井喷事故及险情案例分析2006～2009.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流井喷事故及险情案例分析20062009.精品文档.井喷事故及险情案例分析（2006年2009年）（第二部分）中国石油天然气集团公司工程技术分公司二0一0年一月目 录一、黄2634井二、罗家2井三、泉3201X井四、红G452井五、台64井六、西608井七、松浅22井八、法5246井九、庄416K井十、龙岗0018井十一、涩R443井十二、大北202井十三、徐深8平1井十四、伏223井中石油集团公司井喷事故及险情案例分析一、黄2634井1、基本情况辽河油田黄2634井完钻井深2695.0m；油层套管139.72694.77m，生产井段2206.

2、42656.0m。预计在沙河街组中部井段2095.22028.0m射孔，测井解释预射孔段为油层，设计压井液密度1.05g/cm3。2006年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，计划射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。2、事故发生经过2:30射孔队施工准备。2:52射孔校深。2:54点火起爆，上提电缆。2:56电缆提出100多米，发现井口井涌，立即商定剪断电缆，关射孔闸门。2:58喷出液柱高达2m左右。3:00左右，剪断电缆，同时抢关射孔闸门，此时液柱高度约10米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。副队长打开南侧套管闸门进行分流，此时井口周围弥漫水雾并伴有天然气。3

3、:05左右井口南侧发出“砰”的一声，着火。见图1。图1 黄2634井井喷失控着火照片3、事故处理过程（1）汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。3:10作业区向处调度室汇报。3:07消防队接到火警，于3:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗展开。3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。3:40油田公司启动辽河石油勘探局突发特别重大事故应急救援预案。4:20第一批有关人员到达现场。4:40成立20人的抢险突击队。（2）抢险组织、准备4:50按照应急预案组织抢险工作，制定抢险方案，组织抢险物资，加工抢险工具。8:50抢拖出作业机

4、和少量油管、抽油杆。（3）抢险灭火压井成功15:30成功关闭套管南侧闸门，南部地面火焰熄灭。16:30拖出靠南侧抽油机组，基本完成井场清障。20:00三台压裂车组用60m3压井液，携带橡胶球80个（直径15mm）和胶皮等堵塞物进行压井，最小压力1MPa，最大压力14MPa，20:23堵住井口，火焰全部熄灭，压井成功。4、事故原因分析（1）直接原因 设计射孔液密度不够是造成井喷的直接原因。射孔井段一直没有测试过，而射孔液的密度却参照下部原来老层的地层压力系数确定，设计的射孔液密度1.05g/cm3，低于实际的地层压力系数。 没接放喷管线是导致井喷着火的直接原因。井喷以后，企图打开套管闸门放喷以降

5、低井内压力，让电缆头落入井内，便于关闭射孔闸门，但该井既没有接放喷管线也没有接压井管线，不能把井内流体引至井场外的安全地带。喷出的流体遇到柴油机排气管火花造成火灾。（2）间接原因 对目的层的地质情况认识不准确该井测井解释为油层，而实际射开是气层。如果解释是气层，按照辽河油田选择射孔方式的规定，应选择油管传输射孔。如选用传输射孔则发生井涌时可以关闭采油（气）树闸门，避免井喷失控。 射孔闸门关闭困难射孔闸门缺乏保养，关闭困难，加之闸门内有电缆头，难以关严。（3）管理原因 地质设计中的有关地层资料、工程设计中的有关井控要求都过于简单，没有针对性。设计射孔液密度偏低。 井控意识薄弱，没有执行“辽河油田

6、井控实施细则”，没有安装放喷管线和压井管线。5、事故教训（1）增强井控意识从该井井喷失控着火的事故分析，无论是管理层还是设计层，从机关到基层作业队其井控意识都急待加强。（2）射孔液的密度设计要合理对从未测试的层位，射孔液的密度不能按已开采层的压力系数设计，要按钻进该层段的钻井液密度设计。（3）要认真执行井控技术规定对气井、高温高压井、含有毒有害气体等重点井、射孔、压裂酸化后的施工作业必须按井控规定、标准接放喷管线和压井管线；必须执行开工前的井控验收制度，达到井控要求才能允许施工。（4）在选择射孔方式上，尽量选择油管传输的方式射孔。（5）射孔作业应尽量避开夜间进行。（6）剪断电缆位置要适当。断电

