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井喷事故汇编

一、钻进过程的事故案例:
案例一 赵1井井喷事故
专家点评:赵1井井喷的主要原因是领导对井控工作不够重视,没有井控制度及井控设备是造成井喷失控的主要原因之一。另外职工无井控知识,对井喷的危害认识不够,在钻井液发生石膏侵及气侵密度下降后,没有采取措施,发生井喷后还不进行加重是造成事故的重要原因。当时没有以人为本的思想,“革命加拼命”的思想使三位同志献出宝贵的生命。这一教训值得深思。
1、基本情况
赵1井是华北油田赵兰庄构造上的第一口资料井,位于河北省晋县周头乡赵兰庄大队,由华北石油管理局第四钻井工程公司3222钻井队承包施工任务。该井设计井深3200m,钻探目的是了解古生界及第三系含油气情况,并查第三系及古生界地层剖面特征及其生储盖组合。该井于1976年5月20日开钻,用φ400mm3A钻头钻至井深97.87m,φ324mm表层套管下至井深84.14m,水泥未返至地面,人工灌水泥近100袋。井口未装防喷器。5月25日用φ248mm3A钻头二开。

2、事故发生经过
1976年6月25日0∶15,泥浆中散发出了强烈的硫化氢气体,熏倒了柴油机助手邵战荣,在没有防毒面具的情况下,同志们继续坚守岗位,队长李仁杰换下了司钻梁通荣及钻工张永宁,坚守在钻台上,0∶36当钻进至井深435.80m时,第一次井喷发生,强大的天然气带着强烈的硫化氢气体从井口呼啸而出,李仁杰使尽最后的力气刹死刹把,摘掉转盘离合器,司钻梁通荣和钻工黄生存为抢救同志,保护井下设备安全,也倒在于队长李仁杰身旁,李仁杰、梁通荣献出了宝贵生命。
0∶45发生了第二次井喷,地质工陈禄明为了取准资料,卡准井喷井深,在抢救下战友后登上钻台丈量方入,被第二次井喷冲下钻台,英勇献身。
由于从井内喷出了大量的原油及天然气,继第二次井喷后造成严重井塌,井喷停止,在这次井喷事故中,先后3人死亡,6人昏迷,井深2424.60m钻具被卡。
3、事故处理过程
该井被喷塌后,根据原石油化学工业部付部长张文彬的指示,原华北石油会战指挥部决定,在6月26日和6月27日对赵1井进行封堵及防窜工作。
(1)施工设计
①封堵井段
管外0—30m(预计) 段长30m 水泥45袋
2340—2440m 段长100m 水泥100袋
管内1940—2440m 段长50m 水泥116袋
0—100m 段长100m 水泥23袋
②施工方法
a.注水泥20m3,争取平衡压力;
b.用2根油管插入环空,用水泥封住表层套管与φ127mm钻杆之间的环空,水泥返出井口;
c.凝固4小时后管内施工;
d.管内注水泥240袋,预计环空(φ248mm井眼与φ127mm钻杆)100m,管内下部封500m,上部封100m,中间替泥浆17m3(水泥浆密度均要求达到1.857g/cm3);
e.割表层套管与方钻杆,焊环形铁板封死。
(2)实际施工
①环空封堵:封固前环空液面100m左右(预测),下入油管19.4m,注水泥125袋(平均密度1.68g/cm3)未返出地面;
②管内回压17MPa,注密度为1.18g/cm3的泥浆15m3,压力平衡,接注水泥259袋(平均密度为1.84g/cm3),替清水2m3,上部注散水泥预计30袋;
③上部环空再注水泥40袋,返出井口;
④候凝后倒出方钻杆,铁板封焊表层套管,封堵完毕;
说明:因考虑井塌后井漏,而且不知漏失井深,为防水泥漏掉,故只替2m3,以防管内被漏空,试压时注入清水5m3,按上述计算,实际水泥刚好到钻头部位(管内),管外环形基本上没有水泥封固,管内试压10MPa。
4、事故原因分析
(1)由于是第一次在该区块进行钻井施工,不熟悉赵兰庄构造情况,局限于任丘油田的经验教训,从上至下思想麻痹,只把注意力集中在考虑古生界的钻探方面,而忽视了沙四段的钻探工作;
(2)组织技术措施不当,表层套管下深不够,井口未安装防喷设备,未储备重晶石及有关泥浆材料,无防毒面具等,以致发生井喷后手足无措,难以应付;
(3)现场分析研究不够,缺乏经验及临时应变措施不当;
(4)在钻遇石膏层后,泥浆密度严重降低是发生井喷事故的重要原因;
①6月18日,钻至井深2272m时钻遇石膏层,泥浆密度由1.20g/cm3降至1.15g/cm3;
②6月18日至6月20日泥浆密度始终为1.15g/cm3;
③6月21日钻至井深2400m,泥浆密度又下降至1.13g/cm3;
④6月21日至23日,泥浆密度始终保持为1.13g/cm3;
⑤6月24日钻至井深2431m时,发现气侵及石膏侵,泥浆密度再次下降,降至1.07g/cm3,后经处理,泥浆密度上提至1.12g/cm3,直至发生井喷事故。
(5)施工队伍井控技术素质差,主要表现为职工没有控制井喷的理论知识和防喷经验;特别值得一提的是泥浆密度由1.20g/cm3降至1.12g/cm3,从6月18日起至6月25日,井喷7-8天的时间没能将泥浆密度恢复到1.20g/cm3;再者,6月25日0∶15,在已经发现泥浆中散发出强烈硫化氢气体的情况下,队干部头脑仍未清醒,还盲目继续钻进。

