元陆5井溢流事件分析报告-工程科终稿

1、元陆5井“1.23”溢流事件分析报告（元坝工作部工程管理科 2011-2-22）2011年1月22日，胜利西南石油工程管理中心70112钻井队负责承钻的元陆5井违规起钻，发生溢流，23日6:30关井，最高套压达到49.5MPa，被迫节流防喷点火，24日8:00压井成功。点火发生的爆炸损坏了周遭多户村民的住房设施，惊动了地方公安及消防部门，造成较为严重的社会影响。事件发生后，元坝工作部通过对有关人员询问、收集原始资料及核实有关数据，对事件有了客观认识，现分析汇报如下：一、基本情况元陆5井是南方勘探分公司部署在元坝中部断褶带唐山圈闭上的一口预探井。设计井深4660m，承担现场施工的单位有：钻井队伍

2、：胜利西南石油工程管理中心70112钻井队；地质综合录井：中原录井205队；钻井液技术服务：成都得道实业有限公司。一）钻井基本数据一开开钻时间：2010年10月17日 23:30一开完钻时间：2010年10月21日 16:00二开开钻时间：2010年10月26日 17:00二开完钻时间：2010年11月05日 23:00三开开钻时间：2010年11月16日 03:001、井身结构：(1)钻头程序：660.4mm×43.26m+444.5mm×530.00m+215.9mm×4085.70m(2)套管程序：508mm×43.26m+339.7mm×

3、;529.41mm+244.5mm×2856.58m2、井内钻具结构：215.9mm牙轮钻头HJT537G；水眼33×3+×430×4A10×105MPa浮阀 +158.8mm钻铤2根+214mm扶正器+158.8mm钻铤14根+4A11×410+127mm加重钻杆9根+挠性短节+178mm随钻震击器+127mm加重钻杆17根+127mm钻杆（190mm防磨接头6个）3、三开井口装置（如图）FH35-70127mm半封2FZ35-105剪切闸板全封闸板2FZ35-105127mm半封35-10535-1059 5/8* 7"

4、-105套管头13 3/8*9 5/8-105套管头508mm套管339.7mm套管244.5mm套管图1 三开井口装置示意图接液气分离器J1J8J P J5J12J11J2a 量程16MPaP 直放喷管线J2bK1直放喷管线Y14#J6bJ6aJ9Y22a# 2b# 23a# 3b# 31#P 钻井四通J3aY3J14J138#K2J3b7b#7a#P J7钻井液回收管线6a# 6b#油管四通直放喷管线J105a# 5b#J4图2 元陆5井三开压井及节流管汇示意图二）地质基本数据1、地层分层元陆5井设计地层与实钻跟踪对比表地层名称地层代码设计地层(m)实钻地层m系统组段底界井深底界 海拔厚度

5、底界 井深底界 海拔厚度白垩系下统剑门关组K1j380139380380149.5侏罗系上统蓬莱镇组J3p1480-96111001477-947.51097遂宁组J3s19301455.5508中统上沙溪庙组J2s3030-251111003056-2526.51071下沙溪庙组J2x3330-28113003300-2770.5244千佛崖组J2q3565-30462353550-3020.5250下统自流井组大安寨J1z43665381539204060-3146-3296-3401-35411001501051403654-3124.5104马鞍山J1z338

6、19-3289.5165东岳庙J1z23928-3398.5109珍珠冲J1z14085.70未穿须五T3x54110-359150须四T3x44200-368190须三T3x34280-376180须二T3x24490-3971210须一T3x14530-401140中统雷口坡组四段亚段4630-4111100四段亚段4660-4141302、油气显示序号地层厚度/层数钻井液密度g/cm3氯根mg/L1上沙溪庙组7.0m/2层1.03-1.0528402下沙溪庙组5.0m/1层1.052840-35503千佛崖组37.0m/8层1.20-1.644260-49704大安寨段9.0m/4层1.

