在线考试石油工程概论Word格式.docx

在线考试石油工程概论Word格式.docx

《在线考试石油工程概论Word格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《在线考试石油工程概论Word格式.docx（8页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

（20分）知识点提示：

井深结构的主要内容包括套管的层次、各层套管下入深度、相应的钻头直径、套管外水泥返高等，请详细列出各内容所包含的具体内容，并画出简单的井深结构图

2.分别阐述有杆抽油泵在上冲程和下冲程的工作原理，并画出示意图。

（20分）

知识点提示：

有杆抽油泵在上冲程的工作原理，并画出示意图。

有杆抽油泵在下冲程的工作原理，并画出示意图。

3.请列举一个现场实例，分析井喷的原因、危害、处理措施。

案例可以是近几年国内外发生的井喷事故，也可以是自己熟悉的钻井平台发生的井喷。

先列举实例，然后分析事故发生的原因、造成的危害以及采取的应对措施。

青海英东油田“4·

19”井喷事故

2013年4月19日7时15分，西部钻探工程有限公司青海钻井公司40520钻井队在处置青海油田分公司英东油田英9-4-A5井井漏过程中，发生井喷事故，4月19日20时05分关井成功，险情得到控制，历时12小时50分钟。

事故未造成人员伤亡和设备损毁。

二、事故经过

（一）事故发生前工作情况

英9-4-A5井是西部钻探青海钻井公司40520队承钻的一口总包井，是该队今年承钻的第三口井。

青海钻井公司英东项目组负责本区块钻井现场的协调管理。

青海钻井公司监督监理公司派驻1名驻井HSE监督，青海油田监督监理公司派有1名巡井钻井监督。

英东一体化项目部在油田现场驻有工作组。

该井于4月11日4时一开，4月12日22时钻至井深355米，下入表层。

一开至二开共用时79小时。

其中，处理井漏2次，用时22小时，在14.86米处井漏失返，注水泥堵漏；

在326米处发生井漏，用桥浆堵漏。

钻进用时20小时，下套管（Φ244.5mm×

354.06m）、固井、装井口和试压用时37小时。

4月14日11时二开，采用带螺杆的复合钻具，Φ216mm钻头钻至井深360米发生井漏失返，钻井液密度1.06g/cm3，粘度42s，漏失量为80m3，替入密度1.06g/cm3堵漏浆40m3堵漏成功。

钻至404.5米时再次发生漏失，抢钻至井深452.19米采用水泥浆封堵2次，恢复正常。

4月19日0时，钻至井深1450米时发生井漏，漏速3m3/h；

至1时20分继续钻进至1461米时井口失返，停钻，漏失钻井液50m3（密度1.14g/cm3，粘度42s）。

事故发生经过

第一阶段：

无观察、无预防情况下发生溢流井喷

4月19日1时20分，钻进至1461米时井口失返，停钻，值班干部宣建良（技术员）到距井场100多米外的驻井场值班房向队长张小军汇报。

队长张小军电话请示青海钻井公司英东项目组负责人秦立坚。

秦立坚决定：

起钻换钻具，进行挤水泥堵漏。

钻井队在起钻前配密度1.12～1.14g/cm3的堵漏浆30m3，从环空灌入堵漏浆18m3，环空未见液面。

1时50分开始起钻，起钻过程中每起三柱钻杆或每起一柱钻铤，用钻井泵灌浆一次，共灌入钻井液5.91m3。

此时，技术员宣建良在钻台，司钻郑文邦在操作刹把，副司钻李连祥和内钳工吴生龙在井口，井架工张生虎和外钳工哈得禄轮换在二层台操作，起到钻铤时，两人同时到二层台拉钻铤，泥浆工宗平生在循环罐坐岗。

7时15分，起钻至井内剩余最后一柱钻铤时，司钻郑文邦下放游车，钻台上副司钻李连祥和内钳工吴生龙接钻铤提升短节，司钻郑文邦下放游车至钻台5～6米处刹停等提升短节紧扣。

