含硫油气井安全钻井技术

一、引言海上钻井是一项高投入、高风险的特殊作业,具有多学科性、复杂性、隐蔽性等特性。钻进时遇到地层中含有H2S会造成工具、管材不同程度的腐蚀及氢脆,一旦H2S超标扩散会给钻井平台施工人员造成生命威胁,因此H2S的监测与控制给钻井技术研究和实施作业提出了更高的要求。基于海上钻井平台受气候、海域、运输等不利条件影响,具有不同于陆地钻井的独特风险性,要求管理、设计、技术、施工等人员具有强烈的责任心、做到精心设计、精心组织、精心施工,确保井下、设备、人员的安全。二、含硫气田的分布与开发1、行业标准国际上:天然气中H2S≥5%(即77g/m3)为高含H2S气藏,CO2含量2%~<10%间为中含CO2气藏(即39.6~<197.8g/m3)我国:现行石?油行业标准SY/T6168《气藏分类》规定:天然气中H2S≥2%(即≥30.8g/m3)为高含H2S气藏。CO2含量2%~<10%为中含CO2气藏。2、分布高含硫气田在世界上分布比较广泛,几乎各产油大国都有含H2S气田。目前已发现具有工业价值的高含硫气田约400多个,其中很多分布在碳酸盐岩地层中。H2S含量高于5%的天然气气藏:我国天然气中H2S含量大于1%的气田,约占全国天然气储量的1/4。主要分布在四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地以及南海崖13-1气田等。其中华北赵兰庄气田H2S含量高达92%。目前国内仍以四川盆地含硫气田分布最为广泛。盆地内80%以上气田不同程度含H2S。其中川东卧龙河气田卧63井嘉五1气藏,H2S含量达31.95%,CO2含量达1.65%。特别是近十余年在川东北地区发现的渡口河、罗家寨和中石化普光等气田,高含H2S和中含CO2很具代表性。3、开发现状在勘探开发高含硫气田中,法国、加拿大、美国、俄罗斯和伊朗等国,积累了丰富经验。(1)法国拉克气田H2S含量为15.4%,CO2含量为9.5%,1957年投产,生产至今。已累积产气2258×108m2,采出程度70%。(2)20世纪60年代中期,壳牌公司在美国密西西比州南方,勘探开发的一个高含硫气田,H2S含硫达45%,最深井深达7620m,井底压力为165.6MPa,温度为221℃。(3)俄罗斯奥伦堡高含硫气田,H2S含量达1.3~5%,CO2含量0.7~2.6%,已开发45年,最高年产气490×108m3,目前年产气180×108m3。4、目前为止,四川地区有测试依据的高温、高压、高含硫最高指标情况最高温度:176℃(盘1井)最高压力:龙4井关井井口压力103.42MPa未稳,由于井口受限,未能继续关井,推算地层压力130MPa左右。最高含硫:496g/m3(卧龙河嘉陵江气藏)。5、危害H2S为无色、剧毒的酸性气体,与空气的相对密度为1.189,爆炸极限范围为4.3%~46%(天然气5%~15%)。H2S是一种神经毒剂,亦为窒息性和刺激性气体,一旦发生泄漏,不仅影响高含硫气井平稳开发,还将危及人和环境安全,其浓度为150ppm(225mg/m3)时就会刺激人眼、呼吸道,麻痹嗅觉神经,浓度为800ppm(1200mg/m3)以上时,2min就能造成死亡。1ppm=1.5mg/m3。?三、含硫油、气井钻井施工难点1、地质构造复杂,不易判断无论前期勘探资料多么丰富,不同区块及相邻井位所钻地质构造均有所不同,设计书中不能概述全部的风险,特别是碳酸盐岩裂缝性气藏深井,纵向上普遍存在多产层多压力系统,由于套管程序的限制,往往造成同一裸眼井段出现喷漏复杂情况。横向上油气水分布不均,且地层压力也存在较大差异,造成同一井组,邻井施工难易程度也不尽相同。2、钻井平台地域狭小,人员稠密,安全、环保风险较大钻井平台面积不如一个足球场大,施工人员达到100余人,矗立大海上施工相对较孤立,一旦发生油、气井井喷,人员的生命和国家重大资产将面临巨大威胁,如果大量原油或H2S泄露将给环境造成不可估量的损失。众所周知“12.23”含硫气井井喷事故造成了数百人死亡,数万人员撤离,但这是在陆地,还有地方可疏散;墨西哥湾“深水地平线”平台钻井事故,原油泄露,造成了巨大的海洋环境污染,BP公司面临巨额损失。3、气井井控风险压力大(1)天然气溢流速度快,来势凶猛天然气具有可压缩、易膨胀特性,溢流与井喷间隔时间比油井短得多。据有关统计,在一百多井次中,从发现溢流到井喷的时间间隔小于30min的占2/3以上,其中一半以上在10min以内,而且来势凶猛,容易失控。(2)天然气井关井压力高天然气密度低,是原油的0.7‰,不能靠自重平衡大部分地层压力,不仅井涌、井喷临时关井压力高,完井后井口关井压力也高。1997年6月14日20:15某油气田某井取心钻进至2924.89m,因最后1.6m钻速突快,当时判断可能钻遇高压油气层,钻井液密度1.74g/cm3(设计值:1.79—1.84g/cm3,主要原因密度低)故决定割心起钻,循环钻井液观察后效,至20:45,甲方监督为了不影响岩心收获率要求停止循环立即起钻,起出2立柱钻杆发现井口溢流,3—5秒钟后井喷,喷高10m。关井15min后关井立压4.5Mpa、套压5MPa。在压井过程中因回收钻井液闸门开启不畅,在抢换过程中,套压上升为25MPa。环形防喷器刺漏,又关半封闸板防喷器控制井口(23:24),用一条放喷管线放喷,套压18MPa,此时半封闸板防喷器也被刺坏。15日0:30终因半封闸板防喷器完全刺坏而失控。(3)天然气井易窜漏天然气上窜能力强,气层钻进中容易发生气侵,导致平衡地层压力的液柱压力降低,导致井涌,甚至井喷,表层套管下入较浅时,钻遇气层关井易发生地下井喷,有时也表现为地面窜漏。例如罗家寨罗家2井、川东北的普光9井在发生溢流关井后,均因为表层套管下入太浅发生窜漏,附近的河流和农田溢流天然气,给附近群众生命造成巨大威胁,钻井液顺着裂缝溢流到地面和河流,破坏了当地的生态环境。