7、62-1.824260-49705马鞍山段9.0m/4层1.89-1.904260-49706东岳庙段11.0m/7层1.93-1.9928407珍珠冲段12.7m/13层1.94-1.994970-56803、井底地质情况井深4085.70m，层位：自流井组珍珠冲段，岩性：灰白色砾岩（见少量石英晶体，疑似裂缝填充物），由于井漏、井涌、节流循环，未取得4085.00-4085.70m的岩屑、气测数据，初步判断井底为裂缝性气层。预计砾岩厚60-70m，本井自井深4053.00m见灰白色砾岩，预计砾岩将于4113.00-4123.00m结束。二、事件发生经过1月13日9:25钻进至井深4085.7

8、m，发现全烃由1.5%上升至14.9%，立即停止钻进，循环观察。9:27全烃达到最高29.63%，入口泥浆密度2.03g/cm3，出口泥浆密度1.92 g/cm3。随后全烃回降，9:28发现漏失5.6m3，入口泥浆比重2.03 g/cm3，出口泥浆比重1.95 g/cm3。逐渐降低排量循环观察，持续漏失直至9:45井口失返，此时共漏失泥浆14.82 m3，漏速0.74方/分钟。9:45钻井队边配堵漏浆，边从环空持续灌浆起钻5柱，10:50起钻至井深3933.86m时发现溢流0.94 m3，立即抢接回压凡尔并关井求压。至10:57套压逐渐上升至11.5MPa，立压0MPa。后经历4次堵漏、压井，

9、1月22日8:00-13:50循环加堵漏剂，调整泥浆，入口泥浆密度2.13g/cm3，出口泥浆密度2.09g/cm3，至9:10漏速降至1.8-3.0m3/h；-18:40用方钻杆开泵起出钻杆24根；-3:37起钻至井深2790.30m，起钻中有拔活塞现象；-4:15活动钻具观察时发现溢流0.86m3，立即关井；-4:20关井求压，套压0，立压0，通过液气分离器节流循环，排量18 l/s，立压8.3 MPa，套压0；5:37套压开始迅速上升至20MPa，立压11.6MPa，5:55套压达到34.0MPa，立压18.0MPa；-6:30节流放喷点火，焰高10-20m，至7:22套压最高49.5M

10、Pa，立压最高19.0Mpa。三、事件处理过程1、第一次压井堵漏1月13日12:45节流循环，循环排量15L/s，立压58.6MPa，套压11.516MPa，至13:48共泵入比重2.00浓度20%的堵漏浆21.8 m3（配方：核桃壳2t，云母1t，复合堵漏剂2t，超细碳酸钙1t），随后使用井浆节流循环，套压逐渐降到0。17:22-18:29再次泵入比重2.00浓度20%的堵漏浆26 m3（配方：核桃壳2t，云母1t，复合堵漏剂2t，超细碳酸钙1t），替浆15 m3。18:30-19:15憋压堵漏，泵入泥浆8 m3，立压7.2MPa，套压始终为0MPa，憋压5分钟，立压降至6.5MPa。19:

11、15开始节流循环，循环排量15 L/s，立压8MPa，套压0 MPa。2、第二次堵漏压井1月14日8:45-10:15憋压堵漏，挤堵11.0m3，立压5.6MPa，套压1.6MPa，憋压10分钟，立压降至5.0MPa，套压未降；-14:30节流循环，循环排量24L/s，入口泥浆密度2.01g/cm3，出口泥浆密度1.94g/cm3，全烃最高80.08%，未发生漏失；-15:00开井循环，循环排量24L/s，未发生漏失，-18:10当入口泥浆密度提至2.03g/cm3时再次发生漏失；小排量循环观察，调整密度，循环排量9L/s，-23:43发现溢流0.7m3，入口泥浆密度2.01g/cm3，出口1