副司钻李连祥和内钳工吴生龙用液压大钳上扣时，发现钳牙打滑，用高速旋紧扣后，副司钻李连祥和内钳工吴生龙更换钳牙，技术员宣建良协助。

司钻郑文邦继续下放游车准备挂吊卡，这时从提升短节内溢出泥浆，接着立即从环空喷出一股泥浆，高2～3米；

接连又喷出泥浆，喷高接近二层台，发生井喷。

前期喷出物是泥浆，逐渐转变为油气混合物。

井喷发生时，环空喷出泥浆经井口安全卡瓦折射打到司钻郑文邦身上，司钻郑文邦站稳后发出长鸣警报，继续下放游车，副司钻李连祥和内钳工吴生龙抢挂吊卡，因喷势过猛，抢挂吊卡未成功。

这时，喷势越来越大，将井口一片大方瓦喷出，井内钻铤上顶，安全卡瓦挂在游车盖板上（钻具未落井）。

副司钻李连祥和技术员宣建良跑下钻台去远控台关井，副司钻李连祥随后跑到驻井场值班房向队长张小军汇报。

井架二层台上作业的井架工张生虎和外钳工哈得禄听到长鸣警报后，发现喷高已接近二层台，迅速从井架扶梯下撤到地面。

钻台上的内钳工吴生龙见抢挂吊卡无望，随即撤离钻台到紧急集合点。

司钻郑文邦见喷势渐猛，刹住刹把并用铁链固定后，最后一个撤离钻台到集合点。

司钻郑文邦在撤离前冷静处置，固定刹把，防止了游车落到钻台上，避免了事故复杂化。

生井喷时，井内剩余钻具组合为：

Φ215.9mmPDC+Φ172mm×

1°

螺杆+Φ214mm螺扶+Φ158.8mm无磁钻铤1根+Φ158.8mm钻铤1根（共长27.55米），

井喷时在岗人员所处位置及撤离路线示意图如下：

第二阶段：

有效防控下的井喷

4月19日7时30分，清点现场人员无伤亡，布置警戒线。

10时15分至11时48分，组织救护车、吊车、消防车、水罐车、固井车和拖拉机等应急车辆到井，组织将井场外围的房子和驻井场值班房搬走。

至12时40分，抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水，实施井口降温、防爆燃措施，防止事故扩大和发生次生事故。

17时10分至20时05分，消防车向井口喷水掩护，同时固井车通过压井管汇向井内打水，用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，当钻头提离全封闸板端面时，立即关闭全封闸板防喷器，井口得到有效控制。

第三阶段：

压井处置

4月20日1时35分，开始平推法压井作业，至4时45分，分8次共向井内注入密度1.80g/cm3的重钻井液56m3，注压4～5MPa；

套压由4MPa降至2.8MPa后维持不变，判断表层套管鞋处井漏。

20日9时至21日15时，向井内注入1.25～1.30g/cm3堵漏钻井液51m3，套压由2.2MPa降至1.5MPa。

堵漏不成功。

21日15时40分至16时30分，向井内注入水泥浆22m3，密度1.86g/cm3，替入密度1.25～1.30g/cm3钻井液10m3，预计在250～450米形成水泥塞。

22日7时05分，从节流管汇处泄压，无任何溢出物，套压为零，险情解除，井喷应急抢险工作结束。

三、事故原因分析

本次调查是在工程技术分公司前期调查的基础上，重点开展了人员访谈。

主要对青海油田分公司工程技术处、开发处、英东一体化项目部、监督监理公司、钻采工艺研究院，以及西部钻探公司的井控管理中心、青海钻井公司、英东项目组、40520钻井队、同地区其他8支钻井队等单位共42人进行了访谈。

