井喷事故案例讲义

井喷事故案例讲义

目 录

案例一：修井过程中发生的井喷 ........................................................ 1 案例二：陕171井井喷事故 ............................................................ 6 案例三：赵48井井喷事故 ............................................................. 9 案例四：LU8164井井喷事故 ........................................................... 16 案例五：呼2井井喷事故 ............................................................. 19 案例六：高43-1井井喷事故 .......................................................... 25 案例七：M101-P10井井喷事故 ......................................................... 29 案例八：台8井井喷失控事故 ......................................................... 33 案例九：G10-17井井啧事故 ........................................................... 35 案例十：塔中823井井啧事故 ......................................................... 37 案例十一：陵四井井暇事故 ........................................................... 43 案例十二：张14井井喷事故 .......................................................... 45 案例十三：水平1井井喷事故 ......................................................... 47 案例十四：石004井井喷事故 ......................................................... 50 案例十五：莫北2井井喷事故 ......................................................... 53 案例十六：板深703井井喷失控事故 ................................................... 59 案例十七：轮南57井井喷失控着火事故 ................................................ 64

案例一：修井过程中发生的井喷

红0221井井喷事故

专家点评:随意修改施工设计,把井内密度为136cd的压井液替换为清水,忽视了井控的重要性;没有认真执行井下作业井控规定,提前拆掉了防喷器部分螺栓;起钻过程中没有按规定灌浆;溢流发生后没有停止起钻作业,进行压井,错失了避免事故的时机。

1.基本情况

红0221井(开发井)大修施工过程中,于1989年4月24日12:00发生井喷。该井完钻井深2008.8m;井喷时井内修井液密度为1.Og/cm3;井喷时井内无钻具,SFZ18-21防喷器已拆除；油层套管:φ139mm×9.17mm×2000.28m;层位:t221738-1745m。完钻日期:1987年7月2日；完钻井深:2008.8m；油层套管:φ139.7mmI1×9.17mm×2000.28m;原人工井底:1989.54m;曾用修井液:γ=1.3 g/cm3; t221738-1745m,气层,产气量为11.2×104 m3/d; t22-t12:1793-1962m,4层均为油层;存在问题:试油时灰封油层；

修井目的:挤封气层、钻灰塞、回采。 2.事故发生经过

用密度1.3 g/cm3的修井液压井,提出井内全部结构,挤封气层t22,试压合格;钻水泥塞至1944m,逐层憋开油层井段;下完井结构试压合格完井。

1)大修作业施工情况

日期:1989年4月14日至1989年4月25日。

施工步骤:(1)用密度为1.3 g/cm3的修井液压井后提出井内管柱；(2)

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下φ115mm尖钻头划水泥环至1775.4m；(3)采用循环挤注法挤水泥封气层t22高压气层； (4)候凝钻水泥塞,对封堵层试压,(5)钻灰塞至1851.39m；(6)下封隔器对1793-1796.5m层憋孔,未憋开；(7)下光管替水。提钻时发生井喷,抢坐井口失败,井喷失控。

2)井喷事故经过

1989年4月24日,承担该井施工任务的某石油管理局井下作业处大修6队在生产碰头会上,根据自班对1793-1796.5m层憋孔无明显效果的情况,决定下光钻杆替水后重新憋炮孔,并给零点班带去指令:下钻替水,替水后观察井内情况,然后提钻。25日零点班接上班继续下钻替水18m3,井内稳定后提钻,零点班提钻114根钻杆,未及时灌液。25日白班接班后提钻8根,发现井口外溢,当提完全部钻具时,喷势已经形成,抢坐井口未成功,井喷失控。井喷发生时已将井场电源、火源切断。

井喷后的现场情况是:φ73mm卡箍采油树油管头坐入四通,4颗顶丝只有2颗上紧,总闸门己坐在四通上,只穿上2条井口螺栓,但有1条螺栓已带上并上紧螺帽,而另1条螺栓未带螺帽,总闸门被高压气流顶歪,井口法兰300°-330°圆周上天然气喷出十多米远;总闸门只打开1/3,部分天然气由转盘通孔喷上钻台；井口四通上的套管闸门均带90。短弯头作为作业时的循环出口；两侧套管闸门全部打开,钻台下完全被天然气笼罩,能见度低。井喷声音巨大,距井口200m处,高声讲话才能昕清。喷出天然气量约为112×104 m3/d,含水量少,无砂、砾石,不含油。

3.事故处理方法及主要作业步骤

红0221井井喷的抢险,主要在于能否在最短的时间内制伏井喷,保护油

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井和修井设备,其中关键是抢坐好井口和重新压井。抢险指挥小组根据井喷状况和抢险器材准备,决定采取两部分方案同时进行。

第一部分方案:组织抢坐好井口,重新压井,抢坐井口和压井机具及压井液的准备同时开展。

第二部分方案:在抢坐井口的同时,另一部分人员做好修井机及设备与井架的分离工作,做好应急准备,一旦事故恶化,强行拉出修井机,尽可能减少损失。

两部分方案分别进行,在实施第一部分方案过程中,由于采取的措施和具体方法正确,再加上各方面的准备充分,抢坐井口成功,压井后制伏了井喷,使国家财产免受了更大的损失,其具体做法如下。

(1)强行加穿井口螺栓,重新坐好井口,为压井创造条件。

加穿井口螺栓,快速有效地抢坐好井口,最佳方案为加上对角螺栓。因此实施了在原有螺栓的基础上强行加上4条对角螺栓的方案。但在组织抢险的实施过程中,由于井口气流和压力太大,历时2h多才穿上并上紧1条螺栓,而且还不是预想的对角螺孔,而是紧靠着原有的螺栓,为此,抢险指挥小组及时讨论并改变了原定方案,采取挨着己上好的螺栓加上螺栓、多穿螺栓,步步紧逼,达到坐回井口的目的。实施后行之有效。

(2)因井口气温低,喷出的天然气所含水在井口结成冰、霜,将四通法兰上的螺孔冻结,使螺栓无法穿进螺孔。现场采用两部蒸汽车同时对井口解冻,再结合铜扳手、铜掷头敲击,才使得强穿井口螺栓成功。

(3)外排分压是抢坐井口成功的关键,现场引出了两侧套管闸门和总闸门进行放喷。

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在认真分析了各闸门的完好程度、90°弯头能否承得住高压、90°弯头与钻台底座的角度及已经上好的两条井口螺栓的承压能力等情况后,逐一检查调整,先后成功地在左面套管闸门、总闸门上连接好放喷管线,为抢坐好井口奠定了基础。

(4)在安装放喷管线时,预先在各放喷管线上远离井口的部位加装高压闸门,这样既可防止万一原有井口闸门失灵、失控而影响后面的压井工作,又可以在整个抢险过程中减少因需要而进入钻台下开关闸门。当需要开关闸门时,操作远离井口的放喷管线上的闸门即可(井口所有闸门始终打开),提高了安全系数。

(5)压井液的密度和数量,压井作业车的压力、排量均满足压井施工要求。在抢坐好井口后迅速压井,挤压井时总闸门和左面套管闸门作为进口,挤压井泵压控制在2OMPa以内,实际最高泵压为18MPa,挤入排量达15m3/min,压井液密度为l.6g/cm3,共挤入38 m3,将井压稳,彻底制伏了井喷。

(6)开、关闸门做法。

在保证了井口密封和各闸门安全可靠后,先利用左面套管闸门作为压井的进口,关闭总闸门,右面套管闸门保持少量放喷。先利用重力臵换法压井,后挤压井,具体的做法是:所有管线试压合格后,左面进口憋压启泵后慢关总闸门,待泵压正常后打开总闸门,两个压井进口同时挤入压井液,再逐渐关闭右边套管闸门,实施挤压井。

(7)采取的安全保障措施:

①井场200m内严禁一切电源,并有专人日夜监护； ②穿井口螺栓一律使用铜器、术器,不准使用铁器；

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③连接井口管线的快速活接头均用管钳加毡棉布衬垫防滑,所有引出管线凡与铁器接触的均包毛毡固定,防跳、防摆动、防磨擦,调整出口保证其在下风方向；