12、.99g/cm3，立即关井；23:45立压0MPa，套压1.6MPa，配堵漏浆-15日1:45，立压0MPa，套压1.6MPa；-3:12节流循环，打堵漏浆27.8m3，替浆15.0m3，控制套压1.0MPa，循环排量15-19L/s；-7:00憋压堵漏，共挤堵14.0m3，立压5.6MPa，套压1.3MPa，憋压55分钟，立压、套压无变化；-15:38节流循环，排量15-21L/s，钻井液入口密度1.99g/cm3，出口密度1.96g/cm3，全烃最高90.44%，未发生漏失；-16:09注入密度2.00g/cm3的堵漏浆20.0m3，替浆15.0m3；-19:00憋压堵漏（挤堵21.0m3

13、，立压6.3MPa，套压3.5MPa，憋压至19:00立压降至5.5MPa，套压3.2MPa）；-16日1:10通过液气分离器节流循环，同时筛除堵漏剂（20:15开始见全烃显示2.50%，21:28达到30.86%，点火，火焰高度2.0m，持续10分钟后熄灭；21:50再次点火，火焰高度3.0m，全烃42.32%，入口泥浆密度2.01g/cm3，出口密度1.94g/cm3）；1月16日1:10发现溢流0.78m3，立即关井；-4:28关井求压（立压3.6MPa，套压17.0MPa）；-8:00节流循环（全烃最高89.72%）（泵入密度2.00g/cm3堵漏浆18.9m3，用密度2.05g/cm

14、3泥浆压井，最大循环套压19.5MPa，点火火焰高度5-12m；5:48井口失返，降低密度至2.02g/cm3，7:25返出）； 1月16日9:20套压降至0MPa。3、第三次堵漏压井1月16日配堵漏浆，同时走节流管汇中路通过液气分离器循环，19:14套压开始上升，通过节流阀控制立压7MPa节流循环，入口泥浆密度2.01g/cm3，出口泥浆密度1.94g/cm3，持续发生漏失；21:34套压升至21.5MPa后开始回降，17日1:13套压降至0.5MPa。4、第四次堵漏压井1月17日1:20套压慢慢上升，3:00套压最高33.0MPa后开始回降，4:45泥浆失返，节流放喷点火，焰高5-15m，

15、全烃最高90.24%，5:30放喷口见少量泥浆喷出，改节流循环，火焰高2-10m，泵入密度2.05g/cm3的堵漏浆实施堵漏压井； -8:00打入堵漏浆116m3，套压0MPa。1月17日8:00-15:00节流循环加重，循环排量21L/s，循环过程中漏速0.6-1.8m3/h；至18日6:45开井循环加重，循环排量21L/s，入口泥浆密度2.10g/cm3，出口密度2.08g/cm3，漏速1.2m3/h，全烃6.80-14.42%；-11:00降排量至12L/s循环观察，有渗漏现象，漏速0.6-1.8m3/h，继续加堵漏剂提泥浆密度，全烃6.43-15.30%。1月18日12:00下钻至井深

16、4074m；-20:35循环调整泥浆，循环排量15L/s，14:10全烃开始上升，14:52全烃达到最高53.70%，入口泥浆密度2.10g/cm3，出口2.06g/cm3，-21:00试起钻11m发现有拔活塞现象，停泵不外溢；至19日8:25继续循环调整泥浆性能，入口泥浆密度2.10g/cm3，出口2.09g/cm3，全烃值6.74-10.92%。1月19日11:30短起下钻7柱；-13:24循环（13:16全烃开始上升，13:22全烃达到15.47%时，出口流量增加，入口泥浆密度2.10g/cm3，出口密度2.08g/cm3）；-15:30走液气分离器节流循环；至20日6:15循环调整泥浆

