集团公司井喷事故案例汇编

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一 窿5井井喷事故

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。

一、设计情况

1、预计油气层位置

下沟组K1g2+3 3880～3920m 油层3980～4040m 油层 下沟组K1g1 4120～4180m 油层4250～4300m 油层 2、井身结构设计

1）、本井采用13－7结构；

2）、444.5mm钻头一开，钻完井深1000m，下入339.7mm表层套管封住该区1000m以上的漏失层段或疏松地层段；

3）、用241mm钻头二开，采用“直－增－稳”三段制剖面，直井钻至3100m，定向至完钻井深4400m，下入177.8mm油层套管完井。

3、设计地质分层

地层时代 系 组 设计分层 底深 厚度 （m） （m） 岩性描述 杂色砾石层 故障提示 第酒泉组四40 40 Q 系 白中沟组垩65 25 K1z 系 第玉门组四700 635 Qy 系 牛胳套+胳塘2500 1800 沟组N2n+N1t 浅灰、深灰色、灰绿色防漏 泥岩 杂色、灰绿色砾岩，夹灰黄色灰紫色砂质泥岩 砂岩、砾岩、泥岩互层 棕红色、灰色 第弓形山2930 430 棕褐色、组N1g 泥岩粉砂岩为主 三系 白杨河3250 320 棕红色泥岩、砂质泥岩 组E3b 柳沟庄3301 组E2l 51 灰绿色含石膏泥岩 防塌防斜 上部深灰色白云质泥岩与深灰色泥岩和灰中沟组3566 265 黑色泥岩；下部深灰色K1z 白云质泥岩、浅灰色白云质粉砂岩与灰黑色泥岩。 上部为深灰色白云质白泥岩、白云质粉砂岩与垩下沟组下系 K1g2+3 4116 550 深绿色泥岩与页岩；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 浅灰色、灰绿色灰质砾下沟组4400 284 岩与深灰色白云质泥K1g1 岩，底部为厚层状灰质泥岩 4、油气井控制

防卡、防漏、防油层污染 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1.40g/cm的重泥浆80m，同时储备足够的加重材料；

3)、该井因属测核磁共振的井，所以不准使用铁矿粉。

5、定向井眼轨迹剖面设计参数

地面海拔 2398.19m 磁偏角 3

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该井为一定向井，设计剖面为三段制（直－增－稳）

井口坐标 油顶：（A） 油顶垂深（A） 设计靶心距（米） X：4408827.87 Y：17352961.46 X：4408975 Y：17353150 3880 100 设计位移 239.15米 闭合方位52.03 （度） 井身结构类型 造斜点深 3100 三段制剖面：直－增－稳 设计闭合方位 0 设计点位 移 52.03 设计A点位移 52.03 位 移 267.95 173.29 0 A点垂深 3880 设计闭合方位 油底垂深 4300 设计闭合方位 完钻垂深 4400 设计闭合方位

52.03 位 移 300 设计井身结构 实际井身结构

6、窿5井钻井液设计要求

井地类钻井液性能

段 层 型 Ｈ含坂ＴＤ Ｔ Ｂ Ｋ Ｑ ＰＨ 砂 土 ＨＰ １５０ ．１ ０ １２ ４ 坂６５ ∕ Ｑ 土∕ ∕ ４ ∕ ∕ ８ ０．４ ∕ ８０１１∕ 浆 ．７０ ０ １５８ １ ２１ ５ ０ １８０．１３０ Ｅ聚５ ５ ７ ２ ８ ５０ １５ ∕ ３合∕ ∕ ∕ ０．５ ∕ ∕ ０．４ ∕ ∕ １０ｂ 物 １６４ １５ ９ ６０ ８ ００ ．２０ ５ 7、井口装置图

ＫＰＹＣＦ Ｖ Ｐ Ｉ ３１２ １２ ∕ ０ ∕ ∕ ４ １０ １０ ０ ２０００ ∕ ３０００

二、钻井概况

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，设计井深4400.00米，实际完钻井深4399.50米。该井位于青西地区窿2井北偏西321米。构造位置：酒西盆地青南凹陷窟窿山鼻状构造，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。由吐哈钻井公司4509队承钻。 该井于2000年6月13日经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444.5mm3A钻头于6月26日13:10钻至井深1000.60米，最大井斜1.6度，井身质量合格。2000年6月28日下入339.7mm×J55×9.65m的表层套管至井深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》安装好封井器、节流、压井管汇。2000年7月1日2:30根据表套承压能力整体试压15MPa，稳压30分钟，压降为0，达到设计要求。

对封井器，节流管汇试压20MPa，蹩压30分钟未降。16:00钻水泥塞至井深995m，按要求套管试压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，同意二开钻进。

2000年7月1日20:00采用Φ241mm钻头二开， 21:00钻至井深1003.01m，单凡尔排量10l/s，密度1.14g/cm做地层破裂压力试验，泵压升至15MPa未漏，计算地层破裂压力≥26.21MPa，当量密度≥2.67g/cm。于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度增至11.40度，方位由52度增至56度（磁多点），后稳斜钻进，于2000年12月6日6:00钻至井深4398m起出，12月7日下取芯筒取芯，取芯至井深4399.50m，垂深4374.54米，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