案例二 高101-3井井喷事故
专家点评:高101-3井井喷的教训是深刻的,井控制度关键在落实,只靠开会检查不行,要把检查出的问题、上级的指示文件落实到岗位,落实到工作中。设计要科学,钻井液密度必须按照井控条例要求执行,甲方更应执行这些规定。当发生气浸溢流后应及时调整钻井液密度,原则是以人为本,安全第一。
1、基本情况
高101-3井是冀东油田高尚堡构造高9井断块高部位上的一口定向滚动开发井,具有预探性质。该井设计井深3212m,目的层是沙三1段,由华北石油管理局钻井三公司32864钻井队施工。
该井于1990年3月1日第一次开钻,用φ444.5mm钻头钻至井深208.5m,φ339.7mm表层套管下至井深206m。3月4日第二次开钻,用φ311mm钻头钻至井深1593.96m,φ244mm技术套管下至井深1589.41m,水泥返至井深398m。3月21日第三次开钻,用φ215.9mm钻头钻至井深2974.8m。
(1)地层及钻井液密度(见表1)
表1 地层及钻井液密度
地层 井段(m) 设计钻井液密度
(g/cm3) 实际钻井液密度
(g/cm3)
平原组 0—290 井深2620m以前,小于1.20
井深2620m以后,1.25-1.30 2800m:1.30
2903m:1.32
2974m:1.33-1.34
明化镇组 290—1600
馆陶组 1600—2150
东营组 2150—2620
沙一段 2620—2900
沙三段 2900—3200
注∶钻进中甲方要求乙方严格按设计钻井液密度施工
(2)邻井钻遇的复杂情况
①距离高101-3井1.25公里处的高9井,井深3149.25m处的沙三段地层压力系数为1.269。但是,高9井钻至井深2924.20m时曾发生强烈井喷,当时使用的实际钻井液密度为1.45g/cm3。
②距离高101-3井0.75公里的高59井,井深3181m处的地层压力系数为1.07,但高59井钻至井深2961.96m时曾发生过严重气侵,槽面气泡占70-100%,油花占2-3%,钻井液密度由1.37g/cm3降低到1.25g/cm3。
(3)井控装置
高101-3井装备有KPY-350型液压防喷器、35MPa节流管汇和FQK5型控制台。
(4)试压
试压12MPa,30分钟内压力降低0.4MPa(注:应试压到额定工作压力)。
(5)井控管理制度落实情况
3月30日,钻井公司有关人员曾向该队传达并要求贯彻《关于冀东油田井控技术管理条例》和《华北油田井控技术管理条例》;4月6日钻井公司又召开干部会,传达冀东油田井控工作文件;4月8日,当该队钻至井深2837m时,钻井公司井控领导小组对该井钻开油气层前的井控工作进行了检查验收。经钻井公司检查后,该队成立了井控小组,进行了一次防喷演习,安排了干部24小时值班,并制定了打开油气层时的坐岗制度;4月9日,冀东油田钻井办公室井控工程师也到该队检查了井控工作。该井虽经过了多层次井控检查,但这些检查均未按井控技术条例,高标准、严要求、逐项逐点进行,如试压不符合标准等,造成了事故隐患。
2、事故发生经过
4月13日正常钻进,钻进情况见表2。
表2 4月13日的钻进情况
时间 井深(m) 进尺(m) 每米钻时(min)
20∶39 2964-2965 1 10
20∶44 22966 1 5
20∶46 2967 1 2
20∶52 2968 1 6
21∶05 2969 1 13
21∶20 2970 1 15
21∶28 2971 1 8
21∶30 2972 1 2
21∶35 2973 1 5
注∶按科学打探井要求,钻遇快钻时,应立即停钻观察,待搞清油气显示情况后再采取正确措施。
由于这一井段有6m快钻时,4月13日21∶25,按迟到时间计算,2966m井段的泥浆开始返至地面,此时泥浆密度从1.33g/cm3下降至1.30g/cm3,粘度由29s上升至36s,气测值达160mV,即全烃含量高达70%,6分钟后,气测值降为正常。上岗副队长决定停钻观察,循环泥浆45分钟,约一个迟到时间(注:循环时间过短,未将整个快钻时井段的泥浆全部返出就观察泥浆性能变化;坐岗制度也不落实,未观察到泥浆池液面的变化情况,也未吸取邻井井喷和严重气侵的教训);
4月13日22∶00左右,2973m井段的泥浆返出地面,气测值达160mV,9分钟后气测值恢复正常,副队长决定接单根,接单根后,继续循环钻进到2974.8m;
13日23∶00,泥浆工测得钻井液密度为1.34g/cm3,粘度为30s;
23∶03发现井口涌泥浆,23∶08泥浆喷出转盘面1.5m,副队长让副司钻将方钻杆提出转盘面,自己关上半封防喷器,并报警,全队职工立即赶到现场;
23∶20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φ244mm套管的接箍内滑脱,撞击引起天然气着火,火势高达立管最高处,随后被喷出的泥浆熄灭,但钻台上、下易燃物被引燃,全队职工使用灭火机将火扑灭;
23∶45第二股天然气喷出着火,火势高度与第一次相同,全队职工用灭火机和重晶石粉将火扑灭;
14日0∶05第三股天然气喷出,着火,高度与前同,全队职工用浸有泥浆并撒有重晶石粉的棉被和工衣将钻台上、下的火扑灭;
0∶20消防车赶到井场,用水枪将钻台和水龙带上的残火扑灭;
0∶45第四股天然气喷出,消防人员用高压水龙头对准井口降温,由于钻台上、下无残火,故未引起着火。天然气从钻台下边朝指重表方向喷出,约10m远;
2∶20喷势渐弱,钻台下井口处大量涌水;
3∶20井垮,停喷,井口处涌水,流量约2030m3/h。7∶15用水泥车向钻杆正挤水泥6次,共5.6m3。压力升到15MPa(排量200L/min),3分钟后降至9MPa;
9∶00清除钻台下杂物,整改井口。挖开后发现防喷器下的升高短节与φ244mm套管接箍脱扣错位。用吊车吊起防喷器,卸下升高短节,然后将它坐入套管接箍内,用电焊将升高短节本体焊在φ204mm套管接箍台肩上;
16∶00反挤泥浆18.4m3,环空压力从15MPa降至0,涌水被压住;
15日11∶00又反挤泥浆15m3,打开防喷器,活动钻具,测得卡点深度为1900m。
3、事故原因分析
(1)发现油气显示后处理不当。一是发现油气显示后未及时停钻观察;二是只停钻观察一个迟到时间,部分气侵泥浆返出后,由于经验不足,误认为井下已正常,未继续采取有效措施,导致4次间断井喷;
(2)钻井液密度设计不合理。邻井地层压力系数为1.269,且发生过井喷和严重气侵,在高101-3井施工中,甲方要求乙方严格执行设计钻井液密度;
(3)该井是一口滚动开发井,但具有探井性质。未按科学钻井要求及时作钻铤指数监测和用钻铤指数监测值及时调整钻井液密度;
(4)值班干部发现井涌后,虽及时关闭了防喷器,但没有按“软关井”程序办。慌忙中,不管节流管汇是否出泥浆,就关上了半封防喷器,天然气膨胀,以较高的速度将残余泥浆推向井口,由于突然关井,使井口装置承受一股密度为1.33g/cm3的流体的冲击和震动,这些力和地层压力的合力作用于井口,结果使升高短节连同井口装置一起从φ244.5mm套管的接箍内滑脱,同时造成撞击起火;
(5)试压不符合井控技术条例规定,从而使薄弱环节未暴露出来,掩藏了事故隐患;
(6)升高短节和套管丝扣,未用丝扣规检查(注∶这种情况应引起各油田重视);
(7)坐岗制度不落实。本井从打开油气层到井喷失控,在钻井班报表、地质记录和泥浆记录中均无泥浆池液面记录。
案例三 迪那2井井喷失控事故
专家点评:该井发现溢流关井后开井放泥浆泄压是错误的行为,直接导致了立压再次升高以及在压井作业中达到66MPa时,引起节流管线与分离器连接的软管爆裂引起着火;地质设计对地层压力估计不足造成井口承压能力偏低。
1、基本情况
迪那2井位于塔里木油田东秋立塔克构造带东段迪那2号构造上,由大庆石油管理局60601井队承钻,井口安装了20"×133/8"×95/8"×51/2"-70套管头及35-70防喷器组。2000年8月5日开钻,2001年4月4日四开,钻井液密度1.83g/cm3,4月19日钻至井深4742m后将密度提至1.85g/cm3。
2、事故发生经过
2001年4月29日4∶28钻至井深4875.59m时发现溢流,钻井液池液面上涨了1.2m3,4∶34关井,关井后测量钻井液池液面上涨了4.3m3,4∶50关井,观察立压为14MPa,套压为16MPa,计算地层压力为102.4MPa。5∶00开节流阀卸压,立压降至2.5MPa,套压降至8MPa,卸压过程中又溢流17.7m3,总溢流达227m3。5∶15关井观察,立压为27MPa,套压为33MPa,关下旋塞。20∶30配密度为2.20g/cm3的重浆300m3,准备压井。
3、事故处理经过
事故发生后,塔里木油田分公司成立了抢险领导小组和现场领导小组,聘请中国石油股份公司高级顾问、中国灭火公司专家等参加抢险。
2001年4月29日22∶10井口打平衡压力24MPa,开旋塞失败,打压至30MPa开旋塞成功。23∶10两台700型压裂车串联,采用密度为2.20g/cm3的钻井液正循环节流压井,压井排量为300-500L/min,立压控制在16-18MPa,套压控制在33-36MPa,注入18m3后,液动节流阀坏。23∶20改用手动节流阀控制套压,继续节流压井,压井排量为300-500L/min,注入3m3后,压裂车供浆软管蹩脱。23∶25关井,立压为38MPa,套压为41MPa,重新连接供浆管线。23∶37开井,继续节流循环压井,压井排量为300-500L/min,控制立压为31MPa,套压为38MPa,注入3.6m3。23∶45节流循环压井过程中,发现套压由38MPa迅速上升到55MPa,准备开放喷闸门放喷泄压,听到手动节流阀一侧发出异声,当决定立即撤离节流管汇处的人员时,发现套压升至66MPa,随后手动节流阀一侧爆裂起火,火舌长约40m,喷到监督房受阻后呈扇形漫延,宽约25m。起火后井场发生10余次爆炸,人员全部撤离。2∶00因火势漫延至钻台,绞车钢丝绳烧断,大钩游车砸断压井管线,天然气从钻具内直喷着火。4∶00井架从半腰中烧倒,5∶00开始清理现场。
4、事故原因分析
(1)地层异常高压、高产是造成这起事故的主要原因。我们对该井超高压、高产的地下情况认识不足,技术及工程准备不够,使得该井在揭开该目的层仅0.20m,突遇上百兆帕高压时,许多井控措施难以实施或奏效,是造成本次事故的主要原因;
(2)手动节流阀在高压条件下蹩脱,使节流管汇高低压串通,导致软管憋爆,是造成本次事故的直接原因;
(3)一次关井后现场人员开阀泄压,造成立压、套压快速上升,给压井作业增加了难度,是造成本次事故的一个次要原因。
5、经验教训
(1)通过本次事故,使我们深刻认识到库车山前地带地质情况复杂、构造千差万别,天然气资源丰富,高压、超高压气藏给钻井生产和井控技术提出了新的课题。对异常高压气藏认识不够,导致思想、工程准备和技术措施不足,是本次事故应吸取的深刻教训;
(2)对山前高压气井井控管理难度认识不足。虽然迪那2井的井控装置配套压力等级达70MPa,但仍然难以完全满足该井的井控作业要求。此外,一些井控装备性能不完善和老化也给井控管理带来较大风险。本井在压井过程中,节流管汇的70MPa高压阀件(液动节流阀和手动节流阀)在承压范围内,先后蹩坏失灵;
(3)根据迪那2井的事故教训和不断出现的高压、超高压气藏的实际情况,应尽快修改完善井控管理规定,组织召开针对高压、超高压气井的井控技术研讨会,并制定完善的井控技术措施,尽快落实到钻井生产工作中。

案例四 港75井井喷失控事故
专家点评:港75井井喷的原因是当时对井控工作不重视,没装防喷器是造成此次井喷失控的主要原因。
1、基本情况
港75井是位于大港油田港东断块的一口探井,钻探目的层为沙一。由32155钻井队承钻。
实际井身结构为φ400mm钻头×106m+φ323.85mm表层套管×90.22m+φ247.7mm钻头×3051m(没装防喷器)。
1970年7月25日21∶40,32155钻井队钻至井深2962m,发生气侵显示,继续钻进,26日11∶15钻进至3019m,气侵、间隙井喷,喷出转盘面1m高,钻井液密度为1.12/cm3,加重至1.18g/cm3转入正常,16∶00钻进至3033m,19∶30至27日5∶50起钻完。
2、事故发生经过
1970年27日7∶00至15∶35下钻至2363m循环钻井液,期间钻井液从井口间隙外溢。继续加重至1.22g/cm3,22∶40下钻完,出现间隙井喷出出转盘面1m高。加重至1.24g/cm3正常,28日7∶26钻进至3044m,严重气侵,钻井液密度降至1.13g/cm3,后加重到1.24-1.31g/cm3转入正常,10∶00钻进至井深3051m,进尺7m,2-3m/min的快钻时,发生间隙井喷,10∶25发生强烈井喷。将方补心喷出转盘,岩屑打击井架起火,后井内钻井液面下降,火自动熄灭。相隔8分钟第二次井喷起火,40分钟后井架倒塌。
3、事故处理过程
用大炮将水龙头外壳打掉,消防车将火熄灭,在水龙头中心管上抢装闸门。
4、事故发生原因
(1)钻井没有安装防喷器,发生溢流后不能控制井口;
(2)钻进到3044m揭开油气层发生气侵后压稳应起钻补装井控装置;
(3)溢流压稳后没有认真循环观察后效,继续盲目打开油气层。

