3.钻井工程师测评案例（井控类、10例、随机抽取1个案例、满分20分、以原因分析..._在线真题试卷与模拟练习_3.钻井工程师测评案例（井控类、10例、随机抽取1个案例、满分20分、以原因分析..._考试宝

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案例1、湾探2井有责溢流事件（一）基本情况 2025年2月14日，湾探2井钻进至井深6389.65m，上提钻具准备做地破压力试验时发生溢流，关井套压8.9MPa，处置过程中最高套压16.5MPa，采用工程师法压井，溢流解除。（二）发生经过 2月14日12:21钻进至6389.65m，钻井液密度1.97g/cm³，测斜洗井，划眼畅通井筒；12:54停泵，坐岗人员发现出口不断流报告司钻，司钻未组织关井；13:15现场起钻1柱，准备做地破压力试验。 13:25钻井、录井坐岗人员发现出口仍不断流，报告司钻后，司钻组织关井，关井后套压1.8MPa，立压0MPa（带浮阀），溢流量7.21m³，现场未逐级汇报，擅自决定控压节流循环压井。控压循环至14:04，录井监测总池液面持续上涨，并启动一键报警，钻井队接到报告后，项目组长下达指令，要求不关井继续控压循环。14:43录井监测总池液面继续上涨，再次启动一键报警，司钻组织关井，关井后套压8.9MPa，立压0MPa（带浮阀），溢流量达20.21m³，此时现场仍未逐级汇报，项目组长指挥继续控压循环。（三）处置经过 15:07井控管理中心接到录井湾探2井溢流汇报，电话联系现场要求停止施工，由于现场通讯网络较差，始终无法正常通话。15:40公司井控管理中心通过EISC视频连线现场，要求现场立即停止施工，并要求克拉玛依钻井公司领导、专家到达现场后，充分研判情况，制定压井施工方案，经公司审批后方可施工，会后井控管理中心、工程技术部专家赶赴现场协助处置。 16：12现场停止施工关井，关井后套压逐渐上涨至16.5MPa，立压8.1MPa（浮阀失效），核实溢流量共计27.2m³。 18:20克拉玛依钻井公司领导、专家到达现场，研判现场情况后，决定采用2.05g/cm³压井液节流循环压井，方案经公司审批后于2月15日0:30开始压井施工，至5:30压井结束，停泵关井套、立压为0，溢流解除。（四）原因分析（1）直接原因钻井液密度偏低，无法平衡二叠系上乌尔禾组含气水层地层压力，是导致溢流的直接原因。（2）间接原因该井发现溢流不关井，关井后未逐级汇报、擅自处置，压井时未制定施工方案，在节流循环过程中，未合理控制回压，液面持续上涨，项目组长接到液面上涨报告后，未果断采取有效措施，违章指挥继续施工，导致地层流体持续侵入井筒，是造成套压较高的主要原因。（3）管理原因 1.井控意识不到位。现场井控意识淡薄、麻痹大意、侥幸心理突出，不落实“发现溢流立即正确关井、疑似溢流立即关井检查”“司钻是关井第一责任人”等管理要求。 2.职责履行不到位。一是“司钻是关井第一责任人”管理要求落实不到位，司钻多次接到出口不断流、液面上涨等溢流直接显示汇报不关井，未严格履行关井责任。二是井队干部履职不到位，接到溢流报告未督促司钻正确关井，仍然存在观察、核实等错误行为。三是项目组长未履行井控监管责任，干扰司钻履行关井职责，对压井过程中液面持续上涨等异常情况，存在明显误判，违反工艺纪律、违规操作、违章指挥。 3.管理制度落实不到位。一是现场溢流汇报制度落实不到位，发生溢流未按要求汇报。二是开工验收检查制度落实不严不细，井控能力评估制度流于形式，复工复产未开展关键岗位井控能力评估。 4.井控能力素质差。一是钻井队综合能力素质差，基础管理薄弱；项目组长、井队干部风险识别能力、井控技术能力不足，溢流直接显示仍然观察核实不关井，关井后不汇报擅自处置，控压不当导致溢流量进一步增大，严重违反公司井控“十条禁令”。二是钻井队、精细控压作业队伍不熟悉钻井井控管汇与精细控压倒换和关井流程，未开展精细控压流程倒换和关井实操演练。（五）纠正预防措施（1）坚决执行“发现溢流立即正确关井，疑似溢流立即关井检查”“司钻是关井第一责任人”“三个100%”要求，深刻汲取教训，正确处理井控安全和效率效益的关系，任何作业、任何环节都必须保证井控安全。（2）强化井控风险识别，加强地质研究和预告，全面分析邻井复杂，立足一次井控，合理确定钻井液密度，确保压稳油气水层。（3）加强井控监督、钻井队长（书记）、工程师、司钻、坐岗工等关键岗位人员井控能力评估和培训，突出井控复杂准确研判以及溢流发现、正确关井、应急处置等内容，确保能岗匹配。（4）实施精细控压或简易控压作业的施工井，加强控压作业流程倒换和关井演练，严格执行《控压钻井作业规程》（Q/SY02630）、属地油气田井控实施细则以及《简易控压钻井作业规程》，井口套压超过规定值应立即执行关井程序。（5）严格落实坐岗制度，加强液面监测，正确分析、校核液面增减量，发现或疑似溢流立即报告司钻，司钻立即组织关井。司钻要严守关井底线，接到任何岗位、任何时段报警，必须第一时间关井，任何人不得以任何理由干涉司钻履行关井职责。录井人员溢流汇报后现场不关井应立即向EISC汇报。（6）加强溢流管理，溢流关井后按照《钻井作业溢流压井指导模板》汇报程序、压井准备、方案制定、压井实施及后续处置等要求执行，节流循环全过程遵循井底压力略大于地层压力，做到泵入量、返出量准确计量，保持泵入量大于等于返出量。（7）要深刻汲取教训，开展专项整治活动，提升全员井控意识，树牢积极井控理念，严肃工艺纪律、操作纪律，严格井控能力评估、施工过程监管、溢流风险管控，针对性制定井控管理提升方案。【缺少答案，请补充】