17、性能，筛除大颗粒堵漏剂（入口泥浆密度2.15g/cm3，出口泥浆密度2.13g/cm3，全烃值4.30%）； 6:15发现漏失，漏速26.4m3/h，降排量至9L/s循环观察，仍有漏失，漏速6m3/h，向泥浆中添加堵漏剂 ，漏速逐渐降低至3.0m3/h；-13:30排量15L/s，漏速1.2-1.8m3/h；1月20日17:30短起下钻7柱，有拔活塞现象；至21日3:00循环调整泥浆，筛除部分堵漏剂。1月21日8:00短起下钻11柱，仍有些拔活塞现象，下至井深4040m， -10:00循环； 10:30点火，火焰高2-5m，12:00火焰熄灭；-19:50循环调整泥浆（排量由15L/s提至21

18、L/s，未见异常）；1月22日5:00短起下钻15柱（前5柱带泵起，正常起仍有拔活塞现象）；-6:05循环(6:05发现漏失，漏速24.0m3/h）；-8:00降排量至9L/s循环观察，入口泥浆密度2.15g/cm3，仍有漏失，漏速9.0m3/h。5、第五次压井1月22日8:00-13:50循环加堵漏剂，调整泥浆，漏速1.8-3.0m3/h；1月22日13:50-18:40用方钻杆开泵带出钻杆24根；至23日3:37起钻至井深2790.30m，起钻中有拔活塞现象；-4:15活动钻具观察时发现溢流0.86m3，立即关井；-4:20关井求压，套压0，立压0，通过液气分离器，节流循环，排量18 l/

19、s，入口泥浆密度2.13g/cm3，出口泥浆密度2.09g/cm3，立压8.3 MPa，套压0；5:37套压开始迅速上升至20MPa，立压11.6MPa，5:55套压达到34.0MPa，立压18.0MPa，-6:30节流放喷点火，焰高10-20m，套压最高47.5MPa，立压最高19.0Mpa。 1月23日6:30开始以12L/s的排量打入密度2.16-2.21g/cm3的泥浆压井，7:11开始打密度2.35g/cm3的重浆压井。7:22套压最高达到49.5MPa，立压17.0MPa，持续至7:53开始缓慢下降。9:25放喷口见泥浆喷出，同时套压降至17.0MPa，立压16.0MPa；-18:

20、25走液气分离器节流循环压井，火焰高5-12m，循环排量12L/s，入口泥浆密度2.42g/cm3，出口泥浆密度2.28g/cm3，立压8MPa，套压逐渐降到0MPa，循环中有漏失现象；23日20:45使用环形封井器关井抢下钻杆33柱至井深3750m，下钻返浆正常；-23:38节流循环压井，共泵入密度2.20g/cm3的堵漏浆21.7m3，随后用密度2.20g/cm3的重浆压井，排量12L/s，23:38立压11.0MPa，套压4.0MPa，入口泥浆密度2.20g/cm3，出口泥浆密度2.14g/cm3；至24日8:00节流循环，入口泥浆密度2.25g/cm3，出口泥浆密度2.21g/cm3，

21、排量18L/s，立压11.0MPa，套压0MPa。 1月24日9:40-25日11:10开井循环排气，排量21L/s，入口泥浆密度2.26g/cm3，出口泥浆密度2.24g/cm3，立压11.5MPa，全烃15-25%。1月25日12:10-27日8:00循环处理泥浆，入口泥浆密度2.27g/cm3，出口泥浆密度2.26g/cm3，全烃基值6.18%。压井统计表序号发现溢流关井时间泥浆密度g/cm3最高关井套压MPa钻头深度(m)压井液密度g/cm312011.1.13 10:502.0011.53933.862.0022011.1.16 1:102.0019.53933.862.02-2.0

22、532011.1.16 19:142.0221.53933.862.0142011.1.17 1:202.01333933.862.0552011.1.23 4:152.1549.52790.302.35-2.426、打水泥塞1月27日8:00-13:10循环处理泥浆，入口泥浆密度2.27g/cm3，出口泥浆密度2.26g/cm3，全烃基值6%，最高56%；-13:20关井试挤，立压9.8MPa，套压9.8MPa，5min立压套压均未降，经现场分析决定不固井；-20:00循环排气，入口泥浆密度2.27g/cm3，出口泥浆密度2.25g/cm3，全烃基值6%，全烃最高50%。-21:00下钻至井

