流体迸入井筒,使井口返出量大于泵入量或在停泵后钻井液从井口自动外溢的现象。造成井底压力下降而不能平衡地层压力的因素是多方面的,该井溢流的主要直接原因有:
起钻前循环泥浆时间短,没有将井下岩屑和气体全部排除,井内钻井液密度尚未均匀就起钻,造成井底压力的降低。从记录曲线反映255分前井底加有钻压(130160kN330分已停泵,可以确认循环时间是35min(迟到时间为62min),循环时的排量为26 L/s,因为是按冲数计算,若考虑钻井泵上水效率96%,排量应为1.498 m3/min(与钻井技术员提供的排量1.5 m3/min是符合的),因此循环过程中共打入井内钻井液为52.5535×1.5m3。按照Φ215.9 mm的井径和Φ127 mm钻杆形成的环行空间,52.55 m3钻井液只占2178 m长的井段,还有1870 m的环行容积的钻井液含气。这些气体不断地滑移上窜,体积不断膨胀,当它上升到井筒上部时体积将逐渐膨胀顶出钻井液,这就造成井下液柱压力下降。因此,循环不干净是造成液柱压力下降的重要原因之一。
起钻未按制度要求灌钻井液,造成井下液柱压力降低,是产生溢流的一个重要原因。较长时间未灌钻井液或未灌满钻井液,会造成井筒内的液面下降,给地层流体进入井内并给井内的气体上窜提供了机会,到了一定的程度就会形成溢流,诱发井涌,甚至井喷。
按规定井队起钻每3柱灌满一次浆是合适的。但该井1223起钻时,通过实时参数记录的原始曲线反映,从起钻到事故发生共18.5 h,起钻120柱,灌浆38次,其中有9次超过了3柱才灌,最长一次9柱(第8795柱)才灌,时间是1840分至1940分共1h,连续起出9柱钻杆未灌浆造成液面降低38 m,按1.43 g/cm3密度计算,液柱压力下降0.55 MPa
造成井底压力下降的因素是很多的,所以在设计钻井液密度时必须有一个附加量。本井的附加量是0.15 g/cm3,按规范可以满足要求。但对本井产层发育、水平段长等特殊情况,附加量是否足够值得研究探讨。确定附加量要考虑很多实际因素,如起钻的抽汲作用所产生的负压问题,本井用的是PDC钻头,PDC钻头与井壁的间隙通道较牙轮钻头小,若有一点泥包或岩屑床,在起钻时极易造成拔活塞而使井下形成暂时的真空,将地层流体抽出来。另外,本井的水平段是产层,已钻开的424 m产层裸露也为抽汲引流提供了长距离的条件,此为造成溢流的又一因素。
在没有循环的情况下井内的气体由于与钻井液的密度差会滑移上窜,滑移上窜速度受地层压力、气体的性质及钻井液性能等因素的影响。本井的钻井工程设计要求钻井作业中需进行短程起下钻,并计算气体上窜速度,以测定每趟起下钻作业的安全时间。但本井没有做这项工作,停止循环的时间越长,气体上窜越高,体积膨胀越大,井底压力越低,因此钻井工程作业中都要求井下静止时间(不循环时间)越短越好。这次钻井中用了4小时20分钟(12时至1620分)处理顶驱滑轨偏移问题后,如果下钻通井循环再起钻,情况可能会好得多。
造成井底压力下降可能还有其他因素,以上原因所产生的压力降叠加在一起,导致全井的井底压力低于地层压力,地层流体严重侵入井内,造成了此次井的溢流。
3)井喷原因分析
井喷是地层流体无控制地涌入井筒并喷出的一种现象。它有一个发展的过程,即井侵-溢流-井涌-井喷-井喷失控,每个环节若处理不好就会向下一个环节发展。每个环节的初始阶段都有预兆显示,早发现并及时正确处理就不会向下一个环节发展。本次事故是起钻过程中发生的,主要是溢流未被及时发现,当气测仪发现溢流1.1 m3并报告时,实际已发生了井喷。该井是一口开发井,压力不高。钻井液附加值0.15 g/cm3,相当于超地层压力5.l MPa。井内有钻具时,有近400m钻井液柱,即有11 m3左右(除掉己发现的溢流1.1 m3)钻井液被耗掉,各个环节都未及时发现。应该指出的是,起下钻的溢流预报不能按钻进工况的标准进行。此外,由于钻具上未带回压阀,导致井内流体(钻井液和天然气)直接从钻杆内喷出,失去了很好的关井控制溢流的条件,造成了严重的井喷后果。
