典型事故案例汇编3

目录/提纲：……
三、测井过程中发生的井喷事故案例(第55—58例)
四、射孔作业中发生的井喷事故案例(第59-65例)
五、完井过程中发生的井喷事故案例(第66-68例)
六、修井过程中发生的井喷(第69-70例)
七、其他意外引起的井喷事故案例（第71例）
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典型事故案例汇编3

接典型事故案例汇编3

三、测井过程中发生的井喷事故案例(第55—58例)

案例55 “9.9”井喷事故
专家点评：该井因电测钻井液无法循环，长时间静止，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，造成井内钻井液喷空，给后续压井增加了团难；井控装置质量太差，发生多处剌漏，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，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，由某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，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，损失巨大，教训深刻。
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。2001年9月1日17:00一开，φ31lmm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*φ117.8mm-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*411接头*0.4m＋φ158.8mm钻铤*158m＋411*410接头*0.4m＋φ127mm钻杆*810m＋411*410回压阀*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，发现井口不返钻井液，随后发生井喷，喷出物为天然气和少量钻井液，喷高10m。2:40因喷势大，无法打开两侧内闸门，实施硬关井，抢接带下旋塞的钻杆(当时钻具内无钻井液及天然气喷出)，开泵，泵压19MPa，判断钻具水眼堵塞。
3:20观察井口。为防止地表憋开，打开旁通平板阀放喷，套压2MPa，立压0MPa。
7:50准备压井，调整压井液(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8min。
8:10接管线，关2#闸门，用水泥车憋钻具水眼，泵压为8-2l-6MPa。
9:00-9:30节流压井，泵注密度为1.37g／cm3、粘度为60s的压井液50m3，注压为0-10MPa，套压为0，井口返出天然气及钻井液。
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1.37g／cm3、粘度为55s的压井液30m3，套压为5-4MPa，注压为1OMPa，井口喷出天然气。不返钻井液。
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的压井液20m3，套压为6MPa，注压为10MPa，井口喷出天然气，不返钻井液。
14:35关井，套压6MPa，立压为0。
14:37用水泥车向环空注压井液，最高注压为15MPa，压井管线不通,未注进。
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、粘度为滴流的压井液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，因节流阀阀座刺漏，无法实施节流。为防止井口闸
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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，所有法兰联接螺栓均不能卸松。
(3)无论在哪种钻井阶段与工况下，井控装置的法兰螺栓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，特别是钻井液密度、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，要制定好相应的井控措施，并充分做好所需工具的准备工作(包括剪断电缆工具)。


案例57 “10.18”井喷事故
专家点评：井控意识差，对管汇和旋塞接头没有进行试压，致使地面管线刺漏和旋塞接头滑扣飞出，井喷失控。
1．事故发生经过
1991年10月16日下测试工具，18日三开井，垫水，混浆水很快到井口，关井。用φ5mm的油嘴开井，走旁通放喷，井口压力升至59.6MPa，点火火高20-30m，估计日产气21*104m3。关φ127mm半封闸板，环空压力为8MPa；后地面管线刺漏，改为φ12.8mm＋φ5mm两个油嘴放喷，井口压力为42MPa，日产气115*104m3。因地面管线三处刺漏，加之管线流动阻力大，不能全部进行分离，用两条管线放喷，接着打开节流阀，井口压力为32MPa。到19日10:50上提管柱(欲使井下关井)，当上提约0.3m时，旋塞阀与投杆器间的φ50.8mm接头滑扣飞出，随着一声巨响，强大的气流从断口处呼啸而出，测试工具内失控。
2．应急抢险经过
井喷事故发生后，立即采取了停车、停发电机、疏散井场人员等一些必要措施。同时，有关领导立即赶往现场，根据现场情况组织制定了三种抢险方案。
(1)井下关井。如能实现这一步，则事故即可解除。
(2)如井下封隔器解封，则进行反循环压井。
(3)如上述2个方案均不能成功，采取扣装两套单闸板防喷器关井后压井。
在各项准备工作就绪后，于10月20日上午开始抢险施工。首先，对井场甲烷含量进行监测，实际甲烷平均含量小于0.13％，于是启动了柴油机和发电机，17:40打开防喷器，上提管柱。第一次约3m，下放后再次上提管柱一个单根，气量逐渐变小，至18:15，钻具内气体喷空，在环空内灌浆8m；后甩单根，接下旋塞，用方钻杆正打压13MPa，憋开反循环阀后，共灌浆34.6m3，井口压力为0，至此，事故解除。
3．事故教训
(1)测试工具压力级别虽是69MPa，但由于压裂车打不到69MPa而未按规定标准试压，以后应按标准规定试压。
(2)井队对井控设备的管理重视不够，有侥幸心理，个别阀开关困难，手动锁紧丝杆因未保养而生锈关不动。


