井喷事故案例.docx
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井喷事故案例
集团公司井喷事故案例汇编
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+33880～3920m油层3980～4040m油层
下沟组K1g14120～4180m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
设计分层
岩性描述
故障提示
系
组
底深
（m）
厚度
（m）
第四系
酒泉组Q
40
40
杂色砾石层
防漏
白垩系
中沟组K1z
65
25
浅灰、深灰色、灰绿色泥岩
第四系
玉门组Qy
700
635
杂色、灰绿色砾岩，夹灰黄色灰紫色砂质泥岩
第三系
牛胳套+胳塘沟组N2n+N1t
2500
1800
砂岩、砾岩、泥岩互层
弓形山组N1g
2930
430
棕褐色、棕红色、灰色泥岩粉砂岩为主
白杨河组E3b
3250
320
棕红色泥岩、砂质泥岩
柳沟庄组E2l
3301
51
灰绿色含石膏泥岩
防塌防斜
白垩系
中沟组K1z
3566
265
上部深灰色白云质泥岩与深灰色泥岩和灰黑色泥岩；下部深灰色白云质泥岩、浅灰色白云质粉砂岩与灰黑色泥岩。
下沟组K1g2+3
4116
550
上部为深灰色白云质泥岩、白云质粉砂岩与深绿色泥岩与页岩；下部浅灰色、灰绿色灰质砾岩与深灰色白云质泥岩深灰色泥岩
防卡、防漏、防油层污染
下沟组K1g1
4400
284
浅灰色、灰绿色灰质砾岩与深灰色白云质泥岩，底部为厚层状灰质泥岩
4、油气井控制
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/cm3的重泥浆80m3，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
该井为一定向井，设计剖面为三段制（直－增－稳）
地面海拔2398.19m
磁偏角
井口坐标
X：
4408827.87Y：
17352961.46
油顶：
（A）
X：
4408975Y：
17353150
油顶垂深（A）
3880
设计位移
239.15米
设计靶心距（米）
100
闭合方位（度）
52.03
井身结构类型
三段制剖面：
直－增－稳
造斜点深
3100
设计闭合方位
0
设计点位移
0
A点垂深
3880
设计闭合方位
52.03
设计A点位移
173.29
油底垂深
4300
设计闭合方位
52.03
位移
267.95
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
井段
地层
类型
钻井液性能
Ｄ
Ｔ
Ｂ
Ｋ
Ｑ
ＰＨ
含砂
坂土
ＨＴＨＰ
ＫＦ
ＰＶ
ＹＰ
ＣＩ
０
∕
８００
Ｑ
坂土浆
１．１
∕
１．１５
５０
∕
１５０
１４
∕
８
２
∕
１
４
∕
２１
８
０．４
６５
∕
７０
８００
∕
１０００
Ｅ３ｂ
聚合物
１．１５
∕
１．２５
３５
∕
６０
７
∕
４
０．５
２
∕
１５
８
∕
９
０．４
５０
∕
６０
１５
∕
８
３０
∕
４０
１２
∕
１０
１２
∕
１０
２０００
∕
３０００
7、井口装置图
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/cm3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/cm3。
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
井段
地层
类型
钻井液性能
d
T
B
K
Q
PH
含砂
坂土
固相
HTHP
Cl
0
|
1000
QY
-
N1n+N1t
坂
土
浆
1.10
|
1.14
64
|
140
11
|
7
0.8
|
0.7
5
|
9
8
0.5
|
0.7
800
|
3600
N1n+N1t-
N3g-
E3b
聚
合
物
1.14
|
1.19
40
|
57
10
|
5
0.7
|
0.5
0.5
|
6.5
8
0.7
|
0.2
10
|
12
3600
|
4400
E3b--E2l--K1z--K1g2+3--K1g1
金属
离子
聚磺
1.20
|
1.29
|
1.33
53
|
滴流
5
|
3
0.5
8
|
16
8
0.2
50
|
62
11
|
20
10
|
12
2450
|
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/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%，PH9，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/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%，PH9。
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/cm3，粘度103s，中压失水4ml，泥饼0.5mm，切力6～12Pa，含砂量0.3%，PH9。
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1.55g/cm3压井泥浆154m3，压井未成功。
19日凌晨替入密度1.55g/cm3泥浆90m3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1.55g/cm3的重泥浆66.2m3，中途立压由零升至2MPa维持2分钟后又降至零，重泥浆打完后，套压稳定在12MPa，前后2次累计替入密度为1.55g/cm3的重泥浆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时，350型封井器闸板芯子刺坏，钻具上移，气量增大，放喷声音增强，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时55分，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。
造成轻重伤员17人，其中1人抢救无效死亡，1人失踪（灭火清理井场时在泥浆加重台处发现已死亡），（着火现场见右图）。
四、抢险技术方案及措施
2000年12月19日11时，我公司接到火灾报告后，总经理刘世洲带领在家所有领导立即赶赴现场，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、关闭上下公路，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，由集团公司、股份公司、勘探与生产分公司，吐哈油田指挥部、四川石油管理局、新疆石油管理局、玉门石油管理局及我公司领导、灭火专家成立了抢险指挥部，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。
