元壩272-2H井噴事故分析

1、元壩272-1H溢流事故分析苗錫慶元壩272-1H井噴事故分析 2013年7月7日17:10，元壩272-1H井四開193.7mm+206.4mm尾管固井替漿過程中泵壓異常，隨后發(fā)現(xiàn)溢流，17:23關(guān)井，18:00套壓逐漸上升至49Mpa，立壓上升至30Mpa。經(jīng)過2次節(jié)流循環(huán)壓井，8日13:15循環(huán)立壓降至13Mpa ，套壓降至12Mpa，溢流得到有效控制，壓井處理耗時(shí)20.08h。元壩272-1H井噴事故分析基本情況溢流經(jīng)過溢流處理原因分析元壩272-1H井噴事故分析基本情況：元壩272-1H井是西南油氣分公司為元壩產(chǎn)能建設(shè)部署的一口超深水平井，位于四川盆地川東北巴中低緩構(gòu)造元壩區(qū)塊長(zhǎng)興組

2、號(hào)礁帶，以上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組頂部礁蓋（頂）儲(chǔ)層為主要目的層，設(shè)計(jì)垂深6575m、斜深7790m。元壩元壩107107元壩元壩161161元壩元壩275275元壩元壩211211元壩元壩2828元壩地區(qū)長(zhǎng)興組礁灘相井位分布圖元壩元壩10-110-1元壩元壩10-210-2元壩元壩274274元壩元壩2727元壩元壩204204元壩元壩205205元壩元壩2929元壩元壩1 1元壩元壩101101元壩元壩1010元壩元壩29-229-2元壩元壩201201正鉆井正鉆井工業(yè)氣流井工業(yè)氣流井正試氣井正試氣井元壩272-1H井噴事故分析基本情況：該井導(dǎo)眼施工：2012年4月8日一開，29日二開，7月6日三開

3、，12月23日第四次開鉆，2013年6月17日第四次完鉆。該井三開中完井深4978m，下入282.6mm尾管過程中至井深4266m發(fā)生卡套管，通過三次泡解卡劑解卡無果，活動(dòng)套管至井深4292.34m固井，余685.66m未封固。2013年6月15日14:30四開定向鉆進(jìn)至6580m中完，層位為飛一段，鉆井液入口密度2.18g/cm3。元壩272-1H井噴事故分析 溢流經(jīng)過：溢流經(jīng)過：主要油氣水層位置主要油氣水層位置：須家河組二段氣層：4460.5-4462m、4464-4465m、4735.50-4736.00m。嘉陵江組二段氣水層：5895-5909m。飛仙關(guān)組二段氣層：6397.0-640

4、6.0m、6412.0-6432.0m、6436.0-6452.0m。元壩272-1H井噴事故分析溢流經(jīng)過：溢流經(jīng)過：固井前泥漿性能：固井前泥漿性能：2.18g/cm3，（入口），（入口）2.162.11g/cm3（出口）（出口） 2013年7月6日12:44開始注入先導(dǎo)漿，13:29注先導(dǎo)漿結(jié)束，注入過程中泵壓逐漸上升約3MPa，15:54開始大泵替漿，16:54-17:05大泵替漿過程中立壓由7.39Mpa快速下降到1.2MPa（替入總量90m3），17:07立壓降至0MPa，發(fā)現(xiàn)井下情況異常。17:09提前結(jié)束替漿，總替入量92.5m3（設(shè)計(jì)替入量95.1 m）中發(fā)現(xiàn)出口槽仍有泥漿返出，

5、判斷出現(xiàn)溢流。17:22實(shí)施頂部封隔器坐封，試圖環(huán)空關(guān)井，但井口仍有泥漿返出，井隊(duì)立即上提鉆具至4081.88 ，17:23關(guān)井求壓，至18:00套壓逐漸上升至49Mpa，立壓上升至18:21套壓降至47 Mpa后壓力保持不變。元壩272-1H井噴事故分析開次開次套管尺寸套管尺寸mm鋼級(jí)鋼級(jí)壁厚壁厚mm下入井段下入井段m m抗內(nèi)壓強(qiáng)度抗內(nèi)壓強(qiáng)度MPaMPa3282.6 110TSS17.320940.7281.3273.1110TSS13.84940.722100.3964282.6 TP110TSS17.322100.394292.3481.34193.7193.7110SS110SS12.

