典型事故案例汇编2

典型事故案例汇编2

接“典型事故案例汇编1”


案例24 “12.10”井喷事故
专家点评：钻井必须安装防喷器。井漏后钻井液液柱压力降低，很容易导致井喷，在处理井漏时，必须做好防喷工作。
1．事故发生经过
1987年12月10日，H1456井钻进至井深1519m时，钻井液密度为1.02g／cm3，发生井漏，钻井液只进不出，配堵漏钻井液堵漏，上提钻具至套管鞋，静止观察未发现有漏失现象。16:15井口外溢，16:17喷出转盘面，16:20喷高10-12m，16:25喷上天车，大方瓦喷出转盘面。由于未装防喷器，井口失控。
2．事故处理过程
抢装单流阀失败，井口钻具装水泥头后，12月22日用水泥车压井，注入清水40m3,密度为1.02g／cm3的钻井液80m3，密度为l.3g／cm3的钻井液80m3。23:40压井成功。事故损失时间223h。
3．事故原因分析
(1)井口未安装防喷器。
(2)井漏处理不当，诱发井喷。


案例25 “12.25”井喷事故
专家点评：此井事故发生经过写得不完全。
此井在井深5032m以上有一段漏失层，经堵漏后，承压能力当量钻井液密度仅为1.69g／cm3左右，钻至5032m时发现一高压层，提高钻井液密度后，先漏后喷。
1995年12月25日17:40注密度为1.85g／cm3的钻井液，在立压只有1.5MPa时，钻井泵的保险阀如何会憋断?
在高压气层以上有漏失层，经采取堵漏等措施，在承压能力尚未达到打开高压油气层当量钻井液密度的情况下，就打开油气层，造成下喷上漏，(设计高压层的钻井液密度为1.80-l.85g／cm3。实际采用的钻井液密度为1.69g／cm3)；钻井泵保险阀销钉压力设置不合适，循环压井时，销钉憋断，造成高压气进入钻具，将立管的堵头冲掉，导致井喷失控。
应吸取的教训是：深井一般均需使用S—135钢级的钻杆，此钢级钻杆不防硫，因此搞好一次井控、防止高含硫气进入井简造成钻杆氢脆，是高含硫气井井控工作的根本。在设计、施工技术措施、设备管理、技术管理、岗位责任制落实等方面均应强化这个观念，严防含硫气体进入井筒。首先，打开油气层前必须将上部漏失层堵死，严防上漏下喷；其次，加强设备管理，高压循环系统耐压不能低于35Mpa，且能长时间工作；再次，钻井泵保险阀销子耐压性应满足循环泵压要求，特别是在压井作业前，应更换更高耐压等级的销子。
1．基本情况
渡1井是某石油管理局60121钻井队在渡口河构造上钻的一口探井，设计井深5256m，主要目的层是石炭系。φ244.5mm套管下至井深3725.57m，井口装置为φ244.5mm套管头＋28-70四通*2＋28-70全封＋28-70半封＋28-70环形防喷器。钻柱结构为φ215.9mm钻头＋φ177.8mm钻铤*52.79m＋φ158.8mm钻铤*136.37m＋φ127mm钻杆，三开用φ215.9mm钻头钻进。
发生事故时间：1995年12月25日；
钻达层位：茅口；
发生事故井深：5037m。
2．事故发生经过
1995年12月15日14:40，用密度为1.69g／cm3的钻井液钻至井深5032m发现溢流2m3；14:43关环形防喷器；15:00关半封防喷器，开环形防喷器，立压为4.2MPa，套压为7.5MPa；15:20关井观察，立压为4.2MPa，套压由7.5MPa下降为6.9Mpa；15:55关环形防喷器，开半封防喷器活动钻具，同时控压llMPa，循环加重钻井液，入口密度为1.75g／cm3前，出口密度为1.69g／cm3，液面涨3m3，其中16:42钻井液从环空喷出，喷高约5m；17:15环形喷器芯子刺漏，关半封防喷器，开1#、3#、4#放喷管线放喷，套压为7Mpa；关