（一）、处理的主导思想：
控制井口，不留后患。
（二）、井口强挤水泥的可行性分析
1、井口的安全施工压力：
15MPa
2、地层的破裂压力：
26.17MPa
3、油层底部压力：
56.25MPa，破裂压力大于56.25MPa
4、设井筒内充满原油，油柱压力为：
0.001×4229×0.83×9.8＝34.4MPa
压破地层需要的井口压力至少为：
56.25－34.4＝21.85MPa
5、井口压力为21.85MPa时，表层套管脚处的压力为：
21.85+0.001×1000×0.83×9.8＝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脚破裂。
因此强挤水泥从理论上不可行。
五、处理方案：
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，为尽快解除事故，达到控制井口、不留后患的主导思想，立即制定了安全、快速、有效的事故抢险方案。
六、事故抢险
第一步：
进行抢险准备
着火时喷出的火焰高达100m，火势猛烈，井场100m之外温度很高，热气袭人，人员及设备无法靠近井口。
为顺利灭火，准备推土机、挖掘机、运输车辆等各种设备及车辆近百台；整修了所用的道路；修建了泄水排污沟；调集了蓄水设施；经抢险队连续3昼夜的连续施工，在距井场外安全地带挖5000m3水池，作为消防车足够的供水源，以保证消防车灭火一次成功；同时四川灭火公司、柯拉克拉玛依灭火队、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日上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，并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。
带火清障期间，消防车严阵以待，救护队守护警戒线外，身穿隔热服的突击队员稳扎稳打，火场警戒、标志明显，前线指挥组靠前指挥，安全监督四处巡查，整个带火清障井然有序，保证了带火清障的顺利进行。
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，就井口套管头、四通、封井器拖离井场，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，因井口导管和开看见的套管和钻杆破裂，指挥部果断决策，下挖井口，在向下3m处将导管、套管和钻杆割掉后继续下挖井口，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，通过测厚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，并带火按装好新采油树。
窿5井大火在上级领导的正确领导下，各抢险单位协同作战，众志成城，于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，井口周围间歇性喷散原油至今。
由于上级的高度重视，抢险指挥部组织得力、严密，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。
七、事故原因分析
（一）设备有缺陷
井控装置二开前只进行试压一次，此后再未进行过试压，对井控装置及配件存在的隐患未能及时发现，导致在长时间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，爆燃，是事故发生的直接原因。
（二）测井时间长、仪器被卡是造成这次事故的直接原因
该井2000年12月8日8:
00取芯完循环到10:
50起钻，一直到17日16:
00发现溢流.其间9天5小时10分、从井深3551米到油层底部4229米井段一直没有建立过循环，再加之在处理测井仪器事故过程中，穿心打捞失误，导致1160米电缆落井；在后面的打捞中捞矛下的过深，导致后两次井内产生抽吸，从而使下部井段泥浆严重被油气侵，使得泥浆液柱压力最终低于地层压力。
这是本次事故发生最直接的原因。
（三）思想麻痹
1、从8日8:
00取芯完循环到10:
50起钻，9日开始测井至11日测井仪器遇卡，到13日采取下打捞矛打捞至16日钻具被卡，井底已停止近8天时间，期间未采取措施循环泥浆，致使地层流体更多的流入井内，造成严重气侵。
2、重钻井液贮备不足，认为井已顺利钻完，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重液。
（四）井队井控技术素质低，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，发现钻杆内泥浆倒返，已是井涌的信号，但未引起足够的重视，分析认为是钻具内外泥浆密度不均环空倒返泥浆所致，只是在钻杆内打入了1.40g/cm3的泥浆15m3后，在未确认井筒下部钻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2m3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2m3/h才发现，且在溢流量超过2m3/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24m3/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。
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小时25分钟，未发现油气显示和漏失等异常情况（按设计要求，泥浆密度小于1.08克／厘米3，实际泥浆密度保持在1.095克／厘米3）。
7月16日4∶00，开始用一挡车起钻，起出27根立柱，后改用二挡车起钻。
在井内只剩7根钻铤单根时，当班司钻和井口操作工发现井口外溢泥浆，但没有引起重视，又起了一根立柱，泥浆由溢变涌，当班司钻没有采取果断措施，而到宿舍叫来了正在电台向分公司汇报生产情况的值班副队长。
9∶00，待值班副队长登上钻台时，井涌已变成井喷。
钻具窜出，井喷高达50米左右。
9∶02，因井内喷出的石块碰击井架而引起着火，火焰高度约50米，燃烧面积约1000平方米。
9∶06，烧倒井架，造成井架工死亡，柴油机司助面部轻度烧伤，大火烧毁了井架、部分设备及材料和工具等，直接经济损失33万
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