元坝272-2H井喷事故分析

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1、元坝272-1H溢流事故分析元坝272-1H井喷事故分析2013年7月7日17:10，元坝272-1H井四开￠193.7mm+￠206.4mm尾管固井替浆过程中泵压异常，随后发现溢流，17:23关井，18:00套压逐渐上升至49Mpa，立压上升至30Mpa。经过2次节流循环压井，8日13:15循环立压降至13Mpa，套压降至12Mpa，溢流得到有效控制，压井处理耗时20.08h。元坝272-1H井喷事故分析基本情况溢流经过溢流处理原因分析元坝272-1H井喷事故分析基本情况：元坝272-1H井是西南油气分公司为元坝产能建设部署的一口超深水平井，位于四川盆地川东北巴中低缓构造

2、元坝区块长兴组④号礁带，以上二叠统长兴组顶部礁盖（顶）储层为主要目的层，设计垂深6575m、斜深7790m。元坝107元坝161元坝275元坝211元坝28元坝地区长兴组礁滩相井位分布图元坝10-1元坝10-2元坝274元坝27元坝204元坝205元坝29元坝1元坝101元坝10元坝29-2元坝201正钻井工业气流井正试气井元坝272-1H井喷事故分析基本情况：该井导眼施工：2012年4月8日一开，29日二开，7月6日三开，12月23日第四次开钻，2013年6月17日第四次完钻。该井三开中完井深4978m，下入Φ282.6mm尾管过程中至井深4266m发生卡套管，通过三次泡

3、解卡剂解卡无果，活动套管至井深4292.34m固井，余685.66m未封固。2013年6月15日14:30四开定向钻进至6580m中完，层位为飞一段，钻井液入口密度2.18g/cm3。元坝272-1H井喷事故分析溢流经过：主要油气水层位置：须家河组二段气层：4460.5-4462m、4464-4465m、4735.50-4736.00m。嘉陵江组二段气水层：5895-5909m。飞仙关组二段气层：6397.0-6406.0m、6412.0-6432.0m、6436.0-6452.0m。元坝272-1H井喷事故分析溢流经过：固井前泥浆性能：2.18g/cm3，（入口）2.16

4、～2.11g/cm3（出口）2013年7月6日12:44开始注入先导浆，13:29注先导浆结束，注入过程中泵压逐渐上升约3MPa，15:54开始大泵替浆，16:54-17:05大泵替浆过程中立压由7.39Mpa快速下降到1.2MPa（替入总量90m3），17:07立压降至0MPa，发现井下情况异常。17:09提前结束替浆，总替入量92.5m3（设计替入量95.1m）中发现出口槽仍有泥浆返出，判断出现溢流。17:22实施顶部封隔器坐封，试图环空关井，但井口仍有泥浆返出，井队立即上提钻具至4081.88，17:23关井求压，至18:00套压逐渐上升至49Mpa，立压上升至18:

5、21套压降至47Mpa后压力保持不变。元坝272-1H井喷事故分析开次套管尺寸mm×钢级×壁厚mm下入井段m抗内压强度MPa3Ф282.6×110TSS×17.320～940.7281.3Φ273.1×110TSS×13.84940.72～2100.3964Ф282.6×TP110TSS×17.322100.39～4292.3481.34Φ193.7×110SS×12.74098.12～5244.6787Φ206.4×BG110TSS×19.055244.67～5707.15118.1Φ193.7×BG110TS×12.75707.15～6146.6787Φ193.7×BG

6、2532-125×12.76146.67～6577.5298.9溢流经过：元坝272-1H井喷事故分析第一次压井时间：7月7日18:33~23:10，累计注入2.38g/cm3的重浆182m3。效果：关井套压由43MPa逐渐降至38MPa，立压由24.5MPa逐渐下降至20MPa，达到替出环空水泥浆，控制套压、立压的目的，险情得到了控制。过程：7日18:33开始节流放喷，同时采用水泥车泵入2.38g/cm3储备重浆，套压控制在45-51MPa之间，排量0.4-0.8m3/min（约30min后点火成功，火焰约15~25m），立压由30MPa逐渐下降至27MPa稳定。21:2

7、6开始使用双车循环节流放喷压井，立压25MPa，套压47MPa，排量0.35～1.2m3/min，套压43～50MPa，立压19～28MPa；23:10停泵关井观察，压井共计注入密度2.38g/cm3的重浆182m3，计算环空容积被替入的泥浆代替。由于现场储备重浆不足，停止了连续压井，关井观察，立压维持在16Mpa，套压维持在32Mpa稳定。节流循环压井：元坝272-1H井喷事故分析节流循环压井：第二次压井分两个时间段：8日8:20-13:35、15:10-16:22，累计注入2.38-2.40g/cm3的重浆26