调阅了其它10余口井的地质和工程设计和其它10余口井的一开、二开及钻开油气层前的验收资料。

经过事故调查组调查认为，本起事故是由于对井控管理工作不重视，现场管理不严格，钻井队在井漏处置过程中违章作业而导致的一起责任事故。

（一）直接原因

钻井队在发生井漏和随后起钻的处置中，措施不当，致使环空液柱压力小于地层压力，使已经打开油气层的地层流体进入井筒，发生井喷。

（二）间接原因

1.处理井漏时，已经揭开了多套油气层。

该井地质设计中，926～1620米为油气层段。

同平台相邻的英9-4-A6井电测解释显示，345.5米进入油层，在1461米以上井段共解释储层196层，其中55层为油层、13层为油气同层、21层为油水同层。

当环空液柱压力降低失衡后，这些油气就会进入井筒，导致溢流井喷。

2.灌浆不到位，溢流发现不及时。

该井在钻进至井深1461米前的钻进和接单根工况中，井内压力正常，证明1.14g/cm3的钻井液静液柱压力可以平衡地层压力。

在发生失返井漏后，环空液柱压力降低，可能引发井筒压力不平衡。

按照以往二开后漏失的堵漏经验，本地区经常发生井漏的井段为360～500米，当液面在这个井段时，井筒的液柱压力计算如下：

液面在360米时：

P1=1.14×

（1461-360）/100=12.55MPa

液面在500米时：

（1461-500）/100=10.96MPa

而在地质设计中，邻井英试8-1井在井深1451米处实测静压13.21MPa。

可见该井钻进到1461米时，发生失返井漏，井筒静液柱压力难以平衡地层压力。

同时，该井在起钻过程中，采取起三柱钻杆或起一柱钻铤后，按照起出的钻柱体积灌一次泥浆。

灌浆量只相当于起出钻具体积，在井漏的情况下没有考虑漏失损失，使得灌入泥浆量明显不足，导致井内液面下降，液柱压力不能平衡地层压力。

另外，在井漏失返后，井筒上部存在空井段，地层流体侵入井内后，先形成环空溢流。

在溢流初期，地面难以观察到溢流显示。

当溢流沿环空上升接近井口时，一些流体从振动筛返出，坐岗人员没有及时发现，失去了及时采取关井措施的机会，随后井内流体快速上升到转盘面，发生井喷。

3.应急处置不力，未能控制井口。

在井喷初期喷出物为泥浆的情况下，班组人员没能成功用吊卡强行起出井口最后一柱钻铤，或抢接防喷单根，实施关井，失去了控制井喷的最后机会。

（三）管理原因

1.钻井地质、工程设计风险提示不具体，措施针对性不强

（1）钻井地质设计对井控相关风险提示不具体

英9-4-A5井钻井地质设计章节设置及主要内容均符合股份公司《开发井钻井设计编制规范》要求，但该井地质设计中对可能油气层的提示中，没有说明邻井英9-4-A6井测井解释的13个油气同层段所处的具体井段（实际在645.5-913.1米，为本井非目的层段）；

对油气层段的描述也未从926米（本井设计油气层的开始层位）开始，而仅是从本井设计的主要目的层1442米开始描述。

（2）钻井工程设计未对井漏风险进行提示，部分措施针对性不强

统计英东油田完成的107口井，一开后井漏53口井、83井次，二开后井漏24口井、35井次，二开后井漏段集中在350～500米之间；

同平台的英9-4-A6在二开后也发生3次井漏。

钻井工程设计中没有对邻井的井漏复杂进行任何描述，没有对可能发生的井漏、漏转喷的风险进行提示，没有提出针对性预防和处理措施。

本次调查中，查阅英东地区10口井的钻井工程设计发现，对一开、二开、井下复杂情况的预防及处理（井漏、井塌）以及井控技术要求等内容均一致，没有针对单井具体地质情况进行个性化设计，措施针对性差。

2.表层套管没有封住全部易漏层

英9-4-A5井位于英东油田的地表海拔较高部位，地表高差100米左右；

该地区上部地层复杂，破碎带发育，漏失严重。

英东油田的当前表套设计井深均为350米，由于断层的影响，山上的井在二开后漏失发生频次高，失返性漏失多。

同平台邻井英9-4-A6井二开后钻进至450米、479米和1665米时发生失返性漏失，漏失位置均在350～500米，通过注水泥方式堵漏成功。

同平台的事故井在二开后，漏失3次，漏失位置在350～500米。

由此可见，当前设计的350米表层套管没有封住全部易漏层，造成该区域的部分井在二开后发生失返性井漏，既加大了井控风险，也降低了钻井速度。

针对此情况，青海油田监督监理公司和英东一体化项目部在2013年3月29日向青海油田工程技术处递交了《关于英东油田表层套管下深变更的请示》，要求将表层下深从350米调整为500米。

至事故发生时，工程技术处还没有形成套管下深的研究结论。

3.井漏处置不科学、不规范

英9-4-A5井钻至井深1450米时发生井漏，漏速3