④抢险队员及在修井机上工作的人员所带工具必须加保险绳,防止脱手引起碰撞,并戴防毒面具、耳罩和穿戴御寒衣、防护服；

⑤消防车、救护车配合抢险,闲杂人员一律远离井场。

(8)主要抢险物资消耗: l.6g/cm3压井液100m3；1400型压裂车一组；消防车4部、救护车2部；抢险时间:55h。

4.事故原因及技术分析

(1)修井过程中改变压井液密度是造成井喷的主要原因。

(2)在改变了压井液密度的情况下起钻又不灌修井液,因替水和起钻不灌压井液使整个井筒液柱压力减少8.3MPa,实际井内液柱压力只有10.2MPa,低于t22层实际地层压力(17.4MPa),是造成井喷的直接原因。

(3)安全生产意识淡薄,在施工过程中随意拆除防喷器,使得井喷后井口无法控制。

(4)井控技术素质差,发现井喷预兆后,未果断处理抢坐井口,导致抢坐井口失败,以致井口失控。

(5)对油田区域特点的了解、判断失误,制定了错误的憋炮孔施工方案,是严重技术失误。

(6)该井上修要求挤封t22层段高压气层,然后回采。挤封高压层采取循环挤注水泥封扩层的施工方法,试挤时泵压为12MPa,挤入量为0.15m3/min,具备挤封条件。在施工时,循环注入密度为1.8 g/cm3的水泥浆3 m3,上提管

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柱后挤注压力由8MPa上升至10MPa后停止,关井候凝,由于压力高,实际挤入t22层的水泥浆只有0.45 m3,高压层段挤人的水泥浆量少,未能达到将该层封住的目的。

5.事故教训

(1)采取部分替水憋孔的方法可以满足工序要求,并且能够保证井筒液柱压力,施工安全。憋炮孔后反循环压井,时间快,压井液量使用也少,同时也可以减少压井液的污染和性能的破坏。

(2)施工过程中,严禁随意改变修井液密度。

(3)严禁在施工未完前拆除防喷器;完井时确保有足够拆装井口采油树的时间;充分做好各项施工准备后,方可拆除防喷器。

(4)明确“发现外溢,先关井,后观察”的管理制度。

(5)高压层封堵质量的检验,应以后期施工可能出现的最高压力为检验依据。

案例二：陕171井井喷事故

专家点评:完井措施不当,井口防喷器不配套,是发生井喷的主要原因。在打水泥塞封井时,要有足够的深度,以满足后期开发防喷需要。

1.基本情况

陕171井构造属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡,是一口预探井,完钻井深3059m,完钻层位马五5,采用φ273.05mm表层套管+φ177.8mm气层套管固井完井,φ177.8mm套管下深3057.86m。

该井是1993年完钻的一口预探井,1993年试气时对目的气层进行了酸

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化施工,后测试产气量仅为4784m3/d,无工业价值。决定打井口悬空水泥塞封堵,井口盖盲板后完井。

2.事故发生经过

2000年5月1日,由某石油管理局井下技术作业处进行老井重上试气工作。试气队搬迁至该井执行试气任务。因为该井是一口重上井,完井已有7年时间,井筒长期封闭,井内气压难以预测,且该井有井口悬空水泥塞,所以,在接到重上试气任务后,项目部立即组织工艺技术干部,专门就该井钻塞方案进行讨论。考虑到在钻开水泥塞的一瞬间肯定会发生井喷,施工设计中采用了特制的井口装臵和钻具结构,专门加工安装φ95nm的小内径特制法兰盘,采用φ140mm大外径特制节箍+φ73mm钻杆短节+φloomm螺杆钻的钻具结构,制定了安全防范措施。施工时,项目部又派技术人员进行现场指挥,以防止发生井喷。

2000年5月7日开始钻塞,5月9日钻至井深20.7m时,发生气顶,钻具上跳0.8m,大接箍(φ140mn)顶在防喷器芯子上,施工人员当即停钻,由套放管线放喷,点火火苗长2m,不足1min无喷势,停泵观察。5月10日10:00开钻无进尺,钻具遇卡,活动冲洗无效,于12:30停泵观察,所有现场人员撤离井口,回到值班房,讨论下步方案。14:40左右,突然听到一声巨响,井内高压气流将残余的水泥塞段及井内钻具全部喷出,约1min后又无喷势。井喷造成1根油管弯曲,1套螺杆钻具断裂,1套防喷器报废。

3.事故原因分析

(l)完井措施不合理,为重上施工埋下隐患。该井于1993年试完气后,打井口悬空水泥塞完井,经过7年时间的封井,气层渗流条件充分恢复,井亏

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口水泥塞下的静态压力基本上接近地层压力(气柱压力梯度很小),在钻井口悬空水泥塞过程中,当残余水泥塞段的强度不足以抵消水泥塞下的静态压力时,必然会发生瞬间能量释放,井筒内聚集的高压气体猛烈喷出。由于水泥塞面距井口仅16.09m,井筒内压井液静液柱压力太小,钻具太轻(仅一套螺杆钻、一根油管和几米短节),瞬间能量释放必然导致发生井喷。

(2)经验不足,措施不够周详。项目部虽然组织技术干部对钻井口水泥塞施工进行了技术讨论,制定了较为详细的施工方案,采取了相应的预防措施,但由于是第一次钻井口悬空水泥塞,没有施工经验,所以在措施上考虑不周详,尽管采取了预防措施,但还是未能有效预防井喷的发生。对井口悬空水泥塞钻塞,在施工工艺上没有完善的办法,没有相匹配的井口防喷设施。

4.事故教训

(1)接到需要钻井口悬空水泥塞的重上井施工任务时,必须组织成立工艺技术组,负责查阅井史,摸清施工井的产气量、产气层段、水泥塞位臵、井筒结构、井口及地层压力等数据和资料,据此进行工艺技术方案设计,慎重确定工艺方案,制定安全措施。

(2)施工时,必须派现场经验丰富的工程技术人员负责指挥,仔细观察并认真分析施工中出现的情况,及时处理各类问题,确保安全施工。

(3)施工过程中如发现措施不完善或有井喷危险时,要立即停止施工,采取必要的紧急防范措施,防止发生事故。

(4)建议今后所有的低产井完井,封堵水泥塞必须打在距井口1000m以下。这样,在重上施工钻塞时,就有足够高的液柱压井(甚至可以用重晶石或

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盐水压井),有足够重的钻柱(约100和足够长的缓冲距离,可以有效防止水泥塞以下高压气体瞬间能量释放时可能造成的危害。

射孔作业中发生的井喷

案例三：赵48井井喷事故

专家点评:该井队射孔作业中的井控问题应认真总结;含有高硫化氢的井井喷失控后会造成史大的灾难,在同构造的邻井含有硫化氢和将要施工的井不能排除含硫化氢的情况下,这口井从设计到施工都应按照含硫化氢对待。

1.基本情况

赵48井是冀中拗陷晋县凹陷中部南古庄背斜上钻探的一口预探井,位于河北省赵县各子乡宋城村北700m，钻探目的层是新生界孔店组二段。完钻井深3282.8m。于1994年8月25日完井。该井在钻探中见到了良好的含油显示,经电测资料解释有4个含油层。为了搞清地下情况,决定对该井逐层进行试油。9月28日15:00,某石油管理局井下作业公司试油三大队作业20队在对该井的2968.8-2964m井段进行射孔作业后,地层中大量含有硫化氢的气体喷出井口,发生井喷并造成了6人死亡、24人中等中毒、440余人有轻度中毒反应、附近村庄村民紧急疏散的严重后果。

事故发生后,华北石油管理局、中国石油天然气总公司、河北省委、河北省政府及赵县县委县政府十分重视,河北省省长叶连松、副省长郭世昌,省委秘书长粟战书,中国石油天然气总公司副总经理周永康,以及河北省劳动厅、省经委、省安全生产办公室,石家庄市委市政府、市公安局、市安全

