地面天然气泄漏压制.ppt

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1、罗家2井 地下井喷地面天然气泄漏综合治理,2006年6月开县,程 常 修,1 罗家2井基本情况 2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过 3 罗家2井地下井喷地面天然气泄露抢险压井 4 罗注1井封堵封井 5 罗家2井后续处理与封井 6 体会与认识,1.1 基本数据, 地理位置 罗家2井井场位于开县高桥镇北面约1.2km。 罗家2井方圆500m范围包括小阳村、高旺村，两村以北南流向的河流分界，河东为高旺村，河西为小阳村。 该井方圆500m范围内共计人口562人，房屋面积24693m2。,1 罗家2井基本情况,区域构造位置图,罗家寨构造位置图, 构造位置,罗家2井是温泉井构造罗家寨东潜伏高点西侧

2、鞍部的一口高温、高压、高含硫气井。与罗家2井同一井场还有：罗家16H1井、罗家17井、罗家注1井（注水井）。罗家16H1井，于2004年7月23日开钻，同年9月17日完钻，完钻井深4248m，测试天然气产量267.49104m3/d，H2S含量130g/m3，地层压力40.776MPa。罗家17井于2004年10月12日开钻，2005年5月9日完钻，完钻井深4519m，未试油。,同井场丛式井相对位置,罗家2丛式井组各井井底三维立体图,井场地质地貌 地理位置：位于四川宣汉县及重庆开县境内，属山地丘陵，气田中心位于重庆开县距县城方位315距离28km处。,1.2 罗家2井钻井基本情况, 基本数据,

3、 井身结构, 井身结构示意图,7刮管器1.43m 88.9mm钻杆28.38m 回压凡尔0. 34m 88.9mm钻杆28.44m 旁通阀0.39m 88.9mm钻杆2121.28m。, 井喷前井内钻具组合,该井1999年11月12日开钻，2000年05月13日完钻。测试气产量62.3104m3/d，测得产层飞仙关中部井深3248m地层压力40.759MPa（绝），H2S含量125.530g/m3。2000年6月14日下177.8mm电缆桥塞至2798.00m封井，完井井口KQ-70型采油树。, 钻井基本情况,1 罗家2井基本情况 2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过 3 罗家2井地下井

4、喷地面天然气泄露抢险压井 4 罗注1井封堵封井 5 罗家2井后续处理与封井 6 体会与认识,2006年1月12日该井进行二次完井试修作业，按照钻磨电缆桥塞原产层段补射孔下耐蚀合金完井管串诱喷和测试酸化测试求产五个步骤进行。,2.1 试修作业情况(2月7日3月20日),2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过, 通井 换装井口装置，防喷器试压20MPa合格。下钻通井至2781.86m，探得桥塞塞面，按设计用1.58g/cm3的泥浆对井筒试压30MPa的泥合格。, 钻桥塞打捞桥塞 钻桥塞2小时至井深2781.17m，桥塞下落至5“尾管喇叭口，井深2839.75m 。下公锥、强磁打捞桥塞未获。因桥

5、塞 转动，拟注水泥固定桥塞。3月2日下光钻杆反挤注1.58 水泥，憋压至27MPa，压力迅速下降，循环发生现井漏。, 注水泥固桥塞磨桥塞 注水泥固定桥塞后，分别下143mm和102mm磨鞋磨铣桥塞，通井至3315m（127mm尾管喇叭口深度2840.53m）。磨铣过程中井漏，但未加认真分析。, 刮管 下177.8mm刮管器，在井段27502790m反复刮铣3次，刮管至井深2840m，循环漏速增大。吊罐起钻至井深2118.87m，静止观察，并间断吊灌泥浆，13.5h后发现泥浆外溢出出口管，关井。,2.2 井漏处理（3月213月24日）,发生井漏溢流后，进行了三次堵漏压井施工。 第一次堵漏压井 3

6、月21日采用反注40HHH5桥浆，进行堵漏压井，推入地层8.7m3，关井观察，8.5h后套压上升至15.6MPa。 第二次堵漏压井 3月22日反注1.61g/cm3浓度10桥浆17.6m3进行堵漏压井，关井2h后套压上升至6.8MPa。随后间断反挤泥浆降低套压，24日持续反挤清水（加有除硫剂）控制套压小于26MPa。其中23日14：00发现罗家注1井油压上升至15MPa，初步判断罗家2井套管有破损，天然气窜至罗注1井。,两井井口中心间距为2.52m，在垂深2180m处井眼距124.29m。罗家2井用1.001.25钻井液钻至井深21982213m，嘉五，发生放空性井漏，共漏失13482m3，损