案例2、中古15-H1井私自压井井控险情（一）事件经过 2010年5月7日6:45中古15-H1井在控压钻进至井深6222.20m发现井口溢流0.8m³后关井，关井结束后核实溢流量3.3m³。井队工程师向本单位及业主主管部门进行了汇报，并组织加重材料配压井泥浆，严密观察套压变化。9:40～10:15在未制定压井方案、未经许可的情况下，钻井工程师组织节流循环压井，10:15钻井工程师考虑钻具长时间静止可能卡钻，未经请示批准，通知司钻打开上半封，让司钻活动钻具并继续节流循环压井；10:24套压由7.5↗14MPa。旋转控制头刺泥浆，司钻停泵下放钻具，副司钻关闭半封闸板，关闭节流阀、J2a,旋转头仍继续刺泥浆，后关闭全封闸板（试图用全封控制井口），此时司钻仍在下放钻具，悬重由138吨降至35吨，旋转控制头停止刺泥浆。套压升至26MPa，井口处于可控状态。19:55业主组织相关人员,现场制定压井方案。23:10采用压回法压井,注入密度1.33g/cm³压井泥浆40.7m³，密度1.25g/cm³压井泥浆139.9m³，排量:0.5～1m³/min，套压由27↘0MPa开井观察出口无外溢，压井成功。（二）原因分析 1、井队未严格执行油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》第四条规定，未按规定程序汇报，未制定统一的压井方案，未得到业主和钻井技术办公室同意就进行下步作业。 2、井队在节流循环压井过程中未按照油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》规定“任何节流循环压井都要控制钻井液泵入量和返出量基本一致，发生溢流或井漏应及时关井，分析查清原因后再进行压井施工”作业，处置不当，造成套压快速上升。【缺少答案，请补充】

案例2、中古15-H1井私自压井井控险情（一）事件经过 2010年5月7日6:45中古15-H1井在控压钻进至井深6222.20m发现井口溢流0.8m³后关井，关井结束后核实溢流量3.3m³。井队工程师向本单位及业主主管部门进行了汇报，并组织加重材料配压井泥浆，严密观察套压变化。9:40～10:15在未制定压井方案、未经许可的情况下，钻井工程师组织节流循环压井，10:15钻井工程师考虑钻具长时间静止可能卡钻，未经请示批准，通知副司钻打开上半封，让司钻活动钻具并继续节流循环压井；10:24套压由7.5↗14MPa。旋转控制头刺泥浆，司钻停泵下放钻具，副司钻关闭半封闸板，关闭节流阀、J2a，旋转头仍继续刺泥浆，后关闭全封闸板（试图用全封控制井口），此时司钻仍在下放钻具，悬重由138吨降至35吨，旋转控制头停止刺泥浆。套压升至26MPa，井口处于可控状态。19:55业主组织相关人员，现场制定压井方案。23:10采用压回法压井，注入密度1.33g/cm³压井泥浆40.7m³，密度1.25g/cm³压井泥浆139.9m³，排量:0.5～1m³/min，套压由27↘0MPa开井观察出口无外溢，压井成功。（二）原因分析 1、井队未严格执行油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》第四条规定，未按规定程序汇报，未制定统一的压井方案，未得到业主和钻井技术办公室同意就进行下步作业。 2、井队在节流循环压井过程中未按照油田《关于进一步加强井控工作补充规定的通知》规定“任何节流循环压井都要控制钻井液泵入量和返出量基本一致，发生溢流或井漏应及时关井，分析查清原因后再进行压井施工”作业，处置不当，造成套压快速上升。 3、旋转控制头不是处理井控溢流压井的井控装备，不能在井还未压稳之前就打开半封，用旋转控制头带高压活动钻具，并实施压井作业。 4、当发生溢流存在井控风险时处理问题要有主次之分，应首先考虑有效控制住井口，在井口处于有效控制的前提下再考虑防卡等工序。 5、井队井控培训工作力度不够，应急处理能力不足。（三）纠正和预防措施 1、取消钻井队市场准入，深入剖析该井溢流处置经验教训，认真查找原因和工作漏洞，并举一反三，不断增强井控安全意识、责任意识，时刻把井控安全放在第一位。 2、钻井、试油、修井期间的溢流险情处理，各勘探公司（作业单位）必须指派井控专家到井，制定压井措施，并报油田钻井技术办公室和业主批准，业主井控专业技术人员到井后，方可实施。 3、在奥陶系碳酸盐岩储层作业过程中一旦发现油气显示，由驻井地质监督立即向业主相关部门和主管领导汇报。 4、要求监督管理中心重点井目的层作业阶段，派驻有井控安全管理经验的监督驻井，严把井控安全管理关。 5、业主单位认真梳理井控管理方面的盲区，同时有针对性的加强紧急情况下的防喷防硫演练，确保井队正确、及时有效地处置井控险情，提高应急处理能力。 6、各勘探公司（作业单位）要加强井队压井方法（方案）、旋转控制头等井控装备原理及使用要求的学习，确保关键时刻操作迅速、准确。【缺少答案，请补充】