案例58 “12.17”井喷事故
专家点评：该井井喷事故主要原因是测井时间太长，没有及时通井，造成测井仪器被卡，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，处理事故时急于求成，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。
另一个原因是井队职工井控意识不强，井控素质不高。
1．基本情况
窿5井是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。该井由某钻井公司4509队承钻。
2．设计情况
(1)地质进行分层
(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
该井采用φ444.5mm3A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2FZ3535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1.408／cm3的钻井液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日经甲方一开检查验收，对提出的问题进行整改后，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1000.6m，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《中国石油天然气集团公司井控技术规定》安装好防喷器、节流管汇、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30min，压降为0，达到设计要求。对防喷器、节流管汇试压20MPa，憋压30min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，30min未降。经甲方检查验收，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，单阀排量为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日下取心筒取心，取心至井深4399.5m，垂深4374.54m，12月8日取心完起钻，于9日3:00起钻完。井底闭合距262.80m，闭合方位39.46°(电测数据)。
4．事故发生经过
2000年12月9日测井，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日进行穿心打捞，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矛打捞。
13日3:30开始下入φ118mm打捞矛，长度2.04m；10:40下至井深3551m，考虑井下钻井液停留时间长，决定循环处理钻井液，至当日19:00。钻井液性能为：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2.7m，于当日14:00下至井深3580m打捞，未循环起钻，在起钻过程中前3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单阀循环钻井液，排量11L／s，泵压15-17MPa，钻井液性能：密度为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钻井液性能为：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(14MPa)，继续组织配压井液压井，替入密度为1.55g／cm3的压井液154m3，压井未成功。
19日凌晨替入密度为1.55g/cm3的压井液90m3压井，立压始终为0，套压控制在10-13MPa。3:00-3:58关闭节流管汇针形阀，又替入密度为1.55g／cm3的压井液66.2m3，中途立压由0升至2MPa，维持2min后又降至0。打完高密度压井液后，套压稳定在12MPa，前后2次累计替入密度为1.55g／cm3的压井液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8:00，350型防喷器闸板芯子刺坏，钻具上移，气量增大，放喷_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。10:55，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。事故造成轻重伤员17人，其中1人抢救无效死亡，1人失踪(灭火后清理井场时，发现其已死亡)。
5．事故处理经过
2000年12月19日11:00，接到井喷火灾报告后，所有在关领导立即赶赴现场，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封闭上下公路，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，由中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份有限公司、中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司、吐哈石油勘探指挥部、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公司领导，灭火专家孙振纯等组成了抢险指挥部，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34.4MPa，压破地层需要的井口压力至少为21.85MPa。
(5)井口压力为21.85MPa时，表层套管鞋处的压力为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，仍感到热气袭人，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3昼夜的连续施工，在井场外安全地带挖了5000m3水池，作为消防车的供水源，以保证消防车灭火—次成功；同时四川灭火公司、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日下午，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，再向下3m，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，通过测量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，并带火安装好新采油树。
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，至今井口周围仍有间歇性喷散原油。由于上级的高度重视，抢险指挥部组织得力，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，未能及时发现井控装置及配件存在的隐患。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，产生爆燃，这是事故发生的直接原因。
(2)测井时间长、仪器被卡
该井从2000年12月8日8:00取完心，循环到10：50起钻，一直到17日16:00发现溢流，其间历时9d5h10min，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得过深，导致井内两次产生抽吸，从而使下部井段钻井液严重油气侵，使得钻井液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
①8日8:00取完心循环到10:50起钻，9日开始测井，11日测井仪器遇卡，13日采取下打捞矛打捞，16日钻具被卡，井底已停止循环近8d时间，在这期间，未采取措施循环钻井液，致使地层流体更多地流入井内，造成严重气侵。
②高密度钻井液储备不足，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高密度钻井液。
(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，发现钻杆内钻井液倒返，这已是井涌的信号，但未引起足够的重 ……（未完，全文共44068字，当前仅显示7926字，请阅读下面提示信息。收藏《典型事故案例汇编3》）