(4)天然气易燃、易爆、易中毒天然气井在发生井喷后,由于各种原因易引起着火,含硫天然气易造成钻具等管材氢脆折断。含硫天然气井一旦井喷失控,将大大增大处理难度。4、气井固井质量影响因素多(1)天然气上窜能力强,固井时,极易窜槽,影响固井质量;(2)含硫气井,由于H2S的应力腐蚀和电化学腐蚀特性,易造成套管损坏,从而影响井的安全;(3)H2S的腐蚀性能还会对水泥石造成腐蚀,从而降低水泥石的强度。(4)深井温差大,水泥浆稠化时间的控制难度大,超缓凝易造成气窜。四、含硫油、气井安全钻井技术1、钻前调研与设计方案论证了解施工区域地质情况,邻井构造或邻井钻井与完井试油情况,并对井位周边环境进行调查,做好《安全应急预案》,同时注意放喷地点的选择,做好防火工作。对初步《设计方案》有一个较完善的论证审查体系和制度,组织相关专家和部门,对初步《设计方案》进行审查,确定最终的《设计方案》。2、分析《钻井地质与工程设计》(1)地质设计方面重点:地层压力(孔隙压力、破裂压力、坍塌压力)预测的准确性;储层的类型;地层流体性质(包括H2S含量);可能存在的复杂情况及地质家初步确定的完井方式。(2)工程设计方面重点:井身结构设计,各层套管下入深度是否合理(目的层之上有溶洞、裂缝性漏层,要求有两层套管封隔);必须按标准严格控制井眼轨迹全角变化率(狗腿度),以减少套管磨损,降低井筒风险。(3)钻井液密度设计:按各裸眼井段中最高地层压力当量密度值附加0.07~0.15g/cm3,高含硫气井按高限(即0.15g/cm3)附加;高含硫气井储备不少于1~1.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.3g/cm3~0.4g/cm3的高密度钻井液,储备足够的加重材料和除硫材料。PH值对电化学失重腐蚀和硫化物应力腐蚀的影响都较大,当PH9时,就很少发生硫化物应力腐蚀。而随PH值的降低,电化学失重腐蚀增加,因此在钻开含硫地层后,钻井液的PH值应始终控制在9.5以上。3、钻柱设计?(1)钻杆材质选择:加大壁厚,内外有防腐涂层。研究表明,各种钢级的管材都有其抗H2S腐蚀的最低临界温度,在临界温度之上,它就具有抗H2S的腐蚀性能。含硫气井在强度满足要求的条件下,一般选用G级或低钢级钻杆,高钢级易氢脆。若强度要求选用S135钻杆时,必须调整钻井液性能以防止H2S腐蚀。另外温度对硫化物应力腐蚀开裂的影响较大,当温度升高到一定(93℃)以上可不考虑金属材料的防硫问题;油气井钻井中套管和钻铤,当井下温度高于93℃时,可以不考虑其抗硫性能。(2)钻具组合满足井眼轨迹控制要求;井斜较大的井和全角变化率较大的井段,应采取防磨措施(加装防磨接头或钻杆接头敷焊防磨材料);气层钻井中在钻柱下部还应安装钻具止回阀。4、固井方式及水泥浆体系:固井方式尽可能选用一次性固井,以避免分级箍、悬挂器等附件存在薄弱环节,从而导致安全风险的存在。水泥浆体系选用水泥石致密的水泥浆体系,如塑性水泥浆体系,抗硫防腐水泥浆体系。天然气井,特别是高温高压高含硫气井,要求各层套管固井水泥浆均返至地面。5、井控设计(1)井口选择及试压要求:井口选择一般是根据地层压力确定。川庆做法:地面控制系统,主要按照SY/T6616—2005《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》和SY/T5964—2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》施行,防喷器组合从上至下:环形、半封、剪切、双闸板(上全封、下半封)、双四通、套管头。节流、压井管汇各一套,主放喷管线两条,副放喷管线两条,液气分离器排气管线一条,各个放喷口均配置点火及燃烧装置。(2)井控装置试压:应在不超过套管抗内压强度80%的前提下,环型防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%;闸板防喷器、压井管汇试压到额定工作压力。?6、钻井作业过程中以井控为重点的安全措施(1)明确局级、事业部、钻井平台三级井控管理机构及职责,在处理突发、应急事件时便于指挥、协调。落实应急放喷、点火、撤离权限。(2)钻井平台必须按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》(SY/T6283-1997)的要求制定切实可行的《安全应急预案》,由上级部门审批,H2S含量超过100g/m3应请局级部门审批把关。并与当地政府有关部门衔接,形成地企联动的应急救援体系。(3)进入含硫气层前,除钻井平台和其他专业化服务队伍要进行应急预案的学习、演练外,还要编制《单井应急救援预案手册》向可能危及范围内其他人员设施,进行H2S安全知识和遇紧急情况时的应急沟通,提出紧急情况下的安全撤离要求,并进行演练。(4)现场油气显示的检测与监控:及时发现溢流,及时关井,及时压井是搞好含硫油、气井井控工作的三个重要环节。要求对地质综合录井仪;钻井液液面自动监测报警仪(监测溢流井漏);钻井液液面人工“坐岗”观测钻井液体积的变化;产层中钻进作业,每次起钻前的短程起下钻检测井内压力平衡情况等基础工作做细抓严。7、H2S气体的检测与人身防护钻井平台在钻台及井口下方、泥浆出口、固控区、钻井液循环罐区等区域分别安装有足够数量的H2S和可燃气体探头,相关岗位人员还配有移动式检测探头,要按时用样气标定检验,确保处于完好状态。作业区域都按人员数量配置了正压式空气呼吸器,要加强检查和保养,随时备用。H2S伴随着油气资源同时出现,具有较大的风险,通过实施合理的钻井技术,可以规避风险。在装备、工具符合环境特点,加强提高人员素质,严格执行工艺纪律和劳动纪律,注重一次井控,在含硫油、气储层采用过平衡钻井,就会实现安全钻井的目的。