案例3、哈7-4井先漏后溢流事件（一）事件经过哈7-4井于2010年12月2日13:02三开钻进至井深6575.06m，发现气测全烃值由0.31%↑11.86%，立即停泵，至13:05关井，观察立、套压均为0Mpa，井口无异常，测量罐液面无变化。至13:13开井观察，出口无外溢。至13:16开泵循环观察，自13:16—14:00期间罐液面变化为13:10监测罐总体积减少0.25m³、13:25罐总体积减少0.87m³、13:40罐总体积减少0.4m³，现场判断为正常消耗。14:00—14:07停泵观察，未发现钻井液罐液面变化，出口无外溢。14:07开泵恢复钻进，至14:20钻进至井深6576.76m时，司钻发现钻时加快、泵压升高、泵冲降低，同时录井人员提示司钻泵压升高、泵冲降低。此时坐岗人员测量罐总液面上涨0.39m³且出口流速加快，立即停泵，发现出口槽处有钻井液外溢，且流速有增加的趋势，立即关井，关井后立套压均为8.5Mpa，自发现溢流至关井结束，溢流量总体积为5.5m³。（二）原因分析 1、坐岗人员未能及时发现井漏及溢流置换的发生：经事后分析录井曲线可以看出，在2010年12月2日12:55～13:05曾发生先井漏2.2m³，后溢流2.2m³的井内置换过程，而现场误认为是停泵导致泥浆量的变化。 2、怀疑溢流后观察时间太短，未在第一时间发现溢流：怀疑溢流后关井观察时间仅为8分钟，然后开井观察3分钟后即开泵循环。因观察时间短，导致关井、开井观察都没有发现溢流。 3、开井后继续循环、钻进导致油气上返接近井口，直接导致溢流的发生：怀疑溢流关井后观察时间不足，在未发现溢流后即开井循环、钻进，没有节流循环观察一周以上，导致受侵泥浆及地层流体直接上返至接近井口，气体膨胀，出口流量增加，关井立压、套压达到8.5Mpa。 4、进入目的层没有加密监测，没有及时通过录井曲线发现地层流体置换这一重要环节：溢流发生后通过重新对录井曲线的分析，流体置换过程非常清楚，但是当时现场仅仅依据泥浆工坐岗来判断前期没有溢流的发生。事实上在10分钟时间内发生了先漏后溢的置换过程，而我们的泥浆工15分钟监测一次液面变化，正好错过了发现液面变化的时机。（三）纠正及预防措施 1、加强井控坐岗，改进液面监测方式：进入油气层后，实行泥浆工和场地工双岗坐岗，对液面进行不间断测量，以便第一时间发现液面变化。 2、严格落实油田公司各项井控管理规定：严格落实塔里木油田井控管理规定及“16条补充规定”的各项要求；严格落实“发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查”的原则。关井观察时间不小于20～30分钟，关井观察结束后节流循环一周以上确认无溢流才能进行下步作业。 3、加强井队关键岗位井控知识和技能的学习与培训：针对塔里木油田碳酸盐储层和高含硫的特点，井队对关键岗位进行有针对性的井控知识强化培训；同时认真剖析，切实提高井控工作水平。 4、加强各相关方配合，共同做好井控工作：施工过程中，井队、录井队等相关方要加强配合，尤其是在目的层钻进期间，共同监测钻井参数变化，为及时发现溢流、正确处置溢流提供帮助和依据。【缺少答案，请补充】

请说明加强各相关方配合，共同做好井控工作的具体措施。

分析哈9井换装井口溢流事件的原因。

针对哈9井换装井口溢流事件，提出纠正及预防措施。

分析DN2-14井防喷演习带压开井未遂事件的原因。

总结DN2-14井防喷演习带压开井未遂事件的经验教训。

针对DN2-14井防喷演习带压开井未遂事件，提出相关建议。

简述带压开启防喷器的危害，并分析损坏的共同特点及原因。

相关要求： 2、现场防喷演习时，一定要沉着冷静，按照“四·七”动作一步一步的做到位。立、套压及出口观察人员一定要负起责任来，即使演练也要认真观察汇报。 3、发现压力异常一定要认真分析，查明原因后再进行下步作业。（四）建议司钻在每次开井前，最好亲自核实一遍立套压，确认井内无压力后再打开闸板防喷器。（五）相关资料带压开启防喷器的危害资料1:2009年1月，从现场回收的1副卡麦隆35-70闸板总成，其中1块完好。另1块前密封胶芯严重损坏：整个前密封胶芯已脱离铁芯槽、胶芯严重变形、胶芯的上部钢板脱落。 2009年2月，从现场回收的1副歇福尔35-70闸板总成，其中1块完好。另1块前密封胶芯严重损坏：整个前密封胶芯脱离铁芯槽，胶芯严重变形。损坏的共同特点： 1、只损坏了其中的1块； 2、只损坏了封芯的前密封； 3、损坏的前密封脱离铁芯槽。原因分析：设：井压助封推力为F1；前密封固定螺栓的拉力为F2；打开防喷器的拉力为F3。在井内有套压的情况下，套压进入前密封胶芯与铁芯的后部，形成井压助封推力F1。当打开防喷器时，由于两个打开腔的油量、摩阻等不同，一只闸板会先动作。若F1>F2时，就会造成前密封胶芯脱离铁芯槽。带压打开防喷器的危害： 1、损坏闸板胶芯； 2、造成闸板轴挂钩拉伤或断裂； 3、损坏防喷器腔室顶密封面； 4、若井下复杂，很可能造成井喷失控。结论：如果套压较高或流量较大时，在打开防喷器瞬间不能完全释放掉套压，将会造成两块闸板胶芯都损坏。【缺少答案，请补充】

