井喷事故及险情案例分析2023年

井喷事故及险情案例分析〔2023年～2023年〕〔其次局部〕自然气集团公司工程技术分公司00年一月2目录26－34井2井320－1X井G＋4－52井6－4井60－8井七、松浅22井八、52－46井九、4－16K井001－8井R44－3井202井81井2－23井中石油集团公司井喷事故及险情案例分析26－34井1、根本状况辽河油田黄26－34井完钻井深2695.0m；油层套管φ139.7×2694.77m，2206.4～2656.0m2095.2～2028.0m射1.05g/cm3。2023年2月4日兴隆台工程技术处作业十五队用89枪射孔，打算射七炮，在射完第一炮起电缆时，发生井喷失控着火。2、事故发生经过2:30射孔队施工预备。2:52射孔校深。2:54点火起爆，上提电缆。2:56电缆提出100多米，觉察井口井涌，马上商定剪断电缆，关射孔闸门。2:582m左右。3:0010米左右，随着喷势越来越大，放炮闸门难以关闭。副队长翻开南侧套管闸门进展分流，此时井口四周布满水雾并伴有自然气。3:05左右井口南侧发出“砰”1。图1 黄26－34井井喷失控着火照片3、事故处理过程汇报并启动应急预案3:05至3:07作业队副队长向黄金带消防队汇报火警，同时队长向作业区汇报。3:10作业区向处调度室汇报。3:073:18到达井喷现场，3:22，灭火战斗开放。3:30消防队抢开出射孔车辆两台，拖出作业值班房一个。3:404:20第一批有关人员到达现场。4:4020人的抢险突击队。抢险组织、预备4:50依据应急预案组织抢险工作，制定抢险方案，组织抢险物资，加工抢险工具。8:50抢拖出作业机和少量油管、抽油杆。抢险灭火压井成功15:30成功关闭套管南侧闸门，南部地面火焰熄灭。16:30拖出靠南侧抽油机组，根本完成井场清障。20:0060m380个〔15mm〕4和胶皮等堵塞物进展压井，最小压力1MPa，最大压力14MPa，20:23堵住井口，火焰全部熄灭，压井成功。4、事故缘由分析直接缘由①设计射孔液密度不够是造成井喷的直接缘由。射孔井段始终没有测试过，而射孔液的密度却参照下部原来老层的地层压力系数确定，设计的1.05g/cm3，低于实际的地层压力系数。②没接放喷管线是导致井喷着火的直接缘由。井喷以后，企图翻开套管闸门放喷以降低井内压力，让电缆头落入井内，便于关闭射孔闸门，但该井既没有接放喷管线也没有接压井管线，不能把井内流体引至井场外的安全地带。喷出的流体遇到柴油机排气管火花造成火灾。间接缘由①对目的层的地质状况生疏不准确该井测井解释为油层，而实际射开是气层。假设解释是气层，依据辽河油田选择射孔方式的规定，应选择油管传输射孔。如选用传输射孔则发生井涌时可以关闭采油〔气〕树闸门，避开井喷失控。②射孔闸门关闭困难射孔闸门缺乏保养，关闭困难，加之闸门内有电缆头，难以关严。治理缘由①地质设计中的有关地层资料、工程设计中的有关井控要求都过于简洁，没有针对性。设计射孔液密度偏低。②井控意识薄弱，没有执行“辽河油田井控实施细则”，没有安装放喷管线和压井管线。5、事故教训增加井控意识从该井井喷失控着火的事故分析，无论是治理层还是设计层，从机关到基层作业队其井控意识都急待加强。5射孔液的密度设计要合理对从未测试的层位，射孔液的密度不能按已开采层的压力系数设计，要按钻进该层段的钻井液密度设计。要认真执行井控技术规定对气井、高温高压井、含有毒有害气体等重点井、射孔、压裂酸化后的施工作业必需按井控规定、标准接放喷管线和压井管线；必需执行开工前的井控验收制度，到达井控要求才能允许施工。在选择射孔方式上，尽量选择油管传输的方式射孔。射孔作业应尽量避开夜间进展。剪断电缆位置要适当。断电缆在井内根本“直立”，弯曲量较少。要使断电缆头落入井内，才能实施有效关井。黄26－34井射孔电缆起出100m左右就发生井涌，剪断电缆后，电缆2。图2 电缆断口露在射孔闸门外示意图62井1、根本状况〔1〕20233252井在二次完井作业中发生21井，并通过凉高山组～沙13860人疏散，社会影响大。事故引起党中心、国务院高度重视，党和国家领导人相继做出了重要批示。国家安全生产监视治理总局、重庆市、集团公司领导亲赴现场争论处置方案、指挥抢险。46日压井封堵成功，排解了险情。〔2〕2井丛式井组根本状况242116H-1井、17H井。①各井概况：2 罗家2井：罗家2井为罗家寨气田第一口预探井〔直井，1999年11月122023年5月133404.00339.7mm套管断裂，井身构造被迫转变，244.5mm套管〔2818m、嘉二3段〕提前下至井深1704.38m〔须家河组顶〕；177.8mm套管〔设计下至3404.00m、飞仙关组〕提前下至3044.68m(嘉一段)127mm尾管射孔完2102.83～2200.00m1.90m，井漏严峻，钻井液13379m3。飞仙关组气藏有效储层厚度53.90m，压力40.759MP1.22023年6月14177.8mm2798.00m32 7图3 罗家2井第一次完井井身构造示意图罗家注1井：罗家注1井是开发实施方案在主产区块设置的一口气田202392日开钻，20231110日完钻，在井深2211.42m，井底层位嘉五1段。该井钻至2177.01m〔嘉五段〕发生严峻井60m3/h，累计漏失各种液体2024m3。339.7mm套管下至井深2207.87m固井，固井质量差，井深465.81m以下管外根本上无水泥胶结。16H-1井：2023723日开钻，2023917日完井，完钻8测试产量为267.491043/d130g/396.86g/3罗家17H2023年10月122023年5月94519.00。②各井相对位置27.53°2.82m1井；在罗家2310.02°10.75m16H-12320.99°12.50m17H井。地下相对位置〔嘉五段，井深2200.00m处：罗家2井与罗家注1相距117.802井与罗家16H-1井相距107.182井与罗家75.76m4、5。图4 罗家2丛式井组各井相对位置图9图5 罗家2井组各井等高线位置示意图2、事故发生经过〔1〕施工作业简况〔27日～320日〕“钻磨电缆桥塞→原产层段补射孔→→酸化→测试求产”五个步骤进展。27日换装井口装置,20MPa合格。242781.86m1.58g/cm3的30MPa合格。252782.17m2839.75m。1日下公锥、强磁打捞桥塞未获。3月2日因桥塞转动，钻磨困难，拟注水泥固定桥塞后再钻。用密度1.58g/cm327MPa25MPa26.6m3/h。331.36～1.38g/cm33.1m3/h。1034127mm尾管喇叭口〔2840.53m〕注水泥浆固定桥塞，25MPa22MPa，泄压候凝。313152mmφ143mmφ102mm1.42g/cm3，不漏。3月151.42g/c3钻井液21.136.43/。1.38g/cm32.4m30.76m3/h，再调整1.35g/cm3循环不漏。318411.37－1.38g/cm30.58m3/h。3191.37g/cm320.9m33.69m3/h。3月20日下177.8mm刮管器刮管至井深2840.00m，其中在井段2750.00m－2790.00m34.8m3/h后，吊灌起钻至井深2118.87m，静止观看，连续吊灌密度1.37g/cm3的钻井24.9m3。3213:450↑2.0↑8.5MPa。18:211052.8m3，套8.0～17.0MPa。3、事故处理过程21日－24日〕第一次用HHH堵漏钻井液堵漏压井32140％HHH＋513.7m3，推入地8.7m3。关井观看，8.56.5↗15.6MPa。堵漏压井不成功。