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生产办公室,中国石油天然气总公司技术监督局、钻井局、勘控局、开发生产局,赵县县委县政府、华北石油管理局等各方面的领导先后赶到现场组织抢险。到9月29日9:20,抢险队在中国人民解放军27军防化兵和井怪矿务局抢险人员的协助下,冒着强烈井喷到达井口,英勇抢险。抢险队根据现场情况,首先紧固了总闸门和底法兰螺栓,对套管闸门进行了修理,接着抢关套管闸门,获得成功。又抢装了备用闸门,完全控制了井喷。井喷总计时间18h20min。

为了查清事故原因并做好善后工作,在国家劳动部有关领导的主持下,成立了16人的赵48井事故调查组,决定由中国石油天然气总公司技术监督局副局长张玉良同志任组长,河北省劳动厅职业安全卫生处副处长王国良同志、石家庄市公安局副局长曹扶轮同志、赵县人民政府常务副县长李谦同志及中国石油天然气总公司钻井局总工程师孙振纯同志为副组长,河北省、市安全生产办公室,市、县支援油田建设办公室,赵县监察局、赵县公安局、赵县劳动人事局、赵县检察院、华北石油管理局土地规划管理处和技术安全环保处等部门派员参加。调查组分为事故技术调查组、事故损失调查组和群众思想工作组。从9月30日到10月8日的9天时间里,通过查询各种原始资料、现场勘察、走访当事人及召开座谈会等方式开展工作,在各方面的积极配合下,调查工作进展顺利,各方面情况已经清楚。

2.事故发生经过

9月28日开始第一层试油,该层位于2964-2968.8m,属于沙四和孔一段地层,电测资料解释该层为油水同层。

9月28日15:00,由该井下作业公司物理站射孔一队用90型射孔枪对

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油层进行射孔。15:10引爆射孔弹77颗,射发成功率100%。在开始上提电缆时,井口发生外溢,而且外溢量逐渐增大,溢出的水中有气泡。当电缆全部从井中提出后,作业20队副队长李某立即带领当班的5名作业工人抢装事先备好的总闸门,穿上了总闸门的8条大螺栓并拧紧了对角的4条,关闭了总闸门。在准备关闭套管闸门时,因有硫化氢气体随同压井液、轻质油及天然气一同喷出,站在井口南侧的作业工中毒昏迷,其他作业人员迅速将其抬离井口至上风头40m左右,随即又返回井口准备继续抢关套管闸门,终因喷出的硫化氢浓度逐渐加大,强烈的气流使人无法接近套管闸门,当班工人不得不从井口撤离。撤出井场后,副队长李某立即派2名工人出去打电话向上级汇报,同时派班长庞某去附近2个砖窑通知灭火,并到距井场最近的宋城村广播发生井喷的消息,通知村民转移。

3.事故处理过程

9月29日6:30,井下作业公司60人组成的抢险队伍从赵县公安局出发,7:10赶到宋城西头；7:10一7:50,中国石油天然气总公司孙振纯总工程师带领防化兵2人、井怪煤矿抢险救护队7人、华北石油管理局钻井处薛有堂总工程师、井下作业公司5人组成的16人抢险小分队,绕道3.5Km,步行从上风处进入井场。

7:56一9:20,抢险小分队到达井场,观察井口喷势后,根据井口和井喷的情况,抢险组研究,由井下作业公司5人在井口操作,解放军防化营和井径煤矿抢险救护队在井口实施保护,补齐了井口大四通螺栓4条,并对全部24条大螺栓进行了紧固,还抢装了2个套管闸门和一个总闸门,然后对连接所有井口闸门的螺栓进行了紧固,并且装上了压力表,先关右翼套管闸门,于

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9:20关闭左翼的套管闸门,这时完全控制住了井喷。

9:20-11:20关井观察井口压力,压力由2MPa上升到7MPa。

9:40,孙振纯向郭世昌和周永康汇报了制伏井喷的全部经过,并用肥皂水对井口各连接部件进行了密封试验,证明井口不渗不漏,这时压井的水泥车和水罐车全部到达井场,第二梯队的抢险人员也同时赶到井场,并迅速接好了正压井管线和30m长的套管放喷管线,并用地锚加以固定。

11:20-13:00用清水52方挤压井,压力从5.5MPa上升到1OMPa,排量500L/min,停泵后压力很快降至0。

13:O0-18:30等压井液,并观察进口压力,压力一直为0。

18:30-20:00用50方密度为1.12g/cm3的氟化钙挤压井,泵压8-1OMPa,排量550L/min。

20:00-21:00做下油管准备、卸井口。

30日0:30下φ63.5mm平式油管4根,φ63.5mm加大油管70根,深度2641.06m

0:30-9:00等压井液。

11:40正循环,压力10.5MPa,排量400L/min。 11:40-13:00备压井液。

13:15用散装高温水泥18751Kg,缓凝剂HR-B2.5 Kg,清水800L,配成密度为1.85 g/cm3的水泥浆1500L。

13:40正打清水800L、密度为1.85 g/cm3的水泥浆1000L、清水300L顶替密度为1.20 g/cm3压井液7.4 m3。

14:00起油管6根,深度2583.4lm。

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14:30用14 m3密度为1.20 g/cm3的压井液反循环洗井,出口返出压井液200L。

14:40起油管10根,深度2487.37m。 14:46-15:00装总闸门,关井候凝。 4.事故原因及分析

(1)过去从区域地质构造上分析该地区不含硫化氢。赵48井位于晋县凹陷南古庄背斜赵37井东断块上,从1976年华北石油管理局在晋县凹陷赵兰庄构造上钻探的赵1井发现硫化氢后,这一地区勘探工作中断了10年之久,但对这一地区的地质研究分析从未间断。经过地质工作者多年的研究分析,认为晋县凹陷有很好的生油条件,勘探潜力比较大,因此安排了一些物探工作量。根据对物探资料的进一步解释,将晋县凹陷细分为三洼,即北洼、中洼和南洼。结合打少量探井,在认识上基本统一为北洼是含硫化氢区,而中洼和南洼不含硫化氢,油气资源量比较丰富,中洼的南古庄背斜和赵县断鼻这两个同生构造是寻找不含硫化氢原油的有利地区。据此,从1989年开始,对上述两个地区重新进行勘探,至今已完成钻探12口井,没有发现硫化氢。在赵48井之前已试油10口,即赵县断鼻的赵39、赵40、赵41、赵41-1、赵20、赵22、赵28、赵42井,南古庄背斜的赵26、赵37井,其中有5口井获工业油流,进一步证实了地质研究的结论。

(2)经过南古庄背斜的赵26井和赵37井试油,证实南古庄背斜不含硫化氢。赵26井、赵37井与此次发生事故的赵48井都在南古庄同一个背斜构造上。在赵26井试油中,经过对相当于此次赵48井喷出硫化氢的沙四和孔一段地层进行测试,开井474II田,折算日产水120II13,属于氯化续型的

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构造封闭水,不含硫化氢。该层测试结论为水层。赵37井钻井时没有打到这一层,但经过对沙二和沙三地层进行试油,获得了不含硫化氢的工业油流,折算日产油16.9t,原油粘度比较大,在50℃时,达到13640mPa〃s。赵37井的试油结果,证实了南古庄背斜是一个较富集的复式油藏,它所钻遇的沙二和沙三油层是晋县凹陷南迄今为止所发现的最厚的油层。

(3)赵48井在钻井过程中没有见到天然气和硫化氢显示,主要反映在: ①华北石油管理局对晋县凹陷的硫化氢问题有所警阂,在赵48井的钻井设计中,专门提出了要加强硫化氢检测的问题。在实际钻井过程中,负责地质录井的钻井四公司139地质小队按照要求,从2480m开始,每钻10m取样一次,进行硫化氢检测,在3000m以上地层中没有发现硫化氢异常；

②查气测资料数据,从2961-2971m的10m中,气测全怪含量在0.02%-0.22%,全脱气分析:甲烧25.46%,乙烧0.67%,丙烧0.889,异丁烧om2%,正丁炕0.26%,二氧化碳72.67%,钻井液气含量0.208%,属油水层特征,没有异常反映；