7、缆在井内基本“直立”，弯曲量较少。要使断电缆头落入井内，才能实施有效关井。黄2634井射孔电缆起出100m左右就发生井涌，剪断电缆后，电缆头露在射孔闸门外，致使射孔闸门不能完全关闭。见图2。图2 电缆断口露在射孔闸门外示意图二、罗家2井1、基本情况（1）2006年3月25日，四川油气田罗家2井在二次完井作业中发生井漏，天然气窜至与罗家2井同井场的罗家注1井，并通过凉高山组沙溪庙组断层泄漏到地表，致使当地群众13860人疏散，社会影响大。事故引起党中央、国务院高度重视，党和国家领导人相继做出了重要批示。国家安全生产监督管理总局、重庆市、集团公司领导亲赴现场研究处置方案、指挥抢险。4月6日压井封堵

8、成功，排除了险情。（2）罗家2井丛式井组基本情况罗家2丛式井组共有4口井：罗家2井、罗家注1井、罗家16H-1井、罗家17H井。各井概况：罗家2井：罗家2井为罗家寨气田第一口预探井（直井），1999年11月12日开钻，2000年5月13日完钻，井深3404.00 m。该井钻进中因339.7mm套管断裂，井身结构被迫改变，244.5mm套管（设计下深2818m、嘉二3段）提前下至井深1704.38m（须家河组顶）；177.8mm套管（设计下至3404.00m、飞仙关组）提前下至3044.68m(嘉一段)；下127mm尾管射孔完井。在嘉五段2102.832200.00m钻进中，放空1.90m，井漏

9、严重，钻井液有进无出，共漏失各种液体13379m3。飞仙关组气藏有效储层厚度53.90m，测试产量63.2104m3/d，H2S含量125.53g/m3，CO2含量106.88 g/m3，地层压力40.759MPa，压力系数1.27。2000年6月14日试气结束后，下177.8mm电缆桥塞至2798.00m封井暂闭。见图3。图3 罗家2井第一次完井井身结构示意图罗家注1井：罗家注1井是开发实施方案在主产区块设置的一口气田水回注井。于2005年9月2日开钻，2005年11月10日完钻，在井深2211.42m，井底层位嘉五1段。该井钻至2177.01m（嘉五段）发生严重井漏，漏速大于60m3/h，

10、累计漏失各种液体2024m3。339.7mm套管下至井深2207.87m固井，固井质量差，井深465.81m以下管外基本上无水泥胶结。罗家16H-1井：2004年7月23日开钻，2004年9月17日完井，完钻井深4248.00m。在飞仙关组水平段钻遇有效储层249.80m，孔隙度416%，测试产量为267.49104m3/d，硫化氢含量130g/m3，二氧化碳含量96.86g/m3。罗家17H井：2004年10月12日开钻，2005年5月9日完井，井深4519.00m。各井相对位置地面相对位置：在罗家2井7.53方向2.82m处为罗家注1井；在罗家2井310.02方向10.75m处为罗家16H

11、-1井；在罗家2井320.99方向12.50m处为罗家17H井。地下相对位置（嘉五段，井深2200.00m处）：罗家2井与罗家注1井相距117.80m；罗家2井与罗家16H-1井相距107.18m；罗家2井与罗家17H井相距75.76m。见图4、5。图4 罗家2丛式井组各井相对位置图图5 罗家2井组各井等高线位置示意图2、事故发生经过（1）施工作业简况（2月7日3月20日）罗家2井2月7日开始第二次完井，施工作业按照“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月7日换装井口装置,试压20MPa合格。2月24日下钻通井至2781.86m探得桥塞，按设计用

12、密度1.58g/cm3的钻井液对井筒试压30MPa合格。2月25日钻桥塞至井深2782.17m，桥塞下落至井深2839.75m。3月1日下公锥、强磁打捞桥塞未获。3月2日因桥塞转动，钻磨困难，拟注水泥固定桥塞后再钻。用密度1.58g/cm3的钻井液试挤，压力27MPa降到25MPa。泄压开井循环发现井漏，漏速26.6m3/h。3月3日降密度至1.361.38g/cm3，漏速3.1m3/h。3月4日在127mm尾管喇叭口（井深2840.53m）注水泥浆固定桥塞，挤压25MPa降到22MPa，泄压候凝。3月13日分别下152mm钻头、143mm和102mm磨鞋钻水泥塞、磨铣桥塞，钻井液密度1.42

13、g/cm3，不漏。3月15日吊灌起钻，漏失密度1.42g/cm3钻井液21.1m3，漏速为6.4m3/h。3月16日通井至井深3315.00m，发现井漏，钻井液密度1.42g/cm3。钻井液密度降低至1.38g/cm3循环漏失钻井液2.4m3，漏速0.76m3/h，再调整钻井液密度至1.35g/cm3循环不漏。3月18日开井观察41小时后井口出现滴流，又调整钻井液密度至1.371.38g/cm3，循环井漏，漏速0.58m3/h。3月19日起钻，吊灌密度1.37g/cm3钻井液20.9m3，漏速为3.69m3/h。3月20日下177.8mm刮管器刮管至井深2840.00m，其中在井段2750.0