7、失432小时。罗注1井在钻进嘉五时漏失各种液体2044m3，强钻漏失超过10000m3清水。完钻后对该层进行了射孔和1次30m3酸化作业。罗家2井二次完井作业前，测得罗注1井清水液面深158m，嘉五(21382223m)井底压力19.82MPa左右。因此，该层段承压能力极底，目前，更有降低的可能。,分析认为在钻桥塞时发生井漏，是由于7“套管损坏，井深大约在2190m左右，且与井底相邻124.57m的罗家注1井管外环空窜通。飞仙关地层的天然气通过罗家2井进入上部嘉陵江低压地层，并与罗家注1井连通，发生下喷上漏，在罗家2和罗注1井中横向和纵向扩散的地下井喷。 通过几次压井（堵漏）作业情况，罗家2井

8、与罗家注1井连通已越来越畅通，罗家2井反挤注压力已由13.5MPa下降为8MPa左右，该处地层的承压能力越来越低。而且，罗家2井飞仙关含H2S天然气已大量窜入罗家注1井，并使井口压力缓慢上升，于3月25日7:48达16.86MPa，又通过地面不远处的断层，最后将地表地层压破，发生横向和纵向窜漏。 后立即对罗家注1井进行放喷、降压。,套管破损,固井质 量差,浅表断层？ 层理、砂岩,罗家2井天然气泄漏示意图,套管破损,固井质 量差,浅表断层？ 层理、砂岩,罗家2井天然气泄漏示意图,事故发生后，地质工作人员对罗家寨构造地震和测井资料进行了认真的研究，并对罗家2井周边地质地貌进行了认真调查，找到了天然

9、气窜漏的地质原因。 井场出露地层为沙二，向南依次为沙一、自流井群、须家河和雷口坡，出露地层逐渐变老。罗家注1井井口至冒气点距离1.363km，方位162。, 第三次堵漏压井,地面冒气分布图,罗家2井天然气从罗注1井深458m处沿断层窜出地面。,2.3 天然气泄漏事故发生, 泄漏情况 3月25日发现罗注1井井口压力与罗家2井关井井口压力相同，从罗注1井控压放喷，喷出天然气，证明两井相互窜通。为避免发生钻具氢脆断落等复杂，使处理难度越来越大，采取向罗家2井钻具外环形空间不间断泵注清水，向钻具内间断泵注钻井液。, 泄漏情况,3月25日8:48在罗家注1井放喷点火，防止嘉五地层压力快速上升，避免含硫天

10、然气通过其管外窜槽通道向地面窜泄情况加剧。 25日早7:00在高桥镇河床内发现浑水涌流，出现了长约100米，宽约20米的局部零星泄出点。在罗家2井南侧及南东侧近3公里范围内形成了高桥、铜锣村、内古村等3个大的天然气窜漏区。,河谷地带的出气点,山坡上的出气点,水田里的出气点, 罗家2井因井下复杂被迫改变了井身结构 该井95/8“套管设计下深2818m（嘉二3），封嘉二3以上漏失层、垮塌层和低压气层。钻井过程中，13-3/8”套管从井深331.94m断裂，下部滑落至井深336.94m，形成了5m长的断距，钻进中多次发生阻卡，继续钻进困难，且13-3/8“套管已不具备井控能力。 为此，9-5/8套管

11、被迫提前下至井深1704.38m（须家河顶），没能按设计封住嘉五漏失层，使该段7套管成为最薄弱点，增加了先期损坏的可能性。, 泄漏原因 a. 7”套管破损导致罗家2井天然气窜漏, 完井方法的改变导致7油层套管的磨损 该井原设计7油层套管后期射孔完井，由于95/8套管的提前固井，为了封住嘉五大漏层，7套管被迫在目的层以上的嘉一提前固井。固井后，在7油层套管内的钻进和完井作业时间长。该井2000年3月31日下7套管固井，5月13日钻至井深3404m完钻，5月31日下5尾管固井，并钻塞至人工井底3320m完井。在7套管内作业时间达2个月，其中纯钻进和起下钻时间长达704h，又缺乏有效的保护措施，不可

12、避免地对7套管产生磨损。, 试压和挤注可能加剧套管的损伤 在二次完井作业中，先后试压30MPa、试挤27MPa、注水泥时挤压25MPa，可能加剧套管的损伤。 可能存在套管外腐蚀的问题,由于飞仙关组气层压力高（40.7MPa），漏失层承压能力低（19.82MPa），在套管破损，且破损位置在井内钻具下入深度之下，堵漏压井作业难以建立有效的液柱压力以平衡上窜的气层压力并切断气源，从而形成地下井喷的复杂局面。,b. 罗家注1井固井质量差为天然气泄漏至地面提供了通道,罗家注1井51/2套管固井中，由于嘉五地层漏失严重，仅从地面分三次反注水泥66t，井深465m以下井段固井质量差，套管与井眼之间几乎无水泥