3.2井喷失控的原因分析
井喷失控是指井喷发生后,无法用正常的常规方法控制井口而出现敞喷的现象。这是钻井过程中最恶性的事故。该井当时井深4049.68 m起钻至195.31 m发现溢流时,钻杆提出转盘面2个多单根(长度19 m左右)发生井喷,大方瓦被气流冲出转盘,无法抢接回压阀,抢接顶驱未成功,关防喷器又未能控制住,造成井喷失控。
1)钻具组合未装回压阀。如果装有回压阀,井喷时井内液体、气体就不会从钻杆内喷出。打开节流管线,关防喷器,可以正常实施井控操作。
2003928该井钻开油气层现场办公要求第一条内容是:从钻开油气层前到完钻作业结束必须始终在钻具上安装内防喷工具(包括钻具回压阀和方钻杆上下旋塞),这次下钻没有按此要求执行。
实际用的钻具组合没有安装回压阀,查其原因是:本趟在下钻时,由于更换了无线随钻测斜仪,仪器操作者认为由于使用MWD无线随钻测斜仪,钻具中安装回压阀影响测量,定向井现场施工人员决定拆除回压阀,卸下回压阀是本次井喷失控的直接原因。
2)防喷器组中没有装剪切闸板防喷器。剪切闸板能把井内的钻具切断,使井孔全部关闭。井队若当时安装有剪切闸板,井喷时用剪切闸板挤扁井口钻杆,在当时情况下是必要的,不但可以扑灭井口着火,同时使喷流大大减小形成套压,完全可以实现从放喷管线出口放喷点火,防止事态的扩大。
3.3事态扩大的原因分析
井喷失控后,从井口喷出的高含硫的天然气迅速弥漫,H2S气体随空气流动会大面积扩散,危及周围的生态环境,特别是人员的生命安全。
由于H2S燃烧后能产生低毒性的SO2,点燃含H2S气体是有效制止井内喷出的有害气体大范围扩散、减少危害的有效措施。在多种行业规范及标准中都从不同角度较为明确地阐述了含硫天然气井井喷后需放喷点燃的必要性。按规范,井喷失控后,应立即组织放喷,同时在放喷口点燃。该井从发生井喷、井口失控到井场柴油机和发电机熄火之间至少有l小时l7分钟以上的时间,当时井场天然气的浓度还未达到天然气与空气混合比和硫化氢与空气混合比的爆炸极限,组织放喷点火有充足的时间,点火也不致危及井场安全。但负有现场安全责任的钻井监督没有在最短的时间内安排放喷点火,失去了控制有害气体扩散的有利时机。在失去环境条件比较有利的第一点火时间后,生产指挥部门的决策者应根据高压天然气井井喷失控具有严重危害后果的特殊情况,迅速组织、明确指令井队准备实施点火,这是减少事态进一步扩大的必要措施。但该井在此期间,除疏散现场人员和村民外,一直未对井喷失控采取进一步的处理措施。
3.4高含硫高产天然气水平井钻井工艺原因分析
我国自1991年开展水平井钻井技术攻关,至2002年底共在陆上钻成水平井520口,其中绝大多数是砂岩油藏,针对碳酸盐岩气藏的水平井很少。虽然在四川盆地此前曾钻过天然气水平井,但属于中含硫、低产气井;类似这种高含硫、高产情况的井此前未曾遇到,因此被列入国家重点工程科研项目。从钻井工艺过程来看,主要存在以下几方面不成熟之处:
1)对产层中裂缝、溶洞的认识与预测不足,缺少有效准确的方法。
2)对天然气产能和产量的预测不足,尚无较准确的算法。
3)天然气水平井中的气侵量和滑移速度尚无合适的算法。
4)对气井溢流、井喷的预警技术不完善。
 


地址:青岛市延安三路218号        邮编:266071        电话:+86-0532-83786499        传真:+86-0532-83786554        鲁ICP备09099079号

版权所有 © 中国石化安全工程研究院  国家安全生产监督管理总局化学品登记中心  化学品安全控制国家重点实验室