二、起钻过程的井喷事故案例:
案例一 罗家16H井井喷事故
专家点评:起钻前循环泥浆时间不够,岩屑气未全部排出,而是排至环空上部井段;起钻过程中调校顶驱4小时20分钟,未采取任何措施,而是继续起钻;坐岗制度不落实,未发现泥浆灌不进去,也未及时发现溢流;起钻灌泥浆不及时,最长时间为9柱灌一次泥浆;起钻过程中钻杆内、外溢泥浆,未采取任何措施就继续起钻。
在气层内钻进,起钻前应充分洗井,使岩屑气全部排出;起钻过程中,如需检修设备,检修结束后,应下钻至井底洗井,排出后效气体;起钻过程中,应严格执行规定灌泥浆;起钻时,如钻杆内喷泥浆,应及时分析原因,采取相应措施;严格落实坐岗制度,及时发现异常情况,及时采取措施。
1、基本情况
罗家16H井是四川油田川渝东部地区高陡构造上的第一口水平井,也是集团公司重点科技攻关项目的试验井。该井由川东钻探公司川钻12队承钻。2003年12月23日2∶29钻至井深4049.68m,层位为飞仙关,21∶55在起钻过程中发生强烈井喷,进而发生井喷失控,造成井场周边居民硫化氢中毒,导致重大人员伤亡,是一次特大井喷事故。
(1)项目投资方:中油股份西南油气田分公司川东北气矿;
(2)构造位置:四川盆地温泉井构造带东段罗家寨潜伏构造高桥高点附近;
(3)地理位置:重庆市开县高桥镇小阳村1组(罗家2井同井场,距罗家2井井口3.8m);
(4)设计井深:垂深3410m 斜深4289m;
(5)井别:开发井;井型:水平井(水平段长700m);目的层:飞三、飞一;
(6)开钻时间:2003年5月23日;
(7)φ244.5mm套管下至井深2479m;
(8)发生事故时的作业方式:起钻作业;
(9)、事故时间:2003年12月23日21∶55分;
(10)事故地点:罗家16H井;
(11)事故发生时的天气情况:夜间大雾、风速为零(据开县气象局资料);
(12)事故后果:硫化氢中毒造成243人死亡。
2、事故发生经过
2003年12月23日2∶29用密度为1.43g/cm3、粘度为63s的泥浆钻至井深4049.68m,层位为飞仙关,设计泥浆密度为1.37-1.45g/cm3,实际泥浆密度为1.43g/cm3。
2∶29-3∶30循环泥浆;
3∶30-12∶00起钻至井深1948m;
12∶00-6∶20调校顶驱滑轨;
16∶20-21∶51继续起钻至井深209.31m;
21∶51-21∶54发现溢流1.1m3;
21∶55发出警报,并立即下放钻具(当时钻具已起至钻台面以上20m左右),同时发现泥浆从钻杆水眼内和环空喷出,喷高5-10m,钻具上顶2m左右,大方瓦飞出转盘,不能座吊卡,无法抢接回压凡尔,发生井喷;
21∶55-21∶59关球型防喷器和半封防喷器,钻杆内喷势增大,液、气一起喷至二层台;
21∶59-22∶08立即抢接顶驱,由于钻杆内喷出液气柱的强烈冲击,抢接顶驱不成功,钻具上顶撞击顶驱着火;
22∶08-22∶10关全封防喷器,顶驱火自灭,钻杆内失控。
3、事故处理经过
12月27日8∶00,马富才总经理、苏树林副总经理亲临一线指挥,由中国石油集团公司、四川石油管理局、西南油气田分公司的14名专家及技术人员组成的前线总指挥部和75名抢险队员组成的10个抢险施工组共89人,进入罗家16H井井场,并在高桥设立二线指挥部。
8∶00∶-9∶36压井施工准备,3条放喷管线放喷,井口压力为13MPa;
9∶36-10∶15用3台压裂车向井内注密度为1.85-2.0g/cm3的压井泥浆182.9m3,井口施工压力最高达48MPa;
10∶15-10∶45用2台泥浆泵注入浓度为10%、密度为1.50g/cm3的桥塞泥浆27m3;
10∶45-11∶00用1台压裂车向井内注密度为1.85-2.0g/cm3的压井泥浆20m3,压井成功;
11∶00-24∶00处理井漏,吊灌泥浆;
12月28日-30日下钻通井,处理泥浆,准备打捞井下钻具。
4、事故原因分析
(1)罗家16H井储层暴露段长,且钻遇了高丰度、不均质、裂缝发育的异常带。本井储层已暴露段长达414.68m,是同井场罗家2井储层暴露段长度的10余倍;碳酸盐岩地层储层不均质,井底有11m钻时快,说明钻遇了高丰度、不均质、裂缝发育异常带,因此,该井气侵量比直井大得多,天然气上窜速度也比直井更迅猛,导致该井从发现溢流1.1m3到关井仅8分钟,井口便出现强烈喷势;
(2)高含硫、高产量天然气水平井钻井工艺不成熟。该井为川东地区重点气藏飞仙关实施长段水平井钻井的科学试验井,水平段已钻长度达414.68m,尽管钻井液密度(1.43g/m3)已接近设计要求的上限(设计密度为1.37-1.45g/m3),但在直井钻井中能够保证压稳的液柱压力附加值能否在长段水平井钻井中确保压稳气层,尚属天然气水平井钻井工艺需要探索的内容;
(3)起钻前循环观察时间不够。钻进排量为24-26L/s,从井底循环至地面需要的迟到时间为71-77min,实际上,从井深4048.56m钻进至4049.68m中间间断循环时间为41min,钻进至4049.68m后到起钻前连续循环时间是32min,起钻前循环观察时间不够,未能及时发现气侵溢流显示;
(4)钻井队在起钻过程中灌泥浆不及时、灌入量欠缺。按照规定,每起钻3-5柱钻杆必须灌满一次泥浆,该井在高产气层段钻井,应该每起3柱灌满一次泥浆,但实际起钻中,多次起5柱以上才灌一次泥浆,间隔最长的达9柱才灌一次泥浆,致使井内液柱压力降低。同时由于钻杆内喷泥浆,灌入量未随之调整,因而灌入量不够,进一步降低了液柱压力;
(5)由于使用MWD无线随钻测斜仪,钻具中安装的回压阀影响无线随钻测斜,钻采院定向井现场施工技术人员决定拆除钻具中安装的回压阀,于12月21日下钻中井队按照钻采院定向井现场施工技术人员的指令,拆除了回压阀。因此,在这次井喷来势凶猛的紧急情况下实现不了对钻具内井喷的控制;
(6)在起钻至立柱的第3根单根的母接头时发生井喷,当司钻立即下放立柱到第2个单根中部位置时,因喷势凶猛,将大方瓦冲出转盘面,钻具被上顶2m左右,实现不了抢接回压凡尔,紧急情况下井队力图抢接顶驱,又因井口及钻杆内喷泥浆至二层台以上,将顶驱冲得无法对准上部钻杆接头,抢接顶驱无效,随后因钻具上冲撞击顶驱而着火,井队被迫采取关全封防喷器的办法试图将钻杆剪断,以达到控制井口的目的,但钻具未被剪断,结果导致井喷失控;
(7)本次事故出现重大人员伤亡的原因是
①井场所处地理环境地形复杂,是造成大量人员硫化氢中毒伤亡的重要原因。罗家16H井所处位置正处于山区丘陵低凹地带,四周为山,沟壑相间,强烈井喷过程中喷出了大量硫化氢,在有浓雾和风速为零的情况下,空气中的硫化氢不易散开,浓度迅速增高,同时,井场周围的村民居住区处于空气中硫化氢浓度较高的低洼地带,硫化氢不断下沉,使附近的村民逃生时间不够,中毒机率增大;
②井喷失控发生在夜晚,村民大都已经休息,不仅造成部分村民来不及逃生,同时也增大了疏散搜救工作的难度;
(8)井队基础管理工作存在薄弱环节,井控意识不强,队伍管理有漏洞,井喷失控后的应急处理能力差;
5、事故教训及防范措施
(1)应进一步认识高含硫地区钻井井控问题的特殊性和复杂性,针对高含硫地区水平井钻井,补充和完善相关的操作规程和管理制度,针对单井制定详细的井控安全预案。在管理上深入查找漏洞,建立高效的运行机制和管理体系;
(2)严格执行以安全生产责任制为中心的各项安全管理制度,特别是要认真贯彻落实井控安全管理制度,加强监督管理。
(3)对重点工程项目,如长段水平井工艺,要及时组织总结、科学分析、技术培训,边干边学、不断成熟,但首先要把安全放在第一位;
(4)对危及安全生产的重大环节不但用制度约束,而且在安全检查中必须作为重点,给予认真监督落实;
(5)要进一步健全和完善井控管理规章制度,重点要针对井喷及井喷失控时的放喷点火问题制定应急预案,明确职责,加强预控,确保井控安全管理工作不留漏洞;
(6)增加对井控安全设施的投入,尽快添置适合高含硫地区的剪切闸板防喷器及其它一些重要安全设施;
(7)加强基层队伍建设,配好钻井队领导班子,充实一线技术力量,开展岗位技能培训,增强安全和井控意识,强化对干部职工“三老、四严”和岗位责任心的教育;
(8)认真贯彻落实《安全生产法》,进一步完善各级事故应急救援预案系统,将施工现场存在的危险、危害因素要告知当地政府,配合地方政府落实好应急预案,着重做好探井、高压、高含硫、特殊工艺重点井等突发事故应急预案的布控修订和完善工作;
(9)强化HSE管理,增强体系运行的有效性和实用性,不断深化HSE管理的深刻内函,按照集团公司HSE管理的战略思想,全面提升公司的HSE管理水平;
(10)处理好安全与效益,开拓市场与增加投入的关系,增加对井控设施的投入,购置适合高含硫地区的剪切闸板防喷器及其它的配套安全设施,进一步提高井控工作的本质安全。

案例二 中4-72井井喷失控事故
专家点评:中4-72井井喷失控着火,主要教训就是,九项制度得不到落实,没有按照“四七”动作去做;岗位职责不落实;在打开油气层后严重气侵,知道油气层活跃,而在联动机坏了之后,不进行循环压稳油气层而盲目起钻,且用高速起钻,造成井喷失控着火。落实井控管理制度,提高队伍素质,提高井控意识是防止井喷失控的重要措施。
1、基本情况
中4-72井位于大港油田物资供销公司港东分公司正南500m,构造位置在港中开发区南六断块,由大港油田50525钻井队承钻。
设计数据:设计目的层为沙二段宾Ⅲ油组。压力系数:油层2800-2855井段为1.09,上部没有给出压力系数,没有井喷提示。
设计井身结构为φ508m导管×20m+φ311.1mm井眼×803m+φ244.5mm套管×800m+φ215.9mm井眼×2900m+φ139.7mm套管×2895m(水泥返深1300m)。
设计钻井液密度为:803-2325m为1.08-1.15g/cm3。
该井于2003年2月9日20:00二开,实际井深结构为φ508m导管×20m+φ311.1mm井眼×810m+φ244.5mm套管×807.14m+φ215.9mm井眼×2119m。油气层显示情况:1512-1518m油斑细砂岩;1710-1718m荧光砂岩;1740-1744m油迹砂岩。
2、事故发生经过
2003年2月17日9:00,钻进至井深2119m,由于进尺慢,现场决定起钻换钻头,9:00-9:55循环钻井液(密度1.15g/cm3,粘度42s,API失水6ml,切力1/3Pa,含砂0.3%,PH值8)9:55-16:00起钻,16:00-17:30倒大绳,17:30-20:30下钻至800m(技术套管鞋处),20:30-20:50循环,测油气上窜,没有发现油气侵现象。继续下钻,23:03下钻到1919m时,1#联动机轴断,到23:49井内静止拆联动机离合器,然后现场决定起钻至技套内修理联动机,至18日1:22共起钻杆22柱,钻头位置在1315.9m处时发生井喷,初始井喷从环空喷出,喷高至转盘面以上2m左右,主要为钻井液、天然气、泥砂等;1:24左右着火,2:08井架朝大门方向倒塌,3:20左右一声巨响同时有半根钻杆从井口喷出,随后喷势增大,井喷最高约30m。后期喷出物主要为地层水、泥砂和天然气。火焰时高时低,且分为两部分,一部分在钻台面以上,一部分在钻台面以下靠近空气压缩机房一侧。18日9:20喷势减弱并熄火,9:30停喷。
3、事故处理过程
事故发生后,集团公司应急指挥中心立即启动应急程序,并迅速投入应急抢险工作,至8:00左右,在抢险人员按压井方案做压井前的准备工作时,井喷势头减弱,9:30井口停喷熄火。随后向井筒内注密度为1.25g/cm3的钻井液约100m3,更换了闸板防喷器芯子,向钻台左侧的坑内注入平均密度为1.86g/cm3的水泥浆约60m3,并关上全封闸板防喷器,井口套压为零。22日井场清理结束。
4、事故发生原因
(1)井喷原因
井筒内钻井液液柱压力低于地层孔隙压力是井喷的原因。
①下钻到1919m时,1#联动机轴断,此时钻井液已经静止了13.13个小时,在明知已经揭开油气层的情况下(井深1652m短起下钻时已经发现油气侵现象,钻井液密度由1.14g/cm3降至1.06g/cm3,全烃含量达0.21-1.82%),没有循环钻井液测后效就决定起钻,错过了通过循环钻井液来摸清井下油气侵或井底异常的有利时机。
②起钻时钻井液灌入量小于起出钻具的相应体积。井队当班从开始起钻至发生井喷,共灌钻井液11次,灌入量仅为1.2m3,而起出的钻杆体积2.54m3,灌入量明显小于起出的钻杆体积,井筒内钻井液当量密度降为1.07g/cm3,导致井内液柱压力与地层孔隙压力失去平衡。
③在油层井段采用高速档起钻,在起钻速度快和钻具中带扶正器的联合作用下,造成起钻抽吸,诱发井喷。
(2)失控原因
没有发现溢流,关井错误是导致失控的原因。
①作业班组全体人员没有发现溢流。当送联动机的人员发现异常并通知司钻,司钻才发警报信号,此时已经井涌;
②发现井涌以后班组没有及时正确地关井,没有快速抢装钻具内防喷器。防喷器是在着火以后才关上的,副司钻听到井喷信号后,也没有按岗位职责到防喷器远程控制台关防喷器;
③关防喷器时操作错误,本应关环型和半封闸板防喷器,但在操作时关的却是全封闸板。
(3)管理原因
①井控管理制度不落实。通过对当班工人和各项资料核实,井控规定和制度在基层没有得到有效的贯彻和落实;
②井控意识淡薄。防喷器四通两侧闸阀没有按规定打开,钻井队在打开油气层前进行了自查自改,但对闸阀的错误状态没有引起重视并改正;钻井队技术员在明知已经打开油气层的情况下离队,且没有给代岗的实习技术员留下书面措施;钻井队长在明知已经打开油气层的情况下,在1919m处不循环钻井液就决定起钻,且在油气层井段采用高速档起钻;钻井队在该区块有施工经验,但在打开油气层前没有针对区块油气特点制定相应的措施,没有进行技术交底等;
③井控技能低。坐岗人员基本功差,发现灌入的钻井液量与起出钻具的体积不一致时,坐岗人员还认为与起钻速度有关,没有及时给司钻提示,井眼尺寸和钻杆直径也不清楚;发生井涌以后,内外钳工抢接内防喷工具动作迟缓,没有抢接上旋塞和回压凡尔,副队长用远程控制台关井时关错等。