14、0m2790.00m反复刮铣3次，漏速增大至4.8m3/h。注入堵漏钻井液后，吊灌起钻至井深2118.87m，静止观察，间断吊灌密度1.37g/cm3的钻井液24.9m3。3月21日3:45开井观察，液面涨至井口，关井，套压02.08.5MPa。至18:21，先后向井内间断反挤钻井液10次，累计挤入钻井液52.8m3，套压8.017.0MPa。3、事故处理过程（1）井漏和溢流处理情况（3月21日24日）第一次用HHH堵漏钻井液堵漏压井3月21日反注40HHH5桥堵剂复合堵漏钻井液13.7m3，推入地层复合堵漏钻井液8.7m3。关井观察，8.5小时后套压由6.515.6MPa。堵漏压井不成功。第

15、二次用桥塞堵漏钻井液压井3月22日反注密度1.61g/cm3桥塞堵漏钻井液（浓度10）17.6m3，关井2小时后套压由3.16.8MPa后，间断泄压挤钻井液降低套压，经两次挤钻井液后，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以内。第三次用快凝水泥浆封堵压井施工3月23日14:00发现罗家注1井油压达到15MPa。结合罗家2井与罗家注1井井下情况，分析认为：罗家2井177.8mm套管可能破损，推测罗家2井与罗家注1井在嘉五段漏层已连通，天然气通过套管破口进入嘉陵江组地层并窜到罗家注1井，罗家2井的177.8mm套管在嘉五组（井深2200m左右）损坏的可能性较大

16、，因此决定对破损段套管进行封堵作业。3月24日正、反注密度1.601.75g/cm3高粘钻井液92.2m3，正注快凝水泥浆40m3（49t），关井候凝，油、套压为0。3.5小时后井口开始起压，关井9小时后，套压由06.4MPa。（2）地面窜气处理情况（3月25日4月3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。见图6、7。8:00现场指挥部通报地方政府，并与地方政府联合启动突发重大事件应急预案，共同迅速组织疏散附近居民。为避免地面冒气现象进一步恶化，立即对罗家注1井放喷点火，泄压。同时划定警戒区域，24小时对空气、水体质量进行监测，避免次生事故的发生。图6 罗家2地面

17、窜漏点及监测点示意图图7 罗家2井天然气窜出地面点火照片现场指挥小组研究制定了切断罗家2井飞仙关组气源的封堵压井四套方案：方案一：不动现有井下管柱，正、反同注高密度高粘度钻井液，大排量注水泥浆封堵。方案二：压井后，强行下钻至127mm尾管喇叭口注水泥浆封堵。方案三：钻具内外分注水泥浆和水玻璃钻井液，二者在破口附近相遇速凝封堵。方案四：在探索压井井筒稳定时间的规律后，边吊灌钻井液边起钻，再下入专用工具至127mm尾管喇叭口注水泥浆封堵。3月27日正、反注密度2.00g/cm3的高粘度钻井液71.8m3，注一级快凝水泥浆100m3（121t），平均密度1.89g/cm3，二级快凝水泥浆51m3（6

18、5t），平均密度1.89g/cm3。关井候凝，油、套压为0。4.5小时后井口起压，套压05.8MPa。3月28日罗家2井持续正、反注清水，立压810MPa，套压710MPa。3月29日正、反注高粘度钻井液，立、套压降为0，打开防喷器，强行起钻具，起出88.9mm钻杆56柱1594.78m，发现第18柱下单根滑扣，鱼长542.93m。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。3月31日第一次采用特种凝胶快凝水泥浆封堵压井施工。正、反注密度1.601.70g/cm3高粘钻井液45m3，正注浓度1.5%的特种凝胶液235m3，再反注快凝水泥浆6

19、7.5m3（84t），平均密度1.84g/cm3。封堵压井施工中，罗家注1井放喷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。4月2日第二次采用特种凝胶快凝水泥浆封堵压井施工。环空注入浓度1.5%特种凝胶63m3、水泥浆71.0m3（90t），平均密度1.87g/cm3，关井候凝。罗家2井立压2.14.0MPa，套压4.114.2MPa。罗家注井点火泄压，油压7.53MPa2MPa，套压5.47MPa1.5MPa。4月3日第三次特种凝胶快凝水泥浆封堵压井施工。环空注特种凝胶185m3、水泥浆86m3（110t），平均密度1.87g/cm3，关井候凝，

