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1、,罗家2井,天然气泄漏事故报告,汇报内容,一、二、三、四、,施工简况及事故经过事故原因分析事故教训和认识下一步的整改措施,开 钻1999年11月12日完 钻2000年05月13日完钻井深 3404 m有效储层厚度 64.9m孔 隙 度 6.522%测试产量 63.2104m3/dH2S含量 125.53g/m3CO2含量 106.88g/m3地层压力 40.454MPa压力系数 1.27,罗家2井地处重庆市开县高桥镇晓阳村境内，是川渝东部地区罗家寨潜伏构造最早钻探的两口预探井之一。,一、二次完井作业,施工简况及事故经过,（一）二次完井作业施工简况（2006年2月7日 3月20日）,换装井口装置
2、，防喷器试压20MPa合格；下钻通井至2781.86m，探得桥塞面，按设计用1.58g/cm3的泥浆对井筒试压30MPa合格；钻桥塞至井深2781.17m，桥塞下落至井2839.75m下公锥、强磁打捞桥塞未获。因桥塞转动，拟注水泥固定桥塞，用1.58g/cm3泥浆蹩桥塞27MPa，发生井漏，漏速26.6m3/h；,降密度至1.361.38g/cm3，井下微漏；注水泥固定桥塞后，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；下177.8mm套管刮管器刮管至井深2840m，在井段27502790m反复刮铣3次，循环漏速增大，吊灌起
3、钻至井深2118.87m，静止观察。13.5h后，于3月21日3:45发现泥浆外溢，关井。,（一）二次完井作业施工简况（2月7日3月20日）,反注13.7m3复合堵漏泥浆（40HHH、5桥塞），推入地层8.7m3。关井观察，8.5h后套压由6.515.6MPa。,（二）井漏复杂处理（3月21日24日）,堵漏效果不明显。,第一次堵漏压井施工（HHH堵漏泥浆） 3月21日,反注17.6m3桥接堵漏泥浆密度（1.61g/cm3，浓度10），关井2h后套压由3.16.8MPa 。后间断泄压挤泥浆降低套压，经两次挤泥浆后，套压反而升至 27MPa ，随即开始持续反注清水（加除硫剂），控制套压 15MPa
4、以内。,第二次堵漏压井施工（桥接堵漏泥浆） 3月2日,14:00发现罗家注1井油压15MPa。分析认为：罗家2井7套管可能破损，推测两井在嘉五漏层已连通，天然气通过套管破口进入嘉陵江地层并窜到罗家注1井由于罗家注1井在嘉五漏层进行过酸化等作业，罗家2井的177.8mm套管在嘉五井段（井深2200m左右）损坏的可能性较大 决定针对2200m左右套管破口进行封堵作业。,第三次封堵压井施工（快凝水泥） 3月2日,3月24日，正、反注92.2m3 高粘泥浆（密度1.601.75g/cm3）；正注40m3（49t）快凝水泥；关井候凝，油、套压为0。3.5h后井口开始起压，经液气分离器正循环,出口有微气、
5、可点燃,漏速30.6m3/h。关井9h后，套压由06.4MPa。,（三）井漏-天然气溢出事故处理(3月25日4月6日),3月25日7:40，发现距离罗家2井1.29km的高桥镇河沟中冒气。现场指挥部于3月25日8:00通报地方政府，并立即与地方政府联合启动突发重大事件应急预案，共同组织迅速疏散附近居民。,为避免地面冒气现象进一步恶化，立即在罗家注1井放喷点火，泄压。同时划定警戒区域，24h对空气、水体质量进行监测，避免次生事故的发生。28日开始，在地面冒气区安置聚气器，就地点火。,正、反注71.8m3高粘泥浆(2.00g/cm3、156s)；反注186t快凝水泥。静止观察立套压持续4h为零，后
6、逐渐起压。施工中，罗注1井井口压力略有下降，施工结束后，油套压逐渐回升。,第四次封堵压井施工（大剂量快凝水泥） 3月2日,在总结前三次施工情况的基础上，决定进一步提高压井液和水泥浆密度、增大水泥量，提高压井堵漏的施工排量。,3月29日，强行起出88.9mm钻杆56柱1594.78m，发现第18柱下单根滑扣，落鱼长524.93m。3月30日，下打捞钻具至井深1596.24m探得鱼头，对扣打捞不成功，分析鱼顶钻杆母接头已氢脆破裂。,正、反注45m3高粘泥浆(密度1.601.70g/cm3 )； 正注235m3特种凝胶液(浓度1.5%)；再反注67.5m3（84t）快凝水泥浆(平均密度1.84 g/
7、cm3 )。,第五次封堵压井施工（第一次特种凝胶快凝水泥） 3月31日,封堵压井施工过程中，罗家注1井放喷管口火焰持续减小直至不具喷势，地面6个冒气点的火焰逐步减弱。罗家2井的封堵压井获得明显效果。,正、反注13.8m3高粘泥浆（密度1.65g/cm3）； 后正注63m3特种凝胶液（浓度1.5%）； 再反注71m3（90t）快凝水泥浆。,第六次封堵压井施工（第二次特种凝胶快凝水泥） 4月2日,施工结束时立压为0，套压4.1MPa，3h后开始起压。整个施工过程中，罗注井油套压无变化。,正反注15m3 高粘切泥浆（密度1.902.00g/cm3 ）反注185m3 特种凝胶液（浓度1.5%） 再反注