案例6、塔中726-2X下套管期间井喷失控案例 2018年12月21日14:46，渤海钻探承钻的塔里木油田塔中726-2X井在下5″尾管（套管+筛管）作业过程中发生井涌，关井后井口未形成有效控制，引发井喷。经过集团公司、油田公司等单位有序处置，历时79小时，解除险情。整个过程未发生人员伤亡和次生灾害，未造成环境污染，也未引发负面社会影响。（一）基本情况 1、地质情况 TZ726-2X井是塔中Ⅰ号气田726断裂带的一口开发井(定向井)。设计井深：5640m（完钻井深5593.76m），储层：良里塔格组良五段，储层类型：缝洞型碳酸盐岩，预测储层压力系数1.16（62.5MPa）、温度146℃，预测气油比：18000m³/t，预测硫化氢浓度：500～4800ppm（实钻未发现）。 2、工程设计及施工情况 9月16日一开，16″钻头钻至1200m，103/4″表层套管下深1200m。 9月22日二开，9-1/2″钻头钻至4958m，7-7/8″技术套管下深4957.5m，套管钢级C110，抗内压强度72.4MPa。11月3日三开，12月16日6-3/4″钻头钻至5593.76m（垂深5507.81m）完钻，井斜63.7°，因井漏、放空、溢流等井下复杂，甲方决定取消电测，直接转试油作业。12月18日开始完井作业，12月21日开始下5″套管+5″筛管管柱。 3、井口装备情况采用70MPa防喷器组合，12月18日全套井控装备按设计要求试压合格。 4、前期情况（1）三开复杂情况三开钻至5576.93m后发生多次溢漏复杂，钻至5578.93m发生失返性井漏，此后环空液面一直不在井口，强钻至5589.69m，放空4.07m至5593.76m未探到底，甲方决定完钻。由于发生溢漏复杂，渤海钻探库尔勒分公司安排一名技术科副科长驻井指导。（2）下套管前刮壁通井液面情况。刮壁、通井期间环空液面在157-650m之间波动。（二）发生经过 12月21日8:15通井起钻完，11:28下套管准备，用时3小时13分钟（卸钻头、甩钻铤、连接防喷单根等用时1小时25分钟；套管服务队更换套管钳液压泵用时1小时48分钟。当时下套管队1人在钻台操作套管钳）。期间吊灌7次，每次0.5m³，分别于8:50、10:00先后两次监测液面，分别在410m、386m。期间套管服务队维修液压站、套管钳108min。 21日11:28开始下尾管作业（计划下入724.76m），之后于11:55开始约半小时监测一次液面，先后6次分别测得液面距井口370m、240m、221m、220m、221m、232m。21日14:46，下至第23根时（入井管柱结构：5″引鞋×1支+5″割缝筛管×6根+5″套管×17根，管柱长260m），泥浆工发现高架槽泥浆返出，立即跑上钻台向司钻汇报，期间井内钻井液涌出井口，司钻立即发出报警信号，下放管柱至转盘面（平台经理从罐区、工程师从前场跑上钻台），钻台人员立即将大门坡道旁的防喷单根吊至钻台。14:50-14:52防喷单根入小鼠洞后，井口人员将5″套管吊卡更换为3-2″钻杆吊卡，扣好防喷单根后，司钻上提防喷单根至井口对扣，此时钻井液上涌至转盘面以上1m左右，抢接6次不成功，期间钻井液涌至转盘面以上3m左右。14:53，工程师随即操作司控台关环形防喷器，钻台上其他人员撤离，环形防喷器关到位后，钻井液依然涌出，管柱开始上顶喷出4根套管，钻井监督下令关剪切防喷器。14:55，工程师跑下钻台到远控房，打开限位，关闭剪切闸板，打开旁通阀。期间又分两次喷出13根套管，平台经理到远控台又关闭了3-/2″和4″两个半封闸板，钻井液上涌高度回落至转盘面，1分钟左右又再次喷出，喷高近50m，现场立即停车停电，人员撤离。15:05，清点人数，设置隔离区，按要求检测气体（未检测到硫化氢）。发现少一名清洁化生产员工，经搜索，发现该员工卡在挖掘机驾驶室无法逃生。16:38，打开主放喷管线，气体喷出约50m。18:40，打开副放喷管线，井口喷势未明显减弱。19:00，塔里木油田井控装备技服人员用原远程控制台开关剪切闸板两次，喷势无变化。（三）应急处理应急处置总体概况：历时79小时，未发生人员伤亡、次生灾害。（1）应急响应钻井监督14:59向油气田产能建设事业部塔中项目部汇报，油气田产能建设事业部15:27向塔里木油田井控应急中心汇报。钻井队15:05人员撤离到大门前200m以远，清点人数。5:10平台经理向渤海钻探库尔勒分公司电话汇报。渤海钻探库尔勒分公司15:59向渤海钻探应急办公室汇报。钻探企业应急响应：21日16:09渤海钻探公【缺少答案，请补充】