其次次用桥塞堵漏钻井液压井221.61g/cm3桥塞堵漏钻井液〔浓度10％〕17.6m3，关23.1↗6.8MPa钻井液后，套压反而升至27MP，随即开头持续反注清水〔加除硫剂，控1115MPa以内。第三次用快凝水泥浆封堵压井施工32314:00115MPa2井与罗12177.8mm套管可能破损，推想罗21井在嘉五段漏层已连通，自然气通过套管破口进入嘉陵12177.8mm套管在嘉五组〔井深2200m左右〕损坏的可能性较大，因此打算对破损段套管进展封堵作业。324日正、反注密度1.60～1.75g/cm392.2m3，正注快凝水泥浆403〔49t，关井候凝，油、套压为03.5小时后井口开头起压，90↗6.4MPa。地面窜气处理状况〔325日～43日〕3257:4021.29km6、7。8:00现场指挥部通报地方政府，并与地方政府联合启动突发重大大事应急预案，共同快速组织疏散四周居民。为避开地面冒气现象进一步恶化，1井放喷点火，泄压。同时划定戒备区域，24小时对空气、水体质量进展监测，避开次生事故的发生。图6 罗家2地面窜漏点及监测点示意图12图7 罗家2井自然气窜出地面点火照片2井飞仙关组气源的封堵压井四套方案：方案一：不动现有井下管柱，正、反同注高密度高粘度钻井液，大排量注水泥浆封堵。方案二：压井后，强行下钻至φ127mm尾管喇叭口注水泥浆封堵。方案三：钻具内外分注水泥浆和水玻璃钻井液，二者在破口四周相遇速凝封堵。方案四：在探究压井井筒稳定时间的规律后，边吊灌钻井液边起钻，再下入专用工具至φ127mm尾管喇叭口注水泥浆封堵。水泥浆1003〔121t，平均密度1.89g/c3，二级快凝水泥浆513〔65，1.89g/cm3。关井候凝，油、套压为0。4.5小时后井口起压，套压0↗5.8MPa。133月28日罗家2810MP710MP。3290，翻开防喷器，强行起φ88.9mm56柱×1594.78m18柱下单根滑扣，鱼542.93m。3301596.24m析鱼顶钻杆母接头已氢脆裂开。31日第一次承受特种凝胶＋快凝水泥浆封堵压井施工。正、反注密度1.601.70g/c3高粘钻井液4531.5的特种凝胶液2353，再反注快凝水泥浆67.53〔84t，平均密度1.84g/c3。封堵压井施工中，16个冒气点的火焰逐2井的封堵压井获得明显效果。2度1.5%特种凝胶633、水泥浆71.0〔90，平均密度1.87g/c3，关井候7.53MPa↘2MPa5.47MPa↘1.5MPa。431853、水泥浆86110，平均密度1.87g/c3，关井候凝，立、套压为04620，外围泄露点削减，点火处火焰明显减小，压井封堵取得打算性成功。稳固压井封堵成果〔46日〕46凝水泥浆封堵施工。环空注凝胶583、水泥浆51.53〔68t，平均密度1.89g/cm3，关井候凝。探环空液面在井口，罗家2井和罗家注１井立、套压均始终为0。外围泄露点和点火处火焰进一步减小,2井飞仙关组气层2井井漏事故处置工作从抢险阶段转入井下简单状况处理阶段。4、事故缘由分析14直接缘由177.8mm2200m左右破损2井嘉五段漏失层特点以及堵漏抢险过程中的状况和资料等综合分析推断，罗家2177.8mm2200m左右破损。导致飞仙关组2井嘉五段溶洞发育和地层裂开1井区。1井固井质量差1CBLVDL465.00m以下根本无水泥封固。罗家2井的自然气穿过罗注1井的射孔段进入井内，造成高1井套管外的环形空间向上进入到840m处出露到地表的凉高山组－沙溪庙组断层，最终自然气沿着断层泄漏到地8、9、10。图8 罗家寨构造LINE991线时间偏移剖面15图9 罗注1井完井构造示意图16

图10 罗家2井自然气窜出地面示意图339.7mm套管断落致使井身构造不合理1718336.94m5m长的断距，钻进中屡次发生阻卡，连续339.7mm套管已不具备井控力量。为此被迫将244.5mm套177，8mm套管因嘉五段严峻漏失，固井质量难以得到保证，使该段177.8mm套管成为最薄弱点。177.8mm套管磨损177，8mm244.5mm套管提前固井，为了封住嘉五段大漏层，177.8mm套管被迫在目的层以上的嘉一段提177.8mm2个月，纯7042125.00m2175.00m处井斜角17.17°2180m四周，又由于在钻进过程中对井斜最大的部位缺乏有效的保护措施，难免不产生磨损。③试挤和试压加剧了套管的损伤在罗家2井二次完井试修设计中未考虑到原钻井和一次完井作业过程中对套管的损伤，在二次完井的其次次磨铣桥塞以前的施工中，按设计在1.58g/cm330MPa，20MPa，加剧了已经磨损和损害的套管的损伤。1井固井质量差1465m严峻的事故隐患。依据《固井技术规定〔油勘字〔2023〕32号文件〕的规定，“固井质量不合格的井，经补救措施到达上述各条标准的，算补救固井合格”1井由于钻井过程中在嘉五段漏失严峻，因此修改设计为管2070m1井固井质量没有到达修改后设计“0～孔和酸化作业，留下了严峻的事故隐患。5、事故教训对高含硫干气气田的开发需要充分论证和专项争论H罗家寨飞仙关组气藏属H2

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2属于首次规模开发，在过去气田开发中形成的各种技术和阅历的适应性受H2S102g/cm3、CO2100g/cm3的2混合酸性干气在没有凝析油的缓蚀作用下，其腐蚀机理、防腐技术和防腐蚀材料的选择都需要做很多的分析争论工作；高腐蚀性、高产量、高危害性的气藏未经过长期试采，其生产参数确实定、各种作业的标准和标准都需要充分论证和专项争论并经过现场试验。在选择回注井井位时应考虑对四周生产井的影响气田污水回注井的地质、工程设计应综合考虑对同井场井的相互影响，要充分生疏到回注高含硫和二氧化碳的气田污水会增大地层水中硫化氢和二氧化碳含量，给同一井组相邻气井套管增大了外腐蚀的危害，并对腐蚀性水体集中范围和距离进展争论和跟踪监测。污水回注井也必需保证固井质量1井受井漏的影响，致465m～2200m井段套管外几乎无水泥环封固，而在下步作业前的交接和验收执行不严格，没有生疏到固井质量差可能引起的严峻后果，没有差实行任何补救措施，为自然气上窜至地表供给了通道，因此污水回注井也必需保证固井质量。高含硫探井转生产井的二次完井作业应进展安全风险评价2202353066日射孔测试后下电缆桥202327日进展二次完井作业，气井暂闭已近6年。对于高含硫预探井转生产井的二次完井作业应进展地质工程风险评价。对套管的腐蚀、磨损和井身质量、固井质量以及同井组井间的相互影响等潜在安全风险进展评价，必要时进展测井检测，完善老井试修作业的风险评估有关标准。转变井身构造后，应增加漏层段的套管强度由于φ339.7mm套管断落，被迫转变井身构造，φ244.5mm套管未将嘉五段漏失层段封固，应从壁厚和抗内压强度等方面增加漏层段的177.8mm581.11m2609.50m～3044.68m的井段选用强度相对较高的壁厚11.51mm的177.8mm10.36的φ177.8mm套管，形成了井内比较薄弱的套管段。要重视上部非目的层及浅表小断层带来的简单问题在气井、回注井固井质量不好的条件下，受浅表断层的影响，有消灭地下井喷、窜出地表或窜入煤矿造成重大社会影响的可能性，因此要重视上部非目的层及浅表小断层可能带来的简单问题，并实行相应的应对措施。完善高含硫气田开发相关标准针对高酸性气田的开发要吸取国外类似气田开发的成熟阅历，参考国外标准或国际标准，重打量油气田勘探开发技术标准和标准，特别要修改完善“三高”气田的相关技术标准和标准，全面修订完善操作规程。对分接箍的选择和使用方法要引起高度重视应选择与套管钢级、壁厚相全都的分接箍，其抗外挤、抗内压强度应不小于所用套管强度；固井施工中关闭分接箍的压力应在说明书的关闭压力根底上，还要考虑分接箍内外的液柱压力差。