20、立、套压为0。至4月6日，连续观察，罗家2井、罗家注井井口压力均为0，外围泄露点减少，点火处火焰明显减小，压井封堵取得决定性胜利。（3）巩固压井封堵成果（4月6日）4月6日为了巩固前三轮封堵压井的成果，进行了第四次特种凝胶快凝水泥浆封堵施工。环空注凝胶58m3、水泥浆51.5m3（68t），平均密度1.89g/cm3，关井候凝。探环空液面在井口，罗家2井和罗家注井立、套压均一直为0。外围泄露点和点火处火焰进一步减小,由此进一步证实，罗家2井飞仙关组气层已被封堵，气源已被切断。至此，罗家2井井漏事故处置工作从抢险阶段转入井下复杂情况处理阶段。4、事故原因分析（1）直接原因 177.8mm套管在2

21、200m左右破损根据罗家2井嘉五段漏失层特点以及堵漏抢险过程中的情况和资料等综合分析判断，罗家2井177.8mm套管在2200m左右破损。导致飞仙关组气层天然气上窜，天然气从破损处沿着罗家2井嘉五段溶洞发育和地层破碎带窜入罗家注1井区。 罗注1井固井质量差罗注1井经CBL和VDL检查固井质量，套管外从465.00m以下基本无水泥封固。罗家2井的天然气穿过罗注1井的射孔段进入井内，造成高油管压力；同时天然气沿着罗家注1井套管外的环形空间向上进入到840m处出露到地表的凉高山组沙溪庙组断层，最终天然气沿着断层泄漏到地面。见图8、9、10。图8 罗家寨构造LINE991线时间偏移剖面图9 罗注1井完

22、井结构示意图图10 罗家2井天然气窜出地面示意图（2）间接原因 339.7mm套管断落致使井身结构不合理罗家2井设计244.5mm套管下深2818.00m，封固嘉二3段以上漏失层、垮塌层和低压气层。但在二开钻井中，339.7mm套管从井深331.94m断裂，下部滑落至井深336.94m，形成5m长的断距，钻进中多次发生阻卡，继续钻进困难，并且339.7mm套管已不具备井控能力。为此被迫将244.5mm套管下至井深1704.38m（须家河组顶），没能按设计封固嘉五段漏失层。177，8mm套管因嘉五段严重漏失，固井质量难以得到保证，使该段177.8mm套管成为最薄弱点。 177.8mm套管磨损该井

23、原设计177，8mm套管后期射孔完井，由于244.5mm套管提前固井，为了封住嘉五段大漏层，177.8mm套管被迫在目的层以上的嘉一段提前固井。固井后在177.8mm套管内的钻进和完井作业时间长达2个月，纯钻进和起下钻时间长达704小时，由于在2125.00m和2175.00m处井斜角达到17.17，而且处在漏失层和套管固井质量存在问题的2180m附近，又由于在钻进过程中对井斜最大的部位缺乏有效的保护措施，难免不产生磨损。 试挤和试压加剧了套管的损伤在罗家2井二次完井试修设计中未考虑到原钻井和一次完井作业过程中对套管的损伤，在二次完井的第二次磨铣桥塞以前的施工中，按设计在井内钻井液密度1.58

24、g/cm3的情况下，五次试压或试挤值最高达到30MPa，最低20MPa，加剧了已经磨损和伤害的套管的损伤。 罗家注1井固井质量差罗注1井465m以下无水泥，未采取补救措施就转入下步施工，留下了严重的事故隐患。根据固井技术规定（油勘字200432号文件）的规定，“固井质量不合格的井，经补救措施达到上述各条标准的，算补救固井合格”。罗家注1井由于钻井过程中在嘉五段漏失严重，因此修改设计为管外反挤水泥至2070m。罗家注1井固井质量没有达到修改后设计“封固02070m”的要求，只封固到465m，在没有采取补救措施的情况下就进行了射孔和酸化作业，留下了严重的事故隐患。5、事故教训（1）对高含硫干气气田

25、的开发需要充分论证和专项研究罗家寨飞仙关组气藏属H2S含量高、CO2含量中等的干气气藏，在国内属于首次规模开发，在过去气田开发中形成的各种技术和经验的适应性受到很大挑战。特别是，H2S含量大于102g/cm3、CO2含量大于100g/cm3的混合酸性干气在没有凝析油的缓蚀作用下，其腐蚀机理、防腐技术和防腐蚀材料的选择都需要做很多的分析研究工作；高腐蚀性、高产量、高危害性的气藏未经过长期试采，其生产参数的确定、各种作业的规范和标准都需要充分论证和专项研究并经过现场试验。（2）在选择回注井井位时应考虑对周围生产井的影响气田污水回注井的地质、工程设计应综合考虑对同井场井的相互影响，要充分认识到回注高