13、。在罗家2井发生地下井喷，天然气进入嘉五地层后，套管外环间客观上为天然气窜至地面提供了通道。再加上在凉高山沙溪庙组有断层，导致天然气经断层上窜至地面。,c. 井身结构被迫改变后没有建议改用高品质厚壁套管,罗家2井7油层套管的选用上，从井口到583.11m和2609.5m3044.68m的井段选用强度相对较高的壁厚11.51mm的7套管。但在井身结构被迫改变后，忽略了嘉五漏失层对套管的潜在影响，依然按设计在嘉五漏失层井段选用强度相对较低、壁厚10.36mm的7套管，嘉五漏失层的7套管成为最薄弱处，增加了先期损坏的可能性。,2.4 罗家2井天然气泄漏引起各级政府和领导的极大关注, 迅速启动应急预案

14、 井下复杂情况发生后，分公司和管理局高度重视。3月22日，四川石油管理局、西南油气田分公司有关领导赶赴井场，立即成立了由管理局副局长万尚贤、分公司副总经理熊建嘉为组长，伍贤柱、吴仕荣、高自力、陆灯云为副组长的现场施工技术领导小组。,3月24日启动了应急预案。该事故引起中石油高度重视，集团公司总经理助理，股份公司副总经理廖永远、川渝地区石油企业协调小组组长、中石油集团公司勘探与生产分公司副总经理吴奇、西南油气田分公司总经理李鹭光、四川石油管理局局长胥永杰也赶赴罗家寨事故现场，迅速组织传达党中央、国务院、集团公司、股份公司及重庆市政府等多位领导的指示精神，统一全体干部员工思想，对工作进行了有效部署

15、。, 迅速成立组织机构，落实责任 现场成立了罗家2井压井封堵施工作业领导小组，设立了技术组、井口组、警戒疏散组、应急监测组、后勤保障组、防护应急救援组、资料组、车泵组、泥浆组等9个抢险小组。各个小组分别由四川油气田领导牵头，形成了四川油气田主要领导挂帅、分管领导牵头、部门负责人参加的应急抢险指挥系统，明确了各小组的职责和分工，落实了责任，确保了井下封堵、环境应急监测、周边群众疏散安置等工作的有条不紊开展。同时，四川油气田总部机关应急抢险队伍集中办公，24小时值班，不断收集信息、分析资料，研究、制定处理方案，提供技术支撑。, 党中央国务院及地方政府对事故极为关注 3月25日，罗家2井发生井漏事故

16、后，党中央、国务院高度关注，温家宝、周永康、曾培炎、华建敏等领导同志作出重要指示：要采取措施，防范事故扩大。 国家安全生产监督管理总局局长李毅中、副局长孙华山、重庆市委书记汪洋、市长王鸿举、副市长周慕冰、中国石油天然气集团公司总经理陈耕、副总经理兼股份公司总裁蒋洁敏等领导也分别作出重要批示，对压井救援工作提出了重要要求。 3月26至4月3日，李毅中局长、孙华山副局长、汪洋书记、王鸿举市长、周慕冰副市长、陈耕总经理、蒋洁敏总裁、王宜林副总经理、廖永远副总裁等领导，先后赶赴现场，了解情况，研究制定方案，指挥抢险作业。,2.4.3 党中央国务院及地方政府对事故极为关注, 与地方政府紧密配合开展前线工

17、作,在集团公司党组、国家安全监督管理总局的领导下，与各级地方政府部门紧密配合，重点抓好了对外沟通协调、现场技术方案制定等工作。 3月26日，重庆市副市长周慕冰主持会议，成立罗家井井下复杂情况处理现场指挥部，指挥长由周慕冰担任，廖永远、艾扬、蒋又一任副指挥长。下设三个工作组：压井现场指挥组，组长由廖永远担任；群众疏散和稳定工作指挥组，组长由开县县委书记蒋又一担任；综合协调组，组长由重庆市政府副秘书长艾扬担任。,25日发现距离罗家2井1.29km的高桥河沟中冒气后，迅速告知地方政府，并立即联合启动公共应急预案。协助地方政府迅速疏散距井口1km范围内的居民群众，并根据事态的发展情况，及时研究扩大疏散

18、范围，设立三级警戒区域。,开县共抽调了近2000名公安干警、武警消防官兵、民兵预备役人员和机关干部参与应急处置工作。采取了集中安置和分散安置相结合的办法，在县城和乡镇设置了集中安置点14个，对10292名群众进行了集中安置，并对3568名群众妥善地实行了分散安置。,协助政府部门对高桥镇周边的煤矿、砖厂进行了调查，有4个煤矿和2个砖厂停工。 组织人员与地方政府一起，加强对泄露点的监控，布置了警戒线，组织专业技术人员对地面出气点进行24小时监控。加强了对水质、气质及周边环境的监测。 对新闻媒体报道工作做了安排和部署。3月29日晚上，李鹭光总经理参加了由艾扬主持的“罗家2井指挥部情况通报会”，向外界