1m左右，抢接6次不成功，期间钻井液涌至转盘面以上3m左右。14:53，工程师随即操作司控台关环形防喷器，钻台上其他人员撤离，环形防喷器关到位后，钻井液依然涌出，管柱开始上顶喷出4根套管，钻井监督下令关剪切防喷器。14:55，工程师跑下钻台到远控房，打开限位，关闭剪切闸板，打开旁通阀。期间又分两次喷出13根套管，平台经理到远控台又关闭了3-/2"和4"两个半封闸板，钻井液上涌高度回落至转盘面，1分钟左右又再次喷出，喷高近50m，现场立即停车停电，人员撤离。15:05，清点人数，设置隔离区，按要求检测气体（未检测到硫化氢）。发现少一名清洁化生产员工，经搜索，发现该员工卡在挖掘机驾驶室无法逃生。16:38，打开主放喷管线，气体喷出约50m。18:40，打开副放喷管线，井口喷势未明显减弱。19:00，塔里木油田井控装备技服人员用原远程控制台开关剪切闸板两次，喷势无变化。（三）应急处理应急处置总体概况：历时79小时，未发生人员伤亡、次生灾害。（1）应急响应钻井监督14:59向油气田产能建设事业部塔中项目部汇报，油气田产能建设事业部15:27向塔里木油田井控应急中心汇报。钻井队15:05人员撤离到大门前200m以远，清点人数。5:10平台经理向渤海钻探库尔勒分公司电话汇报。渤海钻探库尔勒分公司15:59向渤海钻探应急办公室汇报。钻探企业应急响应：21日16:09渤海钻探公司启动应急预案，向集团公司汇报，公司主管领导在天津组织召开应急会议。油田公司应急响应：21日16:30，油田公司启动应急预案，召开应急首次会，向集团公司汇报，组织12家相关单位、20名领导专家以及集团公司西部井控应急分中心人员赶赴现场。井口喷出的套管砸中挖掘机驾驶室导致变形，卡住驾驶员无法移动。（2）压井处理井场充满天然气；无法动用起重、切割设备；晚上井场无照明。施救过程：尝试解救被困人员6次未成功，后自制三角架，用涂抹黄油的倒链吊起套管，被困人员于22日0:45救出，历时10小时49分。被困人员情绪稳定，无外伤，经送医检查确认：右下肢肿胀。 22日2:00，塔里木油田主管领导带领相关人员到达现场，查看现场后，召开了现场应急碰头会，成立由油田、钻探企业双方参加的现场临时应急指挥部，增调相关应急物资装备，进行应急场地准备，安排邻近9支钻井队配制压井液。压井难点：剪切管柱作业时，存在着火、闪爆风险。井口转盘以上有2米左右的管柱，大钩距离管柱近，剪断后存在管柱飞出，撞击引发着火爆炸风险。井口未完全封闭，井内压力高，井口喷势大，建立环空液柱难度大。现场不具备配备压井液条件，需从周边井队配置转运压井液，且井场道路简易，大型车辆集中进场困难；同时气温近零下20°C，压井液保温难度大。该井属于典型的碳酸盐岩溶洞储层，气油比高达18000m³/t，储层地层压力高（预测最高达62.5MPa）、溢漏同层，溢漏转换快，压井后易发生再次井喷。该井设计高含硫化氢（预测含量500-4800ppm），虽在实钻及应急过程中未检测到，尚不能完全排除。井场风向多变，天然气及可能存在的硫化氢逸散方向不明确，防范难度大。压井方案经过多次踏勘，查看了喷出管柱接箍刮擦情况、现场防喷器胶芯掉块情况、井口喷势和管汇压力情况等，多次组织方案讨论，进行推演完善，确定了增压剪切、实施节流、大排量重浆压井的方案，并报集团公司审定。施工步骤：环空注入盐水，雾化喷出气体，防着火爆炸；施工前消防车对井口喷淋，防着火爆炸，实施增压剪切，在剪断管柱形成密封或未剪断管柱有节流效应条件下，实施压井，同时，明确了后续工作。方案：实施吊灌，维持井筒平衡，抢下油管挂，更换井口防喷装置，恢复生产。对存在的各项风险进行了预判，编制了应急预案和相关操作程序，细化各项要求：制定了实施剪切后，井口管柱飞出碰撞着火或伤人等相关预案，以及《钻杆剪切及压井操作流程》《消防车现场工作方案》《压裂车压井施工安排》《供浆保障工作安排》《生产恢复方案》等，责任明确、分工到人。压井准备 12月21日-24日，现场应急指挥部根据压井方案指挥进行压井准备，强力组织应急物资装备，抢按压井管线，调试现场指挥设施等。通道：抢接两条压井管线。循环系统：调集泥浆转运罐车43辆、轴流泵32台，组织泥浆罐22个、安装管线45条，紧急发动周边9支钻井队配制、倒运压井液1600m³。压裂系统：调派压裂队2支、固井队1支，组织2500型压裂车7辆、仪表车2辆、水泥车4辆，连接压井管线2条、450米。消防医疗：调集消防车7辆、消防人员30人；救护车2辆、医护人员4名。井控装备：调用远程控制台2台、节流压井管汇1套、井口防喷器组2套。应急照明：调用防爆应急灯30台，调集防爆应急照明系统2套。发电系统：配置800kw、400kw发电机各1台，50kw发电机2台。压井准备——管线试压第一次试压：两条管线试压至44.5MPa，左侧管线7处泄漏，右侧管线试压合格。第二次试压：逐根紧扣后，左侧管线依然泄漏，不具备压井条件。第三次试压：右侧节流管汇堵塞不通，将管线接至压井管汇Y1，试压50MPa合格。整个压井过程主要分为第一次压井、吊灌、抢下油管挂、第二次压井四个阶段。压井施工——第一次压井 24日21:10开始压井施工，以2m³/min排量向井内注入盐水，使喷出天然气雾化。21:13消防车对井口喷淋。21:14关闭剪切闸板实施剪切，剪切压力25MPa，喷势无明显变化。21:16剪切压力提至28MPa，钻台面以上喷势减弱。21:18开始压井，提排量至3m³/min注入重浆压井液，同时打开4"、3-1/2"半封闸板，井内筛管落井。21:25提排量至4.5m³/min，关闭4"、3-1/2"半封，井口停喷。22:20泵入压井液238m³后，开始逐步降低排量至2m³/min，泥浆出口返液。22:38以4.1-4.5m³/min排量，持续泵入。23:22停泵观察，泥浆出口线流。23:25出口断流，共计泵入压井液483m³。压井施工——吊灌 23:30采取吊灌措施：每15分钟泵入0.5m³，每次吊灌，均能灌满。同时在现场连接油管挂组合(油管挂+变扣接头+3-1/2"旋塞（关位）+3-1/2"钻杆)。压井施工——抢坐油管挂，第二次压井25日1:28发现泥浆无法灌入，出口有溢流。采取吊出井口筛管、抢下油管挂的措施。25日2:28-2:40现场使用吊车取出井口被剪切过的筛管，吊车发生故障无法继续吊装油管挂。3:10-3:33溢流越来越大，吊车故障未排除仍不能吊装，决定实施压井，以5m³/min的排量共泵入1.60g/cm³压井液105m³，压井成功。井队人力把油管挂组合抬上坡道。溢流增大，打开全部防喷器、副放喷管线放喷。调一名经验丰富的吊车司机排除故障，操作吊车将油管挂下入井筒内，顶紧顶丝。观察油管挂上部没有液体流出，确认井口得到有效控制。井口筛管断口成菱形形状，一面平整、一面粗糙；管内堵塞物坚硬，似冰状，中午气温上升后逐渐软化，成泥状。【缺少答案，请补充】