23、深3927m；-8:00循环排气，入口泥浆密度2.28g/cm3，出口泥浆密度2.24g/cm3，全烃最高67.16%，排量提至24L/s，全烃10.55%。1月28日8:00-8:15循环排气，入口泥浆密度2.28g/cm3，出口泥浆密度2.24g/cm3，全烃10-15%；-10:00短起下钻8柱；-13:45循环(11:46全烃最高75.00%，慢慢降至10%，入口泥浆密度2.28g/cm3，出口泥浆密度2.24g/cm3)；-14:00固井准备（固井管线试压20MPa，配前置液）；-15:25固井（固井时钻头所在位置3927m，预计封固井段3777-3927m，共注入嘉华G级水泥12.

24、0t，水泥浆6.0m3，注前置液4.8m3，后置夜1.8m3；替浆32.5m3，水泥浆平均密度2.28g/cm3）；-16:25起钻6柱至井深3750m；-8:00循环候凝（17:21全烃最高69.9%，全烃1%，入口泥浆密度2.30g/cm3，出口泥浆密度2.28g/cm3）。1月29日8:00-31日12:00循环候凝（入口泥浆密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.29g/cm3，全烃基值0.65%。）7、检查溢流1月31日15:15接单根循环探水泥塞（实探水泥塞面深度3766.88m）；-16:53循环；-17:08静止观察15分钟（无异常）；-18:42循环测后效（17:53见后效显

25、示，18:00达到最高峰22.89%，入口泥浆密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.25g/cm3）；-19:12静止观察30分钟（无异常）；-20:33循环测后效（19:52见后效显示，20:02达到最高峰21.92%，入口泥浆密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.25g/cm3）；-21:33静止观察1小时（无异常）；-23:03循环测后效（22:12见后效显示，22:25达到最高峰26.75%，入口泥浆密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.25g/cm3）；至2月1日1:03静止观察2小时（无异常）；-2:40循环测后效（1:38见后效显示，1:54达到最高峰30.51%，入口泥浆

26、密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.25g/cm3）；-5:40静止观察3小时（未见异常）；-7:15循环测后效（6:06见后效显示，6:31达到最高峰30.23%，入口泥浆密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.25g/cm3）；-12:15静止观察5小时（未见异常）；-13:45循环测后效（12:47见后效显示，13:07达到最高峰66.892%，入口泥浆密度2.31g/cm3，出口泥浆密度2.24g/cm3）。 循环至2月3日11:40（入口泥浆密度2.32g/cm3，出口泥浆密度2.30g/cm3）；-19:40静止8小时观察（未见异常）；-21:30循环测后效（20:03见后效显

27、示，20:32达到最高峰83.64%，入口泥浆密度2.32g/cm3，出口泥浆密度2.24g/cm3）；循环至2月4日14:30（入口钻井液密度2.32g/cm3，出口钻井液密度2.30g/cm3）；-0:00静止9.5小时观察（未见异常）；-1:50循环测后效（0:29见后效显示，0:52达到最高峰81.13%，1:00落峰，入口钻井液密度2.32g/cm3，出口钻井液密度2.24g/cm3）；循环加重至5日15:45（入口钻井液密度2.36g/cm3，出口钻井液密度2.32g/cm3）；-6日4:15静止12.5小时观察（未见异常）。2月6日12:45 -20:30短起下钻32柱后循环观察

28、，入口钻井液密度2.36g/cm3，出口钻井液密度2.32g/cm3。8、测后效情况8.1静止8小时观察井深4085.70m，层位：J1z1，钻头位置3753.00m，开泵时间：2011年2月6日20:41，静止时间7.9h，见显示时间21:05，高峰时间21:45，落峰时间22:00，持续时间15min，迟到时间65min，C:2.29083.631%。钻井液密度2.312.25g/cm3，粘度5862s，槽面见5%针孔状气泡，气层位置:3762.00m（起钻前钻头位置），计算油气上窜速度300.79m/h（中途停泵11min，泵冲排量不稳，上窜速度仅供参考）。8.2 静止10小时观察2月7