19、和新闻媒体说明了情况。同时，现场指挥部加强了对施工现场的管理，严禁无关人员、车辆的进出，对现场人员进行了统计。, 调动各方力量，全力施救,调集全国知名专家、教授、技术人员集中诊断，攻克技术难关，制定应对方案。事故发生后，中国工程院院士罗平亚、中国石油天然气集团公司专家孙振纯、以及集团公司、四川油气田有关部门负责人、老专家、技术骨干等分别到达事故现场，分析事故原因，提出多种处置方案进行比选，在较短的时间内形成了压井处置方案。 调集了四川油气田所属的22个二级单位力量，形成了集压井物资供应、后勤保障、安全防护、消防保卫、现场警戒疏散、技术支持、信息传达等为一体的抢险运作立体网络，为压井抢险的成功提

20、供了有力保障。,四川油气田参战总人数达1954人，动用各类特种车辆1000余台，运送钻杆10436m，油管4300m，各类灭火器材200余件，动用消防车5辆，救护车2辆。, 加强环境监测,分公司与川局HSE监督中心进行系统地环境大气和水域情况监测，寻找和检测出地面的出气点。,天然气地面泄漏点分布,泄漏区域断层面展布图,现场便携式硫化氢监测仪200余只，正压式空气呼吸器299套，移动式硫化氢监测报警仪2台。 采取措施降低泄漏点硫化氢含量。可能是由于地层水吸附H2S的原因，在最初泄漏的天然气中没有发现H2S。后在高桥漏气区出现硫化氢后，为消除和减轻对现场作业人员的危害及对大气环境的影响，现场指挥部

21、决定加工简易天然气收集装置，对主要漏气区实施了集气点火措施，极大减少了硫化氢可能带来的危害。,为了减少措施确保河水水质不受污染。为处理溶解在河水中的硫化氢，指挥部先后在高桥漏气区高桥河下游修筑4道临时围堰对河水中硫化物、悬浮物（主要为硫酸钡、硫化钙等）进行沉降曝气氧化沉降曝气氧化多次处理。有效地降低了随天然气释放出的压井液和溶解在水中的硫化氢对河水的影响，控制断面的水质能够满足II类水域标准要求。,此次环境监测主要分为了三个阶段。整个监测过程共获取监测数据5357个，出动车辆15辆，参加监测人员73人，动用仪器设备60余台套。监测数据为现场决策提供了科学依据，同时稳定了当地群众人心，避免了恐慌

22、。, 紧急制定抢险技术方案,a. 物资器的准备 各项物资器材均按若该次作业不能成功就需及时进行后续处理来安排。 储备泥浆：1000m3，重晶石粉1000t，堵漏材料50t，水泥300t，及相应的处理剂。 2000型压裂车4台，混砂车1台，水泥车3台。 H2S防护器材：正压式空气呼吸器300套，打气泵7台。便携式H2S监测仪100台，固定式2台，船用报警器1台，车载式移动空压机1台。,b. 确定压井方案 3月24日第三次压井后，3.5h后井口开始起压，经液气分离器正循环，出口微气，点火燃，漏速30.6m3/h。关井9h后，套压由06.4MPa。由于封堵效果不理想，迅速启动了二级应急预案。研究制定

23、了切断罗家2井飞仙关组气源的封堵压井方案。,2.5 罗注1井基本情况, 罗注1井钻井基本情况 罗注1井是为解决罗家寨气田投产后产生的气田水及净化厂排放的污水回注问题而钻探的。该井于2005年9月2日开钻，2005年11月11日完钻，完钻层位嘉五，完钻井深2211.42m。 2005年12月16日试油完井，在层位：嘉五2，井段：2169m2179m进行电缆射孔、酸化施工。完井井口KQ65-70型采气树。, 基础数据 井身结构 311.2200.20 244.5198.23 215.92211.42 139.72207.87 壁厚9.17 钢级TP-80S 井内油管结构 88.9mmNKAC90Q

24、S3油管壁厚6.45mm长度2161.98m。, 固井情况 由于该井用215.9mm钻头钻至嘉五地层发生井漏，这也正是该注水井的目的层。油层套管固井时，采用“穿鞋戴帽”的固井方法，由于考虑是注水井，为了达到更好的回注效果，实际并未正打，反注也未认真进行，固井完后也未进行测井检查固井质量。,罗家2丛式井组嘉五2顶井眼三维立体图,1 罗家2井基本情况 2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过 3 罗家2井地下井喷地面天然气泄露抢险压井 4 罗注1井封堵封井 5 罗家2井后续处理与封井 6 体会与认识,3.1 采用两凝水泥封堵压井 3月27日先同时正、反注2.00g/cm3的高粘泥浆71.8m3，

