井控风险因素分析-某钻井公司井控培训课件

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授课人：党保元二○一二年一月井控风险因素分析与削减控制措施 22003年12月23日，罗家16井“12·23”特大井喷事故,243人死亡，4000多人受伤，上万人大逃亡。 32010年4月，BP公司位于墨西哥湾的“深水地平线（DeepwaterHorizon）”钻井平台MissssippiCanyon252#-01井发生井喷爆炸着火，造成11人失踪，17人受伤，大面积海域受到严重污染。 4管理越来越严，事故却越来越大？ 5事后的分析头头是道，事前却不识庐山真面目？ 6引发事故的因素有哪些？我们该如何应对？ 7带着对这些问题的思考，和对钻井、井下作业施工现场的观察，对井控风险有了一些肤浅的认识，借这次大培训的机会，把自己的这些思考和认识抖落出来和大家交流，希望得到大家的指导和批评。 8课件的题目是《井控风险因素分析与削减控制措施》。本意是想把造成井喷的所有风险因子找出来，隐藏的风险因子彰显出来。然后把这些风险因子进行系统化归纳和总结。通过交流，使一些直面风险的人员能够有更敏锐的眼睛，能够看到风险之所在。 9还希望通对风险控制措施的探讨，使一些直面风险的人员能够把握一些井控的关键环节。增加对一些井控制度的理解、对井控规定与井控细则的理解。 10第一章、井喷失控风险因素分析主要内容（一）井喷的固有危险源（二）一次井控失效的风险因素（三）二次井控失效的风险因素（四）井控应急处置的风险因素第二章、井喷失控风险削减控制措施（五）小结（一）技术措施（二）管理措施（三）人 11井喷失控风险因素分析危险源控制措施失效客观因素主观因素应急处置失效事故扩大主观因素事故环境因素 12存在固有的危险源：能量控制措施失效应急处置失效井喷失控风险因素分析导致事故和事故扩大化的四因素事故影响对象 13井喷失控风险因素分析油气水一次井控措施失效应急处置失效事故扩大井喷井喷着火溢流二次井控措施失效环境污染人员伤亡 14井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源井喷的固有危险源：具有一定能量的地层流体油气水 15井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源风险的大小与下列因素有关:1.地层流体的性质：气、油气、油、水、含气水、含H2S；2.地层流体的压力：异常高压、因注水地层压力紊乱、常规压力、异常低压；3.地层流体的产量：高、低；4.地层流体的埋藏深度：浅、深、超深；5.地层流体产层特性：碳酸盐岩、砂砾岩；6.因注水地层压力紊乱。1992年2月和4月京706井、岔74-113井先后因注水井未停注发生井喷井眼垮塌卡钻 16井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源风险的大小有下列规律:1.含气量越高风险越大：发生井喷的机率大，后果严重程度大，波及危险区域大。2.压力越高风险越高：发生井喷的机率大。3.H2S越高风险越大：后果严重程度大。4.产量越高风险越大：破坏程度大。以上四种风险因素组合在一起，则可以断定，井控风险极高。 17井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源罗家16H井，地层压力当量钻井液密度为1.28ɡ/cm3，完井试油，使用3条31/2″测试管线测试，分装35mm×2、34mm×1孔板，在稳定油压9.6MPa，套压15MPa条件下，初测天然气产量为267.49×104m3/d，无阻流量当在1000×104m3/d以上。硫化氢含量134g/m3。 18井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源2006年，罗家2井下井喷，地表窜漏，高浓度硫化氢再一次威胁周边民众，使得周边煤矿停产，居民逃离。 19井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源2006年，清溪1井井喷。