案例三 大宛105井井喷事故
专家点评:该队井控意识不强,井涌后已提高了泥浆密度并能平衡地层压力,但该队却擅自降低泥浆密度并进行起钻作业,说明对浅层气井控问题无认识;应加强钻井队井控知识的培训。
1、基本情况
大宛105井是塔里木油田大宛齐构造上的一口评价井,设计井深700m,由第一勘探公司1587钻井队以日费制的形式承钻。发生井喷时的井身结构为φ244.5mm×203m,203-711.05m为φ212.7mm的裸眼段,地层层位为N1-2K,岩性为泥砂夹砂岩;该井段设计泥浆密度为1.18-1.20g/cm3,发生溢流时所用钻井液密度为1.22g/cm3。该井二开前安装了一个FZ35-21的单闸板防喷器,配备一付φ127mm闸板芯子。
2、井喷发生经过
1996年7月28日,该井取芯钻进至711.05m割芯起钻,起钻至井深38.04m时,钻具内冒泥浆,此时井内的钻具结构为φ212.7mm取芯钻头+取芯工具×10.5m+411×4A1接头×0.39m+φ159mm钻铤×26.86m。抢接4A1×410接头不成,抢接钻杆也失败,继而从钻具和环空喷泥浆,喷高达40m,并把井内的钻具喷出,钻头顿在底法兰处,喷出物起初为泥浆,后来为油气和盐水。
3、事故处理经过
7月29日,清理井场,挖排油池,接着抢装防喷器(原防喷器芯子和上密封被刺,且卸不掉,后直接在原防喷器上面装一个FZ35-21的闸板防喷器);在喷势减弱的情况下,抢下1柱钻铤和2柱钻杆,之后,打开放喷管线,关防喷器。此时,井口间喷,放喷管线开放,用水泥车向压井管汇打密度为1.62-1.63g/cm3的重泥浆21.6m3压井,井口套压为0;后来打开防喷器,继续下钻具,并循环处理泥浆,井下恢复正常,至此,井喷事故解除。
4、事故原因分析
(1)泥浆密度不能平衡地层压力。本井设计泥浆密度为1.18-1.20g/cm3,偏低。因为在此以前,该井曾出现过井涌,用密度为1.23-1.24g/cm3的泥浆才压稳油气层。但后来仍用低密度的泥浆进行起下钻作业,结果导致了井喷;
(2)泥浆工是刚从炊事员岗位调过来的人员,并且未经井控培训就上岗了,从其记录的资料看,已发生溢流,但因其不明白而未报告。
4、教训及预防措施
(1)提高井控安全意识,泥浆工要经过井控培训才能上岗,加强岗位责任心,认真落实泥浆工坐岗制度,发现溢流及时报告,以便及时采取措施;
(2)钻井队负责人要根据井上实际情况进行处理,并向上级部门汇报,在确保井下安全的前提下方能实施下一步作业;
(3)认真制定出适合浅井钻井作业的井控技术措施。

三、测井过程中发生的井喷(3例)
案例一 窿5井井喷事故
专家点评:窿5井井喷事故主要原因是测井时间太长,没有及时通井,造成卡测井仪器,处理事故时造成事故复杂化,打捞电缆过程中没能及时通井,处理事故心情过急,急于求成,经验不足,使电缆拧成团,遇卡上提抽吸造成流体进入井筒,致使处理卡钻过程中发生井喷;另一原因是井队职工井控意识不强、井控素质不高所致。
1、基本情况
窿5井是玉门油田酒西盆地青南凹陷窟窿山鼻状构造的一口预探井,位于青西地区窿2井北偏西321m,设计井深4400m,实际井深4399.50m,钻探的主要目的是预探窟窿山构造高点附近含油气性,进一步提高对砂砾岩裂缝性储层油气富集规律的认识,为下步评价砂砾岩裂缝性油藏提供依据,整体评价窟窿山构造的含油气性。该井由吐哈钻井公司4509队承钻。
2、设计情况
(1)地质分层
地层时代 设计分层 岩性描述 故障提示
组 底深
(m) 厚度
(m)
四系 酒泉组Q 40 40 杂色砾石层 防漏
白垩系 中沟组K1z 65 25 浅灰、深灰色、灰绿色泥岩
第四系 玉门组Qy 700 635 杂色、灰绿色砾岩,夹灰黄色灰紫色砂质泥岩
第三系 牛胳套+胳塘沟组N2n+N1吨 2500 1800 砂岩、砾岩、泥岩互层
弓形山组N1g 2930 430 棕褐色、棕红色、灰色泥岩粉砂岩为主
白杨河组E3b 3250 320 棕红色泥岩、砂质泥岩
柳沟庄组E2l 3301 51 灰绿色含石膏泥岩 防塌防斜
白垩系 中沟组K1z 3566 265 上部深灰色白云质泥岩与深灰色泥岩和灰黑色泥岩;下部深灰色白云质泥岩、浅灰色白云质粉砂岩与灰黑色泥岩。
下沟组K1g2+3 4116 550 上部为深灰色白云质泥岩、白云质粉砂岩与深绿色泥岩与页岩;下部浅灰色、灰绿色灰质砾岩与深灰色白云质泥岩深灰色泥岩 防卡、防漏、防油层污染
下沟组K1g1 4400 284 浅灰色、灰绿色灰质砾岩与深灰色白云质泥岩,底部为厚层状灰质泥岩
(2)预计油气层位置
下沟组K1g2+3 3880-3920m为油层,3980-4040m为油层
下沟组K1g1 4120-4180m为油层,4250-4300m为油层
(3)井身结构设计
本井采用13-7结构,φ444.5mm钻头一开,钻至井深1000m,下入φ339.7mm表层套管,封住该区1000m以上的漏失层段或疏松地层段;用φ241mm钻头二开,采用“直-增-稳”三段制剖面,上直段钻至3100m,定向钻进至完钻井深4400m,下入φ177.8mm油层套管完井。
(4)油气井控制
①二开前按设计要求使用2FZ35-35液压防喷器及与之匹配的液控系统、压井节流管汇;
②进入预计油气层前,应储备密度为1.40g/cm3的重泥浆80m3,同时储备足够的加重材料;
③该井因测核磁共振,所以不准使用铁矿粉。
3、钻井概况
该井于2000年6月13日经玉门油田勘探事业部项目组一开检查验收,对提出的问题整改后于6月14日8∶00一开,采用φ444.5mm3A钻头于6月26日13∶10钻至井深1000.60m,最大井斜1.6°,井身质量合格。2000年6月28日下入φ339.7mm表层套管至井深1000.15m,固井,水泥浆返出地面,经声幅检测质量合格。
候凝期间按照《总公司井控技术规定》安装好防喷器、节流、压井管汇。2000年7月1日2∶30根据表层套管承压能力整体试压15MPa,稳压30分钟,压降为0,达到设计要求。对防喷器,节流管汇试压20MPa,蹩压30分钟未降。16∶00钻水泥塞至井深995m,按要求进行套管试压,试压压力12MPa,30分钟未降。经勘探事业部项目组检查验收,具备二开条件,同意二开。
2000年7月1日20∶00采用φ241mm钻头二开,21∶00钻至井深1003.01m,做地层破裂压力试验,单凡尔排量为10L/s,密度为1.14g/cm3,泵压升至15MPa未漏,计算地层破裂压力大于等于26.21MPa,当量密度大于等于2.67g/cm3。2000年8月8日24∶00钻至井深3169.74m,2000年8月11日19∶00开始定向钻进,定向井段3169.74-3257m,井斜由2°增至11.40°,方位由52°增至56°后稳斜钻进,于2000年12月6日6∶00钻至井深4398m起钻,12月7日下取芯筒取芯,取芯至井深4399.50m,垂深4374.54m,12月8日取芯完起钻,于9日3∶00起钻完。井底闭合距262.80m,闭合方位39.46度(电测数据)。

实际钻井液性能表
井段
(m) 地层 类型 钻井液性能
密度
(g/cm3) 粘度
(s) B K Q PH 含砂 坂土
(%) 固相 HTHP Cl
0
|
1000 QY-N1n+N1吨 坂

浆 1.10
|
1.14 64
|
140 11
|
7 0.8
|
0.7 5
|
9 8 0.5
|
0.7
800
|
3600 N1n+N1吨-N3g-E3b 聚

物 1.14
|
1.19 40
|
57 10
|
5 0.7
|
0.5 0.5
|
6.5
8
0.7
|
0.2 10
|
12

3600
|
4400 E3b--E2l--K1z--K1g2+3--K1g1 金属
离子
聚磺 1.20
|
1.29
|
1.33 53
|
滴流 5
|
3 0.5 8
|
16 8 0.2 50
|
62 11
|
20 10
|
12 2450
|
7445