26、含硫和二氧化碳的气田污水会增大地层水中硫化氢和二氧化碳含量，给同一井组相邻气井套管增大了外腐蚀的危害，并对腐蚀性水体扩散范围和距离进行研究和跟踪监测。（3）污水回注井也必须保证固井质量罗家注1井受井漏的影响，致465m2200m井段套管外几乎无水泥环封固，而在下步作业前的交接和验收执行不严格，没有认识到固井质量差可能引起的严重后果，没有差采取任何补救措施，为天然气上窜至地表提供了通道，因此污水回注井也必须保证固井质量。（4）高含硫探井转生产井的二次完井作业应进行安全风险评价罗家2井2000年5月30日完井，同年6月6日射孔测试后下电缆桥塞封堵，至2006年2月7日进行二次完井作业，气井暂闭已近

27、6年。对于高含硫预探井转生产井的二次完井作业应进行地质工程风险评价。对套管的腐蚀、磨损和井身质量、固井质量以及同井组井间的相互影响等潜在安全风险进行评价，必要时进行测井检测，完善老井试修作业的风险评估有关标准。（5）改变井身结构后，应增强漏层段的套管强度由于339.7mm套管断落，被迫改变井身结构，244.5mm套管未将嘉五段漏失层段封固，应从壁厚和抗内压强度等方面增强漏层段的177.8mm套管强度。而该井从井口到581.11m和2609.50m3044.68m的井段选用强度相对较高的壁厚11.51mm的177.8mm套管，却在嘉五段漏失层井段仍按原设计选用强度相对较低、壁厚10.36的177

28、.8mm套管，形成了井内比较薄弱的套管段。（6）要重视上部非目的层及浅表小断层带来的复杂问题在气井、回注井固井质量不好的条件下，受浅表断层的影响，有出现地下井喷、窜出地表或窜入煤矿造成重大社会影响的可能性，因此要重视上部非目的层及浅表小断层可能带来的复杂问题，并采取相应的应对措施。（7）完善高含硫气田开发相关标准针对高酸性气田的开发要吸收国外类似气田开发的成熟经验，参考国外标准或国际标准，重新审视油气田勘探开发技术规范和标准，特别要修改完善“三高”气田的相关技术标准和规范，全面修订完善操作规程。（8）对分接箍的选择和使用方法要引起高度重视应选择与套管钢级、壁厚相一致的分接箍，其抗外挤、抗内压强

29、度应不小于所用套管强度；固井施工中关闭分接箍的压力应在说明书的关闭压力基础上，还要考虑分接箍内外的液柱压力差。分接箍的技术资料和有关参数应载入设计书、井史和固井施工报告表。罗家2井多次电测解释指出，“2085.32086.2米，该段为7套管上的分级箍，人工开有4个孔，MIDK电磁探伤成像测井资料上反映出穿孔特征”，见图11。“分级箍位置声成像图形特征明显异于其他常规分级箍特征（如青科1井的分级箍，见图12），声成像明显见8个突变界面（收集到设计的图上可见5个明显突变界面）”见图13。“电磁探伤成像测井曲线特征异于其他常规分级箍特征，如合301井的分级箍。见图14。图11 罗家2井MIDK电磁探

30、伤成像测井曲线图图12 青科1井7套管分级箍、射孔段、套管破裂段CBIL处理成果图图13 罗家2井7套管分级箍CBIL处理成果图图14 合30-1井典型7套管分级箍MID-K处理成果图（9）套管试压的井口压力应考虑管外是否存在漏失层套管试压检查时，套管外按清水或地层水计算支撑力。如果地层严重漏失，其外支撑力小于按清水和地层水计算出的支撑力，试压的井口压力应相应的减少。罗家2井试修工程设计在“套管强度计算”条目中注明“井内为密度1.561.58g/cm3压井液时，允许最高套压为29.80MPa，井内为密度1.50g/cm3压井液时，允许最高套压为31.84MPa”。在对套管试压检查时，井内为密度