篇2:钻井副队长岗位安全责任制

1、协助队长负责井队生产、经营、行政、设备、QHSE管理工作;队长不在时履行队长职责。

2、具体负责本队设备管理。掌握本队设备动态,设备运转状况,设备完好状况,制定设备管理及维修保养措施,确保设备正常运行;负责组织本队设备管理检查评比,提出奖惩意见;负责向公司汇报本队设备管理情况。

3、具体负责本队QHSE管理工作。结合QHSE管理体系标准的要求,负责制定并督促执行本队各项QHSE计划、制度与办法,对生产过程中的危害和影响因素进行识别、评价和削减管理。

4、检查和监督各班组生产过程中的QHSE管理及生产组织情况,及时解决施工期间存在的QHSE管理及生产中出现的问题,对违章人员进行制止、教育和处理。对发生的设备事故和人员事故负责组织分析,调查事故经过和原因,及时填写上报事故报告(表)。

5、负责对岗位职工进行环保知识和污染防治技术的教育与培训,对施工现场、生活区环境及钻井队“三废”处理情况进行监督、检查。

6、负责本队的修旧利废工作。

7、协助队长认真贯彻执行相关质量体系标准,及时汇报钻井生产中的质量问题,按纠正措施组织实施,负责本队QHSE活动记录。

8、负责队里安排的其他工作。

篇3:钻井工程师（技术员）岗位安全责任制

1、负责钻井队技术、工程资料、新技术及新工艺的推广与应用、技术培训、钻井工程质量工作。

2、负责钻井队技术管理,保证甲方和工程技术部门各项技术指令和安全技术措施的贯彻落实,并负责钻井技术交底工作。

3、根据甲方下达的地质、工程设计书,负责制定施工计划和技术措施。

4、负责钻具、钻头的管理,钻井参数仪、自动记录仪、测斜仪的使用、检查及维护,参与设备安装质量的检查、校正和验收工作。

5、负责组织各项重大工程和特殊作业的施工、准备与检查,处理井下复杂情况和井下事故,制定技术措施和要求,并负责各种特殊工具的草图绘制和相关技术标准的实施。

6、负责钻井队技术培训,组织和实施钻井新技术、新工艺的推广与应用;负责计算机管理。

7、负责钻井施工质量控制,执行相关QHSE体系标准。

8、严格执行井控管理制度,负责组织现场井控设备的安装、试压、维护工作,负责现场防喷演习的组织和讲评工作。

9、负责审查工程班报表,填写井史,收集、整理、保管各项工程技术资料并按时上报;严格执行每日汇报制度。