4、事故发生经过
12月9日由四川测井公司测井,11日薄层电阻率仪器下到井底后,在上提时发现测井仪器遇卡。12日进行穿芯打捞,钻具下入4227.35m时上提电缆张力不变,判断电缆已被切断,切断处约在井深3240m处,井下掉入测井电缆约1160m。当日开始组织用打捞茅打捞;
13日3∶30开始下入φ118mm打捞矛,长度2.04m;10∶40下至井深3551m,考虑井下泥浆停留时间长,决定循环处理泥浆,循环至当日19∶00。泥浆性能为密度1.33g/cm3,粘度滴流到154s,中压失水4ml,泥饼0.5mm,切力8-16Pa,含砂量0.3%,PH值9,循环排量35L/s,泵压16MPa。在上下活动过程中有遇阻现象;
14日6∶15起出,捞出电缆20-30m,第二次下φ127mm打捞矛,捞矛长度2.70m,于当日14∶00下至井深3580m打捞,未循环起钻,在起钻过程中前三个立柱有遇阻现象,上提1300-1800kN;
15日2∶45起出,捞出电缆约120m。第三次下入原打捞矛,10∶00下至井深3626m遇阻,上提也有遇阻现象,起钻至井深3472m,遇阻严重,上提1300-1800kN,多次起不出,最后上提2000kN,仍起不出,14∶00-20:00单凡尔循环泥浆,排量11L/s,泵压15-17MPa,泥浆性能为密度1.33g/cm3,粘度滴流到150s,中压失水4ml,泥饼0.5mm,切力8-16Pa,含砂量0.3%,PH值9。因井下随钻震击器不工作,至20∶30决定接地面震击器,原悬重1050kN,震击吨位600-1000kN,下击9次,仍无下行,决定爆炸松扣。继续循环,争取顶通解卡,泵压14-15MPa,排量11L/s;
16日19∶00泥浆性能为密度1.32g/cm3,粘度103s,中压失水4ml,泥饼0.5mm,切力6-12Pa,含砂量0.3%,PH值9。循环至20∶00,在井深3472m打捞钻具被卡。
17日下电缆爆炸松扣过程中,井口出现溢流,因点火线磨破无法引爆,起出电缆,组织压井;
18日第二次控制套压在14MPa继续组织配泥浆压井,替入密度为1.55g/cm3的压井泥浆154m3,压井未成功;
19日凌晨替入密度为1.55g/cm3的泥浆90m3压井,立压始终为0,套压控制在10MPa-13MPa。3时到3时58分关闭节流管汇针形阀又替入密度为1.55g/cm3的重泥浆66.2m3,中途立压由0升至2MPa,维持2分钟后又降至0,打完重泥浆后,套压稳定在12MPa,前后2次累计替入密度为1.55g/cm3的重泥浆156.2m3。在整个压井过程中,套压控制在12-13MPa,从始到终消防车戒备。19日8时,350型防喷器闸板芯子刺坏,钻具上移,气量增大,放喷声音增强,井口采用消防车降温,同时组织人员拆除机泵房保温棚边墙,10时55分,机泵房先爆燃,保温棚被炸飞,铁板及支架飞出,井场设备全部烧毁。造成轻重伤员17人,其中1人抢救无效死亡,1人失踪(灭火清理井场时在泥浆加重台处发现已死亡)。
5、事故处理经过
2000年12月19日11时,吐哈钻井公司接到火灾报告后,总经理刘世洲带领在家的所有领导立即赶赴现场,查看灾情,并实施了三条措施:①立即组织人员,抢救伤员和被困的钻井职工;②关闭上下公路,防止事态扩大;③拦截火源外移,疏通原油流通渠道,防止火源蔓延。
随后,由集团公司、股份公司、勘探与生产分公司、吐哈油田指挥部、四川石油管理局、新疆石油管理局、玉门石油管理局及玉门油田分公司领导、灭火专家孙振纯等成立了抢险指挥部,下设技术方案组、抢险组、综合组和后勤保障组,全力以赴投入抢险灭火。处理的主导思想是控制井口,不留后患。
首先进行井口强挤水泥的可行性分析。
①井口的安全施工压力为15MPa;
②地层的破裂压力为26.17MPa;
③油层底部压力为56.25MPa,破裂压力大于56.25MPa;
④设井筒内充满原油,油柱压力为:0.001×4229×0.83×9.8=34.4MPa,压破地层需要的井口压力至少为56.25-34.4=21.85MPa;
⑤井口压力为21.85MPa时,表层套管鞋处的压力为:21.85+0.001×1000×0.83×9.8=29.98MPa。
由以上计算看出,强挤水泥首先是井口条件不允许,其次可能导致表层套管鞋处地层破裂,因此强挤水泥从理论上不可行。
在认真分析了该井基本情况并参考了窿4井的地层压力情况后,为尽快解除事故,达到控制井口、不留后患的目的,立即制定了安全、快速、有效的事故抢险方案。
第一步,进行抢险准备。着火时喷出的火焰高达100m,火势猛烈,即使人员在距井场100m之外的地方观察,仍热气袭人,因此,抢险人员及设备无法靠近井口。为顺利灭火,抢险指挥部组织了推土机、挖掘机、运输车辆等各种车辆及设备近百台到达现场;整修了所用的道路;修建了泄水排污沟;调集了蓄水设施;经抢险队连续3昼夜的连续施工,在井场外安全地带挖5000m3水池,作为消防车的供水源,以保证消防车灭火一次成功;同时四川灭火公司、柯拉克拉玛依灭火队、青海油田压裂队的设备和人员按时到达现场;
第二步,带火清障。因井喷造成井下垮塌,12月23日-28日上午,井口出现火势减弱和火势间隔反扑的现象,在此期间抓住有利时机,抢险指挥部及时组织抢险队连续进行了带火清障作业,先后清除了被烧毁的联动机、循环池、柴油机、加重台、发电机、套管、机泵房、配电房、柴油罐、机油罐、水罐、远程控制室、发电房、电动压风机及其底座、柴油机房、钻杆、钻台、电动压风机、船型底座、钻台底座、钻机等设备,累计推出井口油土约3000m3,为接近井口及后续抢险创造了条件;
第三步,清挖井口。自12月28日下午开始,在水炮消防车的配合下,把井口套管头、四通、防喷器拖离井场,使井口露出。指挥部领导及专家、工程技术人员对旧井口装置进行了认真查看和初步分析,因导管、井口处能被看见的套管及钻杆破裂,指挥部果断决策,下挖井口,在向下3m处将导管、套管和钻杆割掉,此后继续下挖井口,找到了好套管部位;
第四步,切割旧井口。抢险人员用割炬切割破损的套管后,深挖井口土方,通过测厚以便确定新井口的具体安装位置,罩引火筒,带火切割套管及内部钻杆,确保切割后的套管断面整齐;
第五步,焊接新法兰安装新采油树。对套管切割后,安装好新法兰,并带火按照好新采油树。
窿5井大火在上级领导的正确领导下,各抢险单位协同作战,众志成城,于2000年12月30日抢装井口成功,历时11天的大火终于被制服。但是,由于爆燃,井口下部有泄漏,至今井口周围间歇性喷散原油。由于上级的高度重视,抢险指挥部组织得力、严密,措施得当,部署详细,事故现场始终有安全人员监督,整个抢险过程没有发生任何事故。
6、事故原因分析
(1)设备有缺陷
井控装置二开前只进行过一次试压,此后再未进行过试压,对井控装置及配件存在的隐患未能及时发现,导致长时间在高压作用及高速携砂气流的冲刷下,平板阀内侧细脖子处本体刺穿,大量油气喷出,井场处于山凹,且井口距山很近,当日无风,油气聚集较快,油气不能及时扩散,井内喷出的砂石撞击机泵房柴油机金属底座产生火花,爆燃,是事故发生的直接原因。
(2)测井时间长、仪器被卡是造成这次事故的直接原因
该井从2000年12月8日8∶00取芯完,循环到10:50起钻,一直到17日16∶00发现溢流,其间历时9天5小时10分,从井深3551m到油层底部4229m井段一直没有建立过循环,加之在处理测井仪器事故过程中,穿心打捞失误,导致1160m电缆落井;在后面的打捞中捞矛下的过深,导致了后两次井内产生抽吸,从而使下部井段泥浆严重油气侵,使得泥浆液柱压力最终低于地层压力,这是本次事故发生的最直接原因。
(3)思想麻痹
①从8日8∶00取芯完循环到10∶50起钻,从9日开始测井至11日测井仪器遇卡,到13日采取下打捞矛打捞,至16日钻具被卡,井底已停止循环近8天时间,在这期间,未采取措施循环泥浆,致使地层流体更多的流入井内,造成严重气侵;
②重泥浆贮备不足,认为井已顺利钻完,加之对该井的复杂性认识不充分,思想麻痹,只是按常规情况准备重浆;
(4)现场人员井控技术素质低,压井程序不熟练
①该井在16日准备爆炸松扣卸开方钻杆时,发现钻杆内泥浆倒返,已是井涌的信号,但未引起足够的重视,分析认为是钻具内外泥浆密度不均,环空倒返泥浆所致,只是在钻杆内打入了密度为1.40g/cm3的泥浆15m3,在未确认井筒下部钻井液是否被气侵的情况下,17日继续进行爆炸松扣,处理被卡钻具。在此过程中井下出现明显溢流,由于座岗不落实,并未及时发现,延误了压井的最好时机;
②钻井工程设计中明确要求溢流2m3时必须报警,但该井在施工中并没有按照设计要求执行。17日14时该井井口出现气泡,16时当溢流量超过2m3/h时才被发现,既未发出报警信号,也未及时关井,直至19∶30才关井,关井前溢流量已达24m3;
③处理紧急情况的经验不足,未及时组织人员撤离,造成多人伤亡。
(5)井控装备及其安装方面存在问题
该井的井控设备满足不了要求。由于受表层套管的限制,现场安装好后井口试验压力低,导致使用中φ127mm闸板刺漏,因质量问题使平板阀本体刺穿。关井过程中因受套管抗内压强度和表层套管下入深度的限制,不得不节流放喷,在长时间高压作用及高速携砂气流的冲刷下平板阀产生刺漏;现场只有一条放喷管线,不能有效的降低井口压力;机泵房通风不畅,造成天然气的大量聚集,也是造成爆炸起火的一个原因。
(6)生产组织存在问题
溢流发生后,指挥不到位、组织不严密、处理问题不果断,等待加重时间过长。从12月17日19∶30关井到19日10∶55,长达39小时25分钟的时间内没能把握住压井时机,失控爆炸着火后没有及时撤离人员。
7、经验和教训
(1)井控工作的现场管理不仅仅是查出问题和找出存在的漏洞,更为关键的是对查出的问题、存在的漏洞和隐患要做到落实到位,整改彻底,不留隐患。问题未整改彻底,隐患继续存在,必须停钻整顿,否则不得进行下步施工;
(2)严格执行打开油气层验收和开钻验收制度,设备的配套、安装、试压必须满足井控要求。井控设备的配套、安装、试压有一项达不到标准必须进行整改或重新试压;
(3)从一次井控做起,是实现井控安全的前提,严格落实坐岗制度,发现溢流必须及时报警,立即启动关井程序,果断关井,以避免油气继续侵入井眼;
(4)必须做到全井井控工作的善始善终,不能因安全钻完设计井深就产生麻痹大意思想,完井期间的测井、通井、下套管及固井都要把井控工作始终如一地做细,做扎实;
(5)探井工程设计,首先要考虑满足井控及油气层保护的要求,套管层次要留有余地,就玉门探区来讲,探井的套管层次一般不少于三层,保证蹩压不致蹩漏地层;
(6)认真推行ISO9002质量管理体系和HSE体系,严格按标准、按程序组织管理生产。在油层段测井和长时间静止地情况下,应充分循环处理泥浆,恢复各项性能,防止井喷、蹩泵等意外事故和复杂的发生。
8、事故结束后采取的措施
自2000年12月19日窿5井发生井控失控着火事故后,玉门油田分公司认真分析事故发生原因,吸取事故教训,在钻井施工中坚持安全第一的原则,为坚决杜绝不再发生井控失控着火事故,分公司采取了以下措施:
(1)立即对正在施工的井及后续井的井身结构进行了调整,将2层套管改为3层套管;
(2)2001年对所有施工井井控装置进行了重新配套,对使用的钻井井控设备,由原35MPa的压力级别提高到70MPa;
(3)所有施工井除配全了除气器、气液分离器外,各井队还配备完善了液面报警装置和可燃气体报警装置;
(4)按总公司井控管理规定对打开油气层的验收进行了标准化,重新修订了打开油气层的验收标准和玉门油田分公司井控实施细则,并在实施细则中明确规定,对井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线等井控设施现场使用三个月必须重新试压;
(5)重点是加强了一次井控工作管理。一是严格及时地进行打开油气层验收;二是井控装置配套及安装严格按高标准进行;三是进入油气层后定期和不定期的对井队的井控工作进行检查;
(6)进一步加大了安全监督管理力度,狠抓各项管理制度和技术措施的落实,加强现场检查,对检查中发现的问题,督促施工单位立即整改,对重大问题停钻整顿,并及时组织复查,严格按合同和规章制度办事;
(7)加强和完善基础管理工作,针对玉门地区实际情况,重新修订和完善了各项管理制度,强化全员、全方位、全过程的安全管理,强化井控管理,使井控工作走向制度化、规范化,同时在工作中狠抓落实,杜绝违章行为发生;
(8)认真贯彻落实《石油与天然气钻井井控技术规定》和井控九项管理制度,坚决执行打开油气层前井控申报检查制度;
(9)针对具体存在的问题和薄弱环节,对石油物探、钻井、录井、测井、试油及井下作业,从业主与承包商安全生产责任权利、违约责任及处理等方面详细制订了条款,并和承包商协商一致,明确了双方安全生产责任。今年4月5日,公司与在玉门油田施工的石油物探、钻井、录井、测井、试油及井下作业的23家承包商全部重新签订了安全环保合同,为在石油勘探开发中实现安全生产,保护生态环境打下了坚实的基础。