1#、3#防喷管线，拟压井(其中17:09试关4#放喷管线，套压由20MPa上升为32MPa，又打开4#管线，套压下降为14MPa)；17:40泵注密度为1.85g／cm3的钻井液43m3，立压为1.5MPa，套压为20MPa，出口气带浆，继续泵注钻井液时，2#泵保险阀憋断，停泵关正循环闸门，立压20MPa，套压14Mpa；19:50关井，立压上升为25MPa，套压为14MPa，立管上的堵头被冲掉，井口出现险情，开3条放喷管线放喷；27日3:09继续开3条放喷管线放喷，套压4.8MPa(其中26日10:45下放钻具坐于吊卡上，关下旋塞)，27日3:09井内钻具脆断，井口钻具上冲3.2m，水龙头脱钩倒向井场，井口第—根钻杆从母接头端面以下0.76m处弯折成70º；至1996年1月4日13:58，开4条放喷管线放喷，套压为4.8MPa。其中1995年12月30日4:00井口钻具刺断，天然气向井场斜向上喷高约20余米；14:40关球形防喷器，开半封防喷器，再开球形防喷器，井内9根钻杆(83.7m)旋转冲出，随即关全封防喷器，控制住井口，开4条管线放喷点火。
3．事故处理过程
1996年1月3日试压井，因钻井泵保险阀憋断而失败；1月4日17:20采用直推
……（新文秘网https://www.wm114.cn省略3344字，正式会员可完整阅读）……　
井漏，漏速为48m3/h；在井深3412m注桥浆堵漏，共堵漏2次，注入量分别为25m3和21m3；起钻至井深2854m，正挤压力13MPa，5min后降为0，挤入密度为1．43g/cm3的钻井液19m3；16:25-24:00观察，套压升到5.3MPa；26日22:44关井，抢配钻井液，套压最高升至18.2MPa，开1#管线间断泄压，保持套压在12.7-13.2MPa，22:45井口发生巨响，再次发生强烈井喷，井场停电，井口失控，喷高至天车，井口钻杆氢脆断落，2967.84m钻具落井，人员紧急撤离现场；27日早晨发现钻具从方钻杆下的φ127mm钻杆母接头台肩下O.03m处折断落井，井内落鱼长2967.84m，鱼顶602.88m；水龙头提环与游车脱钩后和方钻杆一起倒在井口大门右前场，鹅颈管接头对焊处折断，水龙带一端甩在司钻操作台前。纯气柱高15m，固定方钻杆的8股φ19mm钢丝绳断了6根。7:40-7:50增开2#、3#、4#管线放喷，套压为0，井口气柱高度降至6-7m；8:05关闭双闸板防喷器，控制住了井口；8:23试关井，套压3.5MPa；8:25开l#管线放喷，套压2.1MPa。
3．事故处理过程
(1)第一次井喷抢险
第一次井喷抢险过程分三阶段进行。
①排除障碍，抢接l#放喷管线，在原井口装置上增加l套φ230mm双闸板防喷器和1套环形防喷器，试关井，套压为2.7MPa；19日用φ101.6mm临界流速计φ40mm孔板测试，天然气产量44.19*104m3/d，H2S含量为97.76g/m3。
②压井注水泥塞。1月20日，注密度为1.35g/cm3的压井液61m3，密度为1.35g/cm3，浓度为10％的桥浆46m3，此后，套压最高升至18.5MPa，开井灌13m3压井液，压井成功；23日下钻至井深3093m，注水泥8t，候凝后，26日探塞面井深2992.9m。
③进行队伍整顿，整改设备，至2月21日结束。
(2)第二次井喷抢险
第二次井喷抢险过程分两个阶段进行。
①压井和观察。2月28日向井内正替密度为1.3g/cm3的压井液8m3，反替密度为1.32g/cm3、浓度为12％的桥浆41m3，密度为1.7g/cm3的压井液30m3，密度为1.3g/cm3的压井液30m3压井。套压为O，仍有井漏。3月3日间断向井内反灌密度为1.25-1.7g/cm3的压井液128m3，液面返至井口。