一次压井 24日21:10开始压井施工，以2m³/min排量向井内注入盐水，使喷出天然气雾化。21:13消防车对井口喷淋。21:14关闭剪切闸板实施剪切，剪切压力25MPa，喷势无明显变化。21:16剪切压力提至28MPa，钻台面以上喷势减弱。21:18开始压井，提排量至3m³/min注入重浆压井液，同时打开4〞、3-1/2〞半封闸板，井内筛管落井。21:25提排量至4.5m³/min，关闭4〞、3-1/2〞半封，井口停喷。22:20泵入压井液238m³后，开始逐步降低排量至2m³/min，泥浆出口返液。22:38以4.1-4.5m³/min排量，持续泵入。23:22停泵观察，泥浆出口线流。23:25出口断流，共计泵入压井液483m³。压井施工——吊灌 23:30采取吊灌措施：每15分钟泵入0.5m³，每次吊灌，均能灌满。同时在现场连接油管挂组合(油管挂+变扣接头+3-1/2〞旋塞（关位）+3-1/2〞钻杆)。压井施工——抢坐油管挂，第二次压井25日1:28发现泥浆无法灌入，出口有溢流。采取吊出井口筛管、抢下油管挂的措施。25日2:28-2:40现场使用吊车取出井口被剪切过的筛管时，吊车发生故障无法继续吊装油管挂。3:10-3:33溢流越来越大，吊车故障未排除仍不能吊装，决定实施压井，以5m³/min的排量共泵入1.60g/cm³压井液105m³，压井成功。井队人力把油管挂组合抬上坡道。溢流增大，打开全部防喷器、副放喷管线放喷。调一名经验丰富的吊车司机排除故障，操作吊车将油管挂下入井筒内，顶紧顶丝。观察油管挂上部没有液体流出，确认井口得到有效控制。井口筛管断口成菱形形状，一面平整、一面粗糙；管内堵塞物坚硬，似冰状，中午气温上升后逐渐软化，成泥状。医疗、监测等协作方提供专业保障服务；集团公司井控应急中心和两个分中心发挥专业优势，提供应急救援技术和装备支持。（四）原因分析井控险情解除后，按照集团公司领导和安委会的要求，由集团公司质量安全环保部牵头组织，勘探与生产分公司、工程技术分公司、安全环保研究院等部门参与，开展了专项事故调查，4月3日正式印发了调查报告。 1.直接原因：下尾管筛管作业过程中吊灌钻井液不足，井内压力失衡造成溢流井涌，关井不成功导致井喷。下尾管作业时发生溢流，由于尾管管柱没有内防喷措施，关闭环形防喷器未形成有效密封，环形防喷器关井失败；关闭剪切闸板未能剪断井内管柱，剪切防喷器关井失败。 2.间接原因：（1）溢流原因:一是油气活跃，溢漏同层。本井储集体较大(130×104m(三)气油比高(18000m³/t)，油气显示活跃，全烃值高达99.84%。溶洞裂缝异常发育，完井作业在溢漏同层复杂情况下进行，油气置换快，漏喷转换快。二是未按规定吊灌钻井液。该井三开以来一直处于溢漏同存的复杂状态，在下尾管协调会上，钻井监督要求每30分钟吊灌1次，而钻井队从11:28-14:46的3小时18分钟内未吊灌钻井液，钻井监督也没有发现和纠正，造成井筒压力失衡，引发溢流、井涌。（2）未及时发现溢流原因。下套管期间，11:55-12:25井筒液面从370m上涨到240m（对应容积3.9m³），在未灌浆的情况下，液面不降反涨，说明已发生井筒内溢流，但钻井队和液面监测队未意识到，未采取有效措施，失去溢流预警和处置有利时机。（3）半封闸板防喷器未起作用原因。由于钻井液上涌、钻台湿滑、视线不良等原因，6次对扣抢接防喷单根未成功，3-1/2〞半封闸板防喷器无法封井。（4）套管上窜原因。关闭环形防喷器后喷出口径变小，油气喷速和上顶力快速上升，井内套管少重量轻，在上顶力作用下管柱上窜喷出。（5）未能有效实施剪切的原因。井内尾管在上顶力作用下处于快速上窜状态，影响剪切效果。关闭剪切闸板程序不符合细则要求，工程师在没有打开旁通阀的情况下，关闭剪切闸板，储能器高压未及时进入控制管路，导致剪切压力不足，管柱未剪断，未按要求启动气动泵增压进行剪切。 3、管理原因（1）设计及技术措施针对性不强。该井从钻至井深5578.93m直到下套管时均处于井漏失返状态，属于典型的溢漏同存储层。下套管前刮壁、通井两趟起钻作业仅采取井简吊灌措施，均未反推一个井筒容积钻井液，也未打入凝胶滞气塞，致使井筒内受污染钻井液未能得到彻底处理，为溢流埋下隐患。设计及技术措施均未明确提出针对性要求。（2）完井管柱变更后未充分评估井控风险。本井原设计为裸眼完井方式，下3-1/2〞一体化投产管柱完井，后改为加挂一层5〞筛管+尾管，设计变更后未识别完井管柱无内防喷措施、无对应半封闸板等带来的井控风险，也未制定相应控制措施。（3）外部承包商井控职责未履行到位。一是套管服务队生产组织不力延误下套管。维修套管钳用时108分钟，下套管作业效率低，6.5小时仅下入套管260m，导致溢流发生时3-1/2〞钻杆尚未入井，不能关闭半封闸板，同时下入管柱少、重量轻，在关闭环形防喷器后，井内套管易上顶喷出。二是液面监测形同虚设。液面检测队未按规定将监测数据告知甲方监督和钻井队，对环空液面上涨的异常情况未做出任何分析和提示预警，也没有按照实施细则要求加密测量（进入目的层或发现异常情况加密监测间隔不超过10分钟）。（4）现场监管职责不落实。井队干部和盯井工程师，以及甲方工程监督没有尽到监管责任，对溢漏同层复杂情况下的井控风险麻痹大意，对溢流征兆和危险操作不重视、不干预、不纠正。一是下套管要求每30分钟吊灌1次，而钻井队3小时18分钟内未吊灌钻井液，无人发现和制止。二是下套管期间，在未灌浆的情况下环空液面从370m上涨到240m，明显的溢流征兆无人过问，也未采取措施。（5）应急演练培训不足。含硫地区未按防硫要求佩戴正压式呼吸器；紧急状态下，井控操作人员不能正确操作剪切闸板关井；钻井队班组应急演练记录中未见录井、清洁化、套管和液面监测队伍的参演记录。井喷发生后，钻井队发出长鸣警报，井场抓管机仍在作业，清洁化作业人员未及时撤离作业现场，导致被喷出管柱卡在工程车内，反映清洁化专业队伍紧急撤离的应急意识不足。（6）对井控高风险区域的新进队伍风险评估不到位。该钻井队自组建以来长期在台盆区作业，TZ726-2X井是在塔中地区施工的第一口井，该地区储层多为溶洞型地层，是塔里木井控风险最高的地区。油气田企业和钻探企业对该队首次进入塔中施工未严格开展井控风险评估，未重点指导和管理。（7）先关环形防喷器的应急操作有缺陷。目前行业标准、集团公司管理规定、井控细则中的关井程序都有先关闭环形防喷器的一般性规定，但类似这种发生了井涌而且井内管柱少重量轻的特殊条件下的关井要点，没有针对性规定。以本井为例，按理论计算，关井后井筒压力20MPa时上顶力为29.2t，而环形胶芯关闭5〞钻杆本体抱紧力约10t，阻力小于上顶力。此时先关闭环形防喷器增加井内管柱上顶力，就会导致管柱上窜，增加控制井口难度。根据控压钻井经验值，环形胶芯关闭5〞钻杆本体抱紧力约10t,上顶力29.2t＞管柱重量1.99t+环形防喷器抱紧力10t 井喷事故的发生都不是一个孤立的事件，而是一系列互为因果的多米诺骨牌相继被突破导致的结果。任何一次井喷失控事故都是可以避免的。 5）、下步工作 1．油气田企业认真落实井控属地主体责任，钻探企业严格履行施工过程井控管理主体责任，建立覆盖各级、各部门和各岗位井控责任清单。加强高风险油区新进队伍的管理，第一口井必须由机关部门到现场交底，派管理人员驻井指导。【缺少答案，请补充】