31、1.58g/cm3的压井液，井口试压30MPa，此时2200m处套管承受的内压力为64.09MPa，其套管为TP-80SS，壁厚10.36mm，抗内压强度为55.8MPa。井深2085m分级箍处承受的内压力为62.30MPa，由于管外嘉五段地层严重漏失，在2192.832200.00m钻进中放空1.9m，钻井液有进无出，漏失各种液体13379m3，其外支撑力非常小。套管内为密度1.58g/cm3压井液时，井口30MPa的试压值对套管和分级箍会造成严重的损伤。(10)要重视表层套管的质量罗家2井表层套管断落，是造成井身结构不合理的直接原因，最终导致该井井喷事故。三、华北油田泉3201X井1、基本

32、情况泉320-1X井是华北石油管理局第一钻井工程公司50512钻井队承钻的一口评价井（斜井），设计垂深3020m。该井于2006年10月5日一开钻进钻至井深1294.24m后起钻过程中发生井喷事故。2、事故发生经过泉320-1X井2006年10月1日一开，10月4日钻至井深1294.24m。1:20起至第12柱时，发现钻具上提时环空钻井液外溢，提醒司钻有拔活塞现象，司钻在起出12柱第3个单根后，上提下放活动钻具。1:30卸掉第12柱后，继续起钻，在起第13柱时，发现环空继续外溢钻井液，再多次上提下放活动钻具。1:40起出第14柱第一个单根时，发现环空钻井液外溢加剧，司钻立即发出井喷警报，同时下

33、放钻具，此时钻井液从钻具水眼内喷出约30cm左右，两次抢接回压凡尔失败。队长听到警报从井场住房赶到远控房时，喷出的液柱已超过二层台，由于当时不能确定井口四通两侧闸门的开关状态，未敢关闭半封闸板防喷器。随后，喷出的液柱在很短时间内就超过了天车，导致井喷事故。3、事故原因分析（1）直接原因 没有执行设计，使用钻井液密度低。设计钻井液密度为1.10-1.20g/cm3，实际使用钻井液密度1.08g/cm3。 起钻拔活塞，造成严重抽吸。未按设计要求接接方钻杆循环而是多次上提下放活动钻具长达20多分钟，造成抽汲井喷。（2）间接原因地质设计数据不全，无浅气层提示，只提供了主力油层的压力系数，没有提供全井地

34、层孔隙压力曲线，使浅气层钻井技术措施和全井钻井液密度设计缺乏科学依据。（3）管理原因 执行设计不到位设计钻井液密度为1.101.20g/cm3，而实际使用钻井液密度1.08g/cm3。 闸门未挂牌标明开关状态，也未交接闸门开关状态由于不能确定四通两侧闸门的开关状态，不能及时关闭半封闸板防喷器，导致井喷事故。 无人记录和校核钻井液灌入量和返出量按华北油田操作规范要求，钻井液工在起钻时记录钻井液灌入数量，下钻时观察井口钻井液返出情况并记录数量，但钻井液工顶替内钳工起钻，无人记录和校核钻井液灌入量和返出量。 工程技术监管不到位存在不按设计施工问题，如钻井液密度未达到设计要求也未得到纠正。 督导制度不

35、落实管理局市场运行管理处、工程技术处、安全环保与技术监督处曾联合下发了华油市场处字200617号“关于做好国庆节期间生产运行、技术管理和安全生产的通知”，要求重点井处级责任人要赴现场督导，其它井所属单位要派驻工作组。泉320-1X井节日期间施工未按规定派人到现场督导。4、事故教训（1）必须严格执行地质、钻井工程设计。钻井液密度必须达到设计要求。（2）严格落实井控的有关管理制度和规定。井口闸门和管汇闸门都应挂牌标明开关状态。（3）认真落实岗位责任制，杜绝串岗乱岗，必须保证坐岗岗位有人值班。（4）加大井控培训力度，加强复杂情况的防喷演练，进一步提高钻井队职工的井控技术水平和应变能力，特别要加强对钻

36、井现场关键岗位的井控技术培训力度。例如当发现溢流时应先抢接内防喷工具，然后再关闭防喷器。（5）按井控规定，在浅气层区钻井时钻具结构中应安装近钻头内防喷工具，避免内防喷失控。四、红G+452井1、基本情况吉林石油集团公司第二钻井工程公司20931（1）队承钻的红岗油田红G+452井，是红岗油田高台子油层的一口加密调整井，共钻遇了四套油气层：明水组气层、黑帝庙组油气层、萨尔图组油层和高台子组油层。2007年6月5日00:50左右在起钻过程中发生井喷失控事故，6月7日01:30左右井喷事故得到基本控制，井喷失控48小时40分。见图15、16。图15 红G452井井喷失控照片图16 喷出物从相距m的红