打开一条放喷管线时套压50MPa，打开两条放喷管线时套压为14MPa，打开3条放喷管线后套压降为6～7MPa，焰高40～50m。2006年12月20日到2007年1月3日经过三次压井集中石油中石化力量，方制服住了井喷。 20井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源迪那2井,2001年4月29日发生井喷，造成1死1伤，抢险工作历时66天，先后经历4次环空作业、剪切钻杆作业1次、更换105兆帕井口作业一次，于2001年7月4日控制了井喷。迪那2井是国内罕见的高压、高产天然气井，对迪那2井揭开仅0.2米的上第三系吉迪克组测试，获日产天然气218万立立方米米、凝析油131立方米，测算产层压力104.2兆帕。 21井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源风险的大小有下列规律: 22井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源风险的大小有下列规律:5.埋藏深度越浅，风险越大：来的快。如果钻遇没有预见的浅气层，发生井喷的机率相当大。两浅井：浅井，含有浅气层/浅油气层的井。时间井号井深油气层深起钻到溢流溢流到井涌井涌到井喷起钻到井喷西60-8井1032m(垂深1000m)1022～1032m48分11分4分1小时3分红G+4-52井1310明水320～390黑帝庙840～9105分（井漏到灌满环空）15分3～5分25分泉320-1X井1294.24800～1000m1小时25分10分4分1小时40分 23井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源风险的大小有下列规律:6.产层越敏感，风险越大：岩性非均质，渗透性好，碳酸盐岩、粗砾岩多为敏感地层，地层流体若是天然气的话，产层气与井筒液发生快速置换，气体快速上升，液柱快速下降。井筒液柱不稳定，溢流后很难建立液柱平衡。 24井喷失控风险因素分析（一）井喷的固有危险源1999年11月20日，吐孜1井钻进至井深2645m时，钻时加快，液面上升，钻井队立即按“四.七”动作关井，套压0↑10MPa。因井漏严重，致使多次压井不成功。11月29日，由于气体从钻具内置换上升，立管压力由0↑9MPa，10min后，立压上升至14MPa，抢关下旋塞未成功，立压升至18MPa，后继续上升，升至24MPa时，一号泥浆泵保险阀蹩开，爆炸着火，井喷失控。 25要求越来越高，管理越来越严？ 26进入天然气勘探开发与利用的快速发展时期；1976年我国天然气的年产量为100×108M3，1996年天然气年产量达到了201×108M3。2006年天然气年产量达到591x108M3。钻探能力越来越深，地层压力越来越大；开发高含硫气矿；寻找大气田；勘探领域地质越来越复杂，套管程序越来越简化；大规模建设储气库。 27井控风险高了多少？是公司所不能承受之风险。要求高了多少？管理又严了多少？个人的井控意识有了多少变化？ 28风险因素的存在是客观的，是不能根除的，并且随着工业化程度的提高，随着人们对新能源的开拓，风险因素会更多、更复杂，风险形成的顶级事件也会更大。所以控制风险，预防事故是今天工矿企必须要面对、要解决的事情！ 29井喷失控风险因素分析对地层中的油、气、水（固定危险源）的控制条件：井底压力大于地层压力。井底压力大于地层压力，则地层中的油气水就处于受控状态，否则油气水就处于失控状态。井控所有工作都是围绕该条件来开展。井底压力=静液柱压力＋环空循环压耗＋激动压力－抽汲压力影响井底压力最重要的因素：就是液柱高度、液柱密度、抽汲。（二）一次井控措施失效的风险因素 30井喷失控风险因素分析造成井底压力减小的因素有：1.液柱高度降低：①井漏（溢漏同层或同一裸眼段内有低压层），②起钻未灌液；2.液柱密度降低：①人为降低泥浆密度，②油气浸，③水泥浆失重3.产生抽汲：①起钻速度过快，②钻头（扶正器）泥包，③大直径井下工具；（二）一次井控措施失效的风险因素 31井喷失控风险因素分析1990年10月王15-33井钻到井深1759.27m时发生井漏（只进不出，漏失20m3），停钻灌浆12m3未见钻井液返出。