针对上述TZ726-2X井相关问题，提出下步工作措施。

分析江页探1井井口刺漏事件的原因。

总结江页探1井井口刺漏事件的经验教训。

结合深层页岩气压裂工况，应如何提高高压设备的安全稳定性？

如何细化压裂井口维护保养内容？

针对井口高温情况，应开展哪些工作？

如何优化井口操作平台？

针对施工现场井口阀门，应进行哪些排查和完善工作？

溢流关井应遵循什么原则，目的是什么？

重点探井、边远探井现场应做好哪些储备工作？

案例9、迪那2-9井地下井喷溢流事件（一）发生经过 2006年9月16日16:54钻进至井深$$4600.00\mathrm{m}$$，层位：吉迪克组（N1j），发现溢流$$1.5\mathrm{m^3}$$，至16:56关井，关井后溢流量为$$12\mathrm{m^3}$$，套压18.0MPa，立压在升至6MPa时关钻杆旋塞阀。井底岩屑返至$$4576\mathrm{m}$$，岩性为灰白色泥膏岩。钻井液性能变化：出口相对密度由2.14↓2.13，粘度87↑99s。井下钻具：121/4"钻头+2根9" DC+121/4"扶正器+1根9" DC+121/4"扶正器+14根8" DC+绕性短节+8"震击器+3根8" DC+5½"钻杆。（二）处理过程 1、正反挤压井第一次正反压井：关井至9月17日4:00套压由16MPa升至24.7MPa，地面用压裂车从环空反挤$$2.35\mathrm{g/m^3}$$的钻井液$$273\mathrm{m^3}$$，停泵后套压5.5MPa。18:00打平衡压9.3MPa开105兆帕钻杆旋塞，正挤密度为$$2.40\mathrm{g/cm^3}$$泥浆$$58.15\mathrm{m^3}$$，停泵压力0MPa。第二次反挤压井：18日0:10套压5.5MPa逐渐升至25.6MPa，反挤密度$$2.40\mathrm{g/m^3}$$的泥浆$$126\mathrm{m^3}$$，停泵套压为0MPa。第三次反挤压井：9月19日18:40套压由0MPa升至25.5MPa，反挤密度$$2.40\mathrm{g/cm^3}$$的钻井液$$183\mathrm{m^3}$$，停泵套压为0MPa，第一次正挤压井完后，关闭了105兆帕钻杆旋塞阀，之后通过多次打平衡压开旋塞阀，但始终不能打开。 2、增配井控装置【缺少答案，请补充】