②处理井下事故和堵漏。3月3日下φ187.3mm*φ127mm卡瓦捞筒捞获φ127mm钻杆81根，长768.9m；4日用同样的方法捞住落鱼，净增悬重40kN，于22:37起出112/3柱，钻具水眼不通，同时发现井漏，应灌钻井液1.3m3，实灌20.3m3未满；23:47正挤钻井液，立压由O升至10MPa，后又降为O，水眼通；5日O:00-4:49起钻，捞获37柱落鱼，井涌出转盘面，应灌钻井液7.3m3，实灌密度为1.25g/cm3的钻井液24m3；至6:57抢装回压阀，接方钻杆；10:25观察，间断灌钻井液59m3；10:35起完，又捞获32/3柱，当天共捞获φ127mm钻杆1167.63m。至13:35关井，开1#管线放喷，焰高5m；15:20堵漏，注密度为1.25g/cm3、浓度14％的桥浆22m3。双车同注密度为1.6g/cm3的石灰浆和密度为2.18g/cm3的石灰粉浆各30m3，替密度为1.3g/cm3的钻井液64m3，套压为0；6日关井观察，10:30-17:48吊灌钻井液6次，共灌入密度为1.1-1.2g/cm3的钻井液35m3，19:20灌满钻井液后关井憋压，套压由O升为4MPa，挤入密度为1.1g/cm3的钻井液l m3；7日10:35关井，最高套压为5.9MPa，开井5min降为0；8日18:30下光钻杆至井深2510.56m；9日关井观察，然后，循环处理井浆，密度为1.28-1.36g/cm3；。至18:35对扣打捞无效，悬重减少1t。10日对扣打捞获φ127mm钻杆20柱，长582.63m；21日下φ114.3mm公锥倒扣7次，共获φ127mm钻杆313.79m；27日套铣打捞1次，获φ127mm钻杆18.99m，剩余鱼长115.9m，鱼顶井深3454.82m，最后下φ195mm*9.6m铣筒，套铣进鱼顶6.02m遇卡，开泵8MPa解卡，同时发生井漏；起钻至井深2340m，灌入密度为1.1-1.3g／cm3的钻井液49m3未满，测液面高263m；15:30-16:28注浓度为8％的桥浆47m3，同时注密度为1.25g/cm3的石灰乳浆20m3，替密度为1.25g/cm3的钻井液共40m3，循环，漏速为18m3/h。4月2日经分段循环，下钻至井深3418.91m处理井内钻井液，密度为1.22-1.27g/cm3，枯度为30-60s。鉴于以上复杂情况，飞三—飞—地层又漏又喷，硫化氢含量高达97.76g/m3，为避免再次发生意外，该石油管理局同意暂闭完井，井下注入3个水泥塞，装简易井口完井。
损失时间93d，直接经济损失1000万元以上。
4．事故原因分析
(1)发现井漏后对井下情况判断处理失误。
(2)堵漏应下光钻杆，但现场错误地决定下原钻具堵漏。
(3)起钻中未认真灌钻井液。
(4)井控关井动作不熟练。
(5)放喷管线安装不符合标准。
(6)天然气中H2S含量高，给处理增加了难度。
5．事故教训及防范措施
(1)加强职工井控安全意识。
(2)严格执行钻井操作规程。
(3)加强职工技术和操作技能的培训，提高队伍素质。
(4)该井情况相当复杂，暂闭是明智的。


案例28 “1.26”井喷事故
专家点评：该井是起钻中发生井喷，井深已达1500m，井喷的原因不能完全归咎于浅气层。井喷过程及原因分析只字未提，未认真把握起钻中灌入的钻井液量及井喷前的溢流量，这是井喷的重要原因。
1．基本情况
务51*井是冀中坳陷廊固凹陷河西务构造务51断鼻亡的一门预探井，位于河北省廊坊市安次区杨税务乡蛮儿营西150m处。该井设计垂深2700m，斜深3102.6m，目的层为沙三中段，主要钻井目的是钻探务5l断鼻高部位沙二段含油气情况，兼探沙一下段和沙三中段含油气情况。