强行起钻到1321.25m，将罐内泥浆约140m3灌完。在组织人员由循环坑向罐内补充钻井液时，发现井口外溢，气流携带钻井液涌出转盘面0.25-1.5m，立即发出井喷信号，组织当班人员抢接井口工具和方钻杆。在打开大钩舌头时，井喷到二层台，井口无法控制，停机、停电，人员撤离。5min钟后气体喷出，后用清水和高密度钻井液压井失败，井喷高约45-50m。15日15:52井架倒塌，抢拖出设备，17日井喷着火。（二）一次井控措施失效的风险因素 322007年6月5日，吉林红G+4－52井井喷失控，并造成事故井周围约100m范围内陆续发现三处地表（水源井）冒出水、气。事故原因是该井在钻穿明水气层（埋藏深度为320～390）和黑帝庙油气层（埋藏深度为840～910米）后，又突然发生严重井漏，环空液面急剧下降，致使浅气藏气体(主要是明水气层的水和黑帝庙油气层的气)大量侵入井内，发生井喷。明水气层320~390米压力系数：0.93840~910米黑帝庙油气层压力系数：0.921150~1250米萨尔图油层高台子油层1250~1620米压力系数：0.79压力系数：0.84 332003年2月，中4-72井下钻到1919m时1#联动机轴断(此时钻井液已经静止13.13小时)，未循环就起钻，起钻过程中发生井喷着火。（井深1652m短起下钻时已经发现钻井液密度由1.14g/cm3降至1.06g/cm3的油气浸现象，全烃含量达0.21-1.82%）。 34井喷失控风险因素分析二次井控就是借助井口设备在井口加压，以达到井底压力大于地层压力这一条件。需要三个方面具备承压密封能力：钻具内、钻具外、井筒需要具备加压到井底的工艺条件：循环通道畅通、可以节流控制回压（三）二次井控措施失效的风险因素 35井喷失控风险因素分析钻具内承压密封失效：①无内防喷工具；②内防喷工具与钻具不相配；③内防喷工具承压能力不够；④内防喷工具密封失效。（三）二次井控措施失效的风险因素 36井喷失控风险因素分析钻具内承压密封失效：①无内防喷工具；②内防喷工具与钻具不相配；③内防喷工具承压能力不够；④内防喷工具密封失效。（三）二次井控措施失效的风险因素塔中823井采油树拆除后，在油管挂上抢接旋塞阀失败，井喷失控。（抢接变扣接头（41/2“－2ACME反扣×31/2”外母＋31/2“外公×310）及旋塞（311×310）不成功） 37井喷失控风险因素分析钻具内承压密封失效：①无内防喷工具；②内防喷工具与钻具不相配；③内防喷工具承压能力不够；④内防喷工具密封失效。（三）二次井控措施失效的风险因素1991年轮南59井中途测试测试管串顶部旋塞阀与投杆器间的2″接头滑扣飞出，测试工具内失控 38井喷失控风险因素分析钻具内承压密封失效：①无内防喷工具；②内防喷工具与钻具不相配；③内防喷工具承压能力不够；④内防喷工具密封失效。（三）二次井控措施失效的风险因素吐孜1井下旋塞剌漏吐孜1井上旋塞锈死不能关闭 39井喷失控风险因素分析钻具内承压密封失效：①无内防喷工具；②内防喷工具与钻具不相配；③内防喷工具承压能力不够；④内防喷工具密封失效。（三）二次井控措施失效的风险因素1995年渡1井溢流关井后溢流后关井，压井过程中，泵保险阀蹩断，停泵关井，立压上升到25MPa时，立管堵头被冲掉，后因钻具危脆断落失控。2000年12月，安28-1X井，井喷后，方钻杆上、下旋塞都不能关闭，给井喷处理带来很大困难和危险。 40井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏。（三）二次井控措施失效的风险因素因无防喷器发生井喷失控的例子很多：DG13-6井（2006年），玛4井（1997年），W24-23井（1996年），港9-24-1井（1985年），吉林红G+4-52井（2007年）…… 41井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏。（三）二次井控措施失效的风险因素2004年克拉2-7井，下套管前换装97/8″闸板芯子(无103/4”闸板芯子)，下套管：管柱结构为外径97/8“段长3440.06，数量307根(下部)；103/4”(273.00mm)，段长101.52m，数量9根(上部)。