案例9、迪那2-9井地下井喷溢流事件（一）发生经过 2006年9月16日16:54钻进至井深4600.00m，层位：吉迪克组(N1j)，发现溢流1.5m³，至16:56关井，关井后溢流量为12m³，套压18.0MPa，立压在升至6MPa时关钻杆旋塞阀。井底岩屑返至4576m，岩性为灰白色泥膏岩。钻井液性能变化:出口相对密度由2.14↓2.13，粘度87↑99s。井下钻具：121/4"钻头+2根9" DC+121/4"扶正器+1根9" DC+121/4"扶正器+14根8" DC+挠性短节+8"震击器+3根8" DC+5½"钻杆。（二）处理过程 1、正反挤压井第一次正反压井：关井至9月17日4:00套压由16MPa升至24.7MPa，地面用压裂车从环空反挤2.35g/m³的钻井液273m³，停泵后套压5.5MPa。18:00打平衡压9.3MPa开105兆帕钻杆旋塞，正挤密度为2.40g/cm³泥浆58.15m³，停泵压力0MPa。第二次反挤压井：18日0:10套压5.5MPa逐渐升至25.6MPa，反挤密度2.40g/m³的泥浆126m³，停泵套压为0MPa。第三次反挤压井：9月19日18:40套压由0MPa升至25.5MPa，反挤密度2.40g/cm³的钻井液183m³，停泵套压为0MPa，第一次正挤压井完后，关闭了105兆帕钻杆旋塞阀，之后通过多次打平衡压开旋塞阀，但始终不能打开。 2、增配井控装置（1）钻台上加接(自上而下)盖板+FZ28-105+2FZ28-105(B/178mm)+FS28-105+FZ28-105(C，侧出口接节流管汇)+FZ28-105(半封倒装)+28-105短节+28-105×35-35法兰+35-35短节4只+TF245mm×178mm-35MPa(倒装，侧出口接节流管汇)+TF245mm×178mm-35MPa+原井口装置。（2）增配两套4通道3节流的节流管汇，分别接在环形防喷器以上的闸板防喷器和四通侧出口上。 3、剪切钻杆 9月22日16:40反挤钻井液100.7m³(密度2.40g/m³)，停泵套压为0，16:50打平衡压40MPa,剪切钻杆，立压40↑44↓25.5MPa。剪切钻杆后进行了三次正挤钻井液作业和一次反挤钻井液作业，钻井液密度2.40g/cm³，停泵立压套压均为零,但关井4小时后，立压0↑25MPa,套压0↑27MPa。 4、反复压井后井下情况的判断根据多次正反压井，以及连续吊灌和间断吊灌情况来看，无论压井排量高低，施工后压力恢复情况基本一致，即4小时后立压恢复到25MPa，5小时套压恢复到27MPa，根据压井情况判断，井下发生严重地下井喷，形成强烈“漏斗效应”，导致在正反压井时泥浆被抽吸，液柱下降很快，当液柱下降到一定程度而不能平衡上升的高压气体时，井口立套压开始上升。在进行了多次正反压井后，进一步证实了地下井喷，因此决定堵漏处理地下井喷。 5、进行四次大型堵漏作业，方案措施分别有：（1）水泥浆堵漏过程（2）桥塞浆+水泥浆堵浆堵漏（3）桥塞浆+凝胶+快干纤维水泥浆堵漏（4）柴油+膨润土+水泥堵漏 6、溢流复杂处理过程总结溢流发生后，进行了反压井三次、正压井一次；由于旋塞打不开，剪断51/2"钻杆后，又实施了三次正压井、一次反压井以及连续正反吊灌，在处理地下井喷方面，先后进行了水泥浆堵漏、桥塞浆+水泥浆堵漏、桥塞浆+凝胶+快干纤维水泥浆堵漏、柴油+膨润土+水泥堵漏等四次大的堵漏施工，累计挤入地层钻井液（相对密度2.40）3036.3m³，水泥浆426.6m(阿3克苏H级水泥662t)，桥堵浆235.5m³、橡胶块1.4吨，柴油+搬土+水泥堵漏浆45.0m³，柴油+有机土隔离液37.0m³，效果均不理想。 7、井下情况分析漏层在高压产层的上部，漏失压力（承压能力）低于产层压力，根据多次堵漏情况来看，裂缝可能开启较大，并与井眼附近的断层连通，致使漏速很大；钻头位置距井底11米，且在漏层以下，从钻具内挤入的压井泥浆以及水泥浆不能进入高压产层，直接被强大的高速地层流体带入漏层。 8、地下井喷堵漏难度分析（1）强烈的地下井喷在漏层与井底之间产生的抽吸压力巨大，根据凝胶堵漏过程中的压力变化计算，漏层与产层之间压差在42～45MPa范围，说明地下井喷严重。（2）堵漏时注入的各种高浓度的堵漏浆，在地下井喷的漏层破口处与高速流体相遇，堵漏材料“毫无阻碍”地进入漏层深部，致使堵漏没有任何效果。（3）根据几次堵漏施工结束后的压力恢复情况来看，井下高速流体携带着常规桥堵浆中桥堵颗粒进入漏层，加剧了裂缝的扩张。（4）正反挤压井排量远远小于井底流体的流速，将始终无法建立井内液柱压力平衡。 9、处理难度及风险分析（1）常规桥堵浆和柴油膨润土浆无法封堵漏层。（2）目前国外最先进的处理地下井喷技术，也难以解决该井如此强烈的地下井喷。（3）无止境的压井堵漏，处理成本难以承受。（4）每次压井堵漏施工后，井口立、套压恢复并有所增加，增加了地面风险。（5）哈里伯顿IPM项目经理建议尽快弃井，减少损失。 10、封井弃井作业鉴于上述分析，经请示股份公司，并组织专家讨论，决定对该井进行“封井弃井”处理。 ⑴环空注水泥。10月21日，反挤相对密度2.40g/cm³的泥浆85.44m³，套压27.0MPa↘0，反挤水泥浆606.0m³封井，关井候凝，立压33.5↘30.0MPa，套压2.3↘2.1MPa，泄套压，环空敞开候凝。 ⑵钻具注水泥。23日，压裂车正挤2.40g/cm³的泥浆48.0m³，立压28.5MPa↘0，水泥车正挤阿G级水泥浆166.0m³（氯化钙快干水泥浆66.0m³），候凝，立压18↘17MPa，环空敞开观察无异常，泄压，立压17MPa↓0，套压0。（三）原因分析由于迪那地区山前构造的复杂性，地震预测与实钻相差太大，地层可对比性差，没有标志层。造成卡层难度很大。地质上认为：本井根据目前实钻情况分析，可能是该井区小断层发育，造成裂缝发育，吉迪克组底砾岩段高压气流通过裂缝向上运移到膏泥岩段地层造成该井出现复杂。（四）纠正和预防措施 1、加强地质卡层工作，提高地质卡层能力和地层预测的准确性； 2、加强钻井技术研究，尤其是山前高压地层钻井研究，扩大技术储备，提高复杂钻井难题的处理水平； 3、继续强化井控管理，对高压气井目的层钻井要时刻作好井控装备和井控技术准备工作,随时处于临战状态,及早发现溢流并及时处理,确保井控安全； 4、加强井下工具（尤其是井控工具）的管理，提高质量，注意检查保养。本井由于旋塞阀打不开，造成被迫剪切钻具，给复杂处理增加了难度。【缺少答案，请补充】

简述狮58井发生井漏转溢井控险情的原因。

简述狮58井井控险情处置过程中的经验教训。

简述针对此类井控险情的纠正和预防措施。

简述狮58井四次压井的过程及各自的结果。

请总结该井井控处理过程中的成功之处。

请分析该井井控意识不强、投入不足的具体表现。

请分析该井发现溢流不及时的原因及造成的影响。

请简述起钻前控制起下钻井控风险的技术措施。

请简述钻探企业加强井控管理的具体措施。

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