该井于2001年1月16日用φ444.5mm刮刀钻头—开，钻至井深234m下入φ339.7mm表层套管，下深为232.24m，水泥返至地面。井口安装2FZH35—35型防喷器，套管头为STφ339.7mm*139.7mm35MPa，井口试压合格。
2．事故发生经过
1月20日用φ215.9mmHATl27三牙轮钻头二开，钻至井深1153.79m起钻，下入造斜钻具随钻定向钻进，当钻至井深1216-1219m时，录井见第一层气测异常，全烃值达5.87％。继续钻至井深1251.1m，见低钻时进行地质循环观察，气测全烃值为6.1％，经请示决定钻井取心，取心井段为1251.1-1253.1m，取心进尺2m，岩心长0.6m，收获率30％，无油气显示，恢复钻进。
1月25日下入3#HATl27钻头进行稳斜钻进(喷嘴φ14mm*1、喷嘴φ1lmm*1、盲眼*1)，钻具结构为φ215.9mmHATl27钻头＋φ214mmFl＋φ158.8mm短钻铤1根＋φ214mmF2＋φ158．8mm无磁钻铤*l根＋φ214mmF3＋qbl58.8mm螺旋钻铤*15根＋φ127mm加重钻杆*15根＋φ127mm钻杆，钻至井深1337.61m气测测后效，全烃值最高达34.95％，后循环正常。
1月26日12:30钻至井深1493.86m(沙二段灰色泥岩)，经计算已完成稳斜任务，决定起钻改换钻具结构。12:40-14:40循环钻井液，性能为：密度为1.15g/cm3、粘度为42s、失水4mL、泥饼0.5mm、切力1/2Pa、含砂0.2％、pH值7。14:50正式起钻，由于井内钻具结构为满眼钻具，该只钻头在钻进中扭矩偏大，时有蹩跳现象发生，致使起钻卸扣困难。17:25当起至第12柱钻杆时(钻头位置1170m)，卸扣后发现刺钻井液，扣上防喷盒，上提钻杆立柱，钻井液突然从钻杆内喷出，喷高约10m，喷出物为钻井液和气体，抢装回压阀未成功，钻井技术员将半封闸板关闭，套压为零，同时将第12柱钻杆强行拉入钻杆盒，下放游车准备抢接方钻杆，由于喷势越来越猛，喷高已超过二层平台，喷出物为气体和水汽，井口人员无法操作。17:40停柴油机和发电机，全井场停电，人员全部撤离井场。
3．事故处理过程
1月26日17:30，钻井公司得知该井井喷失控后，立即向所属石油管理局作了汇报，公司领导以及工程、泥浆、井控有关技术人员于20:30赶赴现场，了解井喷失控发生经过，查看井喷喷势，并布置了安全防火等各项工作，连夜讨论制定处理方案。经研究，抢险方案的主要措施是：①连夜准备—套2FZ3535型双闸板全封防喷器及控制系统，四通下部带底法兰及411外螺纹接头，以便与井口钻杆连接；②用拖拉机抽死绳将游车吊起，为吊装防喷器留出空间；③由相关部门提供一台40T吊车全力配合；④保证人员生命安全，绝对不能着火。
1月27日上午主要工作是钻台及井场清障，用吊车甩开大门坡道及钻杆滑道，卸掉死绳头，用拖拉机将游车上提到二层平台，防喷器组和远控台到井场后就位，做吊装前的准备工作。13:00-13:30，先后4次吊装防喷器与井口钻杆对扣，由于大量水、气及泥砂从钻杆内喷出，喷势过大，抢险人员奋力对扣，但无法将其扶正，对扣未成功。现场研究决定在接头内焊接φ73mm油管作为插管，起牵引作用，15:12进行第五次吊装，下放插管引入钻杆内，15:15对扣成功。用拖拉机拽大钳紧扣，然后用钢丝绳将防喷器固定，16:36关闭全封闸板一次成功，关井压力由2.5MPa升到3.5MPa。下一步实施压井作业，17:33用水泥车先压入清水1.5m3，18:18-19:40用水泥车压入密度为1.15-1.35g/cm3的压井液共30m3，排量为O.5m3/min，泵压为3.5MPa，关井压力为3MPa。放压出纯气，关闸门压力不降。当晚经研究决定该井注水泥封固完井。