分接箍的技术资料和有关参数应载入设计书、井史和《固井施工报告表罗家2井屡次电测解释指出，“2085.3～2086.2米，该段为7“套管上的4个孔，MID－K电磁探伤成像测井资料上反映出穿孔特征”11。“分级箍位置声成像图形特征明显异于其他常规分级箍特征〔如青科1井的分级箍，见图12，声成像明显见8个突变界面〔设计的图上可见5个明显突变界面〕”见图13。“电磁探伤成像测井曲线特30－114。图11 罗家2井MID－K电磁探伤成像测井曲线图21图12 青科1井7套管分级箍、射孔段、套管裂开段CBIL处理成果图22图13 罗家2井7″套管分级箍CBIL处理成果图图14 合30-1井典型7″套管分级箍MID-K处理成果图2324套管试压的井口压力应考虑管外是否存在漏失层套管试压检查时，套管外按清水或地层水计算支撑力。假设地层严峻漏失，其外支撑力小于按清水和地层水计算出的支撑力，试压的井口压力应相应的削减。罗家2“”“井内为密度1.561.58g/c329.80MP1.50g/c331.84MPa”64.09MPaTP-80SS10.36mm55.8MPa。2192.83～2200.00m1.9m，钻井液有进无出，漏失各13379m31.58g/cm3压井液时，30MPa的试压值对套管和分级箍会造成严峻的损伤。(10)要重视表层套管的质量2井表层套管断落，是造成井身构造不合理的直接缘由，最终导致该井井喷事故。三、华北油田泉320－1X井1、根本状况320-1X井是华北石油治理局第一钻井工程公司50512钻井队承钻的一口评价井〔斜井，设计垂深3020。该井于2023年10月51294.24m后起钻过程中发生井喷事故。2、事故发生经过320-1X2023101日一开，1041294.24m。1:2012柱时，觉察钻具上提时环空钻井液外溢，提示司钻有拔123个单根后，上提下放活动钻具。1:301213柱时，觉察环空连续外溢钻井液，再屡次上提下放活动钻具。1:40起出第14柱第一个单根时，觉察环空钻井液外溢加剧，司钻马上30cm左右，两次抢接回压凡尔失败。队长听到警报从井场住房赶到远控房时，喷出的液柱已超过二层台，由于当时不能确定井口四通两侧闸门的开关状态，未敢关闭半封闸板防喷器。随后，喷出的液柱在很短时间内就超过了天车，导致井喷事故。3、事故缘由分析直接缘由①没有执行设计，使用钻井液密度低。设计钻井液密度为1.10-1.20g/cm31.08g/cm3。②起钻拔活塞，造成严峻抽吸。未按设计要求接接方钻杆循环而是屡次20多分钟，造成抽汲井喷。间接缘由地质设计数据不全，无浅气层提示，只供给了主力油层的压力系数，没有供给全井地层孔隙压力曲线，使浅气层钻井技术措施和全井钻井液密度设计缺乏科学依据。治理缘由①执行设计不到位设计钻井液密度为1.101.20g/c31.08g/c3。②闸门未挂牌标明开关状态，也未交接闸门开关状态由于不能确定四通两侧闸门的开关状态，不能准时关闭半封闸板防喷器，导致井喷事故。③无人记录和校核钻井液灌入量和返出量按华北油田操作标准要求，钻井液工在起钻时记录钻井液灌入数量，下钻时观看井口钻井液返出状况并记录数量，但钻井液工顶替内钳工起钻，无人记录和校核钻井液灌入量和返出量。④工程技术监管不到位存在不按设计施工问题，如钻井液密度未到达设计要求也未得到订正。⑤督导制度不落实治理局市场运行治理处、工程技术处、安全环保与技术监视处曾联合2023〕17号“关于做好国庆节期间生产运行、技术治理和安全生产的通知”，要求重点井处级责任人要赴现场督导，其它井所属320-1X井节日期间施工未按规定派人到现场督导。4、事故教训必需严格执行地质、钻井工程设计。钻井液密度必需到达设计要求。严格落实井控的有关治理制度和规定。井口闸门和管汇闸门都应挂牌标明开关状态。认真落实岗位责任制，杜绝串岗乱岗，必需保证坐岗岗位有人值班。加大井控培训力度，加强简单状况的防喷演练，进一步提高钻井队职工的井控技术水平和应变力量，特别要加强对钻井现场关键岗位的井控技术培训力度。例如当觉察溢流时应先抢接内防喷工具，然后再关闭防喷器。按井控规定，在浅气层区钻井时钻具构造中应安装近钻头内防喷工具，避开内防喷失控。G+4－52井1、根本状况吉林石油集团公司其次钻井工程公司20931〔1〕队承钻的红岗油田红G+4－52井，是红岗油田高台子油层的一口加密调整井，共钻遇了四套油20236500:50左右在起钻过程中发生井喷失控事故，6701:30左484015、16。图15 红G＋4－52井井喷失控照片图16 喷出物从相距５m的红Ｇ4-052井的273mm表层2、事故发生经过红G+4-526115:00一开，φ273mm78.36m，400m1044m，64日甩掉动力钻具钻进。最大井斜27角16.08821。6月5日0:25用密度1.25g/c3的钻井液钻进至时突然发生井漏，失返。钻井队马上组织抢灌钻井液，利用加重泵管线、钻井液泵管线向环空抢灌钻井液。0:30确认环空灌满后，随即卸方钻杆预备5柱钻杆静止堵漏。0:50左右起到第三柱坐上吊卡、预备用液压大钳卸扣时，钻井液从环空涌上转盘面以上，喷势猛烈，快速超过二层平台。22由于喷出的水、气混合物喷势猛烈，无法抢接方钻杆，值班干部为防止起火造成人员伤亡，马上组织人员撤离钻台。同时关停井场发电机等动力设施，并从远处油井接电照明和监测有毒有害气体含量。井喷2小时后，5cmCO，不含HS、CO等有毒有害气体。223、事故处理过程2小时后，喷出的井壁掉块渐渐增多，喷出流体直冲天车，二层平台流体布满，悬吊钻柱的吊卡被冲开，钻柱斜靠在二层平台内。6510:0028mm钢丝绳栓牢斜靠在井架内的钻柱，用拖拉机拽钢丝绳牵拉钻柱，试图使其靠近地面以便连接压井管线。但是，由于长时间的水力冲蚀，钻杆已经脆弱，当牵引到30°角时，位于转盘吊卡处的钻杆母接头根部折断，钻具落井。6517:005m远的红G4-052井〔直井〕的表层套管与油层套管间的简易套管头处喷出气、水、G4-05216m3，水泥浆未返至地面(373.5m)，未实行补救措施，致使红G＋4－52G4－052G－052平台单井17、18。28图17 红G－052平台单井平面分布示意图图18 红Ｇ＋４－５２井及邻井剖面示意图667:00向红G＋4－5210m313:35又向该井293042m3G4-052井返出水泥浆后间16:20再向红＋－52井注入水泥浆40318:00注入比重42m321:10邻井红G4-052井井口彻底停喷。100m范围内间续觉察三处地表冒出625日停喷。671:30修补完成邻井红G4-052被刺坏的简易套管头，并在表层50mm的球阀闸门及放喷管线；测固井质量，并依据水泥封至此红G+4-52井井喷事故已经根本得到掌握，紧急状态解除。6月5日打算在距事故井100m处打一口救援井〔1井6621:00开钻，并于当日下入273mm201.87m。61210:25139.7mm套管934.22m923.72m，水泥返至地面。该井与事故井两井眼的最0.90m〔871.86m处。对红黑1850-875m位置进展射孔，分批137.6m3528MPa10分钟压力不降。同时，在事故井四周设置隔离墙，对事故井井场实施封闭治理，拆迁距事50m的计量点、注水间，并制定了预防次生事故的方案。4、事故缘由分析直接缘由红G+4-52井在钻井过程中发生严峻井漏，环空液面下降，导致浅气层的流体〔气、水〕大量涌入井筒，引发井喷；由于没有安装防喷器，致使井喷无法有效处置，是造成井喷失控的直接缘由。间接缘由①高台子油层井漏严峻高台子油层微裂缝发育，经过多年注采后，井下压力状况发生变化，井漏严峻。202311820～96m31.25g/cm3的钻井液钻进，密度较大，加剧了井漏。