③查钻井液录井资料,在这一段钻井液性能相对是稳定的,密度为1.42 g/cm3,粘度为33-36s,泥浆槽面没有发现气泡,没有钻井液液面降低和气侵现象；

④查测井资料,根据录井显示和岩性、含油性和电性特征,2963-2969.5m井段,电阻率为38.3Ω〃m,总孔隙度12.4%,含油饱和度为419%,密度为2.45g/c时,补偿中子孔隙度12%,声波时差255μshn,因此解释为油水同层;

⑤查井壁取心资料,钻井过程中在这一段井壁取心4颗,1颗为油迹细砂

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岩,1颗为浅灰色细砂岩,2颗泥岩,与当班岩屑描述基本相符,岩屑中均未嗅到硫化氢气味;

⑥查热解色谱分析资料,该层没有作为目的层,因此没有进行岩心取心和岩屑选样,没有做热解色谱进行储集层统计。统计表中,只统计了2272-2480m井段的7个储集层,由此可确认,赵48井的2966-2969m这一储集层确系新层、新段。在拟定试油方案时,华北石油管理局地质勘探公司和井下作业公司一致认为,应该把这一层作为第一试油层,渴望通过试油有新的突破。

综上所述,由于赵48井的试油设计是根据钻井录井和电测提供的资料,把这一层作为新层和油水同层进行常规试汹的,而且用国内的测井技术能力和水平,还不能完全准确地判断地层中是否含有硫化氢;其他相关的录井资料和邻井资料又都没有发现硫化氢的显示,造成了对该层的地下情况缺乏全面准确详尽的认识,对该层中实际含有硫化氢没有准备,因此,此次事故属于不可预见的性质,也是在探索未知过程中的一次深刻教训。

5.事故造成的损失

赵48井井喷事故给国家和人民生命财产造成了重大损失,因硫化氢中毒,赵县各子乡宋城村有6人死亡,24人中等中毒,440余人有轻度中毒反应,死亡7匹马、骤、驴等大牲畜g喷出的轻质油污染庄稼近700亩,直接经济损失60万元左右。另外,因大量群众紧急疏散,也造成了一定的间接经济损失。

6.事故教训、措施及建议

第一,对晋县凹陷的硫化氢要重新认识,认真研究。要从硫化氢的生成

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机理开始,通过深入研究这一地区的沉积史、构造发展史和热演化史,进一步搞清硫化氢在这一地区的生成、运移和富集规律,寻找和探索石油勘探过程中的硫化氢早期预测技术,在石油地质理论上为今后勘探提供可靠的科学依据。

第二,要提高对硫化氢的警惕性。今后在晋县凹陷上的各类钻井、试油和各种油井作业,都必须按照防硫化氢的要求进行设计和施工。在钻井过程中,要严格搞好对硫化氢的有效检测,对可能高含硫化氢的地区,定井位时要尽量选在远离村庄的地区;对尚未搞清硫化氢分布和储集情况的地区要暂缓布井。配备必要的化验检测仪器、防毒面具和井控设备,确保安全生产。

第三,要切实加强生产管理和技术管理。各项施工都要严格执行设计,严格执行操作规程,杜绝违章作业。要层层落实安全生产责任制,加强安全检查,消除事故隐患。要认真把好各种原始资料的录取质量关和综合研究解释质量关,加强现场技术监督。

案例四：LU8164井井喷事故

专家点评:电缆射孔工况下,施工方和相关单位职责、权限不明确,剪、起有争议;快起射孔枪,产生了抽吸作用,加快了井喷;没有执行防喷器现场安装、试压标准,防喷器未试压,这些都是造成本次事故的主要原因。

1.基本情况

该井为陆梁油田的1口开发井,井深1697.75m。由某技术作业公司修井11队于2002年5月27日进行新井转抽作业。油井基本情况:人工井底1691.75m,补心高度4.70m,套管规格为φ139.7mm×7.72mn×1602.71m,油

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管φ73mm×1692m,射孔井段1669.5-1672.Om。

2.事故发生经过

2002年5月27日上午11:00,修井11队接到LU8164新井投产转抽的地质措施,由副队长兼技术员制定了LU8164井工程设计和LU8164井井控及预防措施,并报技术作业公司陆梁项目部经理进行了审批,于13:30接井并搬家到LU8164井进行作业。当日13:30立架子,16:30完成了抬井口、探井底、洗井试压、打顶替液等工序。16:30至21:00,提出井内油管133根,于21:00进行了下一班交接,班长进行安全讲话。22:00-23:00提完井内剩余的油管,共计176根,长度为1686.95m。23:30-24:00坐250-Ⅲ型全封防喷器后,用清水3.5方灌满井筒,因待射孔组织停工。

5月28日,修井11队8:00班,修井队副队长带领班长等4人于9:00至LU8164井配合射孔,9:20左右做好准备工作后,开始下枪身射孔,9:50左右射孔完毕,随后进行了约30min的测质量曲线,10:20左右开始上提枪身, 上提枪身电缆约400m左右时,发现井口有严重外溢,随后井喷,高度达2m左右。修井11队现场大班班长向射孔队建议斩断电缆,抢关井口(此时井下约有1200m电缆),但射孔队的现场操作人员不同意,说“可以快速提出枪身”,此时,喷高已达2m多,约7min后,当枪身完全提出时,井内的油、气、水混合物,喷高已达15m左右,修井队的人员立即抢关防喷器,防喷器关闭后,仍有油气刺漏,并且喷势越加剧烈,造成LU8164井喷。

3.事故处理经过

(1)成立了现场指挥领导小组和抢险小组。 (2)在高压闸门上焊接185钢圈一个。

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(3)在防喷器上抢装一套高压闸门,15:15左右,井喷得到控制,历时4h45min。

4.事故原因分析

(1)在发现井喷预兆时没有及时剪断电缆,抢坐井口,延误了井控的最佳时机,导致井喷。因各施工单位之间职责和权限不明确,没有人有权力决定在发生井喷预兆时砸断电缆,进行抢关井口作业。

(2)修井11队职工井喷防范意识不强,对井控防喷认识不到位,在坐防喷器时只装4颗螺栓,没有按公司“两书一表”的要求和防喷器的操作规程执行,为井控后续工作埋下了重大隐患,并延长了井控抢险的时间。

(3)在高压水气流的作用下,防喷器中心管及连接法兰底盘严重损坏(见图),使防喷装臵失灵,坐封不严,造成井喷。

1LU8164井井喷事故中防喷器损坏图

(4)在提枪身时,随着φ89mm枪身的加速上提,造成井筒抽吸的作用力加大,致使井筒内液柱压力进一步减小,助长了井喷的发生。

(5)技术作业公司管理不到位,监督检查不到位,虽然制定了严格的井控措施,但措施落实不到位,对射孔等井下作业的重点工作、关键工序,专职监管员没有检查到位,没有认真履行职责。

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5.事故损失

LU8164井井喷长达近5h,造成周围3部抽油机停抽、1部钻机停机；严重污染地表约0.16Km2,轻度污染约0.34 Km2,污染面积共达0.5 Km2,邻近3台变压器及4台抽油机被污染。没有发生任何人员伤亡和设备的损坏。

6.事故后采取的措施

(1)在公司范围内,认真传达事故现场会的会议精神,加强公司安全管理工作,并开展对井控的专项检查工作。

(2)组织学习公司的“两书一表”,加强管理,完善制度,认真按“两书一表”的要求,开展好安全工作,加强安全防范措施。

(3)加强安全监督工作,完善监督管理员的工作程序和监督日志,并对井下作业重点工作、关键工序进行现场监督,执行开工前验收制度。

(4)公司加强对应急人员能力、知识的培训,提高员工的应变能力；认真执行公司的应急演习制度,提高职工对井控的思想认识。

(5)增加陆梁项目部管理人员,明确分工,完善管理制度,落实岗位责任,从源头上杜绝事故发生。

(6)认真组织学习油田井下作业井控实施细则,明确了相关的规定和要求,落实了职责,并严格执行井控操作证制度。

案例五：呼2井井喷事故

专家点评:该井是一口评价井,钻井过程中无油气显示,在进行井下射孔作业中未安装防喷器。发生井喷的主要原因是未重视区域评价井的井控工作,无事故防范意识。在新区探井试油前,要进行钻井资料交底,要安装好