6、712.74098.124098.125244.675244.678787206.4BG110TSS19.055244.675707.15118.1193.7BG110TS12.75707.156146.6787193.7BG2532-12512.76146.676577.5298.9溢流經(jīng)過：元壩272-1H井噴事故分析 第一次第一次壓井時(shí)間：壓井時(shí)間：7月月7日日18:3323:10，累計(jì)注入，累計(jì)注入2.38g/cm3的重漿的重漿182m3。效果效果：關(guān)井套壓由43 MPa逐漸降至38MPa，立壓由24.5MPa逐漸下降至20MPa，達(dá)到替出環(huán)空水泥漿，控制套壓、立壓的目的，險(xiǎn)情得到了控

7、制。過程過程：7日18:33開始節(jié)流放噴，同時(shí)采用水泥車泵入2.38 g/cm3 儲(chǔ)備重漿，套壓控制在45-51 MPa之間，排量0.4-0.8 m3/min（約30min后點(diǎn)火成功，火焰約1525m），立壓由30 MPa逐漸下降至27 MPa穩(wěn)定。21:26開始使用雙車循環(huán)節(jié)流放噴壓井，立壓25 MPa，套壓47MPa，排量0.351.2m3/min，套壓4350MPa，立壓1928 MPa；23:10停泵關(guān)井觀察，壓井共計(jì)注入密度2.38g/cm3的重漿182m3，計(jì)算環(huán)空容積被替入的泥漿代替。由于現(xiàn)場(chǎng)儲(chǔ)備重漿不足，停止了連續(xù)壓井，關(guān)井觀察，立壓維持在16Mpa，套壓維持在32Mpa穩(wěn)定。

8、節(jié)流循環(huán)壓井節(jié)流循環(huán)壓井：元壩272-1H井噴事故分析 節(jié)流節(jié)流循環(huán)壓井循環(huán)壓井： 第二第二次壓井分兩個(gè)時(shí)間段：次壓井分兩個(gè)時(shí)間段：8日日8:20-13:35、15:10-16:22，累計(jì)注入，累計(jì)注入2.38-2.40g/cm3的重漿的重漿262m3。 效果效果：8日16:22停泵關(guān)井后，至9日8:30套壓5.61110Mpa，立壓15.514.2Mpa，溢流險(xiǎn)情得以排除。 過程：過程：第一階段第一階段8日8:20節(jié)流泄壓，套壓3228.5 MPa，立壓1614MPa，8:52見返出泥漿，取樣密度2.34g/cm3，9:06見出口有水泥漿后，用水泥車經(jīng)過節(jié)流管匯節(jié)流放噴使用2.40 g/cm

9、3的重泥漿壓井，立壓27MPa ，套壓31 Mpa，火焰呈橘黃色，大約25m30m，返出水泥漿大約1015m3；經(jīng)過壓井管匯、液氣分離器循環(huán)排氣，返出水泥漿大約56m3，10:20返出混漿大約6m3，密度為2.162.22g/cm3，排量0.400.80m3/min，立壓23.65MPa，套壓23.70 Mpa。元壩272-1H井噴事故分析10:48用單車全部經(jīng)過液氣分離器循環(huán)，排量0.400.80m3/min，返出混漿大約11.50m3，13:35用單車經(jīng)過液氣分離器循環(huán)，開始回收泥漿，排量0.90m3/ min，檢測(cè)出口泥漿密度為2.162.24g/cm3，氯離子為8000ppm，立壓23

10、MPa降為13MPa ，套壓21.5 MPa降為12MPa，間斷點(diǎn)火，火焰呈橘黃色，焰高23m，累計(jì)注入密度2.382.40 g/cm3的重漿199 m3。 第二階段：8日13:35開井活動(dòng)鉆具，鉆具處于自由狀態(tài)。后繼續(xù)關(guān)井，15:07套壓013.3Mpa。15:10開泵節(jié)流循環(huán)壓井，排量0.9m3/min，套壓控制在1417 MPa、立壓2023 MPa，火焰高23m，16:22累計(jì)注入2.382.40g/cm3的重漿63 m3停泵關(guān)井。由于現(xiàn)場(chǎng)重漿不足，決定停止繼續(xù)壓井，集各方力量?jī)?chǔ)備重漿。元壩272-1H井噴事故分析 第三步第三步試擠水泥：試擠水泥：7月9日正注水泥漿15m3，鉆具內(nèi)正擠