37、4-052井的273mm表层2、事故发生经过红G+4-52井于6月1日15:00一开，273mm表层套管下深78.36m，于400m定向并复合钻进至1044m，6月4日甩掉动力钻具钻进。最大井斜角16.08（821m）。6月5日0:25用密度1.25g/cm3的钻井液钻进至1310m时突然发生井漏，失返。钻井队立即组织抢灌钻井液，利用加重泵管线、钻井液泵管线向环空抢灌钻井液。0:30确认环空灌满后，随即卸方钻杆准备短起5柱钻杆静止堵漏。0:50左右起到第三柱坐上吊卡、准备用液压大钳卸扣时，钻井液从环空涌上转盘面以上，喷势强烈，迅速超过二层平台。由于喷出的水、气混合物喷势猛烈，无法抢接方钻杆，值

38、班干部为防止起火造成人员伤亡，立即组织人员撤离钻台。同时关停井场发电机等动力设施，并从远处油井接电照明和监测有毒有害气体含量。井喷2小时后，开始喷出石块，最大直径约5cm并持续增多。喷出气体中含微量CO2，不含H2S、CO等有毒有害气体。3、事故处理过程井喷失控约2小时后，喷出的井壁掉块逐渐增多，喷出流体直冲天车，二层平台流体弥漫，悬吊钻柱的吊卡被冲开，钻柱斜靠在二层平台内。6月5日10:00用28mm钢丝绳栓牢斜靠在井架内的钻柱，用拖拉机拽钢丝绳牵拉钻柱，试图使其靠近地面以便连接压井管线。但是，由于长时间的水力冲蚀，钻杆已经脆弱，当牵引到30角时，位于转盘吊卡处的钻杆母接头根部折断，钻具落井

39、。6月5日17:00井眼喷塌，井喷停止。但随后从距事故井5m远的红G4-052井（直井）的表层套管与油层套管间的简易套管头处喷出气、水、砂混合物。红G4-052井套管在固井过程中曾漏失水钻井液16m3，水泥浆未返至地面(电测水泥塞面为373.5m)，未采取补救措施，致使红G452井喷出物从红G4052井的简易套管头焊缝处喷出。红G052平台单井平面分布见图17、18。图17 红G052平台单井平面分布示意图图18 红井及邻井剖面示意图6月6日7:00向红G452井注入速凝水泥浆10m3。13:35又向该井注入水泥浆42m3，在注水泥浆的后期，邻井红G4-052井返出水泥浆后间歇停喷。16:20

40、再向红G452井注入水泥浆40m3；18:00注入比重1.5g/cm的重泥浆42m3；到21:10邻井红G4-052井井口彻底停喷。在井喷处置过程中，事故井周围约100m范围内陆续发现三处地表冒出水、气，最终于6月25日停喷。6月7日1:30修补完成邻井红G4-052被刺坏的简易套管头，并在表层套管上安装了50mm的球阀闸门及放喷管线；测固井质量，并根据水泥封固情况，在井内下入射孔枪至390m，以便随时可以射孔连通两井进行导流。至此红G+4-52井井喷事故已经基本得到控制，紧急状态解除。为了根治事故隐患，吉林油田抢险指挥部6月5日决定在距事故井100m处打一口救援井（红黑1井）。该井于6月6日

41、21:00开钻，并于当日下入273mm表层套管201.87m。 6月12日10:25完钻，下入139.7mm套管934.22m，阻流环位置923.72m，水泥返至地面。该井与事故井两井眼的最小距离为0.90m（871.86m处）。对红黑1井850-875m位置进行射孔，分批次挤注水泥浆137.6m3，候凝52小时试压8MPa，稳压10分钟压力不降。同时，在事故井周围设置隔离墙，对事故井井场实施封闭管理，拆迁距事故井50m的计量点、注水间，并制定了预防次生事故的方案。4、事故原因分析（1）直接原因红G+4-52井在钻井过程中发生严重井漏，环空液面下降，导致浅气层的流体（气、水）大量涌入井筒，引发

42、井喷；由于没有安装防喷器，致使井喷无法有效处置，是造成井喷失控的直接原因。（2）间接原因 高台子油层井漏严重高台子油层微裂缝发育，经过多年注采后，井下压力情况发生变化，井漏严重。2007完成的11口井中有8口井发生了漏失，漏失量约在2096m3。该井用1.25g/cm3的钻井液钻进，密度较大，加剧了井漏。 处理井漏措施不当钻井队未汲取本平台前两口井井漏教训，在施工中仍然执行钻井液设计密度的上限，亦未及时采取防漏措施，致使钻进至1310m时，漏失严重，钻井液失返。发生井漏时，井队只考虑了静止堵漏和防止井壁坍塌埋钻具，采取起钻5柱静止堵漏的经验做法，忽视了上部浅气层潜在的井喷风险。另外，井队没有按