29、日8:00-13:00循环（入口钻井液密度2.37g/cm3，出口钻井液密度2.32g/cm3）-23:00短起下钻37柱；-8:00循环测后效。井深4085.70m，层位：J1z1，钻头位置3760.00m，开泵时间：2011年2月7日22:58，静止时间10.05h，见显示时间23:25，高峰时间23:43，落峰时间0:00，持续时间17min，迟到时间56min，C:3.14065.550%，钻井液密度2.322.25g/cm3，粘度6062s，槽面见5%针孔状气泡，气层位置:3762.00m（起钻前钻头位置），计算油气上窜速度193.94m/h。8.3短起下、静止7小时观察2月8日8:

30、00-16:00循环提密度（入口钻井液密度2.40g/cm3，出口钻井液密度2.36g/cm3）；-23:00短起下钻32柱；-3:00循环测后效；-7:00起钻至井深2620m；-8:00静止观察。井深4085.70m，层位：J1z1，钻头位置3761.50m，开泵时间：2011年2月8日23:08，静止时间7.0h，见显示时间23:53，高峰时间00:01，落峰时间0:07，持续时间6.0min，迟到时间55min，C:0.1502.130%。钻井液密度2.362.35g/cm3，粘度5961s，计算油气上窜速度97.77m/h。8.4短起下、静止24小时观察2月9日8:00-8:30静止

31、观察；-13:50下钻到底；-3:00静止观察（未见异常）；-6:30循环测后效；-8:00起钻至井深3440m。后效显示：井深4085.70m，层位：J1z1，钻头位置3761.50m，开泵时间：2011年2月10日03:01，静止时间24.0h，见显示时间03:49，高峰时间03:58，落峰时间04:02，持续时间4.0min，迟到时间56min，C:0.2205.080%。钻井液密度2.392.36g/cm3，粘度6567s，计算油气上窜速度22.41m/h。9、起钻换钻具组合2月10日8:00-17:00起钻完；至11日2:30换钻头、甩扶正器、下钻至井深2860m；-4:20循环；-

32、8:00下钻至井深3762m循环。10、换环形防喷器、试压2月12日8:00-18:00更换环形防喷器；至13日5:30封井器试压。四、事件原因分析1、地质条件复杂、喷漏同层是本次溢流事件发生的主要原因通过井漏及溢流事件的处理情况分析，本井钻遇裂缝性气层，先发生井漏，井漏造成气液置换，环空液柱压力降低，井底压力小于地层压力导致溢流。喷漏同层，泥浆安全密度窗口窄，堵漏压井难度大，效果不明显，施工过程中反复出现井漏、溢流，是造成本次溢流事件发生的主要原因。2、钻井队井控意识不强，严重违反井控规定，是本次溢流事件发生的直接原因堵漏压井后，泥浆内堵漏材料多，泥浆流动性差，起钻拔活塞，钻具结构装有扶正器

33、，加剧了抽吸作用。1月22日，钻井队在井未完全压稳且活动钻具有抽吸现象的情况下，没有进一步循环调整泥浆性能，而是强行起钻，起钻时每8柱才灌浆1次，灌浆不及时；在起钻过程中，从钻井队的坐岗观察记录看，累计少灌泥浆超过3m3，从地质录井的坐岗观察记录看，累计少灌泥浆超过7m3，灌入量不够，没有及时检查溢流，严重违反井控规定，违章施工是造成本次溢流事件的直接原因。3、钻井队一意孤行，不执行甲方监督指令1月13日发生井漏、溢流后，甲方现场监督多次下达安全施工的监督指令，但施工单位没有引起足够重视，而是一意孤行，最终导致事态恶化。1月14日，分析发生溢流和循环压井过程中出现的问题后，工程监督下达了第7号