②处理井漏措施不当钻井队未吸取本平台前两口井井漏教训，在施工中仍旧执行钻井液设1310m钻井液失返。发生井漏时，井队只考虑了静止堵漏和防止井壁坍塌埋钻具，5柱静止堵漏的阅历做法，无视了上部浅气层潜在的井喷风险。另外，井队没有依据其次钻井工程公司技术分公司编制的《各区块一次井控预案》中“在遇到漏失需要起钻时，要用方钻杆一根一根带出钻杆……”的特别要求处理井漏，而是卸掉方钻杆整立柱起钻，使得井喷发生后没能接上方钻杆，也就失去了压井的唯一通道，给井的掌握处理带来困难。③设计中没有按井控规定安装防喷器油田公司开发部门无视下部漏失简洁导致上部浅层气井喷的风险，在本区块的设计中担忧装防喷器，致使发生井喷后井口无法掌握，酿成井喷失控。治理缘由①沿袭历史形成的区块设计，设计简洁、粗放不管是地质设计还是工程设计，从1986年开头始终承受区块设计，一个设计包括了红G+3-42等13口井，缺乏针对性和可操作性。只做区块设计不做单井设计的做法明显违反勘探与生产分公司2023年公布的《开发井钻井设计编制标准》文件〔油勘字[2023]156号〕要求。②地质设计内容不全，简洁、漏项地质设计没有按要求供给“全井段地层孔隙压力梯度、地层裂开压力梯”，但都没有供给。没有标出明水组气层、黑帝庙组气层的井段位置和压力系数。故障提示笼统，针对性不强。特别是对于高台子油层多年注采后的变化没有任何提示。③钻井液密度设计不合理由于设计没有供给地层压力系数，致使钻井液密度设计缺乏科学依据。1.25g/cm3钻井液密度偏大压漏油层。④无视设计人员的井控培训，地质设计人员井控操作证持证率只有35%。⑤井控意识不强，违反集团公司井控治理的有关规定对于老油区的低压、低渗开发井的井控工作麻痹大意心存幸运，对油田多年注采后引起的地下压力状况的变化，特别是下部井漏导致上部浅气层井喷的风险，没有引起足够重视，油田开发部门要求担忧装防喷器，严峻违反了集团公司井控规定和吉林油田井控实施细则。⑥钻井队伍无资质，钻机无编号事故队无集团公司颁发的队伍资质、设备无集团公司的统一编号，违反了集团公司中油工程字〔2023〕209号文关于队伍资质治理规定之“凡进入集团公司工程技术效劳市场的企业和队伍，均须进展资质审查，并取得资质证书”，无资质队伍而进展钻井施工，为安全生产埋下了隐患。⑦缺乏防漏措施事故钻井队在G4平台承钻红G＋4－52井之前，己钻完了两口井，而两口井都在高台子油层发生漏失，却没有赐予应有的重视，没有认真分析争论，总结教训，制定钻进高台子油层时相应的防漏技术措施。5、事故教训从源头抓起，搞好地质、工程设计地质、工程设计必需做到一口井一设计，设计必需具有科学性、针对性和可操作性。必需供给孔隙压力和裂开压力剖面，在地层孔隙压力、裂开压力的根底上进展井身构造设计、钻井液密度设计、井控设计和钻井参数优选以及简单状况的提示、应急预案的制定等。依据单井所处位置的具体状况制定有针对性和可操作性的设计。加强设计编写人员的井控培训，提高井控素养设计的编写人员、审核人员和批准人员必需经过井控培训，提高井控意识和技术素养，做到持证上岗。开展井控和环保的风险评估要开展井控风险和环保风险的评估，高度重视浅气、水层的井控风险。浅气层长期以来始终是造成井涌、井喷的重要诱因。浅层气的钻探必需实行必要的防喷措施，必需安装防喷器或导流器，并预备好必要的材料和工具。增加井控意识，加强井控培训和演练认真切实贯彻执行集团公司有关井控规定和油田的井控实施细则，强化井控培训，加大井喷应急演练特别是是简单状况的演练，提高全员的井控意识和应急应变力量。6-7井1、根本状况2023832023钻井队〔自编号〕施工的青海油田分公司自然气开发公司台6－7井发生了浅部水溶气和盐水外窜地表，造成井架倾斜、损毁的工程事故。m导管井钻头mm660.4眼套 管井深套管直径m18层次mmmm封固目的井口装置m导管井钻头mm660.4眼套 管井深套管直径m18层次mmmm封固目的井口装置52918m18～800374.7 800 表层273.0 798 地面受下部套管重量安装简易井口套管 井控设备800～设计井241.3深177.8井深套管地面下深封固目的气层2FZ35-35＋FH35-35台6－7井为台南气田六层系开发井，位于构造的较高部位。设计井深1815m，设计井身构造：φ273mm套管×800m＋φ177.8mm套管×1810m。2023727日下入φ529mm17.90m，2823:00用φ374.7mm钻头一开钻至井深800.001.41.47g/36～。20238204:00开头下φ273.0mm797.54m。16:40套管下完，循环正常，钻井液密度1.45-1.46g/m348S。17：40—22：00〔φ529mmφ273mm2个引流闸门上接50mm引流高压胶管，见图19，2205引流管接好后循环钻井液，13m3211条管线。图19 台6－7井井口示意图2、事故发生经过2023830：40完成固井作业，在憋压侯凝期间，03：35觉察伴有少量自然气及未凝的粘稠水泥浆涌出，渐渐进展为间歇井喷，喷高约2～3m且溢水口逐步向井口处靠近，直至进展为井口套管外窜水、气。然后翻开一条引流管线排气。喷出口下风处，检测可燃气体最高46%，最低8%。3、事故处理过程接到事故汇报后，青海油田分公司自然气开发公司和吐哈勘探开发指挥部钻井二公司钻井工程部领导及人员马上到井，实施了抢接引流管线、断电、抢险队伍和装备、材料集结、环空压井、环境监测、转移设备及野营房等应急措施。3435经具体观察状况，召开了现场会，成立现场指挥部，并成立引流、监测、井架观看、四周巡逻、资料组等五个小组，依据排水引流，射孔挤水泥压井的方案开头抢险。07：40～21：50期间始终观看井架底座的变化状况和井场可燃气体10％～8%。323：101#、2#大腿水泥根底断裂下沉。23：30现场打算撤离戒备线内全部人员和车辆，夜晚停顿作业，派专人负责观看。8408：42青海油田分公司领导和吐哈勘探开发指挥部领导争论打算：在保障人员安全的前提下尽可能抢拖剩下的设备和向园井四周注水泥浆的方案。1224向导管引流闸门内注水泥浆533 G级水泥95吨比重1.8～1.95g/m31.90g/m3，井口喷势未变,水泥浆大局部被冲出。12：25因盐水长时间浸泡，井架底座突然变形失稳，造成井架倾斜约30°。13：40现场会议争论打算：抢吊柴油机、传动箱等井口设备；为保证人员安全，预备用起架大绳放倒井架。17：40开头抢吊设备。20：52用起架大绳拖拉井架未成功。为尽快放倒井架，防止人员损害，21：00现场争论打算用拖拉机拉倒井架。8511：47井架被拉倒，且随着喷水口的扩大，喷涌状态逐步演化为溢流状态。6-7866－7井表层固井质量CBLVDL测井，经解释，挤水泥封固。8712：00射孔，13：1030m35MPa，疏通地层通道，为注水泥浆做预备。135注水泥浆211〔A级水泥320吨，比重1.8～1.96g/c36～11MPa14：00时喷势减弱，14：51停喷。15：419.0m320m，候凝。18：10井口开头出水，冒小气泡。后出水量和气量渐渐增加，出水量120m3/h2%。88日、89149m遇阻。经电测曲线解释，争论74～75m再次射孔。8915：40射孔后，井口出盐水，起电缆，关井，井口无压力。16：0420m32MPa，疏通地层通道。112注水泥浆147〔A级水泥220吨，比重1.71.89g/c31.83g/cm33.3↑4.5↓2.7MPa。注水泥浆期间，井口返水状况始终没变,也未见水泥浆返出。30～31m井段射孔。11：48开头射孔。1：26注入1.42g/c3钻井液103〔混入2吨水泥，注压2MP入高聚胶液103〔2.5%的HV-CM5%CaC，注压2MPa喷势未变。