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防喷器,在思想意识、工艺技术、施工措施等方面重视井喷事故的防范工作。

1.基本情况

呼2井是呼图壁气田准噶尔盆地北天山山前拗陷昌吉凹陷呼图壁背斜上的一口重点探井,位于新疆呼图壁县东南方向8Km,完钻井深4634.31m, 套管程序为φ244.5mm套管+φ139.7mm套管,φ139刀nm套管下深为3335.57-4051.77m,该井于1996年6月21日开始试油,某公司126试油队承担试油作业。

2.事故发生经过

1996年8月6日对该井第二层3614-3608m、3597-3594m层段射孔,射孔弹型为YD-127型,采用电缆传输射孔。8月6日18:21第一枪射开3614-3608m层段,19:02第二枪射开3597-3594m层段。19:30提出枪身在准备下测试工具时,井口外溢清水,此时井上工作人员根据情况,决定抢下油管,当下入2柱油管(38.4m)时,外溢量增大,现场人员立即坐好油管挂,在准备抢装采油树时,开始井喷,将下人的2柱油管连同油管挂一起喷出,施工人员已无法靠近井口,19:50呼2井井喷失控。

3.事故处理方案及处理过程

呼2井井喷发生后,现场人员一方面立即将井喷情况向呼图壁县政府报告,另一方面将呼2井井喷失控情况报告给试油处相关领导。呼图壁县政府接到报告后,立即组织交警、公安民兵预备役人员和消防车前往事发地进行警戒；试油处领导接到报告后,立即将情况汇报至上级单位,并立即组织相关抢险人员赶往事发现场。至8月7日2:00,油田相关领导陆续到达,对现场进行勘察后返回呼图壁县同当地政府一起讨论抢险方案。

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1)抢险准备

(1)立即通知呼2井周边5km范围内的居民停炊、停电,并对危险地域人员实行撤离,停炊撤离后群众的生活实行统一供应。

(2)立即调集克拉玛依消防大队7辆消防车和一辆消防指挥车,要求配备具有丰富油田灭火经验的消防队员,同时调集10辆2O方水罐车备消防用水、2台30t吊车、3台推土机牵引车。

(3)从呼2井附近征集一口水井,采用发电机发电抽水,保证消防用水。 (4)分别成立井喷前线抢险小组和后勤抢险小组。前线抢险小组负责制定抢险方案和组织实施；后勤抢险小组负责抢险物资的组织供应,并无条件地服从现场对抢险物资的需要。

(5)立即调集抢险物资和抢险人员防护用品。 (6)立即调集具有丰富经验的抢险人员。 2)抢险方案

(1)清理井场,为抢装井口清除障碍。①人工将井场内的4700m油管搬E离井场；②由于井喷时井架游动滑车处于吊起状态,井内喷出的强大气流冲击游动滑车来回摆动,为防止抢险安装井口时吊车与游动滑车碰撞产生危险,需将游动滑车吊离井口,因此,方案决定先在试油井架内侧全部绑上木板,再在游动滑车上拴上2条棕绳,用30t吊车吊住游动滑车后,通过人工拉拽棕绳使游动滑车紧靠井架内侧木板,另外一组抢险队员将通井机滚筒上钢丝绳全部拉出,然后吊车慢慢下放,游动滑车紧靠术板滑下后将游动滑车和钢丝绳一起吊离井口；③将采油树、液压钳等吊离井口；④将井口圆井上盖的环形钢板撤离,铺上木板后,再在木板上铺上毛毡。

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(2)为防止装好防喷器后井口关井压力过高,套管两侧分别用φ73mm油管接出一条放喷管线,并用水泥墩固定。

(3)抢装井口防喷器方案。经过现场抢险领导小组讨论,决定采用井口抢装防喷器控制井喷。由于还不知道地层的真实压力,钻井液密度偏高,当时试油处只有35MPa试油防喷器,因此决定在套管四通上安装钻井用70MPa远程液控双闸板防喷器,35MPa双闸板试油防喷器作为后备方案。

①将采油树钢圈用强力胶粘接在防喷器底法兰钢圈槽内；

②在防喷器上拴4条棕绳,每条绳派10名抢险队员,分4个方向在防喷器吊起后紧紧拉住,减小因气流冲击而使防喷器产生的摆动；

③在防喷器上用钢丝绳打上绳套,将2只吊环固定在防喷器上,用于吊车起吊防喷器；

④在防喷器上拴上4条钢丝绳,分别从防喷器底法兰螺孔内穿过,再穿过套管四通上法兰对应螺孔,前面2条钢丝绳从套管闸阀下绕过,固定于停放在后井场的牵引车上,后面2条钢丝绳从套管闸阀下绕过,固定于停放在前井场的牵引车上；

⑤在防喷器底法兰对角螺孔内穿上2只螺杆,并将螺帽和其余螺杆准备好；

⑥在一切准备工作就绪后,打开套管放喷闸阀,吊车从气柱侧面起吊防喷器,同时地面人员通过棕绳紧紧拉住防喷器,待防喷器吊至3-4m高时,停止起吊,缓慢将防喷器平移至使防喷器通孔对准气柱的位臵,然后缓慢下放,同时启动2台牵引车,通过钢丝绳强行下拉防喷器,使防喷器慢慢下移至井口,待气柱全部通过防喷器喷出后,井口人员缓慢转动防喷器,使防喷器上

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粘结钢圈就位及两只螺杆穿过套管四通螺孔后,立即在其余空螺孔内穿上螺杆并将螺帽上紧,然后牵引车慢慢松开钢丝绳,抢险队员立即将钢丝绳解除并从螺孔抽掉,穿上所有螺杆上紧所有螺帽,确保防喷器和套管四通连接紧密无泄漏,然后关闭防喷器全封闸板；

⑦防喷器关闭后,在吊车的配合下,立即在防喷器上安装采油树观察井口压力。

(4)由于抢险过程中消防用水是以10辆水罐车同时供应7台消防车,因此施工中以20min为一个抢险周期,当罐车水即将用完时,现场指挥人员立即发出指令,通知井口人员撤离,待消防用水全部到位后,再下令继续抢险。

(5)在井口及井场有人进行抢险施工时,消防车立即向要害部位喷水。 (6)由于井喷喷势巨大,井口处于相对负压状态,并且气流声巨大,因此抢险人员必须佩带好防护用品,现场抢险指令由总指挥以书面方式发出。

(7)现场所有抢险工作必须统一指挥,没有总指挥的指令,任何人不能擅自行动。

(8)抢险施工避免在夜间进行。

(9)派专人观察风向,确定关闭防喷器和放喷点火时机。 3)抢险施工

至8月7日早上,经现场抢险小组讨论,初步制定出抢险方案,并立即通知组织7OMPa双闸板防喷器,同时消防车、消防水罐车、吊车等设备陆续到位。至8月7日晚,在消防车、吊车等的配合下将游动滑车、采油树等妨碍抢险的设备吊离井口,抢险物资及抢险人员也相继就位,并对抢险方案进一步论证细化。

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8月9日在消防车的配合下,人工将井场内的4700m油管搬离井场,在准备投入抢装防喷器时,发现钻井用70MPa液控双闸板防喷器螺孔距和套管四通螺孔距不一致,抢装钻井用防喷器方案暂停。经现场抢险小组讨论研究,决定抢装35MPa试油双闸板防喷器控制井喷,并立即协调组织防喷器。

8月10日,35MPa试油双闸板防喷器运送到现场后,至14:30一切准备工作就绪,现场抢险总指挥发出指令,抢装井口防喷器工作开始。7台消防车立即向井口和各危险部位喷水,30t吊车缓慢起吊防喷器,从防喷器上拉出的4根棕绳由每组10人紧紧拉住,待防喷器起吊至距井口3-4m时,吊车起吊臂缓慢移动,将防喷器平移至气柱正上方,按照既定方案,牵引车启动,配合吊车下拉防喷器。至10日19:10,经过现场抢险人员集体奋战,顺利制服了呼2井井喷,安装好了防喷器和采油树,并放喷点火成功。