案例二 涩3-9井井喷失控事故
专家点评:该井因电测时,钻井液无法循环,长静时间止,切力增大,下钻速度又过快,造成井漏,液柱压力下降后,发生井喷;关井后,因钻具水眼堵塞,等水泥车时放喷,造成井内泥浆喷空,给后续压井增加了困难;井控装置质量太差,发生多处刺漏,造成压井施工不连续;坐岗制度不严格,未及时发现井漏。应吸取的教训是,电测后下钻通井时,应分段循环,破坏钻井液切力,且下钻速度应严格控制;井控装置送井前,在井控车间应按标准严格检验,合格后方能送井;发生溢流压井时,压井作业应准备充分,连续施工;严格坐岗制度,及时发现溢流和井涌。
2001年9月9日,由青海石油管理局钻井集团公司32798钻井队承钻的涩北一号气田涩3-9井发生井喷失控事故,此次井喷失控事故打乱了管理局和油田公司有关单位正常的工作秩序。失控事故先后处理达18天,造成巨大的资源浪费和破坏,导致气田局部气水关系混乱。事故处理投入了大量的人力、物力和财力,损失是巨大的,教训是深刻的。
1、基本情况
涩3-9井位于柴达木盆地涩北一号气田,设计井深1550m。由青海石油管理局钻井集团公司32798钻井队承钻,于2001年9月1日17∶00一开,φ311mm钻头钻至井深405m,φ244.5mm表层套管下深403.14m,套管钢级为N80,壁厚为10.03mm。9月4日21∶20二开,φ215.9mm钻头钻至井深1550m,于9月8日15∶00完钻。完钻时钻井液性能为密度1.39g/cm3,粘度34s。
井口装置为φ244.5mm升高短节+TFQφ244.5mm×φ177.8mm-35Mpa套管头+φ339.7mm×279.4mm转换法兰+FSP35-35四通+2FZ35-35双闸板防喷器+FH35-35万能防喷器。
井内钻具组合为φ215.9mm钻头(未卸喷嘴)×0.24m+430×4A11接头×0.4m+φ158.8mm钻铤×158m+411×410接头×0.4m+φ127mm钻杆×810m+411×410回压凡尔×0.3m+133.35mm方钻杆,钻头位置969.32m。此外在井架上还立有22个钻杆立柱,长度为616m。
2、事故发生及处理经过
2001年9月8日23∶00完井电测,在583m遇阻,随后起电缆、卸滑轮、做下钻准备;
9月9日0∶30开始下钻通井;2∶30下钻至井深969.32m,发现井口不返泥浆,随后发生井喷,喷出物为天然气和少量泥浆,喷高10m。2∶40因喷势大,无法打开两侧内闸门,实施硬关井,抢接带下旋塞的方钻杆(当时钻具内无泥浆及天然气喷出),开泵,泵压19MPa,判断钻具水眼堵塞。
-3∶20观察井口。为防止地表蹩开,打开旁通平板阀放喷,套压2MPa,立压0MPa;
-7∶50准备压井,调整压井泥浆(密度1.37g/cm3,粘度60s),组织供水,水泥车到井,其中5∶52-6∶00发生井塌,停喷8分钟;
-8∶10接管线,关2#闸门,用水泥车蹩钻具水眼,泵压为8-21-6MPa;
9∶00-9∶30节流压井,泵注密度为1.37g/cm3、粘度为60s的泥浆50m3,注压为0-10MPa,套压为0,井口返出天然气及泥浆;
9∶30关井,套压为0,立压为0。经现场研究决定用电焊机焊1#闸门黄油嘴及内防喷管线与节流管汇连接处的焊缝;
9∶40-10∶00,第二次节流压井,共注入密度为为1.37g/cm3、粘度为55s的泥浆30m3,套压为5-4MPa,注压为10MPa,井口喷出天然气,不返泥浆;
-11∶20关井,套压6MPa,立压为0。
-11∶35第三次节流压井,共注入密度为1.40g/cm3、粘度为55s的泥浆20m3,套压6MPa,注压为10MPa,井口喷出天然气,不返泥浆;
-14∶35关井,套压6MPa,立压为0;
-14∶37用水泥车向环空注泥浆,最高注压为15MPa,压井管线不通,未注进泥浆;
-14∶47关井,发现压井管汇一侧四通出口与闸门连接处刺漏,套压6.5MPa,立压为0;
15∶05-15∶13第四次节流压井,共注入密度为1.40g/cm3、粘度为滴流的泥浆6m3,套压7MPa,注压2MPa,井口喷出天然气;
-15∶23关井,套压7MPa,立压为0,因节流阀阀座刺,无法实施节流。为防止井口闸门刺漏加剧,打开两条放喷管线放喷,套压7-4MPa,立压为0,喷出物为天然气及少量泥砂,喷距7-8m。至此,压井失败,井口接近失控状态。
10日上午,在实施完第一次封堵作业后,乘井口喷势减弱之机,现场人员强行进入井口附近观察井口状况,发现压井管汇一侧内放喷管线刺断脱落,井口已完全失控。
3、井喷失控原因分析
(1)井喷原因分析
①由于涩北气田储层成岩性差,浅、中层存在两套压力系统,浅层地层破裂压力低,中层地层破裂压力相对较高,下钻速度过快时会引起井下压力激动,易造成浅层井漏,从而形成“浅漏中出”的井下复杂情况,关井后会导致地下井喷。在该井的施工过程中,青海石油管理局钻井集团公司和承担该井施工的钻井队所采取的技术措施缺乏针对性,是造成这次井喷事故的主要原因;
②通井下钻过程中下放速度过快,压力激动造成井漏,坐岗观察制度不落实,未及时发现井漏,是造成此次井喷事故的直接原因;
(2)井喷失控原因分析
①二开前井口装置未试压,给井控工作埋下了严重的安全隐患,是造成此次井喷失控的主要原因;
②发生井喷时,关井不及时(关井操作时间长达十分钟),造成钻头以下液柱被喷空或被置换;二次井控技术不熟练,压井不及时,压井方法不当(放喷压井),一次性压井的泥浆量不足,而且反循环压井管线也不通,造成多次压井失败,是造成二次井控失败的直接原因;
③井喷发生后,处理措施不当,长时间打开放喷管线放喷,导致井口装置多处剌漏,是造成此次井喷失控的直接原因。
4、存在的问题
①施工队伍井控意识差、工作标准低,未严格执行中油集团公司《石油与天然气钻井井控技术规定》、井控管理九项规定。主要表现为不按设计要求施工,井口未试压、坐岗观察岗位不落实、干部值班不落实、“四、七”动作不熟练,未经二开检查验收就擅自开钻等,对本次井喷失控事故负主要责任;
②青海石油管理局及钻井集团公司现场办公人员,对井控工作重视不够,要求不高,督促检查力度不够,二开检查验收不彻底,对本次井喷失控事故负领导责任;
③现场钻井监督人员工作责任心差,对井口安装和试压等关键工序把关不严,监督不到位,没有做到现场进行监督;在未对试压过程进行监督检查的情况下就在验收书上签字,对本次井喷失控事故负一定责任;
④天然气开发公司管理不到位,未及时组织二开检查,且对未经检查批准就擅自二开的现象没有制止,对造成这次事故负一定责任;
⑤工程监督监理中心对监督检查、管理力度不够,对此次事故负一定责任;
⑥地质测井公司和化工公司现场工作人员在工作期间脱岗,对造成此次井喷事故负一定责任;
⑦油田公司涩北气田会战领导小组的工作不够落实,现场组织、协调力度不够,对造成此次事故负一定责任。
5、整改措施
①各建设单位要进一步提高对井控工作重要性的认识,加强对井控工作的管理、检查和各项制度的落实,增强井控安全意识,无论是探井、开发井都要把井控工作放在首位;
②认真贯彻执行《石油与天然气钻井井控技术规定》和井控管理的九项制度,把井控工作作为一项长期的、需要不断完善和不断提高的工作来抓,做到警钟长鸣、常抓不懈。对重点区块的钻井施工,要制定重点防范措施,并认真落实;
③公司有关部门及建设单位必须加强对施工队伍的资质审查和现场检查,对未达到要求的施工队伍,要限期整改,仍达不到要求的,要勒令停工。在钻气井时,施工队伍打气井的实际经验是必须重视的因素;
④必须明确建设单位管理人员和现场监督人员责任、权力和工作范围。在目前监督人员数量较少的情况下,建设单位对监督人员必须提供有力的后勤支持,保障监督人员能在关键工序监督把关;
⑤针对东部气田的地质特点和钻井设计,钻井及有关施工单位应制定相应的井控应急预案或技术措施,储备必要的物资器材,以使井喷和井喷失控造成的损失最小;
⑥各建设单位在与承包商签订施工作业合同的同时,必须签订安全生产合同。