100注水泥浆140〔A级水泥210吨，比重1.81.91g/c3，平6～4MPa，喷势未变,70m3时见水泥浆返出。15～20m圆形地表塌陷坑。布满盐水，在井口地表处翻“V”〔见图20〔高度121.25g/m331×104ppm。图20 台6－7井井架倒塌照片4、事故缘由分析直接缘由①固井侯凝期间水泥浆失重，气、水沿表层套管外壁与地层之间的间隙上窜至导管鞋处，因导管与表套之间环空封闭，致使气水从地表薄弱处〔污水池底〕窜出，而盐水外窜至地表又使地表盐壳塌陷，致使钻机倾斜、毁坏。②水泥浆试验温度偏高依据台南气田气、水层实测温度点，气田地温梯度为3.3℃/100m，台6－736.625.6℃。35℃，远高于实际的井下循环温度，从而导致〔1〔35℃条件下密度为1.88g/c3稠化时间195mi。注水泥开头的时间8月2日23:23:45觉察10m处地表有大量盐水及水泥浆外窜，已历时258min，说明此时水泥浆尚未形成构造，也说明白固井室内试验时设计的温度偏高。③水泥浆未加防气窜剂，防窜性差该井固井承受的水泥浆配方为A+1.0%M-19〔早强剂，该配方稠化时间长〔1.88g/cm3，3543min，实际水泥浆平3738均密度1.86g/c3，过渡时间要大于43mi〔0.2%以上加剧了在水泥浆失重时气水上窜的可能性。间接缘由夜间固井施工，井场的照明条件及各岗位之间的协作程度不如白天，注入井中水泥浆密度的均匀性受到影响〔1.86g/cm3，低于设计密度1.88g/c3。治理缘由设计缺乏针对性6－1～6－2121口井，0～800m1.25～1.30，缺乏针对性和可操作性。虽然工程设计在区块设计的根底上做了单井设计，但是单井设计和故2月份做完，有的井8、9月才开头实施，在钻井普遍存在气测特别的状况下，设计部门、设计审批部门没有准时变更设计。5、事故教训加强方案论证和工程设计，从源头抓好安全环保治理要认真搞好技术方案的专家论证，抓好地质、钻井工程设计；要坚持方案的安全、环保风险评估制度，准时追踪现场状况，严格方案、设计变更治理，严峻审批制度。加强台南气田盐水层和水溶气争论要开展台南气田盐水层争论，深化对水层压力及水体能量的生疏；加强水溶气争论，搞清水溶气的富集规律，以指导台南气田乃至整个柴达木盆地钻井设计与施工。在水溶气争论期间，要把含有水溶气的地层当作浅气层对待，强化工程技术措施，确保施工工程安全和井控安全。加强低温防窜水泥浆争论台南气田表层套管固井井深浅，井底温度低〔台6－7井井底静止温度约为36.℃，固井循环温度约为25.℃为依据，并在施工前做水泥浆的复核试验。水泥浆稠化试验应到达直角稠化要求。遇有气显示必需参加防气窜剂。60－8井1、根本状况2023991330分左右，大港油田集团有限责任公司其次钻2050860－8井在起钻过程中发生井1人死亡，钻机及井场主要设备、设施烧毁。井喷220分。2、事故发生经过910:55用φ241.3mm1.14g/cm31032m。因在1005m1025m分别见到两次气测特别，已经钻开明Ⅱ段油层，按《大港油田钻井井控实施细则》的有关要求，打算停钻循环，15柱钻杆，测油气上窜速度。11:5055分钟〔23分钟左右。循11:1518.67%11:22零值。11:54卸掉方钻杆，预备起钻，但觉察液压大钳有问题，于是修理液压23分钟。12:17211420kN441kN，司钻推断为井下抽汲，打算连续起钻作业。13:0512790.72m井液流出，在现场组织短起下钻作业的工程技术员打算接方钻杆。13:0836分钟，观看井口反响。13:26技术员、副司钻向远程掌握台跑去。13:27司钻上提方钻杆时，井口喷出钻井液将司钻击倒，刹把失控，方钻杆连同钻具坠入井内，水龙头、游车、大钩砸向转盘面。钻头井深是803.51m。正在跑下梯子的工程技术员及副司钻听到碰撞声后，返回钻台将司钻救起，接着觉察水龙头提环与大钩脱钩。由于喷势增大，工程技术员、司钻和副司钻撤离钻台。副司钻、工程〔13:30左右井口着火。井口火焰在钻台下向四周散射，由于风向影响远程掌握台被火焰包围；工程技术员及副司钻未能跑到远程掌握台关环形防喷器，最终导致井喷失控着火。井架在着火后3～5分钟倒向东侧。在发生井喷和着火期间，井架工从二层台上爬上天车，沿着伸向井架西北侧4号绷绳滑到地面落入火中丧生。当地公安部门出具死亡报告认定为烧死。3、事故处理经过事故发生后，井队在组织人员撤离的同时，马上逐级向上级有关部门汇报。大港油田集团公司和大港油田公司接到事故报告后，准时启动井喷应急救援预案，进展应急抢险。14:30井口火势渐渐减小。15:50因井壁坍塌井喷停顿，井口火焰熄灭。220分。18:00井场四周的明火全部扑灭，消防队员找到井架工的尸体。至12日11:00事故现场全面清理完毕。在整个抢险及事故处置过程中没有发生次生安全事故和环境污染。4、事故缘由分析直接缘由①钻具上下活动产生抽汲作用，使地层气体大量侵入井筒依据循环全烃含量由最高18.67%1.14g/cm3的钻井液液柱压力是可以平衡地层压力的。但是在停泵条件下，23分钟长时间反复上提下放活动以及钻头和扶正器不同程度的泥包加大了钻柱上提时的抽吸作用，导致地层气体浸入井筒。②发生“拔活塞”现象后连续开泵循环，使得已进入井筒的气体快速上移膨胀，形成溢流；由于没有坚决关井，致使溢流进展为井喷；喷出自然气被裹带地层泥砂打击井架底座产生的火花或柴油机排气管喷出的火花点燃，引发自然气体着火，远程掌握台被火焰包围，致使井口敞喷失控、着21、22。图21 西60－8井井喷着火照片图22 西60－8井钻机烧毁照片4144间接缘由①推断错误、违章操作在短起下前，气测曾消灭特别，全烃值高达21.8%，应当是钻遇油气层的一个重要显示。工程技术员和司钻未对此次气测特别进展认真分析，仍11柱钻杆消灭灌不进钻井液的严峻状况时，仍旧认为井下只是发生抽汲，没有意识到抽汲已导致油气浸入井筒；而且错误地连续起出第12柱钻杆，造成进一步的抽汲。在已经觉察灌不进钻井液时，工程技术员又错误打算接方钻杆分别三次每次1～3分钟向钻杆内顶入300m进展为井喷。②临危慌乱，错失关井时机，导致井喷失控在觉察溢流，司钻发出关井信号后，班组各岗位按“四·七”动作程序跑位过程中，司钻上提钻具时被喷出的钻井液击倒，刹把失控，方钻杆连同钻具自由下落，水龙头、大钩和游车砸向转盘。跑下钻台前去关井的副司钻和工程技术员，在听到钻台碰撞声后，不是连续跑向远程掌握台实施关井操作，或者起码有一个人前去关井，而是两人共同跑回钻台。即使二人上了钻台，也应当有一人在司控台实施关井，而不能两人同时救助司钻。从而错失关闭环形防喷器的有利时机，导致了井喷失控。井喷着火后，由于井场风向的影响，远程掌握台被火焰包围，再次失去了最终的关井时机，致使井喷失控、着火。治理缘由①应急处理力量弱技术员和司钻缺乏推断溢流的阅历，处理不坚决。临危慌乱，错失关井良机。4分钟时间里，未能准时从井架撤离，而是在井喷着火后，才爬上天车台，沿井架绷绳滑下落入火中丧生。班组作业人员井控意识不强，协作、协调力量差。关井信号发出后，副司钻没有准时到位关井；当司钻刹把失手时，无人准时补位掌握刹把；内钳工、外钳工慌张逃离钻台，在逃离路上第一时间经过远程掌握台，也根本没有想到去关防喷器。②关键岗位人员技能较差井队员工比例过高，关键岗位人员素养较低。带班的司钻是只有37月上岗的外雇工，根本不具备上岗资格和工作阅历，内、外钳工也是参与1年的合同工。尽管进展了大量的岗前培训和井控培训，但是这些增人员的根本技能和学问仍旧不能满足实际生产的根本要求。缺乏实战阅历，安全意识低，操作技能差，应急力量弱，一消灭紧急、危急或复杂状况，不知如何应对。5、事故教训应高度重视气层、浅气层井控风险浅气层埋藏浅，溢流至井喷反响时间短，速度快，来势猛，喷势大，掌握难度大。