43、照第二钻井工程公司技术分公司编制的各区块一次井控预案中“在遇到漏失需要起钻时，要用方钻杆一根一根带出钻杆”的特殊要求处理井漏，而是卸掉方钻杆整立柱起钻，使得井喷发生后没能接上方钻杆，也就失去了压井的唯一通道，给井的控制处理带来困难。 设计中没有按井控规定安装防喷器油田公司开发部门忽视下部漏失容易导致上部浅层气井喷的风险，在本区块的设计中不安装防喷器，致使发生井喷后井口无法控制，酿成井喷失控。（3）管理原因 沿袭历史形成的区块设计，设计简单、粗放不论是地质设计还是工程设计，从1986年开始一直采用区块设计，一个设计包括了红G+3-42等13口井，缺乏针对性和可操作性。只做区块设计不做单井设计的做

44、法明显违反中国石油勘探与生产分公司2005年发布的开发井钻井设计编制规范文件（油勘字2005156号）要求。 地质设计内容不全，简单、漏项地质设计没有按要求提供“全井段地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、浅气层资料、邻井资料、已开发区块注水井分布和分层动态压力数据”，但都没有提供。没有标出明水组气层、黑帝庙组气层的井段位置和压力系数。故障提示笼统，针对性不强。特别是对于高台子油层多年注采后的变化没有任何提示。 钻井液密度设计不合理由于设计没有提供地层压力系数，致使钻井液密度设计缺乏科学依据。设计的1.25g/cm3钻井液密度偏大压漏油层。 忽视设计人员的井控培训，地质设计人员井控操作证持证率只

45、有35%。 井控意识不强，违反集团公司井控管理的有关规定对于老油区的低压、低渗开发井的井控工作麻痹大意心存侥幸，对油田多年注采后引起的地下压力情况的变化，特别是下部井漏导致上部浅气层井喷的风险，没有引起足够重视，油田开发部门要求不安装防喷器，严重违反了集团公司井控规定和吉林油田井控实施细则。 钻井队伍无资质，钻机无编号事故队无集团公司颁发的队伍资质、设备无集团公司的统一编号，违反了集团公司中油工程字2006209号文关于队伍资质管理规定之“凡进入集团公司工程技术服务市场的企业和队伍，均须进行资质审查，并取得资质证书”，无资质队伍而进行钻井施工，为安全生产埋下了隐患。 缺乏防漏措施事故钻井队在G

46、4平台承钻红G452井之前，己钻完了两口井，而两口井都在高台子油层发生漏失，却没有给予应有的重视，没有认真分析研究，总结教训，制定钻进高台子油层时相应的防漏技术措施。5、事故教训（1） 从源头抓起，搞好地质、工程设计地质、工程设计必须做到一口井一设计，设计必须具有科学性、针对性和可操作性。必须提供孔隙压力和破裂压力剖面，在地层孔隙压力、破裂压力的基础上进行井身结构设计、钻井液密度设计、井控设计和钻井参数优选以及复杂情况的提示、应急预案的制定等。根据单井所处位置的具体情况制定有针对性和可操作性的设计。（2）加强设计编写人员的井控培训，提高井控素质设计的编写人员、审核人员和批准人员必须经过井控培训

47、，提高井控意识和技术素质，做到持证上岗。（3）开展井控和环保的风险评估要开展井控风险和环保风险的评估，高度重视浅气、水层的井控风险。浅气层长期以来一直是造成井涌、井喷的重要诱因。浅层气的钻探必须采取必要的防喷措施，必须安装防喷器或导流器，并准备好必要的材料和工具。（4）增强井控意识，加强井控培训和演练认真切实贯彻执行集团公司有关井控规定和油田的井控实施细则，强化井控培训，加大井喷应急演练特别是是复杂情况的演练，提高全员的井控意识和应急应变能力。五、台6-7井1、基本情况2007年8月3日，由吐哈石油勘探开发指挥部2001钻井队（自编号）施工的青海油田分公司天然气开发公司台67井发生了浅部水溶气和盐水外窜地表，造成井架倾斜、损毁的工程事故。台南气田开发实施方案中的井身结构为：339.7mm300m+244.5mm1000m+177.8mm。青海油田分公司为了降低开发成本，在借鉴2006年二层井身结构（见下表）试验的基础上，2007年扩大了两层套管井身结构试验规模，计划由构造周边