8、86m3（110t）水泥浆，关井候凝。,第七次封堵压井施工（第三次特种凝胶快凝水泥）4月3日,施工结束后，连续观察罗家2井、罗家注井井口压力一直为0。初步判断，罗家2井套管破口以下飞仙关组气层已被封堵，气源已被切断。,4月6日，为巩固成果，再次进行了一次封堵作业。,（四）罗注1井和罗家2井的治理阶段(4月7日7月10日),罗家注1井通过治理， 139.7套管外分3次射孔挤注64m3水泥浆，在5681994.77m井段形成了连续的水泥环，使套管外水泥胶结质量好的井段长达1426.77m，同时，套管内在1994.771700m井段注有水泥塞。,139.7mm2207.87m,88.9mm油管199
9、72172.98m,EZSVB永久封隔器,1959.251959.42m,1992.021994.77m,19691972m,18501853m,11971200m,射孔井段：,第一次注水泥后塞面1979.04 m,465m,568m,244.5mm198.23m,1700m,套管内钻原堵漏压井水泥塞至井深2322m，经光源（井下照相）和成像测井、钻塞过程中井漏等情况，证实套管破口位置在刮管器以上。 177.8mm 套管内注水泥，在2322m1191.96m形成完整的水泥塞、封过嘉五漏层120m，且2322m以下仍有原堵漏压井水泥塞（未钻）。,罗家2 井治理效果：,在嘉五漏层以下，套管内外都形
10、成了质量好的长段水泥塞（环），飞仙关天然气被完全隔断在井深2322m以下，不会进入嘉五地层和上部井筒。,罗家注1、罗家2 井经过治理，达到了科学治理，彻底治理，不留后患的目的。,二、事故原因分析,罗家2井井漏复杂事故为一起多种因素叠加造成的工程地质复杂事故。从工程技术角度初步分析，主要原因有：,(一)7”套管破损导致罗家2井天然气窜漏,一是较大井斜点的存在增大了套管受损的可能性 罗家2井利用地层自然造斜规律钻至3300m，实现自然中靶。虽然采取了措施，井斜控制也符合有关标准要求，但仍在个别点出现较大井斜，最大井斜角为17.17（井深2125m、2175m）。在井斜较大的部位，177.8mm套管
11、容易受到钻具的磨损。,该井244.5mm套管设计下深2818m，封过嘉二3以上漏失层、垮塌层和低压气层。钻井过程中，339.7mm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339.7mm套管已不具备井控能力。为此，244.5mm套管被迫提前下至井深1704.38m（须家河顶），没能按设计封住嘉五漏失层，使该段177.8mm套管成为最薄弱点，增加了先期损坏的可能性。,二是罗家2井因井下复杂被迫改变了井身结构,该井原设计177.8mm油层套管后期射孔完井，由于244.5mm套管的提前固井，为了封住嘉五大漏层， 177.8mm
12、套管被迫下在目的层以上的嘉一提前固井。后续作业，在177.8mm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177.8mm套管固井，5月13日钻至3404m完钻，5月31日下127mm尾管固井，并钻塞至人工井底3320m完井）达2个月，其中纯钻进和起下钻时间704h，又缺乏有效的保护措施，不可避免地对177.8mm套管产生磨损。,三是完井方法的改变导致7油层套管的磨损,在二次完井作业中先后试压30 MPa、试挤27 MPa、注水泥时挤压25 MPa，可能加剧套管的损伤。同时，还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（19.82MP
13、a），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。,四是试压和挤注可能加剧套管的损伤,（二）、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139.7mm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。,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。,罗家2井天然气泄漏流程示意图,套管破损,固井质量差,浅表断层
14、？层理、砂岩,嘉五1漏层,（三）、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177.8mm油层套管，从井口到583.11m和2609.5m3044.68m井段选用强度相对较高的壁厚11.51mm的套管，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的套管。嘉五漏失层的177.8mm套管成为最薄弱处，增加了先期损坏的可能性。,三、事故教训和认识,（一）对罗家寨气田的工程风险缺乏系统研究,罗家寨气田是各方面条件异常复杂的气田，不但高含H2S，中含CO2，且属高陡构造，地下漏层、断层多。在长期的工程施工作业中，