34、工程监督指令书，对发现的问题和隐患提出了整改要求，井队平台经理签署了“按指令执行”的意见，对指令书中提出的大部分问题进行了整改，但对已消耗的钻井液及钻井液材料没有做到及时补充。1月17日，根据井下情况，工程监督下达了第8号工程监督指令书，对压井的钻井液密度及井控安全等提出了相应要求，井队平台经理当日签署了“严格执行指令”的意见，但在钻井液材料补充方面仍然行动迟缓。1月19日，根据井下情况，工程监督对钻井液材料及储备浆提出了重点要求，并下达了第9号工程监督指令书，井队平台经理签署了“立即执行，监督服务方严格执行”，井队平台经理和钻井液服务方现场负责人都签了字，但要求的事项没有得到完全落实。1月2

35、1日，针对短起下钻和起钻前的准备工作，工程监督参照元坝工作部的指示下达了第10号监督指令，对进行短起下钻和正式起钻提出了明确要求和规定：地层未压稳未堵牢不能起钻、储备不到位不能起钻、油气上窜速度不能满足标准要求不能起钻。井队平台经理签署了“执行指令”的意见。22日早上井队提出起钻要求，钻井工程监督根据当时的井下情况给井队领导进行了分析，提出井下情况不稳定：钻井液密度2.13g/cm3，在前一趟短起下钻还发生近20方/小时的漏失，全烃值基值还有24%，油气上窜速度也没有测出，不具备起钻条件。随后电话汇报请示了元坝工作部工程管理科，工程科回复要求井队先压稳堵牢、物资储备到位等起钻条件后才能起钻，现

36、场监督立即将电话内容转达给了井队。但到中午，井队开始起钻，钻井监督再次用电话向工程管理科领导进行了汇报，工程科跟施工单位沟通，施工单位的答复是短起下观察。同时，现场钻井、地质监督一起到井队平台经理办公室与井队平台经理、支部书记、胜利项目部技术部门驻井人员进行了交涉，要求井队暂不要起钻，因起钻可能造成较严重后果，同时要求井队、录井队复查计算油气上窜速度，但井队没有理会。在起钻过程中，钻井监督再次提醒井队要按井控管理规定按时灌注钻井液，但井队用方钻杆带出8个立柱的单杆后，改用整立柱起钻，在存在严重抽吸的情况下，每8柱才灌1次泥浆，致使起钻中造成溢流。4、施工单位对本井喷漏同层的危害认识不足，堵漏压

37、井技术措施不合理对于喷漏同层的井况，简单的憋压堵漏是没有效果的，堵漏剂在进入漏层后，只有在持续存在正压差的情况下，才能起到封堵效果，否则，极易反吐出来，不但造成堵漏失败，还可能井喷风险越来越大。本井1月13日泥浆密度2.00g/cm3时出现井漏，井队分别于13日、14日、15日3次利用原浆加入20%的堵漏剂憋压堵漏，地层承压能力有所提高时，没有及时跟进较高密度的泥浆控制堵漏剂反吐，堵漏没有取得理想效果，反倒使溢流愈来愈严重，关井套压一次比一次高。5、现场安全监管工作没有完全到位在溢流压井期间，工程监督虽然多次下达监督指令，但是施工单位没有完全落实指令要求时，现场监督没有采取有效的措施阻止。1月22日，井队强行起钻，至井队发现溢流时已起出41柱，起出深度已远远超出“短起下”观察的范畴，现场监督虽与施工单位进行了交涉，但最终没能制止违章作业的继续。在起钻过程中，钻井监督没有及时跟踪检查灌浆情况，录井队发现灌浆异常后虽跟钻井队进行了沟通，但是没有汇报给地质监督，地质监督也没有及时发现问题，失去了坐岗观察的真正意义。（因为在起钻过程中，钻井队每8柱用泥