案例三 YH23-2-14井井喷事故
专家点评:应该明确作业井在电测期间无论哪种工况都应该满足井控要求;作业井无论任何作业工况,井口都要安装能有效实施井控的装置。
1、井喷事故经过
1998年10月10日12∶00至13∶00作再次电测准备,于15∶00下电测仪至井深4200m,发现溢流,溢流量为0.5m3,当即起电缆,15∶15电缆起至3600m,电缆绞车出现故障,修车到15∶30,此时井队将情况向三勘公司调度室作了汇报,并提出砸断电缆的要求,电测队不同意,溢流速度明显加快(0.3m3/min),到15∶50继续起电缆至2800m,发生井喷,喷至二层台,主要喷出物为天然气与轻质油,井场当即断电禁火,人员撤离井场。
2、事故处理经过
井喷失控事故发生后,现场立即组织成立了以俞新永副指挥为组长的抢险领导小组,讨论研究和制定了抢险方案及相关工艺措施,并分头行动为抢险做准备工作。
先抢接井控放喷管汇,恢复紧固井口所有法兰固定联接螺栓,抢装加固井口承压能力的哈呋卡子,关井,向井内打压井液100m3,停泵,关井压力为0,开放喷管线,除少量气体外,再无溢流,到此抢险顺利安全结束。
3、事故原因分析
(1)为解卡,多次在封固油层段的套管内壁长时间采用套铣、磨铣等打捞方法,致使封固油层段的套管磨穿,高压地层流体(油、气、水)穿过套管流入井筒,引起井口溢流,加之未坐岗,至使溢流不断发展,在地面无法实施关井的情况下,最后必然导致井喷,这是造成这次井喷及失控事故的最直接的客观原因;
(2)不严格执行完井设计要求,现场又擅自将低于设计完井液密度(1.27g/cm3)0.27g/cm3的清水套管保护液(密度为1.0g/cm3)替入井内进行电测完井施工作业,使井内液柱压力比设计完井液降低了(△P=0.27×0.0098×5175)13.7MPa。这是造成井喷失控最根本原因;
(3)未及时剪断电缆,无法实施关井作业,是发生井喷的直接原因;
(4)完井作业重装井口时,该井又没有按规定用十六只螺栓对套管头与变压法兰进行连接与固定,而使用了四只螺栓,使其承压能力大为降低,无法有效、安全地实施井喷后的关井作业。这又是造成这次井喷失控事故的主要原因之一;
(5)该井在完井作业尚未完全结束的情况下,却将所有井控放喷管线、防喷器液控管线全部拆除,井口联结法兰螺丝大部分卸松,只对称地留了少许螺丝。这些又是造成井喷后无法进行有效控制的重要原因;
(6)在完井作业过程中不按完井作业的实际需要及时更换防喷器的芯子。该井在下φ177.8mm套管前将全封单闸板芯子换成φ177.8mm半封芯子,固完井后又不将全封芯子再换回去,就侥幸地进行完井作业;固井后仍不将双闸板防喷器的两付φ127mm半封芯子更换为φ88.9mm半封芯子,这是造成井喷后无法实施井口控制的主要原因;
(7)井队井控安全意识不强,完井作业时为赶时间、图省事更是造成井喷后无法实施及时有效控制的原因。
4、事故教训
(1)井控技术是钻井工程关键技术的重要组成部分,井喷和井喷失控又是钻井工程中性质最严重、损失巨大的灾难性事故,进一步增强井控意识,认真贯彻落实各项井控技术和管理制度显得更为迫切和重要;
(2)有必要重申,今后凡是完井阶段,只要完井施工作业尚未完全结束,井上所有井控装置均不得拆除,所有法兰联结螺丝均不能卸松;
(3)无论在各种钻井阶段与工况下,井控装置的法兰螺丝必须按标准尺寸和数量装齐全,并认真对称紧固到位;
(4)井口防喷器的芯子必须适时与钻具尺寸相符,绝对不允许因赶时间,抢进度就忽视这一工作;
(5)一定要严格执行钻井设计,特别是钻井、完井液密度不能随意更改;
(6)进一步加强总包井的技术监督管理是十分必须和必要的;
(7)要对电测队进行井控知识培训,增强电测队的井控安全意识;
(8)电测前,要制订好相应的井控措施,并充分做好所需工具的准备工作(包括剪断电缆工具)。

四、完井过程中发生井喷(2例)
案例一 南1-丁4-泄丙135井井喷事故
专家点评:南1-丁4-泄丙135井井喷事故,主要原因是井身结构不合理,应下技术套管或表层套管深下,把浅气层封固。井口应采用坐封式套管头,固井后及时密封环空。
1、基本情况
南1-丁4-泄丙135井是大庆油田松辽盆地中央坳陷区大庆长垣萨尔图背斜构造上的一口调整井,由大庆油田钻井二公司1552钻井队承担施工任务,设计井深1250m,主要目的层是萨葡油层;井身结构为φ448mm×101m+φ203mm×1149m,φ339.7mm表层套管下深99.56m;井口设备为φ339.7mm套管头+35-21四通+35-21单闸板防喷器;二开钻具结构为φ203mm刮刀钻头+φ177.8mm钻铤×17.30m+φ195mm稳定器+φ146mm钻铤×75.02m+φ127mm钻杆;设计泥浆密度为一开至油层井段密度为1.25-1.30g/cm3、油层段密度为1.97g/cm3。
2、事故发生经过
该井钻进施工正常,1989年7月20日,油层套管固井并替完钻井液后,由于电焊车未到井,未能及时封井口,井口随即出现外溢,此时井口无井控设备,此后发生井喷,喷高至人字架。
3、事故处理经过
在493-494m井段上射开10孔,组织压井,消耗密度为1.60g/cm3的钻井液200m3无效。经声幅测得水泥面返至308m,比预计多返333m;第二次在296-297m井段上射10孔,用150m3密度为1.70g/cm3的钻井液压井,10分钟后井喷停止,井口不返,又向环空灌水泥50吨,抢焊环形铁成功。7月10日10∶00将泥浆密度提到1.48g/cm3,循环压井成功。
4、事故原因分析
井喷原因是浅气层处压力高,固井后浅层气侵入井内、未及时焊封井口,导致地层失去平衡。
5、经验教训
(1)固井后及时封井口,最好采用坐封式套管头;
(2)需确定水泥面后再进行射孔作业,避免在水泥段处射孔。

案例二 塔里木油田牙哈104井井喷事故
专家点评:当井筒与地层存在通道时,或有可能存在通道时,只要发现井内液体外溢,就应该立即做好溢流关井的准备工作。
1、基本情况
牙哈104井是塔里木油田指挥部在牙哈地区布置的一口评价井,由塔里木第一勘探公司60303钻井队承钻。该井于1996年6月15日钻至井深5527m完钻,下φ177.8mm套管至5525m固井。电测后发现固井质量不合格,于是进行射孔、挤水泥作业,此后,在反替原油过程中发生溢流,导致井口失控。
2、事故发生经过
1996年7月17日下φ177.8mm刮壁器,管串结构为φ177.8mm刮管器+331×310接头+φ121.8mm钻铤18根+φ88.9mm钻杆184柱+331×410接头+411×φ50.8mm油壬接头+φ50.8mm胶管(至防溢管回收泥浆),然后替原油100m3,在起钻前发现有小股原油外溢,现场判断是井内温度高、压力不平衡所至,继续观察。后来发现原油从1#与2#罐连接处流入地面排污池,并且流量越来越大,接着井队卸411×φ50.8mm油壬,准备接单流阀关井,但因井内喷势和压力增大,接头只卸了2扣,胶管就从连接处被冲断,井口失控,井口原油喷高达15m左右。
3、事故处理经过
井喷发生后,立即进行抢险工作。首先关防喷器(关环形防喷器后再关φ88.9mm闸板),然后进行反循环压井,先注清水30m3,套压由20MPa降至16MPa,接着注密度为1.50g/cm3和1.20g/cm3的混合泥浆117m3压井,钻具内喷势减弱至钻台面,抢接φ127mm方钻杆下旋塞,关井,继续进行节流循环压井,最终以密度为1.50g/cm3的泥浆压井成功,至此,井喷事故解除。
4、事故原因分析
(1)固井质量不合格,通过射孔挤水泥不成功,给油气进入井内提供了条件;
(2)井控措施不当,在组织施工过程中,钻杆无内防喷工具,致使溢流无法控制;
(3)发生溢流时,现场负责人判断出现错误,以至延误时机,造成井口失控;
(4)射孔完井工程设计不完善,对井下已射开的油气层段和不挤水泥情况未做说明,更没有井控要求;
(5)井下作业监督、钻井代表,在施工期间,各自分工职责不清,对有关的规章制度执行不力。井下作业监督上井后,未向钻井代表、钻井队了解清楚井下情况,施工前又未认真对井队施工任务、施工工艺交底,并且在替原油过程中无任何的井控措施和安全要求,最终导致了井喷事故的发生。
5、教训及措施
牙哈104井井喷事故的发生,暴露了设计、施工、应急等各个环节存在的问题,也反映出“谁主管、谁负责”的安全管理原则没有落到实处;甲方生产管理人员及井队职工井控培训效果不好,缺乏实战能力。为吸取教训,应采取以下防范措施:
(1)按照“谁主管、谁负责”的安全管理原则,要切实落实完井、试油和井下作业井控制度;
(2)钻井处要会同油气开发公司、试油处制定切实可行的完井试油、井下作业井控制度和措施。现场作业人员严格执行各项作业规程、制度。