15、对单一的井斜、井漏等工程难题，均开展了立项研究，并有较大进展。但在本次施工作业中，对暂闭时间近6年由预探井转为生产井、进行二次完井作业的地质和工程风险缺乏深入的分析和认识，对原钻井作业过程中存在的套管磨损、井身质量及罗注1井固井质量对它的影响等潜在危害认识不足，风险评估不充分；对工程安全隐患认识不够。,（二）对罗家注1井的固井质量控制不严,罗家注1井139.7mm套管固井，基于充分利用嘉五漏失层特点和便于气田水回注的考虑，采取了“穿鞋戴帽”的简单固井方式。该井在钻进嘉五时漏失各种液体2044m3，清水静液面井深158m，嘉五(2138m2223m)井底压力19.82MPa，由于漏失严重难以“穿
16、鞋”，仅从地面分三次反注水泥66t。电测声幅解释，465m2000m段固井质量差、几乎无水泥。在罗家2井发生地下井喷，天然气进入嘉五地层，因套管外环间封固不好，上窜至砂溪庙底部断层，进而窜出地面。,必须针对回注井的特点和影响，制定强制性技术标准和管理制度，从回注井的受注层位、井位、井身结构、管材质量、固井质量、管理制度等方面，按生产井标准严格控制。,此次事故的深刻教训：,（三）对试、修施工工中出现井漏后缺乏深入细致的分析,出现井漏情况后，仅凭作业中的现状表现，认为是产层井漏，没有及时进行深入细致的分析。井漏后，应当采取相应措施，找到井漏的真实原因。同时在井漏的情况下，更不应该下刮管器刮管。,针
17、对暂闭时间长、探井转开发井、在生产套管内作业时间长的“三高”井，在施工作业前应进行特殊工程测井，准确了解井下情况，制定针对性的工程措施。,此次事故使我们深刻认识到：,（四）对罗家2井施工思想上认识不足,通过事故原因和教训的分析，我们在思想上更深入地认识到，造成罗家2井井漏事故有我们思想上的认识问题。主要表现在：一是对前期工作不重视，放松了管理，没有增派强有力的工程技术人员在现场组织施工作业。二是发现井漏后，当成一般的井漏复杂来处理，没有在思想上引起足够重视，分析不深入，判断不准确，措施不得力，处理时间长。,三是对罗家2井原钻井过程中出现的套管断落问题，及由此引起的井身结构改变所带来的潜在严重后
18、果认识不足。同时对罗家注1井固井质量不好，可能带来的潜在危害认识不足。四是思想不重视，认为在罗家寨已完井多口，包括水平井、大斜度井，而对罗家2井这样一口产量相对较低的直井，产生了只要施工不出问题，就可以顺利完成的麻痹思想。,（四）对罗家2井施工思想上认识不足,（五）对高酸性干气气田开发的风险认识不足,认识和措施仅局限在生产企业内部和技术层面。面对川渝地区人口稠密，资源短缺及目前天然气价格现状等国情，需在充分总结经验教训的基础上进一步改进技术措施，动用社会力量全方位削减风险，根据高酸性气田资源开发所创造的社会效益，制定针对性的综合治理措施以增强风险防范的能力，做到安全勘探开发。,面对本气田已实施
19、井的现实，必须重新制定有效的安全风险防范措施。对尚未实施的同类气田，必须进行专题论证以优化设计，更多地认识到地面、地下的地质、工程安全风险。进一步强化高含硫气田工程施工作业技术、质量、安全管理。,从本次事故分析：,（六）对丛式井井组的合理井间距和回注井的布置论证不够,在方案编制时，采用丛式水平井方式进行开发。但在缺乏相应标准指导的情况下，对高含硫丛式井组内的合理井间距认识不足、论证不够，仅从现场地形条件及施工技术能力能否实现进行设计，而没有更多地认识到地面、地下的地质工程安全风险。,回注井罗家注1井选择在丛式井组中，对同场其它生产井的影响认识不足：对井下可能出现的井间安全影响认识不足；对地层水
20、中H2S和CO2含量增大后，可能对相邻气井套管带来外腐蚀的危害性认识不足；对不同注入水量条件下形成的腐蚀性水体扩散影响的范围和距离认识不足。,（七）进一步提高干部和员工队伍的素质,在事故发生和处理过程中，我们明显感到，对“三高”气田要做到安全勘探开发，我们的干部、员工素质无论是判断复杂情况、采取工程措施，还是在应对复杂情况的能力上都存在较大差距。还需要在人力资源的配备、员工培训、生产组织等方面下大力气进行调整和强化，提高对勘探开发“三高”气田的工程服务能力，提高识别和应对风险的能力。,这两次事故暴露出我们在“三高”气田勘探开发中，在安全生产的思想认识上、在工程技术服务能力上，在员工队伍的素质上还有差距。在今后的工作中，我们将全面落实科学发展观，始终坚持“安全发展”的指导原则，针对“三高”气田的安全勘探开发，依靠科技进步作支撑和保障，提高本质安全水平和事故防范能力。,总结经验 吸取教训全面提高天然气井井控能力,