地质设计要对浅气层及其潜在风险赐予明确提示，工程设计要制定针对性的技术措施；施工队伍要严格依据工程设计、井控规定和标准组织施工；工程治理部门和有关监视人员要严格检查监视各项工程措施和安全规定的执行状况，觉察违章和隐患准时进展订正和处理。应严格执行行之有效的油气层钻井井控技术措施进入油气层要掌握起下钻速度，削减压力感动造成的抽汲作用；起下钻要认真落实坐岗制度，采专用计量罐记录钻井液体积，起钻可实行连续灌浆方式；短起下钻测后效和油气上窜速度要实行关防喷器、利用节流管汇和钻井液回收管线进展循环。防喷器远程掌握台要安装在距井口不少于25m的地方，以保证消灭井喷后可以实现关井掌握。加强井控培训和应急演练切实提高基层队的井控安全意识，重点抓好基层井队长、技术员、班组长的井控学问培训、风险治理培训和操作技能培训，加强班组实战防喷演练，不能只演练“四·七”动作，还应加强简单状况下的应急演练，如方钻杆提不出转盘、储能器故障、液压管线故障、闸门故障等多种简单状况下的应变力量。加强逃命训练听到关井信号后，二层台上的井架工必需快速撤离，必要时可通过逃命绳逃命。22井1、根本状况华油自然气股份雇用中原油气效劳有限责任公司〔私营〕20568钻井队钻探的松浅22井于2023年12月11日在下钻通井过程中发生井喷，未造成人员伤亡。松浅22井为邛崃市固驿镇大兴埋伏鼻状构造的一口自然气探井，设计井深 1600m，二开完钻井深1600m。井身构造为层压力系数：第四系～夹关组1.00，夹关组～蓬莱镇组1.20。完钻钻井液密度：1.42g/cm3。2、事故发生经过12118：00起完钻，下钻通井预备电测。8：54149m时，井口觉察溢流。9：00技术员实施关井，未翻开液动放喷阀直接关半封闸板防喷器。9：031m，钻井队抢接方钻杆失败。9：20发生钻具内井喷，喷高约20m，喷出物以钻井液为主，后期为自然气和水，不含硫化氢。3、事故处理过程10：46华油自然气股份抢险人员赶赴现场，马上组织翻开液动平板阀进展放喷，并组织抢接方钻杆成功，关闭下旋塞。10：4815m，呈桔红色。10：48～17：05又组织钻井队抢接两条放喷管线进展放喷点火，同时预备压井液、抢险工具、车辆、钻井液材料等工作。17：40翻开方钻杆下旋塞，观看立压1.5MPa，关闭下旋塞，安装箭形止回阀。20：001461m。22：30～121：00700型压裂车，掌握套压2～3MPa注入200m31.2m3/min。3：101～2MPa1.44g/cm348m3、1.65-1.70g/cm390m31.23～1.26g/cm3，因地2MP。13：55抢配钻井液，开井循环。17：001.53～1.54g/cm3。4、事故缘由分析直接缘由①起钻没认真灌钻井液设计地层压力系数1.20，用密度1.42g/cm3钻井液安全钻至完钻井深1600m，未见任何溢流征兆；按井控规定的钻井液密度附加要求，用1.42g/cm3的密度已超过高限，说明钻井液液柱压力已超过地层压力。而溢149m够，使井内钻井液液柱压力低于地层压力。也不排解井眼预备工作不够，起钻前循环时间不够，没有测油气上窜速度，没有确定安全工作周期。间接缘由①钻具构造中没有安装近钻头回压阀，导致内防喷失控。②关井程序错误在没有抢接止回阀的状况下就关防喷器，导致钻具内喷势加大，致使抢接回压阀和方钻杆失效，内防喷失控。治理缘由起钻前不能认真循环，没有短起下确定安全工作周期，灌钻井液不好以及技术员关井程序错误说明施工队伍井控意识淡薄，执行井控规章制度不力，技术人员的井控技术水平低。5、事故教训认真落实井控治理的有关规定和制度起钻前必需保持井眼稳定，保证下一作业周期的安全；加强坐岗观看，起钻认真灌好钻井液并校对灌入量。加强井控培训和演练，提高人员技术素养娴熟根本关井动作，不能犯先关防喷器后抢接钻具回压阀〔方钻杆〕的低级错误。52－46井1、根本状况20239723:40，长城钻探工程公司井下作业公司钻修一分公司C122892152－46井执行解卡、23:50井口着火，24:00井架烧倒。9818:27压井成功，事故解除，历时1847分钟。事故造成一部XJ650修井机井架烧毁，无人员伤亡，没有造成环境污染。52－462278m2272m。1994年9月222023年5月29日使用传输射孔联炮补射1764.6～1759.9m7.7m/2层。射孔后，使用射孔管柱直接投产，日产气3.3×104m3。202372日停喷后关井。2023911日对该井进展排0MPa0MPa。开井后，用清水反循环洗井，洗井开头漏失，之后泵压缓慢上升，注入清水到达60m3时，泵压上升为20MPa，油管内仍未返出流体，随即放弃作业，关井。全井共射孔29层、累计121.3m，多层合采，各层之间无封隔。地质设计中供给了油层中部2150m0.420.9856.5MPa7MPa。2、事故发生经过949613:00先后从油管或套管进采油站泄压，油压从6.5MPa2.0MPa7MPa2.0MPa。9613:00改套管放压管线为压井管线，用清水反压井。9613:009712:0050m3200m301:00～3:00，2MPa。依据清水不能有效掌握地层压力的状况1.15g/cm3盐水压井。12:00～13:3025m30.25m3/min,2～5MPa。13:30～18:30由于道路堵塞，拉运盐水车辆被堵，现场停工等压井液。18:30～22:0025m31.2m3/min6～7MPa。22:00～22:30停泵关井观看,0,翻开下四通套管闸门观看无溢流。22:30～23:00卸完采油树，用一根Φ73mm钻杆连接旋塞、协作接头连接油管挂。管柱组合Φ73mm油管柱+250+变扣接头+旋塞+Φ73mm钻杆一根。23:00～23:40上提管柱遇卡，上下活动管柱，当上提管柱悬重达36吨时〔井下管柱悬重16吨，仍未解卡。此时油管挂离开四通面50cm020cm36吨50cm左右,仍没有解卡迹象。再次下放到悬重为020cm36吨时，油管挂离开四通面50cm10分钟，见无解卡迹象又下放管柱，在大约悬重还10吨左右时发生井喷。气水化合物喷到钻台上白茫茫一片，无法看清井口及钻台上状况。停载车，喷势很大，人员撤离。23:50井口着火。24:0023。图23 法52－46井井喷失控着火照片3、事故处理过程23:45依据预案向有关部门逐级汇报。5:50有关领导赶到现场。成立了现场抢险领导小组，下设抢险组、技术专家组、安全环保组、协调组、事故调查组、信息组、抢救组、交通保8个小组，依据“掌握井口、防止发生次生事故、防止发生环境污染事故、确保抢险人员人身安全”的指导思想，组织现场抢险。安排专人进展周遍有毒有害气体检测、设立安全隔离带、用三台消防车向井口连续喷水降温保护井口，组织救援装备、物资上井；安排专人身穿耐火服在消防水枪的掩护下，到钻台四周观看井口状况，依据井口状况确定抢险方案；天亮后进展现场设备的清理转移工作，然后组织实施压井。在消防水枪的掩护下，抢险人员穿戴耐火服装，靠近钻台观看井口状况，觉察井口油管挂已经坐封、两个四通中的三个闸门处于关闭状态，自然气从钻台上的钻杆水眼和井口下四通的一个闸门处喷出。依据此状况，现场抢险领导小组争论制定了初步抢险压井方案。第一步：组织抢关四通闸门。48其次步：上紧油管挂顶丝。第三步：实施压井。第四步：清理现场。6:00～8:00清理检查钻井泵、油罐、全部值班房及空压机等设备设施。8:00～16:15抢险装备和器材到井；现场抢险领导小组再次争论论证抢险方案，确定实施方案。16:15依据方案实施压井。16:15～16:25使用机械手成功关闭喷气的四通闸门，钻台下明火熄灭。16:25～18:0524。图24 法52－46井井口各闸门及抢险压井管线18:05～18:1110MPa。