4事故原因分析理

(l)该地区在勘探方面,在呼2井以前尚未取得重大突破,加上在钻井过程中该井段使用的钻井液密度达1.27-1.31g/cm3,而该井地层压力系数在0.97左右,造成钻井、录井过程中地层无任何油气显示,没有引起重视。

(2)射孔方式存在问题。对气井应采用过油管或油管传输射孔方式进行射孔,而该井因在钻井过程中无任何油气显示,只是发生过井漏,给选择射孔方式带来一定误导。

(3)现场施工人员经验不足,未能做好预先的防喷准备,未能意识到气井井喷的突发性,特别是该层在后来试油过程中获日产788162m3气量的情况下,其思路还是先抢下油管,再装采油树,在一定程度上延误了控制井喷的最佳时机。

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(4)对井控工作认识不足,观念上还是以发现为主,对地层和井控准备工作的认识依据还是以钻井显示为主,特别是对新区试油井控工作还缺乏足够重视。

5.事故教训

(1)日子2井井喷失控事件启示我们,在今后的试油工作中,无论从设计到施工,都要做到精心设计,严密施工。

(2)在探井,特别是新探区试油过程中一定要做好井控工作,不能因为钻井过程中无良好油气显示而忽视井控工作。对一些钻井无显示、但发生井漏的地层试油时,施工前要对地层充分分析,射孔方式尽量采用油管传输或过油管射孔工艺。

(3)提高对井喷的认识,一旦发生溢流,立即抢装井口,关井观察,改变发生溢流时先抢下油管的观念,以免延误控制井喷的最佳时间。

(4)完善相关管理制度,加强井控设备的配臵。

(5)一旦发生井喷失控事故,在事故抢险中,一定要集思广益,昕取各方意见,制定出最优的抢险方案。

案例六：高43-1井井喷事故

专家点评:多层位、大井段进行补孔作业,压井液密度偏低,是发生溢流的直接原因;井控意识淡薄,在出现溢流后,没有及时采取合理的措施,继续进行射孔施工,错失了控制井口的机会;井喷发生后,在井口得到有效控制的情况下,没有及时压井,采取了错误的长时间放喷措施,造成喷势越来越大,放炮闸门刺坏,发生井喷失控。

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1.基本情况

高43-1井位于河北省深南县高尚堡北东750m处,构造位臵为北柳断层下降侧高43井断鼻,为一口详探井,于1984年10月7日完钻,完钻井深3343.62m。油井基本情况:人工井底3308.11m,补心高度4.59m,油层套管规格:φ139.7mm×7.72mm×3320.16m,本次施工射孔井段2462.8-3089.6m。

1996年9月25日,某石油勘探开发公司井下作业公司施工的高43-1井进行大修钻塞补孔作业,由于违章施工且采取措施不当,电缆输送89-1枪射孔后,该井发生了井喷事故。经奋力抢险,于9月28日13:30井喷得到控制,直接经济损失60万元。

2.事故发生经过

高43-1井1996年9月25日按设计要求,电缆输送89-1枪射孔,前10炮射后,井口无异常情况。

25日23:00,当放第11炮,射开2523-2528m层段时,井口发现小股溢流,继续射孔至第13炮,射开29#层下部2462.8-2466.6m层段,26日1:00-1:20下第14炮,准备射开29#层上部,当下至井深1800m左右时突然发生井喷。

1:26-1:30,上提炮枪时,井喷高度已达3m,到钻台面。现场作业人员马上采取了切断电缆(约1300m电缆及炮枪落井)、关放炮闸门、坐总闸门的措施,此时井口压力为7.5MPa。现场人员一边向井下作业公司反映情况,一边继续观察井口压力。

26日2:40,井下作业公司值班领导与调度长到达现场,此时井口压力上升到8MPa。现场与开发生产部二区联系,决定采取放压措施。

4:36-5:30,现场人员在总闸门上装上φ5mn油嘴,管线接至G62-26井,

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放喷进站。

9:30,井口压力8MPa未降,管线回压1.15MPa。

10:00,决定关总闸门,改进4O方罐,一时压力从8MPa降至0。10:30,压力回升至5MPa,后又升至11MPa。

12:00,又从另侧套管闸控制放喷。此时,2条管线同时放喷。 15:00--18:00,井口压力逐渐升到15MPa,放炮闸门垫子被刺漏,人员无法靠近,井喷事故发生。

3.应急抢险情况

事故发生后,有关领导于26日19:00到达现场,成立了抢险领导小组,组织了抢险队伍和充足的抢险物资。同时把井喷情况汇报给了中国石油天然气总公司,总公司领导于27日到达现场,指挥抢险。

(1)清理现场危险物及井口附近障碍物。 (2)现场准备密度为1.25g/cm3的压井液100m3。 (3)组织抢险人员,形成梯队,抢关放喷的套管闸门。

(4)接压井管线,并试压20MPa,考虑到堵刺漏的放炮闸门,在管线中放了一定数量的碎棉手套及碎橡胶。

(5)泵车打压15-18MPa,开套管闸门,泵入密度为1.25 g/cm3的压井液压井。

26日23:00开始组织实施压井。按照抢险方案在管线中放入一定数量的碎棉手套及碎橡胶,接好压井管线并试压20MPa,泵车打压15-18MPa,开套管闸门,2台泵车泵人密度为1.25 g/cm3的压井液6 m3后喷势减弱,堵漏成功；接着挤入密度为1.25g/cm3的压井液30m3,井口压力为O；至9月28日

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12:00关套管闸门成功。13:30制伏井喷。

4.事故原因分析 1)主要原因

(l)施工设计不完善,没有明确装多高压力级别的放炮闸门,实际选择的是工作压力只有12MPa的放炮闸门。

(2)井口压力上升后,由于对地层认识不清,对地层压力估计不足,没有认真分析研究已经出现的情况,重新确定科学的措施方案,而是在长达15h多的时间内,多次采取了放喷泄压的错误措施,导致井口压力上升,放炮闸门刺漏,造成井喷失控。

2)次要原因

(1)地质设计方案对产量目标预测不准,对用89-1枪重射能更好地解放油气层、获得较高油气产量估计不足,没有给修井施工设计做必要的提示。

(2)长井段、多层位、大厚度、多炮数长时间射孔,选择电缆输送射孔方式不适当。

(3)射孔作业过程中采取措施不当,给井喷事故直接造成隐患。当射完第11炮后,已观察到井口有溢流现象,按照修井作业技术规程的规定应当停止射孔,井口观察情况,分析原因,采取相应的安全施工措施。而当时却未坐井口观察,而是继续射孔作业,又连续射2炮,在下第14炮时造成井喷。

5.教训和防范措施

(1)加强对井史、地层的分析研究,制定严谨科学的地质方案,对可能出现的异常情况必须做出明确提示,建立地质设计方案交底制度。

(2)施工设计要周密、具体可靠,能正确指导施工作业,同时选择合适的

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射孔方式,对于层段较长、层位较多、压力系数较大、地层资料不详的油气井必须采用油管输送的方式射孔,井控设施必须符合规定要求,设计中必须有明确具体的安全注意事项和安全技术防范措施。

(3)施工作业一定要严格执行安全操作规程,出现异常情况应按安全技术规程的要求果断采取措施,而不能以预测为依据,以致失去采取正确措施的机会,最终酿成事故。

(4)加强生产作业人员及生产指挥系统的技术培训工作,全面提高职工队伍的安全技术素质,提高防范事故的能力,使安全工作通过教育培训,通过各种制度、标准、规程和措施,通过从严从细的安全检查整改活动,落实到班组,落实到岗位。

案例七：M101-P10井井喷事故

专家点评:补开新层作业,在新层产液不清楚的情况下,在起管中灌液不认真,没有认真观察是否真正灌满,造成大排量灌浆不满未被发现,是井喷的根本原因。在井口得到控制的情况下,现场采取的压井措施不当,在井内只有44根油管的情况下,进行反循环洗井,起到了诱喷作用。作业队对井喷事故处理的职责权限认识不清,井喷关井后,没有及时汇报,擅自采取措施进行处理,是亟待克服的问题。