25、再正注第一级G级快凝水泥121t，平均密度1.89g/cm3；第二级G级快凝水泥65t，平均密度1.89g/cm3。施工完压力为0，关井候凝。4.5h后套压由05.8MPa。,3 罗家2井地下井喷地面天然气泄露抢险压井,3.2 压井起出井内部分钻杆 3月28日由于关井井口起压，为防止硫化氢腐蚀钻具，决定先压井，再起出井内钻杆，下油管入井。 3月29日正反注高粘泥浆，将立、套压降为0，开井起出井内钻杆56柱1594.78m，发现第18柱下单根公扣滑扣，井下落鱼长542.93m，鱼顶井深1596.35m。 下88.9mm钻杆至井深1596.35m探得鱼顶。对扣打捞未成功，关井。换油管未成，持续向井

26、内正、反注清水。,3.3 第一次特种凝胶快凝水泥封堵压井 由于钻具氢脆折断无法实施原来的压井方案，封堵工作再次陷入困境。现场连夜制定新的技术方案。罗平亚院士提出了利用自己最新研究成果特种凝胶堵漏的建议。经过认真分析和讨论，现场决定采用“特种凝胶+快凝水泥”封堵压井施工方案。即在注水泥之前，采用前置特种凝胶封堵液，减缓流体（气体）上窜速度，降低漏失速度，增加堵漏剂的流动阻力。同时，在保证施工安全、水眼畅通的前提下，控制水泥浆稠化时间，快速稠化，达到快速封堵的目的，进而建立井内压力平衡压稳地层流体，封隔井底高压气层。,3.3 第一次特种凝胶快凝水泥封堵压井 3月31日同时正、反注1.601.70g

27、/cm3的高粘泥浆45m3，然后正注特种凝胶液浓度1.5235m3，再反注G级快凝水泥84t，关井候凝。 经过这次堵漏压井后，罗注1井放喷管线火焰持续减小直到不具喷势，地面6个冒气点的火焰也逐步减小，说明来自罗家2井的气源基本被切断，或者是通向罗注1井的气流通道受到堵塞，表明封堵压井获得明显效果。,3.4 第二次特种凝胶快凝水泥封堵压井 4月2日采用反压井，第一步反注特种凝胶液浓度1.563m3，接着反注G级快凝水泥90t，平均密度1.87g/cm3，关井候凝，立压2.14MPa，套压4.114.2MPa。说明下部气源通道还没有完全被封死。,3.5 第三次特种凝胶快凝水泥封堵压井 4月3日采用

28、反压井，先反注特种凝胶液浓度1.5183m3，接着反注G级快凝水泥110t，平均密度1.89g/cm3，关井候凝。 至4月6日连续观察压力，井口压力为零。使用电测车连续监测套管内液面稳定在850m左右，使用回声仪连续测得管外环间液面稳定在820m左右。外围泄露点减少，点火处火焰明显减小。说明压井已获得成功。,3.6 第四次特种凝胶快凝水泥封堵压井 虽然地表仍然还有出气点，但这些气有可能是先前进入地层的残存气，气源可能已经被完全切断。由于储层比较辽阔，又没有压力驱动，自然释放肯定会延续较长时间。 为稳妥起见，进一步巩固压井效果，4月6日再次进行压井。采用反压井，先反注特种凝胶液浓度1.558m3

29、，接着反注G级快凝水泥68t，平均密度1.88g/cm3，关井候凝。探环空液面在井口，罗家2井和罗家注1井井口压力一直为0。,1 罗家2井基本情况 2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过 3 罗家2井地下井喷地面天然气泄露抢险压井 4 罗注1井封堵封井 5 罗家2井后续处理与封井 6 体会与认识,4.1 处理概况 按照集团公司领导所提出的“综合治理、彻底治理、科学治理、不留隐患、不留后患”的治理原则，对罗家注1井、罗家2井分别进行了彻底治理。 4月6日罗家2井封堵成功后，4月10日将该井钻机拆卸、安装至罗注1井，转为对罗注1井的治理。自4月10至4月28日，用连续油管对罗注1井的油管通井、

30、洗井和对51/2套管分段射孔、对环空挤注水泥、电测封固质量、试压，再在51/2 套管内注水泥塞，从而达到了对罗注1井套管内外彻底封固的目的。,4 罗注1井封堵封井,4.2 治理过程, 对油管进行检测 将F320钻机由罗家2井移至罗注1井安装，换装井口。 由于在罗家2井进行了几次压井注水泥作业，并通过罗注1井的通道，在1.5km以外的冒气点见到了压井物质，罗注1井的管外很可能已有水泥块。为此采用连续油管车下38mm连续油管，通井作业至1950m，接着又用45mm扩眼器通井作业至2000m，然后用变密度对油管测井，了解油管与套管的环间状况。 经检测，井口至1699m油管与套管之间无明显水泥胶结，1