1月28日注入水泥浆7m3，平均密度为1.87g/cm3，替清水5m3，关井候凝，井口压力3MPa，放压出纯气，关闸门压力不降。
1月29日注入水泥浆8m3(12t)，平均密度为1.88g/cm3，替清水3m3，关井候凝。
1月30日钻杆内及环空卸压后，压力为0，无外溢现象。10:00钻杆内外试压7MPa，稳压lOmin压力未降，水泥塞封固合格。
4．事故原因分析
(1)该井为预探井，对地层孔隙压力掌握不准确，突然钻遇浅气层及水层，邻井无此层对比资料。
(2)钻井液密度偏低，井队没有及时跟踪监测dc指数并根据测得的地层压力系数及时调整钻井液性能。
(3)由于井浅，井喷来得快，来不及采取措施，未能抢装上回压阀和抢接方钻杆，造成内防喷失控。
(4)使用满眼稳斜钻具结构，起钻时产生抽吸作用。
(5)卸扣困难，起钻时间较长，气体侵入井内。
5．事故教训及采取的措施
(1)应吸取的教训
①思想麻痹，经验不足，现场培训和实战存在差距，有关制度没有很好落实到班组岗位，在井喷来得快的情况下，没有正确判断钻具内外涌并及时采取控制措施，致使内防喷失控。
②该井1320-2000m井段设计的钻井液密度为1.15-1.2g/cm3；钻至1493.86m时出现三次气测异常，却没有引起高度重视，钻井液密度按下限1.15g/cm3施工，故钻井液密度偏低。
(2)采取的主要措施
①立即将务51*井井喷失控事故通报公司各有关单位，尤其是各钻井队，做到人人皆知，吸取教训，并引以为戒。
②由公司领导及有关部门组成检查团，立即对各钻井队再次进行以井控为主的安全检查，对事故隐患因素及时进行整改，使本公司全体干部职工进一步增强井控安全意识，强化对井控工作的领导和管理，坚决杜绝类似事故发生。
③在公司技术例会上对此次井喷失控事故进一步认真分析，举一反三，查找管理中的不足，提高管理人员的管理水平和技术人员的技术素质。
④井控工作重点在基层，关键在班组，要害在岗位，抓好岗位培训、技术练兵、防喷演习等基础工作，提高操作人员的技术素质。
⑤进一步抓好井控九项管理制度的落实工作，责任到人，严格管理，逐步把井控管理工作提高到一个新的水平。
⑥检查各井队井控设备的现有状况，将应淘汰的井控设备报废，更换新的井控设备，尽快修复需要修复的井控设备。
6．事故损失
直接经济损失84.8万元，为一起重大工程事故。


案例29 “1.29”井喷事故
专家点评：这起浅气层井井喷事故应引起足够重视，既已知有浅气层，表层套管下深就应满足浅气层井控技术要求；对有浅气层的井，钻井液方面要进行研究，不能出现起钻拔活塞现象。
1．基本情况
前28—更22井是某油田沈67块的一口更新井。由某石油管理局钻井一公司三分公司32806队施工，1998年1月20日一开，一开井深184.69m，下入φ273mm的表层套管183.69m。1月23日二次开钻，1月29日钻至井深1196.67m测斜，测斜时，因测斜钢丝断裂，测斜仪器落井，被迫起钻，起到第10柱，钻头位置在910.56m时，由于抽吸作用导致井喷，虽经关井控制了井口，但因地表被窜通而失控，造成井架倒塌，井场周围600-700m范围内冒水冒砂达2d之久。
2．事故发生经过