11、泥漿43m3，環(huán)空反擠2.5m3，關(guān)井候凝至13日10:18（套壓1824.9MPa、立壓19.827.8MPa）。效果：效果：停泵關(guān)井候凝，立壓19.5MPa，套壓19MPa，候凝。第四步第四步泄壓開井、觀察、起鉆泄壓開井、觀察、起鉆：泄壓開井后未見泥漿及氣體返出，立、套壓為0，由于泥漿稠化無法建立循環(huán)（最高蹩至42MPa未通）。關(guān)井觀察至15日11:40無異常情況后起鉆，至16日1:45起鉆完發(fā)現(xiàn)中心管斷裂，對(duì)斷落的中心管部件進(jìn)行套銑打撈，至7月24日1:00打撈落魚出井，期間為壓穩(wěn)氣層鉆井液密度提至2.50g/cm3。至此，溢流處理結(jié)束。元壩272-1H井噴事故分析原因分析：原因分析：（

12、一）下完套管到固井以前循環(huán)的五周來分析，沒有壓穩(wěn)氣層，具體表現(xiàn)在進(jìn)出口密度差（一）下完套管到固井以前循環(huán)的五周來分析，沒有壓穩(wěn)氣層，具體表現(xiàn)在進(jìn)出口密度差大于大于0.02g/cm3切出口泥漿密度沒有穩(wěn)定；氣測(cè)錄井顯示全烴時(shí)高時(shí)低，沒有穩(wěn)定。切出口泥漿密度沒有穩(wěn)定；氣測(cè)錄井顯示全烴時(shí)高時(shí)低，沒有穩(wěn)定。0.000010.000020.000030.000040.000050.000060.000070.000080.000090.0000100.0000050100150200250300350400450第一周循環(huán)全烴變化（13:01-19:47）第二周循環(huán)全烴變化（19:47-1:18）第三周

13、循環(huán)（1:18-6:05）元壩272-1H井噴事故分析0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0017131925313743495561677379859197103109115121127133139145151157163169175181187193199205211217223229235241第四周 入口第四周 出口第四周 全烴值元壩272-1H井噴事故分析第四周循環(huán)泥漿進(jìn)出口密度曲線0.000.501.001.502.002.50181522293643505764717885929910611312012713414114815516216917

14、6183190197204211218225232239第四周 入口第四周 出口元壩272-1H井噴事故分析元壩272-1H井噴事故分析原因分析：原因分析：（二二）固井施工過程中，環(huán)空當(dāng)量液柱壓力降低，未能壓穩(wěn)地層流體，是出）固井施工過程中，環(huán)空當(dāng)量液柱壓力降低，未能壓穩(wěn)地層流體，是出現(xiàn)溢流的直接原因?，F(xiàn)溢流的直接原因。（1）先導(dǎo)漿密度不足，導(dǎo)致環(huán)空液柱壓力降低。）先導(dǎo)漿密度不足，導(dǎo)致環(huán)空液柱壓力降低。經(jīng)查閱綜合錄井?dāng)?shù)據(jù)，2013年7月7日12：40開始用大泵注入先導(dǎo)漿，12:53排量穩(wěn)定后（75沖/min），立壓為12.30MPa，后隨著立壓逐步上升，至13:17，立壓最高達(dá)到15.07MP

15、a。分析認(rèn)為注入先導(dǎo)漿立管壓力持續(xù)升高23MPa的原因，應(yīng)屬先導(dǎo)漿密度偏低所致，按泵壓升高3MPa計(jì)算，先導(dǎo)漿密度僅為2.10g/cm3，低于井漿密度2.18g/cm3。低密度先導(dǎo)漿進(jìn)入環(huán)空后，將進(jìn)一步降低環(huán)空液柱壓力，計(jì)算顯示，2.10 g/cm3先導(dǎo)漿返至127mm鉆桿，靜液柱壓力降低0.8Mpa左右。元壩272-1H井噴事故分析原因分析：原因分析：（一）、固井施工過程中，環(huán)空當(dāng)量液柱壓力降低，未能壓穩(wěn)地層流體，是（一）、固井施工過程中，環(huán)空當(dāng)量液柱壓力降低，未能壓穩(wěn)地層流體，是出現(xiàn)溢流的直接原因。出現(xiàn)溢流的直接原因。（1）先導(dǎo)漿密度不足，導(dǎo)致環(huán)空液柱壓力降低。）先導(dǎo)漿密度不足，導(dǎo)致環(huán)空液