类井段 地层 型 d 1.QY 0 坂 10 - | N1n+土 | 1000 N1t 浆 1.14 T B K 0.164 1 8 | | | 140 7 0.7 钻井液性能 含坂固HTHP Cl Q PH 砂 土 相 0.5 5 | 8 | 9 0.7 3

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800 | 3600 N1n+聚 N1t- 合 N3g- 物 E3b 金属 离子 聚磺 E3b--E 2l-3600 -K1| z--4400 K1g2+3--K1g1

01.0..0.114 40 0 7 5 7 10 | | | | | 8 | | 1.57 5 0.6 0.12 19 5 .2 5 1.20 | 53 8 1.| 5 | 50 11 29 滴| 0.18 0.| | | 流 3 5 6 2 62 20 1.33 24510 0 | | 12 7445 三、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日采用穿芯打捞，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。当日起组织用打捞茅打捞，

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：密度1.33g/cm，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 9，循环排量35L/S，泵压16MPa。在上下活动过程中有遇阻。12月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，上提1300～1800kN于12月15日2:45起出，捞

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出电缆约120。第三次下入原打捞矛，12月15日10:00下至井深3626m遇阻，上提也有遇阻，起钻至井深3472m，遇阻严重，上提1300～1800kN，多次起不出，最后2000kN上提一次，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：密度1.33g/cm，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 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：密度1.32g/cm，粘度103s，中压失水4ml，泥饼0.5mm，切力6～12Pa，含砂量0.3%，PH 9。循环至20:00最终在井深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1.55 g/cm压井泥浆154m，压井未成功。19日凌晨替入密度1.55g/cm泥浆90 m压井，立压始终为零，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1.55 g/cm

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的重泥浆66.2 m，中途立压由零升至2 MPa维持2分钟后又降至零，重泥浆打完后，套压稳定在12 MPa，前后2次累计替入密度为1.55 g/cm的重泥浆156.2 m。在整个压井过

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井液是否被气侵的情况下，17日采取继续爆炸松扣处理被卡钻具，两次爆炸松扣都无效，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间。

2、钻井工程设计明确要求溢流2 m时必须报警，但该井17日14时井口出现气泡，16时当溢流量超过2m/h才发现，且在溢流量超过2m/h时既未发出报警信号，也未及时关井，直至19时30分才关井，关井前溢流量已达24m/H。

3、处理紧急情况的经验不足，未及时组织人员撤离，致使造成多人伤亡。

（五）、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5\闸板刺漏，因质量问题使平板阀本体刺穿。关井因受套管抗内压强度的限制，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。

（六）、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39:25的时间没能把握住压井时机，失控爆炸着火后没有及时撤离人员。

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八、经验和教训

回顾整个施工过程，窿5井安全且较顺利的完钻是成绩，也是我们应做好的工作。但在完井阶段却发生了重大的井喷失控爆炸着火事故，这在玉门钻井史上是首次。这次事故不仅给承担窿5井施工任务的吐哈指挥部钻井公司造成了人员伤亡、设备、材料的重大经济损失，而且也给玉门油田分公司造成了很大的经济损失。这次事故深深地震动了广大石油工作者。我们更应该认真吸取这血的代价和教训：

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，以避免油气继续浸入井眼。

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做细，做扎实。

5、探井工程设计，首先考虑满足井控及油气层保护的

要求，其井身结构的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；

九、窿5井井喷失控着火事故后采取的措施

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，我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层套管改下为3层套管。

2、2001年所有施工井对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，重现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、放喷管线等井控设施现场使用三个月必须重新施压。

5、重点是加强了一次井控工作管理。一是严格地及时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，督促乙方单位立即整改，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，我公司与在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。

二 车古53井井喷事故

评：车古53井井喷事故的主要原因是井队技术素质低，无井控意识，没有井控制度，发生溢流不进行处理，发生井涌之后司钻又不及时处理而向值班干部汇报，2分钟发生井喷。提高队伍素质、落实岗位责任、提高井控意识，搞好班自为战的训练，是做好井控工作的重要环节。 1、基本情况

车古53井由华北油田勘探四公司32721钻井队承包施工任务。该井属于车西凹陷南斜坡车古七井潜山高部位的一口详探井，设计井深2200米，钻探目的是了解奥陶系及下古生界含油气情况。1987年6月5日开钻，用Φ444.5mm英寸钻头钻至井深186.50米，Φ339.7mm表层套管下至井深 185.72米。6月14日零点，第二次开钻，用Φ311mm钻头钻至井深1830.41米，进入潜山3.41米，Φ244mm技术套管下至井深1829.06米。7月14日5∶25，第三次开钻，用Φ215.9mm钻头钻至井深1880米，奥陶系灰岩裸眼长度50.94米。

该井井口装置为一台Φ305mmЛЛM普通防喷器，内装Φ127mm芯子，两条放喷管线接至污水坑。

2、事故发生经过

1987年7月16日2∶35，车古53井钻至井深1880米停钻，循环泥浆，准备起钻进行中途测试。当时循环泥浆1

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