一级固井结束后，投开孔弹，发生井漏，候凝时溢流，无适配闸板，使用环形防器关井，关井后不到2小时套压升至18MPa。 42井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏。（三）二次井控措施失效的风险因素1998年牙哈23-2-14井，下套管固井完井，钻水泥塞后，电测前将防喷器控制装置及节流、压井管汇全部拆除。因电测不成功，井队用套管保护液（密度1.00g/cm3）替出井浆，发生井喷。因控制系统拆除，井控装备全部失效。 43井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏；⑨钻具氢脆断落。（三）二次井控措施失效的风险因素1992年，龙会2井，溢流后关井,套压2626MPa半封防喷器开始刺漏,钻井液喷高5～20m,套压由26MPa下降到24MPa,开l#、2#管线放喷,立压由8.5MPa下降为2.5MPa,套压由24MPa下降为11MPa；关环形防喷器,也被刺坏,四条管线放喷；17:10井口一声巨响,小方补心和大方瓦冲出转盘面,井内钻具被H2S脆断(H2S含量为6.15g/m3，井口完全失控。 44井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏；⑨钻具氢脆断落。（三）二次井控措施失效的风险因素1992年，克75井，溢流后关井,防喷器闸板芯子剌，爆炸着火。2000年，窿5井，溢流后关井，在在处理溢流压井过程中，套压12MPa，闸板芯子剌，井喷失控爆炸，2人死亡，17人受伤。 45井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏；⑨钻具氢脆断落。（三）二次井控措施失效的风险因素1990年冀东高101-3井，钻进到2974.8米溢流，井涌，关井后17分钟听到一声巨响，天然气从钻台下升高短节处喷出，升高短节连同井口装置从244mm套管接箍内滑脱，井喷失控爆炸，火势高达立管最高处。 46井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏；⑨钻具氢脆断落。（三）二次井控措施失效的风险因素图2-1西秋2井防磨套磨损图 47井喷失控风险因素分析钻具外承压密封失效：①没有防喷器；②防喷器闸板芯子与井内管柱不相配；③防喷器及管汇承压能力不够；④防喷器控制系统失灵；⑤防喷器密封胶芯刺漏；⑥双公短节刺漏；⑦防喷器连接剌漏；⑧四通或内防喷管线刺漏；⑨钻具氢脆断落。（三）二次井控措施失效的风险因素1996年SH1032井，钻进至井深4406米时发生井漏，在堵漏循环过程中发生溢流，井涌，关井后多次压井不成功。当套压达到19.5MPa，立压达到35MPa时，FZ35-35单闸板防喷器与2FZ35-35双闸板防喷器间法兰开始漏气，1号、2号节流阀在泄压过程中相继被剌坏，被迫放喷，人员撤离。 48井喷失控风险因素分析井筒承压密封失效：①无表层套管；②表层套管太浅；③技术套管破漏；④裸眼段有漏层。（三）二次井控措施失效的风险因素套管破损固井质量差浅表断层？层理、砂岩嘉五1漏层罗家2井天然气泄漏示意图 49井喷失控风险因素分析井筒承压密封失效：①无表层套管；②表层套管太浅；③技术套管破漏；④裸眼段有漏层。（三）二次井控措施失效的风险因素95/8″+97/8″套管下深原则：吉迪克组底砾岩段顶以上15m处砂泥岩膏泥岩底砾岩迪那2-9井设计（2006年）迪那2-9井未下套管，提前揭开高压气层，由于上部有漏层，导致地下井喷。 50风险识别需要敏锐的观察，冷静的思考与判断！ 51井喷失控风险因素分析循环通道不畅：①无钻具，或钻具深度太浅；②内水眼堵塞；③环空垮塌。（三）二次井控措施失效的风险因素2010年8月海古101井钻进至5173m完钻，两次短起下钻检测油气上窜速度后，投多点测斜仪起钻。起钻过程中发生溢流，由于测斜仪在钻具内，无法建立循环。给压井造成很大困难和复杂。 52井喷失控风险因素分析不能节流控制回压：①无节流、压井管汇；②节流阀堵塞或失效；③无液气分离器或液气分离器处理量不够。