16、柱壓力降低。0.005.0010.0015.0020.0025.0030.00123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28系列1元壩272-1H井噴事故分析（2）先后注入共）先后注入共10m3低密度沖洗液，低密度沖洗液，在大肚子井段頂替效率低，導(dǎo)導(dǎo)致環(huán)空液柱壓力進(jìn)一步降低。致環(huán)空液柱壓力進(jìn)一步降低。7月7日13:2513:30，水泥車注沖洗液5.0m3（密度1.05g/cm3），14:00水泥車注入加重隔離液16m3（密度2.21g/cm3），然后再注入沖洗液5.0m3（密度1.05g/cm3），先后共注入

17、低密度沖洗液共10m3。從5月13日的實(shí)鉆施工情況，鉆穿嘉二水層后，在井漿密度2.08g/cm3的條件下進(jìn)行起下鉆作業(yè)，下鉆循環(huán)有嚴(yán)重的水浸現(xiàn)象，共排放低于1.71g/cm3混漿48.54m3，排放鹵水密度最低為1.05g/cm3，氯根46000ppm，推算嘉二水層當(dāng)量密度為2.05g/cm3左右，水層壓力約為120MPa。元壩272-1H井噴事故分析本井因三開裸眼段為全部封固，給四開固井帶來復(fù)雜的井眼條件。三開完鉆井深4978m，地層為雷三段，282.6mm套管下深4292.34m，尚余685m未進(jìn)行套管固井，環(huán)空容積高達(dá)53.29l/m。沖洗液在低密度、低粘度、低返速條件下，在大肚子井段頂

18、替效率較低。通過蘭德馬克軟件對(duì)施工過程進(jìn)行壓力模擬，按照先導(dǎo)漿體密度2.1g/cm3，頂替效率80%進(jìn)行模擬計(jì)算，嘉二段水層最低ECD為2.03g/cm3，靜止當(dāng)量密度1.97 g/cm3，在部分時(shí)間低于嘉二水層壓力。7月15:4550，停泵釋放膠塞，此時(shí)共注入前置液26m3，水泥漿93m3，總共注入流體119m3，管內(nèi)容積92.5m3，返出管鞋26.5m3，隔離液頂界井深約為5468m左右，第一段低密度沖洗液段長(zhǎng)為210m，位于嘉二水層（58955909m）以上，該段沖洗液直接降低液柱壓力2.32MPa。而此時(shí)停泵，環(huán)空流動(dòng)降為0MPa。蘭德馬克軟件模擬出嘉二水層液柱當(dāng)量密度為2.02g/c

19、m3，低于嘉二水層壓力，導(dǎo)致嘉二水層溢流進(jìn)入井筒。之后總注入量135140m3時(shí)，動(dòng)態(tài)ECD低于2.05 g/cm3。嘉二將繼續(xù)出水。元壩272-1H井噴事故分析模擬條件：先導(dǎo)漿體密度2.1g/cm3、頂替效率80%：須二氣層：井深4465m處最低ECD為2.02g/cm3，靜止當(dāng)量密度2.0g/cm3。元壩272-1H井噴事故分析 嘉二水層：5900m處最低ECD為2.03g/cm3，靜止當(dāng)量密度1.97 g/cm3。元壩272-1H井噴事故分析飛二氣層：井深6420m（TVD6300m）最低ECD為2.06g/cm3，靜止當(dāng)量密度1.99g/cm3。元壩272-1H井噴事故分析 以上模擬的

20、頂替效率以上模擬的頂替效率80%的情的情況，如沖洗液頂替效率如低于況，如沖洗液頂替效率如低于80%，作用在嘉二水層的靜態(tài)和動(dòng)態(tài)壓力作用在嘉二水層的靜態(tài)和動(dòng)態(tài)壓力將進(jìn)一步降低，出水溢流情況還將將進(jìn)一步降低，出水溢流情況還將進(jìn)一步惡化。進(jìn)一步惡化。元壩272-1H井噴事故分析（3）嘉二出水進(jìn)一步降低液柱壓力，導(dǎo)致飛仙關(guān)氣層失穩(wěn)，溢流轉(zhuǎn)化為井涌。嘉二出水進(jìn)一步降低液柱壓力，導(dǎo)致飛仙關(guān)氣層失穩(wěn)，溢流轉(zhuǎn)化為井涌。元壩272-1H三開固井因282.6mm套管未到底，下深4292.34m，尚余685m須家河組裸眼未封固，錄井解釋此段須家河組有三個(gè)氣層：4460.54462.00m、4464.004465.0