18:11～18:27检查确认压井条件具备后，承受清水反循环压井。排量0.4－1.5m3/min1.5～8.0MPa。18:27清水从钻杆水眼返出，管内明火熄灭，压井成功。1847分钟。49504、事故缘由分析(1)井喷着火的直接缘由0:30，且观看后没有再循环，没有把观看期间可能浸入井筒的油气循环出来，或者压回地层。②砂桥松动后，与下部低压油层串通，加剧了漏失21全区块的平均动液面，0.985。在上提管柱遇卡上下活动1.15g/cm30.42低压层连通，加剧了漏失程度。但此时未准时补充压井液，导致井喷。③没有按要求连接放喷管线，是造成着火事故的缘由下四通一侧闸门在翻开观看压井效果后，没有准时关闭该闸门，由于没有接防喷管线，致使井喷后自然气从翻开的闸门喷出，正对钻台底座下部横梁，气流冲击井口四周砂石撞击钻台底座产生火星引发着火。间接缘由①压井施工没有连续进展1.15g/cm325m3盐水5小时，才进展其次次压井施工，使第一次压井施工作业的成果失效，油气浸入了井内液柱。②基层员工井控应急处置力量弱在井喷事故刚刚发生时，现场人员没有准时实行坐回油管挂，关闭四通闸门，拧紧油管挂顶丝，关闭旋塞阀等应急措施掌握井口，而是各自马上撤离，失去了准时掌握井口的最正确时机。治理缘由①设计针对性不强，指导性差52－4620231120日完成的。20239月施工作业前没有依据当时该井的状况对设计进展修订和补充，设计的指导性不强。而且设计中对于该井原始地层压力和当前地层压力的语言描述含混，不能明确地区分出是那个地层的压力，经落实设计人员才知道是油层中部的压力。同时该井的工程设计、施工设计中，均是常规要求。在长停两年后产层压力的恢复状况进展推测和描述，对可能产生的井控风险没有提示，也未制定针对性措施。没有针对该井上部气层压力较高低部油层压力低的特点，提示可能造成的下漏上喷井控风险和应实行的针对性措施。②井控风险识别不到位该井是一口自然气井，初次投产日产3.3×104m3。在长停两年后，井内对本井的实际状况制定针对性的井控技术要求和措施，掌握井控风险。该井各层之间处于联通合采状态，上部为压力较高的气层，下部为枯竭的低压油层，简洁形成下漏上喷，引发井喷事故。但是油田钻采工程设计中心、井下作业公司均没有识别到这些风险，没有对该井的井控工作引起高度重视，没有制定针对性的井控技术措施。现场没有安装防喷器和放1小时10分钟里，没有考虑到气层或下部油层因压差可能消灭的井漏问题，没有在1小时10分钟里灌注压井盐水，没有准时觉察井漏征兆，造成了井喷事故的发生。③没执行井控治理的有关规定和油田公司的井控实施细则没有按要求连接放喷管线。违反了《集团公司井下作业井控规定《中要求的必需提前安装压井及节流管汇的要求，也违反了行业标准《常规修井作业规程》第三局部：油气井压井、替喷、诱喷”SY/T5587.3-2023中“压井要安装放喷硬质管线”的要求。压井后观看时间不够。该井拆卸井口安装防喷器的过程需要1小时30分钟，而现场作业人员在压井完毕，只静止观看30分钟，观看时间不符合1.5周再进展下一工序作业，而是在观看30分钟后直接拆卸井口，明显了违反井控技术规程的要求。钻台下没有照明设施。仅依靠循环罐和远控房上的探照灯照明，井口视线不清，给夜间观看带来不便，也给施工带来安全隐患。④甲方监管职责落实不到位本井是一口气井，在长停两年产层压力恢复的实际状况，虽然地质设计提示有做好防喷工作的提示。但是甲方相关部门在该井现场施工前以及井口放压、压井及提管柱过程中，均没有到现场对井控工作状况进展检查⑤安全监视履行职责不到位长城钻探工程公司井下作业公司设有监视站，负责井下作业施工的监视治理，该井住有一名监视。但该监视对施工中没有安装防喷器、没有连接放喷管线等多处不符合井控安全要求的做法均没有准时制止和提出整改要求，职责履行不到位。5、事故教训压井必需连续施工，不能中途停顿。压井后的观看时间必需足够，观看时间要大于进入下一个作业周期的时间，而且观看后要再循环，将观看期间浸入的流体循环出地面，假设因井漏等其他缘由不能建立循环时，应将浸入的流体挤入地层，并实行吊灌措施，防止井喷。作业前应进展风险评估，动管柱应在安装好防喷装置、放喷管线和压井管线的状况下进展，且要按井控规定试压。应加强特别状况下防喷演习在日常的井控应急演练中，根本都是演练常规工况下的“四·七”动作，根本没有演习拆换井口等特别工况下的井控应急处置，使得基层员工在拆换井口等工况中的应急处置力量差，遇险慌乱。〔6〕压力表量程过大，不利于正确录用压力值现场配备的泵压表和油压、套压表的量程均为40MPa，而现场在循环7MPa7MPa。压力表量程的25％～7516MPa的压力表。压力表量程过大，使得泵压、油压、套压的读取值均不准确，导致现场误推断而实行错误的井控技术措施，增加了事故发生的几率。4-16K井1、根本状况202311418:004－16K侧钻井在钻进至1647m起钻过程中，发生溢流。在关井观看期间觉察与钻井四通连接处的3#251524:00险情解除。没有造成人员伤亡和着火，没有造成较大环境污染。图25 庄4－16K井井口刺漏时的井口装置示意图53542、险情发生经过8:30～11:0010l/s12MPa。钻井液密度1.16g/cm343s1～2.550.50.3%、PH值8.5。11:00～12:00投多点，小排量泵送多点仪器，同时上下活动钻具。12:00～17:43ø73mm161根+ø78.6mm103柱向井筒内灌注一次钻井液。17:43起无磁钻杆至钻台面，坐入气动卡瓦，预备卸扣，取多点仪器。17:445cm177.8mm导流槽溢出，快速司钻汇报。司钻马上发出报警信号，现场人员马上实施关井程序。17:463MPa。此时，钻具有上顶趋势，依据关井程序接防喷单根下入井内已经不能实施。此时钻头位于钻台面以13.7m10mφ120.65mm单牙轮钻头×0.24m+1.25°马达×4.59m+止回阀×0.31m+φ95mm无磁钻铤×7.40m+定位接头×0.61m+φ89mm无磁钻杆×9.5m。17:48考虑到钻具上顶而无法正常下入、73mm半封闸板尺寸与井内φ95mm泄压措施，然后缓慢起钻头至全封闸板以上、环形防喷器胶芯以下，再马上关闭全封防喷器并手动锁紧，最终翻开环形防喷器。平板阀，观看节流管汇压力由5MPa↑7MPa，计量放压至循环罐内的钻井4.8m3。18:05做压井预备工作。18:103号闸门法兰与钻井四通连接处刺漏，气体与钻井液混合物7MPa↑15MPa。18:11J5J115MPa↓12MPa，刺漏部位气体与钻井液混合物有增大趋势。18:12翻开J9管线喷出大量气体和钻井液混合物，压井管汇处观看压力由12MPa↓10MPa，刺漏部位仍旧有钻井液和气体混合物刺出。18:25喷出物为混气钻井液，监测硫化氢气体浓度为零，压井管汇压力10MPa↓7MPa。刺漏部位混气钻井液由线状加大到约两指宽的扇面状，向斜上方刺出。3、险情处理过程19：00油田公司领导、生产运行处、井筒工程处、安全环保处、消防支队、保卫处等有关处室负责人到达现场，马上成立了现场应急抢险救援指挥部，依据了解的实际状况争论制定了四套抢险方案:第一套方案:向压井液内添加封堵材料的方法，对刺漏部位进展封堵后进展挤压井；其次套方案:如封堵不成功，则翻开压井管汇副放喷管线，关闭环形防喷器，翻开全封闸板再翻开环形防喷器的方法实现三个方向同时泄压，抢3号闸门后，关闭闸门进展挤压井；第三套方案:3号闸门后仍旧有刺漏，再加封堵材料进展封堵和挤压井；第四套方案:假设仍未封堵成功，利用吊车甩钻具、甩钻台、去除井口2FZ35－35防喷器组及四通，连接压井节流管汇实施压井作业。19:30观看主放喷管线喷出为气体。