（三）二次井控措施失效的风险因素2006年冀东M101-P10井，发生井涌关井。采取反循环洗井脱气，洗井约10分钟后出口出气量越来越大，遂停止洗井。张显富又指挥打开套管闸门向40方大罐放喷，约半分钟后油管迅速上窜至九米，接箍卡于防喷器闸板处，出口天然气量猛增，反洗井出口高压管线弯头刺漏，井喷失控。M101-P10井反循环洗井流程示意图 53井喷失控风险因素分析不能节流控制回压：①无节流、压井管汇；②节流阀堵塞或失效；③无液气分离器或液气分离器处理量不够。（三）二次井控措施失效的风险因素迪那2井压井时，先是液动节流阀损坏，改用手动节流阀，手动节流阀阀芯憋脱，节流管汇与液气分离器之间的软管爆裂着火，井喷失控 54井喷失控风险因素分析气体溢流，高压气到井口附近时的套压过高：（三）二次井控措施失效的风险因素溢流气体到达井口 55井喷失控风险因素分析气体溢流，高压气到井口时的套压过高：（三）二次井控措施失效的风险因素前面讲到的迪那2井，造成节流管汇与液气分离器之间软管爆裂的最主要因素就是上升到井口的高压气体。 56井喷失控风险因素分析气体溢流，高压气到井口时的套压过高：（三）二次井控措施失效的风险因素大北202井，2009年6月，溢流关井，溢流量1.2方，套压0.2MPa，压井过程中套压最高达到69MPa。井口套管95/8″，抗内压强度63.2Mpa，井口防喷器额定工作压力70Mpa。 57井喷失控风险因素分析气体溢流，高压气到井口时的套压过高：（三）二次井控措施失效的风险因素草湖2井溢流压井。单凡尔压井，溢流气接近井口时，套压最高升到17MPa，由于受液气分离器处理量的影响，节流阀已不能再开大，停泵3分钟立套压缓慢下降，再次启泵。 58井喷失控风险因素分析（三）二次井控措施失效的风险因素草湖2井溢流压井过程中有两次液体进入排气管，一次打开液气分离器顶部的安全阀，排液管从根部断裂一次。安全阀打开排液管断开液体从排气管溢出气体溢流，高压气到井口时的套压过高： 59井喷失控风险因素分析应急处置也就是三次井控，就是井喷失控后避免事故扩大，重新建立压力平衡的过程。1.放喷，保护井口，防止着火；2.放喷口点火；3.收集原油，防止污染；4.疏散与逃生；5.弃井。（四）井控应急处置失效的风险因素 60井喷失控风险因素分析1.无放喷管线，放喷管线刺漏，放喷管线堵塞，放喷管线未固定好；2.放喷口无法无法实施点火；3.监测、防护、逃生设备没有或失效；4.无放喷坑（池），原油漫延；（四）井控应急处置失效的风险因素井场搬迁时拍摄到的四通侧翼闸阀。 61井喷失控风险因素分析5.作业人员包括周边民众没有撤出危险区域；6.紧急救援道路不畅通，应急困难；7.紧急救援通讯不畅通，组织无序；（四）井控应急处置失效的风险因素 62井喷失控风险因素分析8.未装剪切闸板，或剪切闸板失效；9.现场无封固水泥。（四）井控应急处置失效的风险因素 63井喷失控风险因素分析1.周边民众越多，风险越大，如：村庄、集镇、学校、医院；2.周边设施越重要，风险越大，如：铁路、公路、重要国防设施、重要公共设施；3.环境越敏感，风险越大，如：海洋、湖泊、水源地、森林、草原等。（四）井控应急处置失效的风险因素井控应急处置失效风险大小与环境有关 64井喷失控风险因素分析（四）井控应急处置失效的风险因素井控应急处置失效风险大小与环境有关华北、大港风险小吗?假如类似塔中823井的情况发生在华北、大港，其影响有多大？ 65井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注固有风险地层流体气油比高；硫化氢含量高；地层压力高；油气产量高；产层敏感，安全窗口窗窄；含浅气层；浅油气井；因注水地层压力紊乱。 66井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注一次井控风险液柱降低同一裸眼段内低压层井漏，液柱降低；产层井漏，液柱降低；长裸眼渗漏液柱降低；起钻未灌钻井液，液柱降低；密度降低处理钻（修）井液不当，密度降低；油、气、水侵，密度降低；固井候凝，水泥浆失重；抽汲起钻速度过快，产生抽汲；钻头（扶正器）泥包，产生抽汲；大直径井下工具上提，产生抽汲。 