31、6992001m油管与套管之间有少量的水泥胶结或填塞物。, 切割井内油管 试提井内管柱，油管被卡，下切割弹至1997m引爆进行切割，起出井内被切割油管，井内剩余油管19972172.98m。, 变密度对套管测井 油管取出后，用变密度对5-1/2”套管外固井质量进行检查。经检测，全井固井质量很差，全井无固井好的井段，胶结质量差的有1540m，占已测井段1990m的77%，仅在上部井口至500m左右水泥胶结尚好。,第一次射孔补注水泥 下3SB油管至1954.33m，过油管射孔。射孔井段：1992.021994.77m，射厚2.75m。注水泥浆4m3，候凝后清水试压20MPa，30分钟未降。下117

32、mm钻头钻塞1958.531979.04m。套管内声幅电测，胶结质量总体评价差。, 分段射孔对套管补注水泥,第二次射孔补注水泥 井段：1969.001972.00m、1850.001853.00m射孔，射厚：6.00m。下光钻杆至井深1958.0m，注水泥浆4m3。钻塞至井深1965m后对井段01954.0m套管电测，胶结好的井段较多，最长一段达107m。,下封隔器对中部井段补注水泥 为对套管中间部位的环间补注水泥，在环间可能有循环通道的下段分别射孔，然后在中间部位的套管内，下入封隔器，用插管通过封隔器注水泥，水泥浆从下部射孔井段进入环间，从上部射孔井段返出，从而达到封固环间的效果。 刮管后，

33、在正式注水泥之前，先下RTTS封隔器在井深1871.901872.05m坐封后试循环通，说明具备注水泥条件。,起出RTTS封隔器后，下EZSVB永久封隔器，在井深1959.421959.25m坐封。下插管注水泥浆38m3。 关井候凝后，下117mm钻头钻塞1676.21m1958m，经套管内对5551954m电测，下部胶结质量较好的井段较多，1263m以上井段差。,第四次补注水泥 由于上部井段管外环间水泥胶结质量较差，拟在1200m左右射孔，挤水泥，让水泥从环间进入上部易漏井段。 在井段1197.001200.00m射孔，射厚：3.00m。空井先试挤清水30m3，接着挤水泥浆18m3。钻塞后套

34、管内电测，胶结较好的占77.48%，最长段5801207m，长627m。井口96206m，长110m。说明已达到完全封堵效果。, 套管内注水泥塞封井 为便于观察井下情况，在处理完管外补注水泥工作后，决定在管内打一水泥塞封井。下光钻杆至井深1958.0m，套管内注水泥浆4m3，起至井深1700m循环后起钻。,1 罗家2井基本情况 2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过 3 罗家2井地下井喷地面天然气泄露抢险压井 4 罗注1井封堵封井 5 罗家2井后续处理与封井 6 体会与认识,5 罗家2井后续处理与封井 5.1 治理前井内基本情况 5.2 后续治理过程 5.3 罗家2井注水泥塞封闭 5.4

35、对罗家2井综合治理效果的评价,5.1 治理前井内基本情况,落鱼结构：177.8mm套管刮管器1.43m88.9mm钻杆28.38m回压凡尔0.34m88.9mm钻杆28.44m旁通阀0.39m88.9mm钻杆161/3柱465.95m524.93m，鱼顶井深1596.35m。,5 罗家2井后续处理与封井,罗家2井后续治理按下述工艺程序进行： 重新将钻机从罗注1井移回至罗家2井换装井口起出井内钻杆滑扣后新下入的18柱钻杆打捞落鱼用6钻头通井探塞面、钻塞、成像测井，判断套管破损情况注水泥塞封堵,5.2 后续治理过程,5.2 后续治理过程,5.2.1 换装井口 2006年5月1日通过节流管汇经液气分

36、离器开井观察无显示，灌入泥浆后循环观察无异常，拆采油树，换装井口。 井口装置为美国WOM-70抗硫采气井口：特殊四通+双法兰短节+2FZ28-70防喷器(3-1/2+全闭)+FZ28-70剪切闸板防喷器+FZ28-70防喷器(31/2)+FH28-35/70防喷器。对井口装置进行了试压。全闭30MPa 、剪切闸30MPa、半闭30MPa、球型18MPa、防喷管线及节流管汇30MPa、放喷管线10MPa合格。,5.2.2 起油管、通井 a. 调整井内泥浆性能，以平衡嘉五1漏层压力为准，密度1.15/cm3。 b. 静止观察一个起油管、通井下钻时间，循环1.5周没有后效则起油管。 c. 下钻通井。

37、通井钻具组合：6钻头+31/2钻杆，通井至井深1590米，循环处理泥浆，为下一步作业作好了准备。, 落鱼打捞 5月2日开始对井下落鱼进行处理。先后用152.40mm三牙轮钻、反扣公锥、反扣母锥、铣筒、磁铁打捞器以及磨鞋等工具打捞和磨铣。共进行了71趟起下钻，经过75道工序，捞获钻杆及接头、回压凡尔、旁通阀、刮管器共计492.62m，铁屑41.392kg，磨铣进尺35.36m，套铣进尺56.56m和通井7次，于6月12日处理完全部井内落鱼。,5.2.3 打捞处理井下落鱼, 钻具氢脆折断情况 5月04日捞出第112根钻杆（井内共有55根钻杆，自上而下编号155）。其中，第1根钻杆所处井深1593.