1.基本情况

M101-P10井位于河北省唐海县七农场九队东约400m处,构造位臵为老爷庙油田庙北浅层庙17-5断块NgII3油藏构造高部位,为一口开发水平井。

该井于2005年4月9日完钻,完钻井深2325.9m。油井基本情况:人工

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井底2090m,补心高度5.95m,油层套管规格:φ139.7mm×172mm×227093m。

本次施工射孔井段2029-2048m。起下作业时井口安装21MPa防喷器,并备好35MPa油管旋塞、扳手等工具。

2005年12月30日,某石油勘探开发公司井下作业公司大修二队在M101-P10井进行封层补孔后在下防落物管柱作业过程中,由于处臵措施不当,致使该井发生井喷事故。

2.事故经过

2005年12月24日,井下作业公司大修二队搬至M101-P10井,进行卡堵水作业。至29日,先后完成了泡沫洗井、起泵、打捞防落物管柱、探砂面、刮削、通井、井口试压、桥塞卡水、射孔等工序。

12月30日9:30左右,起出压力计,油套压力一直为零,油套放压无油气显示。

10:40至12:30用45m3、3%的氯化镀溶液(密度为1.03 g/cm3)反洗井,洗井后观察2h井口无显示。

18:30,起出射孔管柱(φ73mm油管210根,底带6节102防砂弹枪)、下防落物管柱,当下至第22根立柱(第44根油管)时井口突然发生井涌,该队马上停止作业,按抢喷程序取小自封坐油管挂未成功,于是立即抢装油管旋塞阀,关防喷器、关旋塞阀,井口得到控制。

大修二队队长现场指挥接反循环洗井出口管线,打开旋塞阀洗井脱气,洗井约10min后出口出气量越来越大,遂停止洗井。队长又指挥打开套管闸门向4O m3大罐放喷,约3Os后油管迅速上窜至9m,接箍卡在防喷器闸板处,出口天然气量猛增,反洗井出口高压管线弯头刺漏。

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队长立即组织切断井场电源并组织人员撤离至安全地带,同时分别向值班调度和井下作业公司主管生产的副经理作了汇报。

公司主要领导于21:00赶到现场,立即成立了现场领导指挥部,研究抢险方案,统一指挥抢险,分别组成了现场指挥协调组、安全监督组、抢险技术方案组。抢险技术方案组经调查分析、研究,制定了抢险实施方案。

(1)清理现场危险物。

(2)现场准备压井液,备密度为1.25 g/cm3的压井液105m3、密度为1.3 g/cm3的压井液45 m3,在附近钻井队准备密度为1.3 g/cm3的压井液5O m3。

(3)接外围压井管线,并试压20MPa。 (4)关套管闸门。 (5)接井口压井管线。

(6)泵车打压(15-18MPa),开套管闸门,反泵入密度为1.25 g/cm3的压井液压井。

经过周密的准备,按照抢险方案,泵入5m3压井液后,喷势逐渐减小直至停喷,泵入密度为1.256cd的压井液总计45时,至31日7:28压井成功,转入正常作业。起出井内管柱,将250采油树井口换为350采油树井口,下管2000m,坐井口,装采油树,安装油压表、套压表,油压、套压力均为0。

3.事故原因分析

事故发生后,经过深入分析认为,造成本次井喷事故的直接原因是应急程序执行不力。大修二队未严格执行应急程序,抢关防喷器、旋塞阀后,在井已得到控制的情况下,没有严格按照应急程序规定装压力表测油压、套压；不及时向上级有关部门汇报,擅自错误地采取反循环洗井后又套管放喷,

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从而导致井喷事故的发生。

除此之外,还有以下间接和次要的原因。

(1)起管过程中现场采用400型撬装泵向井筒灌液,由于撬装泵排量大,给判断是否真正灌满了井筒造成了假象,现场人员观察分析不够,实际上每次都不一定灌满。

(2)该井没有及时发现溢流,特别是下管过程中,套管有水溢出,误认为是井筒满的情况下油管体积所占的容积排出的水,没有及时进行静止观察。

(3)在没有坐上油管悬挂器的情况下,没有采取防上顶措施。 (4)本次事故的发生也反映出基层干部的综合素质有所欠缺,在制度的执行上不到位。

4.事故教训及下步措施

(1)加强对员工井控知识的培训,提高井控安全意识和技能。针对基层干部教育培训不到位、基层干部对严格执行应急程序意识不够的问题,制定有效措施,进一步加强干部的教育、管理与培训,促使各级干部真正树立安全第一的理念。同时强化应急意识教育,加强应急程序的培训,严格执行应急程序,强化井控实战演练,确保应急程序执行到位。

(2)细化井控管理制度,进一步研究井控技术,制定详细的控制方法和措施。

(3)加强对地质、地层的分析研究,制定科学严谨的地质方案,提高对储层产量、液性、油气比的预测能力,为井下作业提供准确可靠的资料。

(4)加强井控监督检查,实行日常现场监督检查与季度专项井控检查、半年综合井控检查相结合,公司进行季度专项井控检查和半年综合井控检

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查,强化井下作业井控工作的监督力度。

(5)进一步完善应急配套设施,配臵一套应急集装箱,包括高压软管线、压井管汇、应急照明设备,购臵可燃气体报警仪、硫化氢气体检测仪及其他配套设施和工具,提高应急处臵能力。

(6)全面落实井控安全责任制,进一步研究安全责任制,完善“一岗一责制”,明确井控管理机制和责任部门,真正使井控安全生产责任制层层分解,压力层层传递,形成责任落实的井控安全生产责任网络,实现全员、全过程、全方位、全天候的井控安全监督管理。

案例八：台8井井喷失控事故

专家点评:首先压井后,静止观察时间不够,应该观察16h,但只观察了12h;观察结束后,未循环,直接起钻。

1.事故经过.

该井于1997年3月20日开钻,5月6日完钻,完钻井深2010m,根据电测解释划分四层组试气。7月20日对第三层组1455-1460m进行射孔,用φllmm油嘴求产,产量为24×104m3/d,实测地层压力系数为1.16。7月28日,用密度为1.3 g/cm3的无固相压井液压井后,准备打电缆桥塞上返第四层组,20:00压井结束,开井观察至29日8:00。14:30起出井内φ73mm外加厚油管,下磁定位至井深1478m校深。15:45起电缆时发现井口有外溢现象,并逐渐增大。15:50发生井喷,立即砸断电缆,井内电缆被气流吹出,喷出物为天然气,并夹有块状岩屑,喷高30-4Om。因井口是在采油树大四通上装350型半封防喷器,无法关井而失控,导致井喷事故。

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接到该井发生井喷事故的报告后,有关领导十分重视,立即组织抢险人员连夜赶赴现场进行处理,经过6d的奋战,终于在8月4日12:25抢装井口, 13:23一次关井成功,制伏了井喷。

2.事故原因分析.

(1)施工管理部门井控意识淡薄,没有严格按技术规程和操作规程进行施工作业,是造成本次井喷失控事故的根本原因。

(2)压井结束后,静止观察时间不够,起油管前未进行循环是造成井喷的直接原因,压井后只观察了12h,而实际压井后起油管、磁定位校深、打桥塞需10-11h,因而静止观察时间应不少于16h。静止观察结束后,直接起油管,未按规定循环一周。

(3)试气工作中井控认识不足,重视不够,准备不足,没有各个施工环节的具体井控措施,是造成井喷后失控的主要原因。一是现场未做好抢装井口的准备工作,因而当发生井喷时无法及时抢装井口,二是装了防喷器,但起完油管、进行打桥塞的特殊作业时,未换成全封装臵,因而当发生井喷时,防喷器不起作用。

3.事故后采取的措施

(1)组织广大干部和职工认真学习技术规程和操作规程,找差距、查违章、堵漏洞,进一步提高对井喷失控危害性的认识,增强井控意识,充分认识井喷失控是性质恶劣、损失巨大的事故,是对油气层的最大破坏,增强广大职工的责任心,严格按规程操作,做到安全施工。