67井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注二次井控风险内防喷失效无内防喷工具；内防喷工具与管柱不相配；内防喷工具承压能力不够；内防喷工具失封、失效；环空防喷失效未装防喷器；防喷器闸板芯子与管柱不匹配；防喷器承压能力不够；防喷器密封胶芯剌漏；防喷器控制系统失灵；四通、内防喷管线剌漏；双公短节剌漏；防喷器连接剌漏钻具氢脆 68井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注二次井控风险井筒承压通力不够无表层套管；表层套管太浅；技术套管破漏；井漏；压井通道不畅无钻具；钻具下深太浅；内水眼堵塞；环空垮塌；压井管汇剌漏； 69井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注二次井控风险不能节流控制回压无节流阀；节流阀堵塞；节流阀冲蚀；不能实现液气分离无液气分离器；液气分离器处理量不够；排气管线漏气；排气口不能安全点火；排气管线无防回火装置。气体溢流高压气体到达井口时，造成套压过高 70井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注应急处置风险放喷点火的风险无放喷管线；放喷管线剌漏或堵塞；放喷口无法实施点火；无放喷池，原油漫延；逃生与防护失效监测、防护设备没有或失效；逃生设备没有或失效；作业人员未及时撤出危险区；危险区扩大至周边民众居住、活动场所； 71井喷失控风险因素分析（五）小结井控风险环节井控风险备注应急处置风险救援风险无应急处置预案，组织无序紧急救援道路不畅，救援车辆无法进入；紧急救援通讯不畅，无法指挥与求援；弃井风险井口装备损毁；未装剪切闸板；井场无水泥；周边环境风险周边民众多；周边设施重要；周边环境敏感。 72第一章、井喷失控风险因素分析主要内容（一）井喷的固有危险源（二）一次井控失效的风险因素（三）二次井控失效的风险因素（四）井控应急处置的风险因素第二章、井喷失控风险削减控制措施（五）小结（一）技术措施（二）管理措施（三）人 73（一）技术措施井控风险环节井控风险技术措施固有风险地层流体气油比高；科学的设计合理的井身结构适当的密度相匹配的井控装备硫化氢含量高；地层压力高；油气产量高；产层敏感，安全窗口窗窄；含浅气层；高附加密度带随钻止回阀常备重钻井液加密坐岗监测浅油气井；因注水地层压力紊乱。停注泄压井喷失控风险削减控制措施慎始！相当重要！ 74井控风险环节井控风险技术措施一次井控风险液柱降低同一裸眼段内低压层井漏，液柱降低；及时发现及时灌液及时关井产层井漏，液柱降低；长裸眼渗漏液柱降低；起钻未灌钻井液，液柱降低；密度降低处理钻（修）井液不当，密度降低；油、气、水侵，密度降低；充分循环排气检测油气上窜速度固井候凝，水泥浆失重；尾管固井、双凝水泥、蹩压候凝抽汲起钻速度过快，产生抽汲；钻头（扶正器）泥包，产生抽汲；大直径井下工具上提，产生抽汲。井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 75井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施填写数据实际测量4#液面标尺坏，无量尺不及时坐岗，不会坐岗，长时间静止不灌泥浆等等。 76井控风险环节井控风险技术措施一次井控风险液柱降低同一裸眼段内低压层井漏，液柱降低；及时发现及时灌液及时关井产层井漏，液柱降低；长裸眼渗漏液柱降低；起钻未灌钻井液，液柱降低；密度降低处理钻（修）井液不当，密度降低；油、气、水侵，密度降低；充分循环排气检测油气上窜速度固井候凝，水泥浆失重；尾管固井、双凝水泥、蹩压候凝抽汲起钻速度过快，产生抽汲；钻头（扶正器）泥包，产生抽汲；大直径井下工具上提，产生抽汲。