38、90m，钻杆母扣氢脆破裂，上边长60mm下边长80mm高118mm一块掉落井内；第12根钻杆所处井深1707.68m，公扣根部附近断落在下一根钻杆母扣中。,落鱼中共有17根钻杆及回压凡尔和旁通阀，被H2S氢脆破坏，长524.93m。其中钻具母扣氢脆破裂部分碎块掉井4根、钻杆公扣氢脆断落5根（包括回压凡尔公扣）、钻杆母扣氢脆破裂未掉井8根（包括旁通阀母扣）。越接近底部的钻具氢脆越严重。 落鱼自井深1870m左右以下，环空间段有不完整的水泥环，此乃压井注水泥时滞留所致。井深2057m以下，钻杆水眼被水泥堵塞。落鱼靠边，甚至钻杆本体也紧贴井壁，套铣、磨铣十分困难。,5.2.4 套铣时发生井漏,5月2

39、5日套铣至井深2086.47m发生井漏，泥浆密度1.20g/cm3时探得静液面井深252米；继续套铣至井深2088.46m后替入清水，探静液面井深153m，与嘉五地层压力一致，未见气显示，证实飞仙关气源已被彻底切断。后清水套铣自井深2088.56m。,5.2.5 注水泥堵漏,5月26日下铣筒套铣至井深2088.56m，注水泥浆10m3堵漏。堵漏后，为平衡飞仙关地层压力，用密度2.00g/cm3的泥浆钻塞至井深2320m不漏。分析此次堵漏已将破口至嘉五的漏失通道彻底堵住。后替入密度1.20g/cm3泥浆不漏，试压8MPa不降。 5月28日继续钻水泥塞，21202320m所钻水泥塞是连续的，在钻塞

40、过程中仅存在气测异常，循环减弱，证实井下没有新的气源。,5.2.6 7套管外水泥环胶结检测,a. 声波变密度测井解释,声波变密度测井解释曲线（横）,b. SBT（扇区水泥胶结）测井解释,SBT（扇区水泥胶结）测井解释曲线图（横）,5.2.7 7套管外水泥环胶结检测结果,通过以上的声波变密度测井、SBT测井，井段20802318m管外水泥胶结质量好，天然气已不能从套管环空窜入嘉五地层。,5.2.8 对套管破坏情况进行检测, 水泥塞取芯判断套管破损部位 要实现彻底封堵效果，必须在破口以下形成水泥塞，切断飞仙关的气源。为此必须要确定套管破口的位置。 在后期治理封堵压井施工过程中，计算水泥塞面应在26

41、002700m，而实际上水泥塞面在井深2120m，说明套管破口应在2120m以上。, 水泥塞取芯判断套管破损部位 为了弄清井下水泥塞，是压井时形成的水泥塞，还是本次堵漏时形成的水泥塞，以便判断套管损坏的部位。为此，在钻塞过程中，对刮管器以下井深21252130m的水泥塞进行了取芯。水泥塞取芯进尺5.00m ，芯长5.00m。,由西南石油大学和嘉华水泥厂联合对水泥芯化验分析氯离子含量数据，经与现场新注水泥堵漏时水泥浆地面取样的样品对比分析，认为2088.56m以下的水泥塞是原堵漏压井水泥滞留井内的水泥塞。由此也可以判断漏层应该在2088.56m之上。, 成像测井解释套管磨损情况 5月22日以来，

42、先后对井段14752252m，进行了10次声波成像测井；对井口2320m井段进行了4次声波变密度测井；对井口2320m井段进行了3次磁性探伤测井。 成像测井结果，部分井段套管及套管分级箍有磨损。,7套管分级箍及套管磨损MID-K处理成果图,7套管分级箍声波成像测井处理成果图, 光源测井解释套管损伤情况,根据罗家2井井下电视测井反映的井下套管的相关信息图片，结合四川测井公司所测的CBIL声波成像测井资料及MID-K电磁探伤成像测井资料，对罗家2井井下电视测井所测井段进行了综合解释。 发现部分井段套管磨损比较严重，没有发现分级箍有破损情况。由于井下电视受介质影响较大，并且在破损处有可能附着有水泥，

43、因此，井下电视无法判断该处是否破损。,罗家2井2090.252090.75米井段套管损伤井下电视图片,罗家2井2087.52090.75米井段CBIL处理成果图,罗家2井7套管2090.252090.75米井段电磁探伤处理成果图, 7套管破口位置的综合分析,根据水泥塞取心分析化验资料，多次成像测井和光源测井资料，结合钻具落鱼处理过程中，套铣到井深2085m左右发生井漏，该处正好是7套管分级箍，以及对实际磨铣工具外缘磨损情况分析，认为分级箍破损的可能性最大。 后来处理的实际情况，证实了以上的看法。,5.3 罗家2井注水泥塞封闭,6月28日由西油分公司、管理局上报，集团分司批复，决定从井下水泥塞面