21、0m、4735.504736.00m。根據(jù)揭開嘉陵江水層前起鉆后效看，在2.08 g/cm3條件下須家河氣層完全壓穩(wěn)無后效顯示。而5月12日揭開嘉陵江水層后因環(huán)空泥漿水浸后（折算當(dāng)量密度1.85 g/cm3）氣浸現(xiàn)象明顯。2013年6月11日揭開飛仙關(guān)氣層后，錄井解釋63926452m井段為4個(gè)氣層以及裂縫性氣層，7月2日靜停85h后后效全烴達(dá)到77%；另根據(jù)鄰井資料顯示，飛仙關(guān)氣層壓力達(dá)到1.93-1.95g/cm3。通過蘭德馬克軟件，模擬嘉二段出水，浸入井筒量達(dá)到5m3、10m3的飛二壓力情況，飛仙關(guān)段氣層（64366452m、TVD6300m）ECD降低至1.982.02g/cm3，靜液

22、柱壓力最低1.911.97 g/cm3，所以嘉二出水后，將進(jìn)一步導(dǎo)致飛仙關(guān)氣層失穩(wěn)，氣體浸入井筒，并隨氣侵鉆井液上返。元壩272-1H井噴事故分析嘉二出水嘉二出水5m3，飛仙關(guān)壓力情況模擬，飛仙關(guān)壓力情況模擬 ECD 最低為最低為2.02，靜止最低為，靜止最低為1.97。元壩272-1H井噴事故分析嘉二出水嘉二出水10m3，飛仙關(guān)壓力情況模擬，飛仙關(guān)壓力情況模擬 ECD 最低為最低為1.98，靜止最低為，靜止最低為1.91。元壩272-1H井噴事故分析同時(shí)通過對(duì)氣樣組分進(jìn)行分析，也能夠驗(yàn)證氣體來源為飛仙關(guān)：本井在節(jié)流循環(huán)時(shí)，將氣管線放置在分離器泥漿出口處采集氣樣，進(jìn)行色譜分析，組分中含有C1，

23、無C2，與飛二段油氣顯示及后效顯示井段組分特征基本一致，分析認(rèn)為節(jié)流氣樣以飛二段氣層為主。元壩272-1H井噴事故分析 氣浸之后，隨著環(huán)空液柱壓力進(jìn)一步降氣浸之后，隨著環(huán)空液柱壓力進(jìn)一步降低，環(huán)空當(dāng)量密度進(jìn)一步降低至低，環(huán)空當(dāng)量密度進(jìn)一步降低至1.80g/cm3以下，誘發(fā)須家河氣層失穩(wěn)，多層位大量氣以下，誘發(fā)須家河氣層失穩(wěn)，多層位大量氣體侵入井筒后，溢流逐漸轉(zhuǎn)化為井涌。體侵入井筒后，溢流逐漸轉(zhuǎn)化為井涌。元壩272-1H井噴事故分析（三三）、固井過程中，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流，是溢流處理復(fù)雜化、事件）、固井過程中，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流，是溢流處理復(fù)雜化、事件后果擴(kuò)大化的直接原因。后果擴(kuò)大化的直接原因。如果

24、溢流能夠被及時(shí)發(fā)現(xiàn)，并且按照井控作業(yè)程序采取有效的措施，可以避免本次溢流轉(zhuǎn)化為井涌等復(fù)雜情況。但元壩272-1H井在替漿過程中泥漿罐滿造成向污水池排放泥漿，導(dǎo)致在替漿過程中無法準(zhǔn)確計(jì)量液面，無法及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流。替漿過程中在總替漿量為79.5m3時(shí)，泵壓由7.5Mpa降至4.9Mpa，繼續(xù)替漿92.5m3，泵壓逐漸降到0MPa后才結(jié)束替漿，停泵后發(fā)現(xiàn)井口不斷流，進(jìn)行坐封封隔器，強(qiáng)起鉆具后關(guān)井。在發(fā)現(xiàn)泵壓異常后，未及時(shí)判斷井下情況，繼續(xù)替漿13m3（這段時(shí)間約10min），未能及時(shí)關(guān)井。而停泵至關(guān)井共耗時(shí)17min，井內(nèi)繼續(xù)溢流井涌，計(jì)算超過30m3泥漿被推出環(huán)空，環(huán)空液面高度約1000m，所以17

