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1、温泉4井井喷事故专家点评:井身结构设计不合理,表层套管下深太浅,溢流关井后天然气从表层套管鞋以下薄弱地层憋开,窜入附近煤矿矿井。确定井位后,应对钻井井位附近的厂矿、居民住宅、坑道等设施进行勘查。井身结构设计中,表层套管或技术套管应封固可能造成憋漏的地层及供钻井液、油、气等流体进入矿山的坑道。1.基本情况该井是四川温泉井构造西段下盘石炭系构造高点上的一口探井,由某石油管理局6020钻井队承担施工任务,设计井深4650m,钻探目的层是石炭系。￠508mm套管下至井深2Om,￠339.7mm表层套管下至井深2
2、38.99m(须家河顶),井口装有环形防喷器、双闸板防喷器和双四通,试压12MPa。三开用￠215.9mm钻头钻进,钻井液密度为1.14g/cm3。事故发生时间:1998年3月24日17:35。钻达层位:嘉二2。发生事故井深:1869.6m。2.事故发生经过l)上部裸眼井漏情况该井在须家河一嘉三段(井深609.5~1747m)用密度为1.07~1.14g/cm3的钻井液钻进,钻进过程中,发生多次井漏,漏速范围为2.5~30m3/h,多次采用桥塞钻井液堵漏,累计漏失钻井液473.6m3、桥塞钻井液105.
3、8m3。该段地层岩性依次为砂岩、云岩、灰岩。2)溢流后井漏情况1998年3月18日,用密度为1.09g/cm3的钻井液钻至井深1835.9m时,井口微涌,录井参数无明显变化,集气点火未燃,钻时略有波动,将钻井液密度由1.09g/cm3提到1.14g/cm3时发生井漏,漏速2~8m3/h,钻进中见微弱后效显示,岩性为云岩。3)溢流及采取的措施3月22日17:35,用密度为1.14g/cm3、粘度为50s的钻井液钻至井深1869.60m(嘉二2)时发生井涌,涌出转盘面0.5~lm,录井队从监控仪发现出口流量
4、增大,液面上涨1.5m3,密度由1.14g/cm3降为1.11g/cm3,当班司钻立即按井控“四七”动作发出警报信号并停钻、停转盘、停泵,将方钻杆提出转盘面；17:40关井,液面总共上涨5m3,粘度上升为80s,氯根722mg/L,涌势猛烈；23日7:02关井观察,立压为8.5MPa,套压为7.9MPa。8:40开4#放喷管线泄压,点火火焰高11~15m,为纯气,立压8.11MPa,套压8.5MPa。12:15反注密度为1.45g/cm3的桥塞钻井液30m3、钻井液90m3,压井无效;13:00关井,2
5、3日5:00-24日3:50开2#、3#、4#管线放喷,其中24日3:40-3:50正注清水2Om3。由于套管下得浅,裸眼长、漏层多,不得不进行间断放喷。3.故处理过程(l)23日8:30开江县乡镇企业局职工彭某到井队反映,天然气窜入煤窑,附近两个煤窑内还有10余人未出来。为减少天然气窜漏造成损失,于10:25组织反压井,先反注密度为1.4g/cm3、粘度为80s、浓度为10%的桥浆30m3,后反注密度为1.45g/cm3、粘度为51s的钻井液9Om3压井,由于气量太大,第一次反压井失败,立压由8.lM
6、Pa上升为8.5MPa,套压由6.5MPa上升为7.5MPa,为了减少天然气进入煤窑,被迫于23日18:52开3条管线,最大限度地放喷降压。(2)钻井公司23日10时接温泉4井事故报告后,根据中国石油天然气总公司、四川石油管理局的要求,以舍井保矿和不惜一切代价保护人民生命财产为原则,研究制定“压、堵、封”排险方案,全面组织现场抢险工作。25日3:10准备好压井液和清水,在注水过程中发现钻具水眼堵,采用水泥车憋水眼无效后,用电缆探得水眼内遇阻位置为1844.72m,决定从钻杆最下段射孔,下射孔枪至井深16
7、93.97m,射孔段为井深1693.97~1689.93m。(3)第二次压井施工情况。26日17:00-17:19用一台钻井泵和一台700型压裂车正注清水21m3,排量为30L/s,套压为6MPa,泵压由0上升为5MPa,其中17:10出口间断气水同喷,焰高20~25m,火焰呈桶红色,17:13起出射孔枪。17:40用单泵正注密度为1.2g/cm3、粘度为53s的压井液51m3,排量30~34L/s,套压为6MPa,立压5~10MPa(其中l7:28用双泵,出口见雾状钻井液喷出,17:19－17:28间
8、断喷水)。l8:05用双泵注密度为1.85g/cm3、粘度为55s的压井液41m3,排量34L/s,套压为6~6.8MPa,泵压lO~l4MPa(其中17:53,2#、4#放喷管线出口喷势减弱,焰高5~7m,17:55又见增强)。19:l4泵注密度为1.9g/cm3、粘度为53s的压井液73m3,排量20~60L/s,泵压0~18MPa,套压6~7MPa(其中18:08-18:15泵压为0,排量为10L/s,出口为纯气,18:09关3#放喷