44、2322m至井深1200m注水泥塞封闭。, 注第一个水泥塞 7月3日下钻至井深2322.00m，正注嘉华G级油井水泥13.0m3，水泥浆平均密度1.92g/cm3。 7月5日下钻探得水泥塞面井深1799.57m。循环无后效。关井观察至7月7日，套压0MPa。 注水泥塞井段23221800m，已经把经实钻水泥塞发生井漏和电测证实套管磨损最为严重的20852086米井段，包括套管分级箍封闭。, 注第二个水泥塞 7月8日为达到彻底封堵目的，下钻至井深1799.57m，将井内泥浆替为清水，循环无后效，再正注嘉华G级油井水泥14.0m3，水泥浆平均密度1.89g/cm3。 7月9日下钻探得水泥塞面119

45、1.96m，将井内清水替成泥浆，密度1.97g/cm3。, 换装井口 7月10日倒钻具后，拆井口，装完井井口装置。对14闸门及井筒试压16MPa，30分钟降至15.8MPa。罗注1井对14闸门及井筒试压10MPa，30分钟降至4MPa。至此，罗家2井综合治理结束。,5.4 对罗家2井综合治理效果的评价,找到了油层套管破损位置。 管内形成有效的封隔水泥塞，封过嘉五漏层120m，且井深2322m以下仍有原堵漏压井水泥塞（未钻完）。同时，套管外嘉五漏层至井深2322米井段，经声波变密度测井解释和SBT测井解释，水泥环胶结质量好。在嘉五漏层以下，套管内外都形成了质量好的长段水泥塞（环），飞仙关天然气被

46、完全隔断在井深2322m以下，再不会进入嘉五地层和上部地层。 结论：罗家2井经过治理，达到了彻底治理，不留后患的目的。,1 罗家2井基本情况 2 罗家2井地下井喷地面天然气泄露发生经过 3 罗家2井地下井喷地面天然气泄露抢险压井 4 罗注1井封堵封井 5 罗家2井后续处理与封井 6 体会与认识,6 体会与认识 6.1 事故是对四川油气田应对重大安全事故的一 次严峻考验,罗家2井地下井喷，地面天然气泄漏事故的处置过程和效果，充分检验了四川油气田应急救援预案的有效性和处置复杂情况的能力，是应对重大安全环保事故的一次严峻考验。, 完善预案，加强演练，是应急救援抢险成功的前提条件 四川油气田深刻汲取以

47、往事故的惨痛教训，通过近两年重新对天然气勘探开发重大安全环保风险进行识别和评估，先后数次对各级应急预案进行整体修订与完善，建立了总预案2个、专项预案27个，各二级单位制订了综合预案，每个施工作业现场均有现场预案。初步形成了“横向到边、纵向到底”四个层次的事故应急预案体系。因此，在突发事故面前，做到了有案可依，应对自如。, 动用先进抢险装备，运用最新科研成果，是应急救援抢险成功的关键因素 近年来，四川油气田加大应对突发风险事故的投入，在各油气区共配备了6支专职消防抢险队伍，在成都、重庆等地分级建立抢险物资储备库，配备充足的应急抢险装备，提高和改善了抵御安全风险的能力与条件。当井下复杂情况出现后，

48、中国石油天然气集团公司领导、相关部门的专家和技术人员，齐聚现场参与技术方案的制定，全力投入井下复杂情况处置工作，并大胆采用研制的新型堵漏材料。这些为科学处置事故、夺取抢险救灾的最后胜利起到了关键性的作用。, 严密监测监控，杜绝次生事故发生，是应急救援抢险成功的有力支撑 在事故处置过程中，严防灾害蔓延扩大，严格掌控天然气泄漏对大气、水质造成的污染，防止次生灾害的发生，确保核心区和周边地区群众的安全和健康，是刻不容缓的紧迫任务。中国石油天然气集团公司的专家和技术人员，会同地方环保、卫生、气象等部门，深入一线勘察论证，精心制定了各种监测监控方案，对灾区大气环境、水质进行不间断地监测、取样和分析，及时作出判断和预警，为指挥部排险处置、确定警戒范围、确定群众疏散和返回时机提供了科学依据。由于坚持科学指导、实事求是的原则，整个抢险救灾工作取得了主动权，始终处于掌控之中。, 合理分工，企地联动，是应急救援抢险成功的有效保障 重庆市、开县等地方各级党委和政府统筹协调，在应对事故中调集社会资源、组织疏散安置群众、维护社会治安和稳定、处理善后等方面做了大量工作，为有效控制突发事件带来的社会影响起到了重要作用。,在企业和地方政府的紧密配合