25、:23關(guān)井求壓，至18:00套壓逐漸上升至49Mpa，立壓上升至30Mpa，壓井難度大幅增加。元壩272-1H井噴事故分析0.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0016:30:1316:32:1316:34:1316:36:1316:38:1316:40:1316:42:1316:44:1316:46:1316:48:1316:50:1316:52:1316:54:1316:56:1316:58:1317:00:1317:02:1317:04:1317:06:1317:08:1317:10:1317:12:1317:14:1317:16:1317:18:131

26、7:19:1317:20:4317:22:4317:24:43立壓入口流量出口流量元壩272-1H井噴事故分析0.00005.000010.000015.000020.0000050100150200250300350400第五周循環(huán)至替漿完全烴變化情況第五周循環(huán)至替漿完全烴變化情況第五周循環(huán)至替漿完全烴變化情況0.005.0010.0015.0020.0025.0030.00050100150200250300350400第五周循環(huán)至替漿完立壓變化情況第五周循環(huán)至替漿完立壓變化情況第五周循環(huán)至替漿完立壓變化情況元壩272-1H井噴事故分析 （四四）、固井施工設(shè)計(jì)密度現(xiàn)場(chǎng)取值不準(zhǔn)，出現(xiàn)）、固井

27、施工設(shè)計(jì)密度現(xiàn)場(chǎng)取值不準(zhǔn)，出現(xiàn)失誤。失誤。經(jīng)查閱元壩272-1H四開193.7mm+206.4mm尾管固井工程設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)“1.1.3鉆井液性能中鉆井液密度值為2.12g/cm3”，現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查時(shí)間為2013年6月13日，實(shí)際本井至5月13日壓穩(wěn)嘉二水層后，鉆井液入口密度已經(jīng)達(dá)到 2.18g/cm3。與實(shí)際值不符。元壩272-1H井噴事故分析教訓(xùn)、認(rèn)識(shí)教訓(xùn)、認(rèn)識(shí)此次溢流，是西南油氣分公司少有的固井溢流復(fù)雜情況，雖然進(jìn)行壓井、擠水泥等作業(yè)措施處置得當(dāng)，未造成人員傷亡和環(huán)保事件，但仍然為比較嚴(yán)重的井控事件。表現(xiàn)在一是因?yàn)殛P(guān)井套壓高達(dá)近50MPa，接近套管的抗內(nèi)壓極限，給后續(xù)壓井處理帶來大井控風(fēng)險(xiǎn)；二是尾

28、管段水泥被地層溢出流體推走，尾管段固井質(zhì)量不好，這些給元壩氣田的高效開發(fā)展帶來不利影響，教訓(xùn)十分深刻；三是對(duì)于如此復(fù)雜的工程施工，雖然各級(jí)領(lǐng)導(dǎo)都十分重視，但表現(xiàn)在現(xiàn)場(chǎng)上連續(xù)的出現(xiàn)失誤沒有發(fā)現(xiàn)，最終導(dǎo)致嚴(yán)重的溢流發(fā)生。在元壩272-1H四開尾管固井井溢流事件中，有以下教訓(xùn)和認(rèn)識(shí)：元壩272-1H井噴事故分析1、對(duì)井況復(fù)雜性認(rèn)識(shí)不足，對(duì)潛在的井控風(fēng)險(xiǎn)預(yù)見不到位。、對(duì)井況復(fù)雜性認(rèn)識(shí)不足，對(duì)潛在的井控風(fēng)險(xiǎn)預(yù)見不到位。本次尾管固井存在特殊性，但技術(shù)人員仍以常規(guī)思路處理“非常規(guī)井眼”：因三開282mm套管未下到位，本次四開尾管固井將封固段長(zhǎng)為686m的314.1mm大井眼井段，環(huán)空容積達(dá)到53.29 l/m。工程技術(shù)人員為提高大環(huán)空固井質(zhì)量，采用了前后各5m3，加大沖洗液用量的方法，以期望進(jìn)一步提高沖洗效率。但忽略了加大低密度沖洗液可能導(dǎo)致的井控風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)由于目前的西南油氣田四川工區(qū)的固井設(shè)計(jì)編制及審查，從未要求沖洗液，尤其是低密度沖洗液，要根據(jù)頂替效率來復(fù)核壓穩(wěn)情況，所以這也是本井設(shè)計(jì)人員和審批人員未能發(fā)現(xiàn)本井存在部分簡(jiǎn)短未壓穩(wěn)的客觀原因。元壩272-1H井噴事故分析2、固井期間難以連續(xù)、精確監(jiān)測(cè)液面，未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流。、固井