五、其它意外引起的井喷(1例)
案例一 霸33井井喷着火事故
专家点评:该井在井喷着火抢险中,采用的清障、强行冷却、水力喷砂切割、灭火及空井压井等工艺技术为后来油气井抢险、灭火提供了宝贵的经验。
1993年6月23日,华北油田霸33井因不法分子的偷油破坏,发生国内罕见的特大井喷着火事故。油田广大石油职工通过21个日日夜夜奋战,扑灭了大火,制服了井喷,同时也为处理类似特大井喷着火事故提供了宝贵经验和深刻教训。
1、基本数据
霸33井是华北油田向北京供气的一口后备气源井。1982年9月22日开钻,1983年1月12日采用φ152mm三牙轮钻头钻至井深3520.52m完钻,φ177.80mm套管下深3338.84m,裸眼厚度181.68m。1983年4月裸眼段3338.84-3520.52m进行试油,采用φ8mm油嘴,φ19mm孔板,自喷产凝析油36.3m3/d,产气18.06×104m3/d,油压21.0MPa,套压22.0MPa,原始地层压力为33.93MPa,井喷时无阻流量大于60×104m3/d。
1993年6月23日晚,不法分子在盗放凝析油时,造成剧烈爆燃,由此引发下一场特大井喷着火事故。
2、事故处理概况
事故发生后,受到国务院和公安部的高度关注,中国石油天然气总公司组织华北油田数千名干部职工,并立即调集四川局曾赴科威特抢险的灭火和井控专家,紧急调用北京市消防局、天津市消防大队、河北省廊坊、沧州、保定及华北油田的数十台消防设备,上百台水罐车,先后进行了10次大规模灭火,均因火势太大而告失利。6月27日,在总结前10次灭火失利原因的基础上,又部署了强有力的灭火力量,采用彻底清障,强行冷却降温,水、粉结合,科学配置的战术,一举扑灭了大火。随后,在井口失控,正、反压井失败的情况下,采用水力喷砂工艺,切割掉残余紧固螺栓和油管,强行换装防喷器,并用铅铜软金属密封垫巧妙地解决了损坏法兰的密封问题,顺利进行了挤压井。经过21天的生死搏斗,终于制服了井喷,避免了国家财产继续遭受巨额损失,保住了气田。
3、水、粉结合的灭火战术
霸33井是一口高压气井,井喷着火后,天然气流量高达60×104m3/d,井口压力20MPa,气流咆哮,烈火熊熊,几公里外可听到刺耳的呼啸,50m外热浪灼人,30m内地面被烧焦,消防人员和灭火设备难以靠近,灭火工作难度很大。从6月23日至24日,抢险指挥部陆续调集了20台消防车,先后5次进行灭火,均因火势太大而不能奏效。25日至26日,在32支水枪的掩护下,利用上百台水罐车配合,边清障、边灭火,又组织了5次大规模进攻,每次进攻水枪最大喷射流量超过40m3/min,一个半小时射水达3600m3,井口周围900m2内积水深达400mm,但由于瞬间窒息后再次爆烧,灭火工作也告失利。
总结前10次灭火失利的原因,主要有两点,第一井口障碍物较多。不法分子用千斤顶将保护井口的重型水泥预制块顶开,形成人行通道,急骤燃烧的强大气流从井口喷出后,部分通过水泥块夹缝与外部气流和凝析油混合,增大了井口外围的火势,部分被水泥块反弹回井口,使采气树置于水泥块围成的“火炉”中,加剧了采气树的损坏,导致气流越喷越大;第二冷却不彻底。消防水枪的射水流量虽然足以在几分钟内将采气树全部淹没,但由于气流过大,射向井口的水流不断被气流冲散,加之火源中心温度过高,水泥预制块已经被烈火烧透,虽然其表面暂被水冷却,但内部和表里仍然呈炽热状态,留有冷却的死角,高压天然气不断喷向这些死角,难以控制复燃。
在分析灭火失利原因的基础上,经周密研究,实施了以下战术:
(1)彻底清障,扫清火场死角
为了彻底根除复燃的条件,在20支水枪的掩护下,抢险人员首先用自制的长20m巨型铁耙子将井场西、北、南侧的残留围墙推倒,并用拖拉机和钢丝绳配合,将采气树四周较大的水泥预制块拖走;第二,消防水枪射水排量提高到40m3/min,扫除复燃的根源;第三,继续用密集的水枪掩护,用推土机平整场地,从而保证干粉车能最大限度地靠近有效射程范围,整个清障工作持续了两天,为下步联合灭火创造了条件。
(2)强行冷却降温,杜绝复燃
由于大火长时间地持续猛烈燃烧,井口周围地表温度高度白热化,高速喷出的天然气始终处于爆燃状态。为此,消防人员组织32支水枪强行射水降温,射水流量为40m3/min,降温时间21分钟,降温面积900m2,总射水量840m3,并且以井口为圆心在15m半径的周围筑起0.5m高的土堤,使冷却水在井口周围形成0.1m以上的积水区,隔断了烈火与烧焦的地表直接接触,杜绝了复燃的条件,为水、粉联合灭火打下了基础。
(3)科学配置,水、粉结合,灭火一举成功
在彻底清障和强行降温的基础上,经反复侦察火情,抢险指挥部作出了科学严密的部署,即在空间上同时消灭所有火点,在时间上保持一定时间的连续性窒息,在干粉和水枪的配合上及时调整角度,发挥各自优势,确保灭火一举成功。根据上述部署,消防人员从空间到时间,采用全三维灭火战术,科学配置灭火力量。11台干粉炮车在上风口沿东-东南-南-西南-西“五个部位”呈180度扇面最大限度地向井口包抄;干粉炮采用“两两两”战术实施进攻,即干粉炮按“两个层次”有针对性地同时对井口和井口上空开炮;在有效射程内,炮车在“两个距离”由远及近施放烟幕;发炮顺序按“两个时间”间隔5秒钟进攻,这就保证了空间上从低到高,由远及近,从周围到中心均不能出现无窒息空间,时间上至少在5秒钟内干粉烟幕覆盖住整个井场。同时,220名射手用32支水枪连续不断地用大量清水冷却井口,第一台干粉车开炮后,水枪手立即调整射水角度,所有水枪以不超过lm的高度用40m3/min的流量严密封锁井口,从而形成了lm高的水层托住干粉不致立即被高压天然气流吹散,既保证了在弥漫的干粉中靠近火点的水枪手的安全,又大大加强了干粉灭火的效果,粉借水势,水助粉威,经过30分钟的顽强拼搏,终于一举扑灭了肆虐84小时的熊熊大火,为控制井喷取得了阶段性胜利。
4、井控措施
灭火后,抢险人员冒着随时会发生复燃的危险,先采用700型水泥车反压井,油管放喷解除水化物堵塞后,又用1400型压裂车正压井,先后泵入清水、氯化钙溶液和高密度的泥浆2190m3,施工时间长达42小时,但均因井口大四通法兰漏失严重未能控制井喷。其间,曾采取从环空挤入棕绳头、碎胶皮、塑料球等堵塞物的方法企图堵塞法兰密封面,减少漏失,虽也起了一定的堵漏作用,但由于堵塞后井口压力迅速升高至19MPa,导致大四通法兰北冀四条连接螺栓拔断,堵塞物全部喷出,采气树倾斜,井口完全失控,利用原采气树压井已无可能,换装新井口装置,又必须解决在人员不能靠近的危险情况下拆除旧井口和法兰密封的技术难题,为此,抢险人员迅速提出了下步措施方案,并立即组织现场研制、连夜加工有关工具和装置,实施了如下技术措施:
(1)水力喷砂切割
为清除大四通法兰残余紧固螺栓和油管,连夜组织加工了水力喷嘴和全套切割装置,为确保施工万无一失,首先进行了模拟试验。
模拟试验共进行了两次,第一次试验使用φ4.4mm喷嘴,喷射距离21-35mm,喷射压力30MPa,排量258L/min,砂子采用80-100目的金刚砂(φ0.15-0.24mm),含砂比为10%-15%,工作液为清水,切割时间为23分钟,被切割部件为N80、φ73.2mm油管,结果表面只形成一块光滑斑点,切割试验失败。分析第一次试验失败的原因主要是:①以清水为工作液,悬砂性能差,砂比偏低;②砂子粒度小,切割力偏小;③喷射排量不够大,流速慢。
于是,第二次试验将工作液改为0.5%的瓜胶液,砂子改用20-40目(φ0.4-0.8mm)的石英砂,并适当提高了压力和排量,结果,φ73.2mm油管和φ177.80mm套管(壁厚10.36mm)分别用3分钟及11分钟切断,切割试验取得成功。
根据模拟试验结果,7月8日14时28分进行了现场切割,工作参数为:喷嘴直径为4.4mm,喷射距离为35mm,喷射压力大于40MPa,喷射排量240L/min,砂子为20-40目(φ0.4mm-0.8mm)的石英砂,砂比>15%,工作液为0.58%的瓜胶液。
由于高速气流抵消了部分水力切割力,降低了切割效率,现场施工与模拟试验切割时间有较大差距,历时77分钟,螺母被切割穿孔,螺杆被切断2/3,共消耗工作液18m3,石英砂2.9m3;又历时37分钟,油管被切割穿孔落井,消耗工作液9.5m3,石英砂2.5m3;采气树大四通以上部分全部拆离井口,天然气流垂直向上畅喷,为抢装防喷器创造了较好的作业环境。
(2)抢装防喷器
由于长时间受高压气流和返出压井液的喷射,采气树大四通法兰密封钢圈全部刺光,上下法兰面亦被刺成深达10mm的多道凹槽,密封面完全失效。为解决钢圈难以压缩、铅垫承压能力低、密封困难的技术难题,技术人员用石膏制作了刺坏法兰的拓片,根据法兰面和钢圈槽的损坏程度,设计制造了紫铜密封圈,对紫铜圈进行退火处理后,加工了包嵌紫铜圈的铅垫法兰,经模拟损坏法兰的密封性试验,40MPa不刺不漏,将该法兰与FZ230-35防喷器组成10吨重的新井口装置,采用40吨吊车吊装,两台拖拉机用钢丝绳通过井口抱箍滑轮进行牵引加压,四条引绳牵引保持于衡,敞口的防喷器进入主气流后缓慢下放,经两次抢装,稳稳坐入原井口底法兰,紧固后关井成功,井口压力为19MPa,无刺漏现象,井控取得决定性胜利。
(3)压井
井控装置装好后,抢险人员通过远程控制台关闭了1号防喷器,天然气改从两翼放喷管线喷出,接着依次关闭了左翼放喷管线闸门和右翼节流管汇闸门,试关井成功,关井后压力瞬间升至19MPa。霸33井安装新井口及压井、节流管汇、放喷管线情况如下:
①吊装防喷器时各闸门状态:l号、4号、5号、8号关闭;2号、3号、6号、7号打开;
②防喷器与井口连接后各闸门状态:安装压井、节流管汇和1号、2号、3号放喷管线,并用基础固定牢靠;安装时11号、13号关闭,压井、节流管汇全部打开;
③防喷器关闭程序:a.打开1号、4号、5号、8号闸门;b.关闭1号全封防喷器;
④放喷管线关井程序:a.关1号闸门(工作压力为21MPa);b.关9号闸门;c.关24号闸门;d.慢慢关10号和12号节流阀,观察井内压力,直至关闭;e.关14号、20号闸门;
⑤再次开井程序:a.开14号、20号闸门;b.开10号和12号节流阀,观察压力;c.开24号闸门;d.开9号闸门;e.开1号闸门;
⑥其余各闸门视情况打开或关闭,由现场指挥人员决定。
由于油管已切断落井,无法实施循环压井,又因首次采用软金属密封,井口压力不宜超过25MPa。所以,在挤压井过程中,压井参数采用小排量间断挤压,当井口压力升高接近25MPa时,停泵关井,井筒内泥浆与天然气置换,节流阀控制缓慢放气(以不放出泥浆为宜),待井口压力下降后,再启泵继续挤泥浆。整个压井过程历时21小时,挤入密度为1.8g/cm3的重泥浆65.6m3,清水11.8m3,压井取得彻底胜利,长达21天的特大井喷着火事故得以解除。
5、经验与教训
霸33井由于不法分子破坏引起的井喷着火事故,客观上使国家财产遭受了重大损失,但处理事故的本身,既锻炼了队伍,又从反面总结了处理类似事故的经验与教训。
(1)水力喷砂切割宜采用悬砂能力强的工作液,排量大于300L/min,喷射压力大于40MPa,砂比大于20%,喷射距离小于40mm,切割效率最高;
(2)在密封面损坏严重、承压高、施工难度大等情况下,软金属密封垫是用于解决密封问题的理想材料;
(3)灭火后,不间断地对井口易燃部位强行冷却降温,是防止复燃的必需手段。事故处理中,落井油管曾三次呈麻花状从井内喷出,与井架相撞击产生长串火花,但因足量的冷却水喷射及时,没有造成复燃;
(4)油气井近井口地段四周不宜放置重型障碍物,以免造成着火后形成“火炉效应”,严重损坏采油(气)树,增加灭火和井控的难度;
(5)根据霸33井事故处理的实践,350采气树在大火中焚烧84小时后,20MPa的气流即可完成刺坏密封圈和密封面,紧固螺栓直径刺穿1/2-1/3,强度大大降低。处理类似事故时,法兰泄漏后不宜充填堵塞物。霸33井施工中充填堵塞物后,井口压力19MPa就使四颗紧固螺栓憋断,上提30吨后,又使7颗螺栓拔断,大大增加了事故处理的难度;
(6)霸33井特大井喷事故国内罕见,在灭火过程中,采用彻底清障、强行冷却降温、水粉结合、全三维战术配合一举将大火扑灭,为今后扑灭类似油井大火提供了成功的范例。

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