应急小组安排抵达现场的6辆消防6台水炮对井口进展喷淋防50m处的大路边缘向井场方向照明，确保夜间施工视线良好。20:00～23:15连续放喷，同时接抢险压井管线150m至井口北侧上风口的空旷处。井口水雾布满，无法靠近具体观测刺漏状况。组织10辆罐车拉1.20g/cm380m3700400型水泥车700型水泥车压井管线，预备压井。23:15～23:3020MPa，10分钟压力不降。实施第一套抢险方案:23:30～154:001.20g/cm380m35-9l/s，泵压3MPa。23:307MPa2MPa。连续向管线8cm×2cm×0.3cm的胶皮，封堵刺漏部位未成功。4:00～6:001.20g/cm360m37～9l/s,泵压3MPa，压井管汇压力2MPa，并向管线内添加长宽约8cm×2cm×0.3cm的胶8cm1cm20cm的破股麻绳打成的绳结等封堵材料，封堵刺漏部位未成功。刺漏部位刺势加大。实施其次套抢险方案:6:00～10:002MPa:抢险人+放喷x2.5mBX153钢圈；预备防爆工具〔铜制榔头、铜制扳手、铜制管钳、铜制锯弓等。抢险人员穿连体防250m外变压器单独接出一条电源线连接至现场远程掌握台，远程掌握台试运转正常。翻开副放喷管6台消防水炮分别向钻台上、下位置喷淋防爆。此时刺漏部位气流喷势减弱，3号闸门，检查觉察钻井四通与闸门法兰连接2cm2cm的沟槽。抢险救援小组打算实施其次套换装闸门方案。10:00～12:20第一次抢装:将放喷管一侧法兰与钻井四通对接，因气量大放喷管抢装两次无法扶正对接。12:20～14:50其次次抢装:在放喷管上横向焊接两根长1.5m的扶正短节，将放喷管一侧法兰与钻井四通对接，但无法平稳扶正实现对接而失败。14:50～17:00第三次抢装:1.5m的扶正短节，将闸门与钻井四通对接，同时扶正闸门和放喷管进展对接，仍未成功。17:00～19:00第四次抢装:1.5m的扶正短节，210m的棕绳对称捆绑，将闸门与钻井四23根扶正短节扶正闸门3号闸门，关环形防喷器，关全封，关副放喷管线。钻井四通与闸门连接处仍有刺漏，约一指宽的扇面状气流向斜上方刺出。实施第三套抢险方案:19:00～22:001.20g/cm360m33.5MPa，7l/s,向管线内添加同规格的胶皮、胶条、棕绳团和ø44mm、ø22mm、ø30mm胶球假设干、ø30mm×80mm木塞等封堵材料封堵刺漏部位成功。22:00～24:001.20g/cm345m3实施挤压井作业，排量5l/s，挤入卤水19m3，泵压由7MPa0MPa，此时卤水布满井筒。再挤卤26m30MPa4MPa4MPa。00:00～4:004MPa0MPa。4:00～6:00开井观看，无溢流。6:00～7:10350型采油树四通及防喷器。7:10～8:10ø73mm笔尖+73mm1255m。40m33MPa，排9l/s，无溢流。9:30～10:30坐油管挂，拆防喷器，装KQ－65/35型采油树。4、险情缘由分析直接缘由①起钻未灌够钻井液1647m起钻时，由于止回阀泄流不畅及多点仪器在钻具内节流的缘由，致使起前33根钻杆的过程中喷钻井液严峻〔每柱约40公升，此3柱开泵灌一次钻井液的要求灌注钻井液。正常状况起出331.38m3，而实际灌入钻井液0.6m3，导致井筒环空液柱下降，折算环93m1.0MPa1637m计算，降低1.13～1.19g/cm3。②未严格执行设计设计中要求对防喷器、节流压井管汇按额定压力试压35MPa。而现场7MPa，3号闸门与钻井四通连接处就刺漏造成井喷险情。间接缘由①没有短起下钻测油气上窜速度油气层翻开后，起钻前没有按设计要求进展短程起下钻，测后效和油气上窜速度，不能为安全起下钻的时间供给依据。②钻井液灌注计量不准确，未能准时觉察溢流起钻钻具内钻井液泄流不畅，不能顺当泄入井内，灌注计量不准确，0.78m3，导致井内失稳发生溢流而坐岗人员没有准时觉察。治理缘由①井控意识淡薄，对井控风险生疏缺乏对设计提示的气层没有赐予足够的重视，对钻开气层后起钻的关键工序没有落实，设计要求的起钻前测后效、加强坐岗、准时灌满钻井液等井控措施没落到实处。②井控装置现场试压不到位井控装置未按标准安装、试压不到位，埋下刺漏隐患。③开工验收制度和翻开油气层检查验收制度落实不到位。5、险情教训应配备专用计量罐，为准确计量供给必要条件。井控装置在现场安装好后，要对井控装置的每一个部件单独进展～2.1MPa低压密封试验和额定工作压力试验，试压要有压力曲线。001－8井1、根本状况202312801:0570585队承钻的龙岗001－8井钻进至井深6532.43m，在接单根过程中发生溢流简单；川庆钻探公司和西南油气田公司领导准时带着相关业务部门人员第一时间到达现场，快速组织开展了压井处理工作，井下溢流得到了有效掌握。年部署在龙岗试采区块的一口开发井，该井设计井深6575906235〔飞三～一段6236555〔长兴组1.01.05〔1井和龙岗2井的主要产层实测压力数据。井号层位油气层中部深度地层压力压力系数井号层位油气层中部深度地层压力压力系数测压时间mMPa1长兴组622162.2491.022023.101飞仙关组609061.9121.042023.102飞仙关组5987.1(斜深)61.3931.047MDT测压该井于2023619日开钻，2023128日钻达井深6532.43m，套管×593.88m，φ244.5mm套管×3568.0m，φ177.8mm尾管×3375.0－秒、泥饼0.5mm、含沙0.2％、失水3.2、PH11。龙岗001－8井四周的人口众多，人居分布在井场四周的平台和陡坡处。27户、1212、险情发生过程及初期处理状况溢流发生经过2023年1月28日01:05钻进至井深6532.43不到立压，套压5.5MP，累计溢流量3.3。关井至01:28关井、连续置换井浆关井后消灭井口高压力，川东钻探公司马上组织溢流应急抢险，乐观组织压井施工，严防发生井喷。15～20m；开节流阀经放喷管线卸压，开泵注入密度1.40g/cm3的钻井液5.0m3等措施，套压波动较大，泄压后很快恢复上升。3、险情处理过程第一次压井15:191.60g/cm3、粘度40s的钻井，套压，排量13l/s19.0MPa，压井未成功。屡次注钻井液置换，开井泄压等。23:25开泵正注密度1.60g/c3的复合堵漏液61.04.11l/14.22.7MP15.21.0MP。返出钻井液含有明显HS味。2292:10开泵注入密度1.50g/cm340s的钻井液51.8m3，觉察悬重由1600kN↘327kN，钻具断，停顿压井。5:00取气样化验HS12.28g/m3〔通过大量钻井液过滤吸附2后剩余的硫化氢含量。4.4↗7.2↗14.3MPa，套压15.5↘11.0↗25.3↘18.8MPa，出口密度1.67～1.71g/cm3，其中21:50出口失返，漏失钻井液2.2m3。～22:17正注密度70s的钻井液16.8m3。现场处理施工领导小组当机打算实施挤注水泥封堵的方案，并快速组织实施。其次次压井6.5↗15.3MPa。03:25泵反挤密度1.80g/c3钻井液1015.18.7MP03:294m318.7↘15.6MPa。～04:113台压裂车平均排量24.3l/s反注夹江G级加砂水泥浆、一般水泥浆52.87370吨1.90g/c15.21.17.21.3MP。反注密度，粘度的钻井液，套压从21.1↘19.6↗20.0MPa20MPa。井憋压候凝。共起出钻杆176根+8.5m。鱼4、险情缘由分析001－8井地质设计依据邻井龙岗1井和龙岗2井长兴组1.70以上。明显，设计密度无法平衡地层压力。5、险情教训加强非均质非泥页岩地层的压力推测和监测攻关鉴于龙岗区块目的层系的简单性、多变性和风险性，应当