井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 77井控风险环节井控风险技术措施二次井控风险内防喷失效无内防喷工具；合理配置定期试压到期报废巡回检查内防喷工具与管柱不相配；内防喷工具承压能力不够；内防喷工具失封、失效；环空防喷失效未装防喷器；合理配置站内检修试压现场安装试压定期回厂定期（时）活动巡回检查防喷器闸板芯子与管柱不匹配；防喷器承压能力不够；防喷器密封胶芯剌漏；防喷器控制系统失灵；四通、内防喷管线剌漏；双公短节剌漏；套管头剌漏井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 78井控风险环节井控风险技术措施二次井控风险井筒承压通力不够无表层套管；合理的井身结构合格的井身质量采取套管防磨技术井筒承压能力足够再打开油气层先堵漏后压井表层套管太浅；技术套管破漏；井漏；压井通道不畅无钻具；减少空井时间不能空井等停慎重加入堵漏剂慎重投入测斜仪钻具下深太浅；内水眼堵塞；环空垮塌；压井管汇剌漏；试压、检修、巡回检查井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 79井控风险环节井控风险技术措施二次井控风险不能节流控制回压无节流阀；正确安装节流管汇，试压、巡检。节流阀堵塞；采用多节流阀和高品质节流阀。节流阀冲蚀；不能实现液气分离无液气分离器；气井都要安装液气分离器液气分离器处理量不够；采用大直径分离器，正确安装。排气管线漏气；连接好各法兰并垫好密封垫，巡检。排气口不能安全点火；备用两套以上的点火手段。排气管线无防回火装置。须安装防回火装置井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 80井控风险环节井控风险技术措施二次井控风险气体溢流压井时，溢流气到达井口附近产生的高压1.当技术套管下到油气层顶部的情况下，可考虑先推回溢流，再循环压井。2.可采用反循环压井，避免井口及井筒承受高压，但要注意反循环压井流程，一定要有节流装置。井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 81井控风险环节井控风险技术措施应急处置风险放喷点火的风险无放喷管线；应做好井喷突发事件的应急预案监测、防护、应急、逃生设备按相应标准进行强制性检测，并建立档案。放喷管线剌漏或堵塞；放喷口无法实施点火；无放喷池，原油漫延；逃生与防护失效监测、防护设备没有或失效；逃生设备没有或失效；作业人员未及时撤出危险区；危险区扩大至周边民众居住、活动场所；井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 82井控风险环节井控风险备注应急处置风险救援风险无应急处置预案，组织无序制定详细的应急救援预案，并进行演练。紧急救援道路不畅，救援车辆无法进入；紧急救援通讯不畅，无法指挥与求援；弃井风险井口装备损毁；未装剪切闸板；高风险井须装剪切闸板。井场无水泥；“两浅井”现场应常备水泥。周边环境风险周边民众多；周边设施重要；周边环境敏感。井喷失控风险削减控制措施（一）技术措施 83让以上的井控技术措施落实到钻井、井下作业的现场就是井控的管理措施：1.建立管理机构：要有人管；2.提供各种资源：包括工具装备、技术，能够实现上面讲到的技术措施；3.建立规章制度：上面所讲的技术措施以标准、规程、文件等形式固化下来；4.检查与考核：这些技术措施能够在现场执行，执行的好就应给予奖励，执行的不好就要追究责任；5.持续改进：风险在增大，工艺在改进，社会要求标准在提高。井喷失控风险削减控制措施（二）管理措施 84有人说：“发生事故的原因就是：有人做了不该做的事，有人没做该做的事”；“最好的削减控制措施就是：不去做不该做的事，做好你该做的事”。井喷失控风险削减控制措施（三）人精辟！ 85井喷失控风险削减控制措施（三）人教育培训提高意识提高技能无知无畏知而不为视而不见操作失误坐失良机 86起钻前，技术员未去了解检测油气上窜速度结果就下达了起钻指令。 87起钻换钻头，近三个小时未灌泥浆。 88我们该如何应对这些井控风险？ 89形成企业文化、行业文化提高技能预防为主吃透设计安装到位及时发现正确处置绝无一失严格的管理、检查、考核各种手段的培训 90看不到风险才是最大的风险！ 91以上仅是个人在认识井控风险方面一点肤浅的认识。希望通过交流能够对大家有所启示，使大家能够有更敏锐的眼睛，见微而知著，察近而知远，一叶落而知秋至，瓶水冰而知天下寒。 92