1月29日钻至井深1196.67m测斜时，因测斜钢丝断裂，测斜仪器落井被迫起钻，当时钻井液密度为1.23g/cm3，粘度为23s。起前4柱钻杆时正常，起第5柱时悬重由370kN增加到450kN，起第6、7、8、9柱时悬重保持在410-420kN；15:40第10柱起出15m时，在井口观察液流的指导员发现井口有液流返出，立即通知司钻下放钻具，抢接方钻杆，开泵，排量为30L/s，泵压为15MPa，开泵3min后泵压升到20MPa，循环5min，发生井涌，钻井液喷出转盘面0.5m，司钻立即发出井喷信号，此时钻井液已喷到二层平台，16:00关井成功(立压1.5MPa，套压2.5MPa)。关井后井队立即向上级汇报，并紧急配备了30m3密度为1.40g/cm3的钻井液。21:00准备压井，但是由于钻具水眼堵死，无法循环，因此无法实施正常压井。根据上述情况，考虑到如果敞口放喷，第一，该井地处居民区，会造成严重的污染；第二，气流携砂会很快刺坏井口，造成无控井喷，因此采取环空置换法压井，每次压入2-3m3，共泵入高密度钻井液31m3。30日6:00发现同一平台上的第一口井大小鼠洞喷浆，且喷势越来越大，最高达7m，不得不完全打开节流阀放喷。8:30井口喷势猛增，井架底下被掏空，井架倾斜，向东北方向倒塌，井架底座沉人地下，井场周围600-700m范围内冒水冒砂，直至2月1日才基本停喷。
3．事故原因分析
(1)思想麻痹是这起井喷事故的根源。该井目的层设计井深1470m以下，在1130m有一受岩性控制的薄气层，因面积小，在该区块并不是每口井都能碰到，因此没有引起足够的重视。
(2)起钻抽吸发现不及时、处理不当。在起第5柱时已发现遇卡现象，说明钻头或扶正器有可能泥包，起钻肯定有抽吸现象，没有及时发现；起钻遇卡不分析井下情况，而是强行起钻，造成抽吸，是这起井喷事故的直接原因。
(3)硬关井是憋通地表造成井喷失控的重要原因。司钻发出井喷信号时，环空钻井液喷高达20m以上，采用硬关井的方法将给表层以下地层造成很大的冲击力，致使同一平台的井大小鼠洞处憋通喷出钻井液，造成井场周围多处冒水冒砂，使井喷失去控制。
(4)表层套管下深不够也是这起井喷事故的重要原因。该地区馆陶底部深250m，设计表层套管下深210m，实际表层套管下深184.67m，因此在压力控制不当的情况下，极易憋通地表，造成井喷失控。


案例30 “2.10”井喷事故
专家点评：起钻不灌钻井液是造成这次事故的根本原因。当钻遇漏失层位时，应该先进行堵漏，等地层承压能力满足下部井段钻进钻井液密度要求后，才能钻开油气层，以避免出现井漏后的井喷。按照标准安装井控设备是进行二次井控的前提。
1．基本情况
洲3井是某石油勘探局第三钻井工程处32702队承担的一口天然气探井，位于陕西省子州县高家渠盆巴沟口东，设计井深2550m，目的层为马家沟组。1988年10月l日一开，表层套管上深309.46m，10月19日二开，井口安装KPY28—35双闸板防喷器，井深2375.59m发生井喷，地层为太原组，钻井液密度为1.08g/cm3，井喷中共喷出天然气3.5*106m3，事故损失时间46d，直接经济损失95万元。
2．事故发生经过
1989年2月9日钻至井深2375.59m。2月9日17:00该井进行太原组灰岩取心，由于钻井液性能不佳，割心后起钻时发生遇阻，接方钻杆循环又发生井漏，泵压高达11MPa，井口不返钻井液，后经2h上下反复活动钻具解除遇阻，刹带块已有4块脱落，当时井队没有采取开泵循环和组织换刹带等相应措施，而是凑合起钻，在起钻途中也没按规定灌钻井液，只灌钻井液2次，实际上也无钻井液可灌。2月10日4:00，井深124.56m，再次灌钻井液时发生井涌，1-3min涌出一次。井队没有抓住时机接回压阀、抢下钻，也没有关井求压或节流循环，而是接上方钻杆盲目循环，到7:15钻井液中气泡增多，强行下钻失效，后虽加重钻井液、控制节流循环，但为时已晚，到20:30只能敞开放喷。
……（未完，全文共52210字，当前仅显示9390字，请阅读下面提示信息。收藏《典型事故案例汇编2》）