(2)进行一次全面检查,查违章、查隐患,整章建制,特别是对井控管理工作较差的试油队、修井队,要进一步配套完善井控装臵,对达不到标准的

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坚决停工。

(3)坚持落实井控管理工作定期检查制度,推行井控管理分级负责制,进一步制定和完善试油修井的井控规程,对探井和重点区块的施工要采取重点防范措施,真正做到井控工作警钟长鸣,常抓不懈。

案例九：G10-17井井啧事故

专家点评:未能按规章要求进行作业,油管传输射孔后,应循环压井,压稳后,方能进行起钻具作业;未能及时发现井口溢流,错失了控制井口的机会,这也是造成井喷失控的主要原因。

1.基本情况

G10-17井是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造的一口产建井,位于陕西省横山县雷龙湾乡。该井完钻井深3166m,完钻层位马五4,采用φ273.05mm表层套管+φ177.8mn气层套管固井完井,φ177.8mm套管下深3166m。由某石油管理局井下技术作业处承担试气、压裂等工作。

2.事故发生经过

该井在钻井过程中,当钻进至本溪组气层时曾发生过井涌。据此,乙方工程技术组向甲方产能建设项目组建议将原“常规电缆射孔下压裂钻具压裂的施工方案”改为“油管传输射孔与压裂钻具联作”,经甲方同意后下发补充设计。

2003年3月20日3:00-3:05,投棒射孔本溪组3063-3065.8m,射孔厚度2.8m,现场确认射孔成功。起油管2根,调整至压裂钻具位臵时,油管及环空内有液体返出,发生井涌,3:07-3:10,抢装井口,上扣中途液体喷势增大,油

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管挂仅上了2扣,大量气体从油管喷出,片刻后变为纯气,将井口冲斜。抢装井口失败,井口失控发生井喷。由于下部管串内气流的高速流动,产生压差,启动封隔器坐封。

3:20,项目部接到发生井喷的电话汇报后,应急小组于4:40到达井场了解详细情况,迅速将抢险人员、抢险物资和生活物资送到井场,组织消防车、水泥车、水罐车开赴井场值班待命。7:30,局、处级领导陆续赶到井场,制定了两套控制方案。8:15-8:30,实施第一套方案,整改、坐井口一次成功,使井喷得到控制。

3.事故原因分析

(1)作业机组井控培训不力,井控意识淡薄,驻井干部和技术员在井涌增大的情况下,采取措施不力,未及时坐防喷井口,是发生事故的直接原因。

(2)该井本溪组储层为新层,压力梯度不清,井筒内压井液气侵速度较快,是造成这次事故的重要原因。

(3)项目部在了解到该井钻井过程中发生井喷的情况后,虽然及时改变了射孔方案,但没有详细收集钻井井涌信息、气层压力状况,也没有提出针对性的井控预防措施和应急方案,是本次井喷发生的另一重要原因。

(4)项目部领导对该井井控工作重视不够,没有派人到现场监督指导施工；作业队井控意识不强,射孔作业在夜间进行,射孔与压裂联作,工艺规程本身有缺陷,没有稳定、观察时间,发生井涌后采取措施不当,是本次井喷发生的原因之一。

4.事故教训

(1)各项目部应对施工过程中存在的井控风险进行识别,根据具体情况

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编制好井控设计,并制定紧急处臵预案。

(2)各试油(气)机组要认真组织学习井控管理制度,搞好井控设计交底, 并定期检查、维护井控设施,确保其齐全完好。

(3)加强井控演习,每口井进行一次不同工况下的紧急处臵预案的演练,使职工熟练掌握井控操作要领。

(4)强化《单井井控设计》的可操作性和适应性,提高快速应急能力和预防措施,重视新区、新层的井下作业施工,各项目部应积极主动了解钻井、

测井等信息,了解周围注水压力,掌握油气层情况,提前做好预防措施。对于气井、特殊井、重点井、新区井、新层井施工设计中要有专门的井控措施。

(5)特殊井层的施工、重大施工,项目部领导、工程技术人员或监督必须到现场指导和监督。

(6)射孔作业如无特别要求,禁止在夜间进行。若采用油管传输负压射孔,应坐好井口,射孔后观察4h以上,再进行下步施工。

案例十：塔中823井井啧事故

专家点评:本井井喷事故主要原因在井控意识差、不按监督指令组织施工,而且监督不力;没有按监督技术要求进行压井,在井内压力不稳的情况下,进行拆井口作业;没有按监督指令准备好井口装臵;甲方对三高井重视不够,没有派有关人员盯在现场。

1.基本情况

塔中823井是塔中低起I号坡折带82号岩性圈闭上的一口重点评价井,

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位于新疆巴州且末县境内,距沙漠公路直线距离5 km,距塔中1号沙漠公路直线距离9km,距塔中作业区约4O km,距最近的村庄约200km。该地区为沙漠腹地,无长住居民。

塔中I号坡折带是2005年发现的一个超亿吨级油气田,资源量达到3.6亿t,有利勘探面积1100km2。

该井由某钻井公司以总包的形式承钻,于2005年7月23日开钻,11月8日钻至井深5550m,11月10日完井中测,用φ8mm油嘴求产,油压42.56MPa,日产油88.8m3、气32.6×104 m3,含硫化氢20ppm至1000ppm(0.03g/m3至1.5 g/m3)。该井于11月21日12:00完井,进行VSP测井,至11月29日14:00正式转为试油。12月16日腆量法实测硫化氢浓度为14834ppm(22g/m3)。

该井一开用φ311.2mm钻头钻至井深803m,下φ244.5mm套管至井深803m;二开用φ215.9mm钻头钻至井深5371m,φ177.8mm套管下至井深5369m;三开用φ152.4mm钻头钻至井深5550m,回填固井至5490m。油管下深5365.73m,封隔器坐封不成功,油套管相互连通。

2.事故发生经过

2005年12月24日13:00开始进行试油压井施工,先反挤清水90 m3,再反挤密度为1.25 g/m3、粘度为l00s的高粘钻井液10 m3,随后反挤注密度为1.25 g/m3、粘度为5Os的钻井液120 m3,此时套压下降至0。18:00正挤注清水24 m3及密度为1.25 g/m3、粘度为5Os的钻井液35 m3,此时油压、套压均为0。观察期间套压上升2-4MPa,往油套管环空内注入钻井液3次,共注入钻井液27m3,其中26日6:30-6:55往油套管环空内注入钻井液17 m3,套压由4MPa下降至0,于是,开始卸采油树与采油四通连接处的螺栓。

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7:05时,油压、套压均为0,无钻井液或油气外溢迹象,吊起采油树时井口无外溢,将采油树吊开并放到地上后约2min,井口开始有轻微外溢,立即抢接变扣接头及旋塞,至7:10抢接不成功,此时钻井液喷出高度已经达到2m左右。到7:15重新抢装采油树但不成功,井口钻井液已喷出钻台面以上高度。井队紧急启动《井喷失控应急预案》,全场立即停电、停车,并由甲方监督和平台经理组织指挥井场和营房区共71名作业人员安全撤离现场。

3.应急抢险经过

塔里木油田公司接到塔中823井井喷报告后,立即按程序向中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司做了汇报,并迅速启动了油田突发事件应急救援预案,成立以总经理为组长的抢险工作组,第一时间赶赴现场,组织塔中823井附近的10家单位1374人全部安全撤至安全区。为确保过往车辆及行人的人身安全,巴州塔里木公安局分别对肖塘且末民丰至塔中的沙漠公路进行了封闭,油田抢险车辆携带H2S监测仪和可燃气体监测仪方可通过。

12月26日中午,抢险小组携带HP监测仪和正压式呼吸器进人井场,勘查现场情况。经检测,井场内距井口1Om左右的范围内H2S浓度不超标(人员从顺风口进入现场,检测仪器未显示出含H2S)。同时,塔中823井方圆2OKm以外的作业区场所,由专人负责监控现场H2S浓度。根据勘查结果,制定了两套压井作业方案,并报请中国石油天然气股份有限公司审批。

首先,进行清障作业,清除井口采油树,推副井场,准备4台2000型压裂车组,储备200m3水、400 m3密度为1.30 g/m3的钻井液,从油管头四通两侧接压井管线并试压合格。于12月30日进行反循环压井施工作业,共泵入密

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